石油圈美国电力协会的一项最新报告显示，在近期及不远的将来，天然气发电将保持美国第一大电源的位置，紧随其后的是风电。
该协会的第十个年度报告按照燃料类型、位置和所有者统计了美国目前和将来的发电容量情况后指出，天然气发电与风电是美国最主要的新增电源类型，新增装机的近半数都是天然气发电，这已成趋势。且未来几年这种趋势还将继续。
该报告指出，虽然近期新增装机规模很大，但仅比退役的装机规模略多。美国目前有11.7亿千瓦的发电装机，最大的电源类型是天然气发电，占总装机容量的43％。煤电是第二大电源类型，占总装机容量的26％。核电、水电、风电合计占总装机容量的24％，太阳能发电只占1％多一点。
而美国南部作为传统上的燃煤发电重镇，其煤电数量也在大幅减少，甚至整个北美的能源公司都被迫大幅减少它们的用煤量，主要原因包括：政府规定更加严格，能被允许排入空气的碳变得更少了。而且市场对清洁能源的需求也在增长。
杜克能源公司近年即关闭了一半的燃煤能源中心，并换成了天然气发电站，因为他们发现用天然气发电比用煤炭发电的成本低。
美国能源信息局（EIA）也预测，天然气在2016年将成为美国最主要的发电燃料。而美国的能源改革始终是大洋彼岸中国关注和借鉴的目标。后者也在逐步提升天然气在一次能源中的地位。
日前，国家能源局油气司下发了《关于加快推进天然气利用的意见》（征求意见稿），意见稿提出要将天然气培育成为中国现代能源体系中的主体能源，给了天然气以官方层面的新定位。并提出，完善以气代煤的财税支持政策。通过鼓励风气互补、光气互补实现天然气与可再生能源的融合发展。
因此，作为以气代煤的主要方面以及为可再生能源发电的调峰必备，天然气发电的地位也大幅提升。
然而，中国可借鉴美国经验，却无法照搬美国模式。美国依靠政策和技术进步大幅降低了燃气发电成本，而中国由于技术与体制原因无法做到。此外，中国多煤少气的资源禀赋也决定了中国大规模煤改气面临不确定性。
因此，要大力发展天然气发电，中国除政策支持外，必须放开对电价和气价的政府管制，实现燃气发电关键技术突破，并打破天然气进口限制。
中国燃气发电地位提升
近日，国家发改委能源局发布的《电力“十三五”规划》中指出，“十三五”期间，天然气发电将新增投产5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上。
规划中，天然气发电与光伏、风电的规划目标均附加“以上”二字，这意味着天然气发电属于鼓励发展产业，相较而言，煤电则属于限制发展的产业，“十三五”规划目标为11亿千瓦以内。
5000万千瓦新增天然气发电装机构成中，1500万千瓦是天然气分布式能源，500万千瓦为天然气调峰电站，剩余约3000万千瓦是集中式天然气发电厂。
由此可见，尽管“十三五”将天然气发电仍定调为“有序发展”，但实际上，天然气发电在能源战略中的地位已有显著提高。
国家能源局油气司下发 的《关于加快推进天然气利用的意见》（征求意见稿），提出要将天然气培育成为中国现代能源体系中的主体能源，给了天然气以官方层面的新定位。
早在2013年，国务院发布《大气污染防治行动计划》，就提出了相应的能源发展目标。其中对天然气应用的要求是：新增天然气应优先保障居民生活或用于替代燃煤；鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，限制发展天然气化工项目；有序发展天然气调峰电站，原则上不再新建天然气发电项目。
从“原则上不再新建天然气发电项目”到“十三五”约3000万千瓦的集中式天然气发电装机，天然气发电已经悄悄放开。
转变始于2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，提出到2020年，天然气消费量达到3600亿立方米，在一次能源消费中的比重提高到10％以上。据最新的《BP世界能源统计年鉴》，2015年中国天然气在一次能源消费中占比仅为5.9％，世界平均水平为23.8％。
据《能源发展战略行动计划》，天然气发电是与气化城市民生工程、天然气交通运输相并列的三大应用领域。
《能源发展战略行动计划》提出，要在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。
国家电力规划中心常务副主任吴云向《财经》记者指出，中国发展天然气发电基于两个逻辑：一是能源转型的需求。中国能源处在“油气替代煤炭”、“非化石能源替代化石能源”的双重更替期，前一个“替代”也很重要；二是大气污染防治的需求。中国光电、光伏快速增长，出现大量弃风、弃光现象，需要天然气发电作为调峰电源。
2015年4月，美国电力供应出现历史性转折，该月天然气发电量首次超过燃煤发电量。美国能源信息署预测，2016年天然气发电比例将达到33％，超过煤电比例(预计32％)。
支持美国气电大发展的因素首推环境政策。环境政策不仅使天然气发电得到了迅速发展，也在一定程度上抑制了煤电。
1955年，美国制定了第一部环保方面的联邦法规《空气污染控制法》，此后又出台多项法案和修正案。从而为天然气的大规模利用打开了政策通道。
美国的一系列环保政策直接或间接增加了燃煤电厂的各方面成本。另一方面，技术进步使发电成本大幅降低。
发电成本通常由三部分构成：固定投资成本（即电厂建造成本）、运行维护成本和燃料成本。美国的技术进步使投资和运维成本被大大降低，故尽管燃料成本较高，但天然气发电的综合成本仍然低于燃煤发电。
技术进步主要发生在轮机抗高温材料和进气冷却技术方面，这些技术进步使燃气机组的发电效率不断提高，单位产能的建造成本随之下降。根据EIA的2012年数据，美国燃煤机组的成本是燃气机组的3.2倍。
气电成本可通过电价得到疏导，使得天然气发电企业留有边际利润，为气电发展创造了良好的环境。
2000年至2005年的美国燃气电厂兴建热潮中，美国亨利中心天然气平均价格为5.31美元/百万英热单位，同期美国电厂用煤平均价格仅为1.31美元/百万英热单位，包括英国NBP、德国平均进口价格和日本LNG进口价格在内的天然气平均价格为4.28美元/百万英热单位，这表明天然气价格高企并未使燃气电厂丧失经济性。
2009年以来，随着廉价页岩气的开发，美国天然气发电与煤电的经济性对比发生了逆转，新增电力装机越来越多倾向燃气发电。
以美国巴内特(Barnett )页岩的开发为标志，美国页岩气开发带来了廉价、丰富的天然气。
美国能源信息署数据显示，美国页岩气年产量由2000年的236.61亿立方米，快速增长到2012年的2893.10亿立方米，2015年1月－11月，页岩气产量累计为3962.74亿立方米，占美国天然气总产量逾50％。
随着页岩气的大量产出，美国天然气的价格一路走低。2008年美国天然气的价格还在12美元/百万英热单位。据亨利中心数据，2016年上半年天然气均价约为2.07美元/百万英热单位（0.51元每立方米）。
受益气价走低，燃气发电竞争力大大增强。美国能源信息署最新估算，在各类电源中，作为基荷运行的天然气联合循环电厂商业成本(不计气候变化、环境、健康等负面外部性因素)最低，仅为5.3美分/千瓦时，低于水电(6.5美分/千瓦时)、煤电(8.0美分/千瓦时)、核电(10.4美分/千瓦时)，也低于陆上风电(7.0美分/千瓦时)、光伏(10.3美分/千瓦时)。
中国在环境政策上正在追随美国步伐。2013年，同样面临严峻空气污染问题困扰的中国也修改了此前对天然气利用的限制政策，转为鼓励使用的态度。
但由于中国在燃机制造上短板，未能享受到技术进步带来的成本降低。据中石油经济技术研究院的数据，中国燃气机组造价仅仅比燃煤机组低12％。原因在于全球重型燃机市场几乎被欧美三大燃气轮机主机制造商（通用电气、西门子、三菱重工）垄断，中国通过各种方法始终未获得核心技术突破，关键部件仍需进口且价格较高，导致燃机设备购置和养护成本一直居高不下。
另一方面，中国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋观念占据主流地位，使得天然气发电的地位一直不够清晰，自身也经常出现政策反复。
2004年之后环境开始恶劣，政策基调变成了大幅扩大天然气的利用。扩大三年之后，主管机构发现中国燃煤为主的能源体系全部向燃气转变的话，整体匹配的成本过大，因此从2007年又开始转而限制天然气的利用。
到2012年，虽然又开始强调适当扩大天然气利用，但整体基调仍然是限制的。而随着雾霾在2013年变得异常严峻，就又将2012年的政策作废。2014年时油价和煤价双双下降，气价却因政府管制而显得过高，因此不被市场接受。而今年能源局油气司又刚刚发文把天然气定位为主体能源，政策基调无疑又要大幅扩大天然气的利用。
中国石油大学教授刘毅军指出，中国政策变来变去，但直到今天也绝不敢提出要把煤电全换成气电，这是由中国的资源禀赋决定的。
据分析，过去制约天然气发电有三大因素，一是调峰需求并没有如今这样强烈；二是天然气供应不足，需要优先保障民用；三是天然气价格不合理。
但随着弃风、弃光日益严重，发展天然气发电作为调峰电源成为业内共识。另一方面，天然气供需逆转，呈现供应过剩的风险。
以2004年底西气东输一线工程全线商业运营为标志，中国天然气产业进入快速发展阶段。十年来，中国天然气供需一直处于紧平衡状态，中国政府工作重心一直放在设法增加天然气供应，保障供气安全。
这十年时间里，每到冬季用气高峰期，天然气供应都需要优先保证民用，工业用气都会受到压减。
这样的局面已经发生逆转。“十二五”后期，天然气消费在前几年两位数的增长后，增速大幅下滑。天然气已经呈现供应过剩的风险。
2000年－2013年，我国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米，年均增速高达16.0％；2014年天然气消费增速急剧下跌至8.7％，2015年更跌至5.7％。
天然气需求增速放缓与宏观经济疲软、用气行业不景气、用气成本上升多方因素相关；但在另一面，天然气供应能力却仍然在加速增长。
2014年4月，国务院办公厅转发的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》， 提出了“2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米”的目标。
2015年中国天然气消费量1932亿立方米。以此为基础，未来五年每年天然气新增消费量要达到约400亿立方米，才能实现供需平衡。历史峰值发生在2011年，新增天然气消费量也未超过230亿立方米。
天然气发展十年，已经形成了进口管道气、进口液化天然气、国产气“三足鼎立”的多元供应体系。
业内普遍认为，天然气供应端和需求端都存在不确定性，但相较快速增长的天然气供应能力，未来天然气供应过剩的风险较大。
限制天然气发电的气源桎梏将得以缓解，而随着天然气供需格局的逆转，天然气价格也进入下行通道。
业内公认，中国天然气价格结构不合理，存在交叉补贴的情况，中国居民用气便宜，工业用气贵，国外则恰恰相反，如果能理顺天然气价格结构，天然气发电的原料成本还可以下降。
近年来，天然气价格改革持续推进，方向指向天然气价格全面市场化，非居民用天然气与居民用天然气实现并轨，政府仅管制管道部分。
今年11月，发改委发布通知，在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，改原先由政府发布指导价的惯例，改由供需双方协商确定，为下一步全国天然气价格改革探索经验。
业内普遍认为，随着天然气市场化改革推进，有利于消除非居民天然气承担的不合理负担，价格有望进一步降低。
另一方面，随着电力体制改革及电力市场的建立，天然气因其灵活的调峰能力，有望获得额外的电价补偿，进一步提升经济性。
现行的电价体系下，天然气在用电高峰时的发电价值并未充分体现。
2015年，发改委在《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》中提出，新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。
这一定价模式，仍然沿袭了成本加成利润的定价思路，由于电力现货交易市场和辅助服务市场尚未建立，天然气调峰发电的市场价值并未充分体现。
中国电力市场建设正在进程之中。2015年12月，国家发改委发布《关于推进电力市场建设的实施意见》，提出要“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。
吴云透露，国家能源局刚刚委托国家电力规划中心研究制定电力的中长期规划，天然气发电未来具体在电力装机中占比如何还未确定,但“比例肯定会明显提升”。
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