我国天然气发电装机容量不断增加，发电用气规模不断扩大。截至2018年底，我国天然气发电装机容量达到8330万千瓦，比2017年增加701万千瓦、同比增速为9.2%，在全国总装机容量中的占比约为4.38%。全国50MW以上天然气发电项目数量约405个（天然气发电297个，天然气分布式能源108个），主要集中在华南、华东、华北地区，其中华南121个、华东120、华北94个，华中、西南、西北、东北分别有29个、18个、18个和5个。2018年，我国实现天然气发电量2236亿千瓦时，同比增长40%，在总发电量中占比约3.28%；发电用气同比增长23.4%，增幅高于城市燃气、一般工业燃料和化工用气，占天然气消费总量的比例达到22%。

天然气发电行业发展潜力较大。天然气燃烧效率远高于煤炭，以燃气替代燃煤发电具有广阔发展前景。近年来，全球碳排放增长，温室效应加剧，引起各国关注。在现有技术条件下，燃煤产生10000大卡热值排放的二氧化碳量在3.80-3.88kg之间，而同样产生10000大卡燃烧热值，天然气二氧化碳排放量只有2.07-2.20kg，仅有燃煤的54%左右，在发电领域推行“煤改气”成为各国减少二氧化碳排放的重要方式之一。按照国际能源署（IEA）的报告，2018年，全球天然气发电量占总发电量的达到23%，其中美国天然气发电量占比约为35%。2016年9月3日，我国加入《巴黎气候变化协定》，进一步承担起二氧化碳减排国际责任；同年10月27日，国家发布《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，要求“到2020年，单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%，碳排放总量得到有效控制”。从国际对比情况看，我国天然气发电量占比仍明显偏低。根据国家产业政策及规划，未来我国天然气发电主要有三个发展方向：一是加快建设天然气调峰电站，二是大力发展天然气分布式能源项目，三是发展天然气热电联产。《天然气发展“十三五”规划》明确，到2020年，全国天然气发电装机规模将达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%，与2018年相比，装机容量增加2670万千瓦、占比提高0.62个百分点。

当前，天然气发电行业面临两大问题亟待解决：首先成本疏导问题。天然气发电成本主要由三部分构成，即燃料成本、总投资的折旧成本以及运行和维护成本，其中燃料成本占总成本比重超过60%。天然气热值按照8500千卡计算，理论上可以发电9.87kwh。目前国内大型天然气发电厂的发电效率一般为35%-55%，而天然气分布式能源通过冷、热、电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率可达70%以上。天然气锅炉燃烧效率为95%左右，按照50%的发电效率计算，每立方米天然气实际发电量为4.69kwh。根据国家发改委2019年3月29日发布的最新天然气价格政策，全国29个省（直辖市、自治区）天然气门站基准价平均为1.68元/立方米，加上省内短途运输或配气费，电厂供气平均价格超过2.0元/立方米，按此测算，天然气发电成本约为0.71元/每千瓦时。根据国家能源局《关于2017年度全国电力价格情况监管通报》披露的数据，2017年，全国燃气上网平均电价为0.65元/千瓦时，低于成本10%左右。正常成本难以得到合理补偿，削弱了我国现阶段天然气发电行业的竞争力。

其次是供气、发电运行方式之间的问题。燃气机组具有运行灵活、启停迅速的技术优势，在经济合理的前提下，对电网的调峰和安全稳定运行是十分有利的。燃气电站按调峰方式运行，要求供气能够适应电站日发电调峰及季节性变化的需要，具备较强的灵活性。目前多数供气合同约定年合同气量，并按照均衡供应，对超过日合同量的气量不作保证，致使电厂仅具备有限的日调峰能力，难以满足电网的月和季调峰需求。

对于这些问题，国家、地方政府及行业应高度关注，并采取有效措施逐步化解。只有这样，我国天然气发电行业才能迎来较大发展。