即使以行政特權的方式獲得裝機份額，燃氣發電生存狀況也會堪憂。而這在長期，無疑意味著一個扭曲的電源結構，一個更大成本的電力系統，也會使得長期清潔低碳的轉型愈加困難。
因為長期依賴煤炭發電的緣故，電力規劃的方法基本是圍繞煤炭展開的，其他的電源發展在多數規劃中是外生給定的，不存在內生的選擇。
2015年4月，美國月度發電量統計顯示，燃氣電廠發電量首次超過了燃煤。這是美國歷史上的第一次，其出現的原因在于低廉的天然氣價格（部分地區低過煤炭）與燃煤發電日益提高的成本。
在我國，天然氣比煤貴，而且天然氣發電成本至少是煤炭兩倍的認知仍是主流。現實情況是：如果以等價熱值算，天然氣的確可能比煤炭貴幾倍；但氣電成本是火電的兩倍則完全是誤導性的。天然氣發電度電成本比煤貴還是便宜，這完全取決于機組工作在何種位置，是峰荷、腰荷還是基荷，利用小時數有多少。基于基荷甚至不同發電小時數的比較缺乏任何含義。
過去，電力行業的規劃模式、定價模式與調度模式共同導致了天然氣電廠在我國生存艱難，而這往往意味著結構的扭曲與系統總成本的增加，以及長期的環境不可持續。燃氣發電行業的停滯不前，使得上游燃機制造業也未實現完全突破，國產化仍舊是個目標。
基于一個最優系統的標準，天然氣發電的份額是嚴重偏低的，即使不考慮它的環境特性，以及靈活爬坡性能等。
影響系統優化
一個電力系統的基本概念是電力需求隨時波動的。峰谷差可能超過50%，而未來可能還要大。如果可再生能源占據系統顯著份額，比如超過20%，由于可再生能源的波動性出力，可能系統就沒有基荷了。這也就意味著，所有的機組的利用小時數都要打很大折扣。
典型的，最高峰的時刻（比如夏季中午傍晚空調用電高峰，冬季傍晚高峰）每年也就幾百個小時，這部分需求電量極其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定資產投資要在有限的時間內攤銷，那么這部分投資顯然要越小越好，而燃料消耗由于總量小而變得次要，甚至無關緊要。
氣電的單位千瓦投資成本比煤電更低（大約20%-30%）。這種情況下，天然氣機組，特別是單循環機組（能源效率變得無關緊要），是相比煤電機組成本更低、經濟效率更好的選擇，盡管天然氣的單位能量成本還是比煤高很多。
因為長期依賴煤炭發電的緣故，電力規劃的方法基本是圍繞煤炭展開的，其他的電源發展在多數規劃中是外生給定的，不存在內生的選擇。在相當部分規劃中，最大負荷點的容量平衡（比如夏季典型日、冬季典型日）與全年的電量平衡是基本的規劃套路。這種“點”時刻的分析中，往往有限的內生變量就是煤電的容量（滿足剩余負荷）與利用小時數（滿足剩余電量），無法得到關于天然氣發電的任何含義。相應的規劃迫切需要方法論方面的討論與改進。
這一問題突出地體現在非煤能源占據主導地位的地方，比如水電豐富的云南、四川，以及具有本地特點的遼寧、甘肅等地。西南地區的水電一旦建成，其運行成本很低，有足夠的競爭力在能源與電力結構中占據主導的地位，這也是整個系統成本最小化的要求。這種情況下，其他電源形式，無疑將擁有有限的發電小時數，主要應用于枯水期以及備用。這種情況下，本地還存在超過千萬的煤電機組，而天然氣機組少到可以忽略的地步。這種結構是如何形成的，為什么要用煤電來滿足腰荷甚至是峰荷，需要有個歷史性的原因回顧。
基于目前全國各省區的負荷曲線形狀，天然氣機組的份額（主要是單循環機組）總體上要占到最大負荷的接近10%，整個系統才是成本最低的。再考慮相應的備用水平，天然氣裝機至少1.5億才是目前負荷特性與發電技術經濟特點下的最優水平。但是，實際有效的裝機水平還遠低于這一水平。
天然氣發電價值的體現
政府公共政策的目的在于，如何通過設計機制或者政策建立市場激勵，引導投資，以實現上述電力系統成本最小化的目標。
在一個起作用的電力市場中，這一點是基本得到保證的。對于新建設項目的決策，為了實現在負荷高峰階段獲得高電價的能力，建設靈活的天然氣機組是個選擇。同時，這種負荷高峰出現的機會并不多，因此此類機組需要在有限的時間內回收固定成本，因此必須是輕資產的，天然氣電廠符合這一特點。
但是，目前我國還缺乏電力市場，特別是價格實時波動的短期現貨市場。“定位式”的規劃模式，以及基于基荷思維的行政定價（原則上假定小時數，然后平攤固定成本倒推價格），使得這一系統成本最小化的理性選擇無法實現。
燃氣電廠對于系統價值的體現，在缺乏電力市場的基本條件下，定位為調峰的電站采用容量電價補償投資，用電量電價補償不多的開機機會是個有效的臨時性安排。這也在部分地區得到了檢驗。但是，這些價格如何確定，如何隨著時間而變化，仍舊需要細致的政策設計。
盡管某些地區或者時刻稍有不同，但總體而言，我國電力機組調峰義務普遍很大（比如70%以上都是義務調峰），仍基本維持平均小時數調度的原則，并且存在大量煤電機組開工不足（利用率平均只有50%左右），這在一定程度上增加了調度的自由量裁權，與可以使用的調峰資源。
電力平衡的保證，在大部分地區與大部分情況下，不是通過一般意義上的“平衡市場（輔助服務市場）”，由專門機組（這些機組可能更適合，成本更低）去完成的，而是把這種義務分攤到所有運行機組（包括占2/3的60萬千瓦以上的大機組），讓其平均承擔。
這種系統平衡責任與成本的社會化方式，對于整體系統效率是一種浪費（煤電固定資本大，調峰不夠靈活，損耗大、成本高）。但是如果沒有調度原則與市場份額確定模式的改變，調整的動力也并不存在。
專門的調峰機組在目前的定價體系下，沒有動力去建設專門的新的調峰機組，去實現系統成本最小化，以自身的有限小時數換取其他機組更大的收益。這種系統的收益是全部機組的（最終是消費者的），而成本卻由天然氣機組來承擔。這方面存在著明顯的激勵不足，屬于政策與機制缺失的問題。
當然，這一分析是建立在需求增長情況下的，新建調峰機組（所謂Green Field）應選擇天然氣，而不是煤電的問題。但是，我國目前存在巨大的歷史負擔問題，那就是業已形成的超過一個億的燃煤發電冗余容量。這部分巨大的“沉沒”資產是改變這一調峰范式的極大障礙。沒有燃煤機組的“有效消化”與去產能（負荷進一步增長，或者提前關停），很難有可行的效率改進方案與新的調峰機組建設的空間。這需要結合電力體制改革與市場份額競爭機制的建設，進行頂層設計，打破這種“死鎖”狀態。
如何在財務上變得更加可行
作為電廠 ，從行業與企業的視角，必須把目前的政策與市場環境視為給定的。那么，目前的環境下，由于缺乏隨時間波動的電力價值的體現，缺乏競爭性的市場份額內生機制，缺乏電力能量市場與輔助市場，天然氣發電廠在財務上要可行就成為很困難的事情。爭取優惠的電價水平，以及爭取更多的發電小時數或者容量電價，是最后的辦法。
此外，雖然宏觀整體上氣源的可得、穩定性與否不構成不發展天然氣發電的理由（峰荷位置的天然氣消耗很小，且天然氣不足是個有必要性解決的問題，而不應該成為長期發展的障礙），但是對于具體電廠而言，卻可能是個隱患。因為與電力市場類似，我國的天然氣市場目前也是個管制的市場，特別是管道氣。根據用氣目的確定價格嚴重損害了統一市場的發展，可能在操作層面造成電廠的天然氣保障出現問題，從而影響電廠的經濟收益。這方面可參見作者之前文章的分析。基于系統成本最小化的目標，我國的電力系統無疑存在著煤電過多，而天然氣發電過少的問題。天然氣的“補課式”發展——盡快實現超過1.5億千瓦是應有之義。這需要成為“十三五”規劃的目標，置于整體的電力與能源目標之下。
此外，動態平衡與競爭性原則應是“十三五”規劃的要義，而“定位”與各種形式的“自由量裁”（定需求水平、定小時數、定補貼水平）與此格格不入。如果沒有規劃范式的改變，天然氣的作用與意義將大打折扣，仍舊處于死鎖狀態。即使以行政特權的方式獲得裝機份額，燃氣發電生存狀況也會堪憂。而這在長期，無疑意味著一個扭曲的電源結構，一個更大成本的電力系統，也會使得長期清潔低碳的轉型愈加困難。
電力行業的體制改革，特別是改革價格形成機制、改變調度與交易的關系、改變規劃范式，仍舊是天然氣“補課式”發展的必要前提。 來源：新浪財經
