：目前，美国、欧洲以及很多中美洲国家将天然气作为发电的主要能源。在中国，天然气大多数都用在民用。随着天然气储量和供给量的迅速增加，全力发展天然气发电，应该成为中国调整电源结构的重要方法之一。中国天然气发电正处在起步阶段，总装机占比不足4%，远远落后于发达国家中等水准。除了资源禀赋、技术等因素之外，政策扶持是发达国家天然气发电进展较快的重要原因，值得中国学习和借鉴。

  生产和消费逐年增加。2011年中国天然气产量首次突破千亿立方米。鄂尔多斯、塔里木、四川盆地仍是中国天然气主产区。2014年中国天然气产量1345亿立方米，与2013年相比增长7.7%。煤层气37亿立方米，页岩气13亿立方米，煤制气8亿立方米。2014年中国天然气表观消费量1855亿立方米，增长8.6%，占能源消费总量的6%左右。

  2014年之前，国内天然气气荒现象较严重。2014年以来，受宏观经济影响、天然气价格提升、以及替代能源市场波动(国外石油、国内煤炭)的影响天然气市场需求放缓。国内常规天然气产量稳步提高、非常规气开发的突破、进口资源逐步增加，天然气供需结构逐渐好转。2015年开始已然浮现供应宽松的格局。但这一趋势是否能持续下去有待观察。

  进口依存度提高。2008年以来，中国天然气对外依存度从3%增至32.4%，净进口持续不断的增加，对外依存度慢慢的变大。2014年中国进口气总量595亿立方米，出口24亿立方米，对外依存度32.4%。其中，自2006年广东大鹏LNG接收站投产后中国开始进口LNG。2014年进口LNG共1893万吨，折合265亿立方米;2009年底中亚管道投产后中国开始进口管道气，2014年进口管道气330亿立方米，包括中亚、中缅及广汇进口气。截止目前，中国进口天然气主体主要是国有三大石油公司和广汇、新奥等民营企业。

  基础设施逐步完善。截止2014年底，中国天然气管道长度8.3万公里，长输管道超过5万公里。“十二五”期间，西气东输二线、西三线西段、陕京三线、中贵线、中缅线、秦沈线等国家基干管道相继建成投产。目前，中国天然气管道已覆盖除西藏以外的全国30个省份。

  2014中国已投产和试运行的LNG接收站接收站共11座，分别为中海油深圳大鹏LNG、福建莆田LNG、上海LNG、宁波LNG、天津浮式LNG、珠海LNG、海南LNG;中国石油江苏LNG、大连LNG和唐山LNG;中石化的青岛LNG。已投产的LNG接收站总能力达到3740万吨/年。

  近两年地下储气库建设也取得重大进展，华北苏桥、大港板南、辽河双6、新疆呼图壁、重庆相国寺等地下储气库相继建成投产，地下储气库设计工作气量总计达147亿立方米。截止2014年底，地下储气库有效工作气量42亿立方米，调峰28亿立方米，占中国天然气总消费量2%左右。

  天然气利用范围逐步扩大。当前中国天然气利用行业最重要的包含城市燃气、交通运输、工业燃料和天然气发电。未来看，我国城市燃气行业继续扩张，城市天然气消费量迅速增加。天然气汽车快速地发展，多个地区在公共交通领域推行“油改气”。经济回暖和有关政策促进工业用气行业产量回升，用气量增加。部分燃气发电项目进度放缓，天然气分布式发电项目有望进入加快速度进行发展期。天然气开发利用由传统的居民燃气、天然气化工、工业燃料和天然气发电逐步发展到交通燃料用气。

  2000年以来，中国燃气发电行业有了一定发展。截止2015年底，燃气发电装机容量6637万kW，但仅占全国发电装机容量的4.4%。从全球范围看，1970至2014年，全世界天然气发电量的年均增长率在5%以上。天然气发电在总发电量中所占份额从1971年的10.3%增加到了目前23%左右。从发达国家的情况去看，目前天然气已成为美国最重要的电力供应来源之一。自美国引导页岩气革命以来，其天然气发电量不断上涨，2000-2014年美国天然气发电量增长了99%。此外，日本70%的天然气用于发电，占其国内发电总量的28%;欧洲天然气发电比例也超过20%。与世界欧美等主要国家相比，中国天然气发电还处在起步阶段，总装机远远落后于发达国家中等水准，理论上具有较大的发展空间。

  目前，中国燃气发电厂主要分布在长三角、东南沿海等经济发达省市，京津地区及中南地区也有部分燃气电厂。此外，西部地区的油气田周边有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达到1750万kW，占全国燃气装机容量比例的34%;苏浙沪三省市燃气电厂占比约32%;京津地区占比约23%。近年来，随着各地环保压力不断加大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有燃气电厂投产，燃气电厂分布更加广泛。

  近年来，在碳减排约束下，天然气等较为清洁的化石能源和产业体系成熟的核电等新能源，发展前途越来越得到重视。过去传统观点认为，天然气虽然具有高效、清洁的作用，但是受制于长距离运输和产量限制，不能发挥更多作用。但是，非常规油气技术的突破以及LNG产业链的逐步成熟，天然气发展前途日益得到认可。

  中国天然气(包括煤层气、页岩气和天然气水合物等非常规天然气)潜在资源很丰富。按照供给能力估计，2030年可达到国内生产3000亿立方米的规模，加上进口可到4000-5000亿立方米，可以占到一次能源比重的10%以上。所以说，中国选择天然气作为能源结构向可再次生产的能源调整过程中的过渡能源，是现实和理性的选择。

  目前中国天然气行业虽然有大的发展，但是市场并不成熟，主要体现在：一是应用规模小;二是市场行情报价高;三是供给不稳定，“气荒”、“荒气”现象持续发生。尽快培育成熟的天然气市场是推动能源转型的重要举措。当下，中国管道等基础设施仍有待加强完善，国内天然气市场尚未建立完整的情况下，我们大家可以借鉴日本早期的发展经验，通过提高天然气发电市场比重，尽快培育天然气市场，扩大其规模。但是，从近几年国家在天然气利用出台的天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件来看，国家对天然气发电的定位是有序发展，还没有上升到更高层面。因此，现有的天然气行业的体制安排不利于天然气发电行业加快速度进行发展。此外，在业内对天然气供给稳定性仍然有不同的声音，也使得天然气发电的地位始终没能进一步提升。

  我国燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定，并报国家发改委审批。不一样的地区燃机电厂的上网电价不同，主要定价方式包括两部制电价[1]和单一定价。采用两部制的地区主要是上海，别的地方燃机电厂普遍实行单一电价。由于各地气源不同，各地燃气上网电价差异也较大。最低上网电价0.533元/kWh，最高超过1元/kWh。天然气价改后，发电用气价格进一步上涨。据测算，价改以后，燃气发电燃料成本是燃煤发电的2-2.5倍。

  目前，气价和电价形成机制缺少必要的衔接。我国多数省份因此没办法形成有效的气价和电价的联动机制，气价无法通过上网电价进行分摊。例如，价改后，北京市燃气电厂用气成本提高了0.81元/立方米，但是上网电价维持不变;部分气源来自沿海LNG接收站的燃气电厂，受长期贸易合同价格持续上涨的影响，运营困难，很多发电企业靠政府补贴才能勉强维持经营。

  此外，作为相对清洁和灵活的电源品种，目前的价格形成机制无法对天然气的这种特性进行补偿。据估算，天然气替代相应当量的煤炭可减排二氧化碳65.1%、二氧化硫99.6%、氮氧化物88.0%，几乎能完全消除煤炭和石油燃烧排放的有毒的汞、砷、硫和颗粒物的排放。上网电价的定价机制则缺乏包括环境保护等外部性成本在内的真实成本。燃气发电的启停灵活的特点很适合作为调峰电厂运行，但是燃气发电机组在为电网调峰调频作出贡献的同时，也增加了设备检修、维护成本。但部分地区未最大限度地考虑燃气机组调峰调频成本，燃气机组参与电网调峰调频未获补偿或补偿标准偏低，天然气发电调峰补偿机制需进一步认证、完善。

  目前，国内制造企业对燃气发电核心技术还没有完全掌握，关键技术还掌握在少数国外制造企业手中，不仅影响设备造价水平，而且投产后核心部件的运行维护被供应商垄断，检修维护费用高企不下，发电公司制作成本难以有效降低。

  第一，燃机设计制造中燃烧器、透平叶片等热部件完全依靠进口，发展存在瓶颈。国内制造企业虽然能制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。

  第二，发电企业不掌握燃气轮机组核心技术，导致国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商，主要部件出现故障需返厂检修，检修维护费用昂贵。

  美国、英国以及日本等国家天然气发电政策和战略的制定与国内资源禀赋、市场机制建设、制度特征以及能源经济发展的策略直接相关。其中，有些政策措施出台的背景与中国当前发展天然气发电政策面临的问题非常相似，值得认真总结和学习。

  美国天然气产业高质量发展的有关政策大多数表现在供给侧(包括生产方面的环境管制适度放开)，天然气消费侧的政策不是很明显，而且从天然气产业高质量发展和天然气消费结构变动情况去看，市场在消费侧发挥的作用更大，即美国天然气发电装机和发电量增加均受电力和天然气市场化程度的影响，旨在鼓励天然气发电的专项政策并不明显。

  日本政府多方位鼓励天然气发电。在国内主要从法律和法规、产业政策、税收政策、融资政策等方面支持天然气发电。与此同时，对外，通过签订《亚洲地区反海盗及武装劫船合作协定》、《“有事法制”7法案》，建立情报交换中心等方面全面保护天然气发电企业的投资和经营安全。

  英国在促进天然气发电发展方面的策略是充分依靠市场机制，政府对市场主体的直接干预极少，仅在市场无法有效发挥作用时，实施必要的政府支持。这与英国作为老牌自由主义经济体的传统密不可分，其在充分的发挥市场机制方面的制度建设经验，值得中国借鉴，特别是在新一轮电力体制改革方案及相关配套文件已经出台，油气体制改革方案即将出台的关键时期，这一借鉴意义尤为重要。

  从欧洲和日本的经验看，生态环境保护政策是推动国内天然气发电加快速度进行发展的主要的因素。与传统火电相比，天然气发电并不具备价格和成本优势，其正外部性效应很难通过价格机制予以补偿。严格的环保法案实际上明确了生态环境污染的成本，突显天然气发电的清洁化优势，为构建合理的能源比价关系提供法律依据。同时，也体现国家经济可持续发展的战略，将天然气发电政策与国家能源战略、经济发展的策略紧密结合。

  日本天然气发电行业发展是日本政府环境保护发展目标的重要实现途径。以高效、环保为目标的能源发展的策略是促进天然气发电行业发展的最重要依据和基础。从上世纪60年代开始，日本就制定了一系列与电力相关的环保法案，如《电力工业法(1964)》、《大气污染防治法(1968年)》、《大气对环境造成污染标准(1973年)》等，明确规定了在发电过程中产生各类污染的处罚机制，确立了天然气发电的环境优势。

  美国国家环境保护署根据1990年《清洁空气法》修正案，先后推出了包括《清洁空气市场计划》、《区域雾霾治理计划》、《汞和大气有毒物质排放标准》等在内的多项环保政策，并逐步建立起成熟的污染防控体系，对发电行业的多个污染物排放逐一来控制。美国自奥巴马政府上台以来，开始实施能源新政，主要内容有两方面：一是集中力量调整美国的能源结构，力求以美国本土的资源满足国内的能源需求;二是加强对核能、风能和太阳能等清洁能源的开发利用。其能源结构转型路径最重要的包含大规模开采非常规油气以及加强可再次生产的能源研发技术。2015年8月出台的“清洁电力计划”(CPP)更是首次推出了全国性的二氧化碳排放限制体系。正是通过这一些政策，极大地抑制了美国燃煤电厂的发展，推动了天然气发电的快速发展。

  天然气发电是复杂的系统工程，其发展不仅涉及国家宏观经济、能源战略，也涉及电力行业和天然气产业所有的环节。这一方面需要中央政府、地方政府从行业发展角度制度相关法律，另一方面也需要针对具体问题细化法律和法规，形成完善的体系。同时，要根据国内天然气发电行业动态发展，针对具体问题逐渐完备有关规定法律法规。

  以日本为例，日本政府从天然气进口、法定储备以及应用天然气的环保措施等，都有明确的规定。不仅如此，日本政府会依照国家经济发展阶段和产业环境变化，不断修改和完善有关规定法律政策，并采取严格执法。保障天然气发电在成本不占优势的情况下，能大力快速发展。

  在美国，法律对天然气发电行业的发展的作用越来越明显。1978年，为了回应因政府价格管制而造成的天然气供应短缺问题，议会制定了《发电厂和工业燃料使用法案》。这项法律禁止在新的工业锅炉和新电厂中使用石油和天然气，以此确保居民用户的供应。结果造成在20世纪80年代天然气需求的一下子就下降，市场出现了持续多年的供给大量剩余的情况。下降的天然气需求和价格引发了1987年关于限制在工业和发电厂禁止使用天然气的燃料使用法案相关条款的废除。1987年美国政府解除了发电使用天然气的限制天然气发电进入快速发展阶段，之后在20世纪90年代继续下降的天然气价格促使了燃气发电机组的快速建设。1998年发电用天然气超过居民用气比重，达到20.6%，首次占比突破20%，成为天然气消费结构中第二大的份额。在21世纪初，受天然气价格升高影响，建设热潮才开始平缓下来，但相比于其他燃料，天然气装机容量仍继续增加。

  英国的天然气发电行业最初的发展得益于启动天然气行业市场化改革的《石油与天然气法》、《天然气法案》、《天然气管网准则》，以及《电力私营化法案》、1989年拉开了电力市场化改革的序幕的《电力法案》。为了更有效地推动可再次生产的能源等低碳机装机的增长，实现低价格、高可靠性和可持续等目标，英国于2013年底正式出台了《能源法案(2013)》，确定了以低碳为核心的新一轮电力体制改革方向。2014年，英国的容量市场建立，并成功进行了第一轮容量拍卖。

  无论是英美还是日本，天然气发电产业高质量发展初期都面临前期投入大、技术不成熟、投资回报率低等问题。为了鼓励产业发展壮大，各国政府都积极出台政策予以支撑。例如，由于国内天然气供给不足，进口价格持续保持高位，日本天然气发电成本一直高于煤电和油电。为了突显天然气发电高效、清洁的特点，在产业高质量发展初期，日本政府采取扩大进口量、产业扶持、优惠税收、政府直接或者间接融资等方式鼓励产业高质量发展。同时，制定严格的环保法律和法规，通过收取碳税等方式，让企业享受天然气发电的正外部性收益，促进产业快速发展。

  不论是天然气发电的英美模式还是日本模式，市场机制和企业在产业高质量发展中起到了很重要的推动作用。

  如通过体制改革，推进电力市场竞争性定价。日本政府不仅逐步放开天然气发电批发、零售价格，也计划逐步放松对具有天然垄断性的输电网引入竞争机制。日本等实行竞争定价的国家通过天然气用户自主选择供气商，实现了供气生产商之间的竞争，建立了有效的天然气发电批发商业市场，并限制了天然气发电商获得超额的垄断利润。对于具有天然垄断性的输电网环节，政府计划逐步将发电和输电剥离，削弱市场垄断力量。

  英国在促进天然气发电发展方面的策略是充分地依靠市场机制，政府对市场主体的直接干预极少，仅在市场无法有效发挥作用时，实施必要的政府支持。这与英国作为老牌自由主义经济体的传统密不可分，其在充分的发挥市场机制方面的制度建设经验，值得中国借鉴，特别是在新一轮电力体制改革方案及相关配套文件已经出台，油气体制改革方案即将出台的关键时期，借鉴意义尤为重要。

  美国的电力市场化程度高直接提升了天然气发电竞价优势。1996年，联邦规制委员会发布了第888号法令，该法令在促进美国电力市场之间的竞争方面发挥了关键性的作用。第888号法令要求输电服务提供商要向所有电网使用者提供非歧视性的公开接入服务，同时也允许已有电力公司从电力用户身上回收其搁浅成本。受此积极影响，独立发电公司或私营电力公司开始把投资的目光聚焦到综合成本低、建设周期短的燃气机组。美国天然气发电机组装机容量在2000-2005年迅速增加，其中78%来自独立发电公司。显然在电力市场处于竞争格局和电价被有效监管的情况下，燃料成本变化成为决定美国电力价格的关键性因素。例如，在新英格兰市场，因核电问题和电力市场零售侧管制的放开，超过10000MW的联合循环机组正在开发过程中，而且这些新电厂决定购买天然气。

  与此同时，从新能源发电的市场条件来看，大多数美国电力市场开始要求新能源企业在日前市场做出发电承诺，如果发电量达不到发电承诺，新能源企业就必须在时前市场购买足够电量弥补发电不足。这就导致风电和太阳能发电的经营成本不再为零，而是一个由风电预测误差分布和传统机组发电成本决定的风险成本。因此，在大型风电、太阳能发电企业面临补贴终止和稳定供给责任两大政策夹击的背景下，市场中煤电或天然气发电仍然是新能源最大的竞争对手。

  从主要国家天然气发电历史来看，核心的技术是该产业得以加快速度进行发展的重要支撑。政府在核心技术的开发上，提供了一系列政策扶持。例如，日本很早就建立了成熟的天然气发电核心技术开发体系。核心技术开发是以企业为主导的。政府主要提供税收融资等相关支持。只要有有关政策支持，企业就能集中精力探索和开发相关核心技术，并从中获利。从国际经验看，初期的税收和融资激励对天然气发电业务至关重要，这也是美国页岩气产业高质量发展的经验。具体来说，美国联邦政府对页岩油气开发提供的财政支持大多分布在在研发技术方面，如专门设立非常规油气资源研究基金以支持非常规油气勘探开发项目、政府持续投资支持非常规油气研发等，从而最终取得了页岩油气开采关键技术(水平钻井、水力压裂、随钻测井、地质导向钻井、微地震检测等)的突破以及在美国的率先应用。与此同时，一些州也通过可再生投资组合标准(RPS)来刺激国内外投资者加大对清洁能源的投资。例如，2004年的美国能源法规定，10年内政府每年投资4500万美元用于包括页岩气在内的非常规天然气研发。

  英美、日本以及俄罗斯等其他几个国家在发展天然气发电的政策措施中，有很多相似的政策，这也说明天然气发电行业发展有其自身的发展规律。但是，也有政策制定和未来政策趋势的差异，这些差异主要源于国家资源禀赋的差异。

  美国、俄罗斯以及澳大利亚等国家，其国内天然气储备丰富，是主要的一次能源。在未来这些国家对天然气发电的政策倾斜将逐步趋于稳定，在很大程度上将保持政策的一致性。日本国内天然气储备贫乏，尽管日本政府多方面寻求天然气来源的稳定性，但依然存在能源供给风险和价格风险。所以，尽管短期内日本核电发展陷入停滞，但国内接着使用核电的呼声很高。从当前日本国内能源战略制定看，未来或将继续全力发展核电，并将政策适度倾向于核电，迫使天然气发电比重有所下降。

  虽然在产业成熟时期，英美、日本等天然气发电主要是依靠市场机制的作用，但是其市场开放的程度和顺序不一样。如英国的天然气发电商能够公平无歧视地接入电网，从而为天然气发电扩大了市场占有率扫清了体制障碍。英国天然气发电商能够直接与用户进行交易，从而有助于天然气资源价格上的优势的充分的发挥。而日本的电力市场开放程度还未达到英美的水平。日本政府逐步放开天然气发电批发、零售价格，但是对具有天然垄断性的输电网尚没有完全引入竞争机制。

  此外，这些国家的价格形成机制改革的顺序也不一样。整体看来，资源丰富国家一般从天然气产业上游推进价格改革;天然气储备不丰富国家主要从下游倒推改革。

  由于英美、俄罗斯等国家资源储备丰富，具有影响全球天然气定价权，其国内政策制定需要立足国际、国内两个市场，还需考虑天然气、石油比价关系等。日本虽然也积极寻求国际影响力，但其政策的主要立足点依然是促进国内天然气发电产业的建设和促进发电价格的下降，以及形成合理的国内能源比价关系。

  正如美国的环保政策通过强制和激励相结合的方式来推动天然气发电一样，我国未来要注重环保政策的激励效用，通过激励使得微观主体(电厂)可以有明显效果地的利用天然气资源和扩大天然气消费。虽然，我国目前出台了针对脱硫脱硝除尘电价优惠政策，但针对天然气发电的绿色电力政策尚不到位，针对一些燃气电厂的补贴也难以在气价较高的背景下发挥应有的积极效用。从美国、英国和日本的环保法律体系以及实施效果来看，严格的环保法案及其实施在天然气发电产业高质量发展过程中的作用很明显。

  2015年10月，中国第十八届中央委员会第五次全员会议，通过《中央制定国民经济与社会持续健康发展第十三个五年规划的建议》。其中以空前篇幅将生态环保纳入建成小康社会的愿景。在未来，中国的发展模式将发生全局性变革，绿色将成为经济社会持续健康发展的主色调。这就为提高天然气在发电中比例应上升到国家能源战略高度提供政策依据。应根据“十三五”规划精神和国家相关绿色发展的策略相关文件论述，尽快出台有关规定法律法规，以法律形式确定天然气发电的重要地位。

  产业发展初期政府应提供税收、融资、法律和法规等方面的支持。从国际经验看，制定严格的环保法律和法规，通过收取碳税等方式，让企业享受天然气发电的正外部性收益，促进产业快速发展。目前，中国政府也在不断出台各类鼓励天然气产业发展的规章制度。但是，相对于可再生能源，缺少针对天然气发电的政策体系，国内金融资本对天然气发电项目的支持力度不够，缺少专门适用于天然气发电行业的投融资支持政策和相关税收制度。

  天然气发电产业的发展初期，政府起到主导作用。在产业发展成熟期应该逐步引入竞争、完善市场制度建设。中国天然气发电产业的发展与电力系统改革密不可分。2015年，中国全面深化改革领导小组通过的《关于推进价格机制改革的若干意见》，要求到2017 年，竞争性领域和环节的价格基本放开。到2020 年，市场决定价格体制基本完善，价格监督制度和执法体系基本建立，价格调控机制基本建立。从资源条件和发展阶段来看，日本天然气行业改革能够为中国提供新的思路。特别是日本产业开放的顺序，以及改革的措施能够为国内推进改革提供可以借鉴的措施和做法。

  产业发展的基础是技术。从日本发展经验看，不断开发和创新天然气发电核心技术是日本天然气发电快速发展的重要原因，而技术研发的主体是日本的机械制造和能源企业。美国燃气轮机的核心技术则掌握在GE。中国天然气发电的核心技术设备主要依靠进口。高额的进口价格和维修费用是导致中国天然气发电的成本居高不下的重要原因。今后，应鼓励中国发电企业专研核心技术，尊重技术开发的规律，形成完善科学的技术研发体系。

  天然气发电发展较快的国家均比较重视天然气发电技术、市场和资源配置的全球战略。由于日本天然气资源贫乏、缺乏有效的国际贸易定价手段，阻碍国内天然气产业发展。为了应对这些不利条件，日本积极寻求进口资源多元化，利用能源金融市场和工具对冲价格和地缘政治风险。同时，鼓励国内能源企业走出去，参与国际能源市场开发和合作，为天然气发电提供重要的支持。目前中国也面临天然气进口依存度高、缺乏定价权等困难，未来应借鉴日本在融资、外交和国际市场开发方面的经验，积极参与天然气生产和贸易的全球合作。

  天然气发电行业如果需要快速发展，其在国家能源战略中必须具有重要的地位。目前，国家对天然气发电的定位是有序发展,给预的政策支持空间有限一些制约天然气发电规模化的体制机制问题无法取得突破性解决。中国首先要在能源战略层面上明确天然气发电可能发挥的重要作用。相关机构以法律、战略规划的形式对天然气发电的地位予以体现。就电力系统运行而言，天然气发电厂不仅能够承担调峰功能，还可以满足基本负荷，这两种功能并行不悖，比如英国在2014年天然气装机。就促进能源转型而言，天然气发电既是可再生能源的最佳替代，又是实现降低碳排放和应对气候变化的可行技术路线;就制度建设而言，天然气发电在促进市场化进程中，能够发挥重要，甚至决定性的作用。

  产业发展初期政府应提供税收、融资、法律和法规等方面的支持。在金融政策上，鼓励各类资本和金融资本进入天然气发电领域，与能源企业合作，保障天然气发电核心研发技术和基础设施建设的资金来源。通过能源企业与金融企业融合，尽快做大天然气发电产业，形成规模。财政政策方面，在气价定价方式与煤炭挂钩的基础上，建议建立规范的国家补贴辅助机制。考虑到天然气发电对改善地方环境的贡献，天然气发电规模与各省市区财政补贴能力直接挂钩平衡，由省级地方政府具体落实资金来源和补贴政策。

  十八届三中全会通过的《关于全面深化改革若干重大问题的决定》明确提出，要发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好的发挥政府的作用。从我国目前的情况来看，虽然以对电力体制改革进行了详细的路线规划，但实践层面仍在探索中，电力市场化进程仍面临诸多难题和问题，例如，竞价上网问题，这些均需要积极的改革。同时，天然气市场化程度明显偏低，包括管道价格、门站价格等价格结构和价格形成机制均不完善，政府干预色彩过于明显，等等，使得价格机制难以发挥有效的传导作用，其中气电价格联动机制尚未建立。

  中国要以市场化手段来促进天然气发电的发展。目前新一轮的天然气、电力市场化改革均刚刚起步，两个产业的市场化交易体系尚不健全，政府干预较多，扭曲了天然气和电力的供求关系。在这种情况下，中国应以放开市场准入，减少政府审批，理顺定价机制，有效激励投资为导向，协调推进两个市场的市场化改革进程。以“9号文”为契机，加快构建竞争性电力市场，理顺电力市场供求关系和定价机制，以为天然气发电提供自由接入的市场空间。否则，天然气发电将丧失此轮发展机遇。

  天然气电价由基本电价、环保电价、辅助服务电价构成，基本电价应实行“两部制”，即容量电价加电量电价，容量电价主要反映发电厂的固定成本，电量电价主要反映变动成本，这样可以很好地调动电厂提供备用和担任调峰的积极性。另外，电量电价应实行气电价格联动机制，若某一周期内平均气价较前一周期变化幅度达到或超过一定数值，应相应进行电价调整。

  为了体现天然气发电的清洁特性，应将减排的环保价值货币化计入。天然气电厂具有启停迅速、运行灵活、适合调峰的特点，电网公司应制定专门办法通过辅助服务电价对参与辅助服务的天然气电厂给予一定补偿。

  制定合理的分类气价。对不同类型用户，不同规模用户和不同时段(高峰、低谷)采取差别价格，建立有利于公平负担，体现用户和负荷特性的定价机制，引导天然气消费，优化用气结构，民用和商业用气峰谷差别大，对供气安全性要求高，应该承担较高的气价;工业用户，用气规模越大，承担气价应越低，用气越稳定均衡，气价也应越低。

  此外，可以考虑研究制定季节性差异气价政策。燃气电厂对天然气的供需平衡起到较好的调蓄作用,可有效减少大型蓄气设施、提高气网运行的稳定性和输送的经济性。随着天然气用量的快速增长和非常规天然气产业的发展，燃气贸易和供应的峰谷差也会显著增大。建议科学评价燃气电厂对燃气供应的调蓄价值，研究制定季节性差异气价政策，使燃气和电力双调峰的电厂。

  对于天然气研发技术应分成几个步骤推进：第一步，加强与美国、德国和日本公司合作，引进技术，降低目前的设备维修费用。目前，国内天然气发电设备主要依赖进口，设备进口和维护成本过高，阻碍天然气发电行业的发展。未来应积极加强合作，尽快降低成本。

  第二步，建立科学合理的技术开发体系，加强对天然气发电设备装备的研发力度，加快关键设备国产化步伐。应认识到天然气发电核心技术开发具有长期性和反复性，避免在技术上不成熟时期就急于市场推广，导致成本更高。

  第三步，加强企业技术研发融资渠道，鼓励国内企业与金融资本结合，在政府税收优惠和补贴的条件下，开发核心技术。建议国家牵头组织大型发电集团、知名科研院所、大型装备制造企业， 开展产-学-研-用联合攻关，通过建设试验示范型电厂，尽快掌握燃机核心技术，实现关键设备装备国产化。

  中国的天然气发电投资必须要重视本国资源状况、经济阶段及其投资周期的影响，避免造成低效投资，甚至严重亏损。客观而言，不同地区的能源资源禀赋存在差异，美国天然气发电有其特殊条件(页岩气革命和市场化程度较高)，我们在推进能源结构清洁化和电源结构绿色化的过程中，不能不顾客观实际，盲目上马燃气电厂，并行政命令一刀切式的大幅淘汰燃煤电厂。

  从英国的发展情况去看，英国天然气的全面发展阶段，正是私有化和市场化浪潮正助推英国经济持续向好，电力需求持续增长的时期。这时，燃气机组的建造成本与较高的市场利率，使得其投资所需成本相对更低;同时，天然气成本也比其传统燃料煤炭低，而且压煤的阻力经过市场化改革之后已经基本消失，这一些因素使得天然气投资项目几乎都能够盈利。中国在发展天然气发电方面要尤其重视当下经济发展形势：首先，中国天然气电厂的建设成本和运维成本均较高，而且市场投资需求疲软，非国有资本进入意愿较低;其次，中国天然气供给短虽期内充足，但由于长期合同以双边为主，缺乏基准价格，长期内的供给波动风险仍较高;再次，天然气长期价格波动风险较大，相对煤炭缺乏价格上的优势。因此，投资者必须警惕天然气投资周期与经济繁荣周期的错配风险，在落实投资项目之前做好充足的市场分析与风险评估。