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在石油观察日前举行的“低气价和气电发展”会议上，中国石油学会石油经济专业委员会秘书长朱兴珊表示，自去年以来，气电发展明显放缓，随着电价进一步降低，气电价格疏导将更加困难。
截至2019年底，中国气电装机容量为9022万千瓦，同比增长7.7%，增速较上年下降2.9个百分点。
这也导致发电用气量增速从2018年的16.9%降至去年的7.8%.去年中国清洁电源装机占比提高至41.5%，气电占比仅约4%.
为缓解疫情给企业带来的影响，今年政府部门要求从2月1日到年底，除高耗能以外的大工业和一般工商业的电价降低5%.
此前，电价已多次下调。2018年和2019年，政府连续两年要求降低一般工商业电价10%.
这对成本较高的天然气发电提出了更大挑战。
朱兴珊提供的数据显示，目前中国各地发电气价约2.2-2.7元/立方米，燃气电厂发电成本约为0.56-0.58元/kwh.其中，燃料成本占七成以上。
与其他清洁能源发电相比，气电在价格方面不具有竞争优势。目前气电的上网电价约为0.5-0.7元/kwh，高于水电、煤电、核电和光伏发电等上网电价。
天然气发电为企业带来的利润也较为有限。华电福新能源股份有限公司（00816.HK）是中国华电集团旗下唯一一家多元化清洁能源上市公司。去年，该公司天然气发电量同比增长30.6%，营收同比增17.8%，业务利润却同比下降了33.1%.
但业内人士多认为，从长远看，天然气发电依然具有良好的发展空间和前景。
中海油气电集团总工程师单彤文曾表示，未来需要大量的燃气机组提供调峰调频服务。随着可再生能源装机容量的大幅提升，电网负荷的峰谷差越来越大，需要有足够容量的、灵活启停的天然气发电厂来调节电网负荷峰谷。
其中的关键因素是，未来燃料成本能否进入下降通道，天然气发电项目经济性能否获得根本改善。
今年出现的低气价，给予气电发展的窗口期。
今年以来，国际LNG价格出现了大幅下滑。海关数据显示，今年1-5月，中国LNG进口量为2548万吨，同比增加了7%；进口总金额为727.77亿元，同比减少约12.7%.
朱兴珊给出预测数据称，“十四五”期间，国内LNG综合进口成本为6-7美元/百万英热，相比“十三五”时期的9-10美元/百万英热，大幅回落30%-50%.
朱兴珊表示，当前国际天然气价格走低，有利于气电发展，但这并不是决定因素。决定因素应是国家的环保政策。
以英国为例，自上世纪70年代开始，英国发布了一些环保政策。进入90年代，英国气电快速发展，2008年气电发电量达到高点，占全国发电总量的45%.
2015年，英国开始实施碳交易“地板价”，将国内碳交易最低价格设定在18英镑/吨，削弱了煤电的价格优势。2012-2017年，英国煤电发电量下降约84%，煤电在发电量中的占比由42%下降到了7%，气电发电量由27%升至了45%.
针对中国天然气发电产业的未来发展，朱兴珊认为，首先需要进一步明确气电在电力系统中的定位和产业支持政策。
朱兴珊表示，随着天然气市场化改革推进，未来天然气供应主体更加多元，基础设施更加完善，天然气供应稳定性将不构成制约，应该明确其“快速发展”基调。
朱兴珊建议，“十四五”规划应加大减煤增气力度，不再新增煤电机组。大力支持气电与可再生能源融合发展，捆绑享受有关补贴和优惠政策。
环保政策约束力度也应进一步加大。制定更加严格的火电常规污染物排放标准。加快构建和完善全国碳市场，并设定“地板价”。
朱兴珊还表示，需多途径降低用气价格。为利用低价进口LNG现货营造有利环境，按照风险和收益关系理顺产业链各环节价格关系，设法降低供应链成本。
此外，应制定反映气电环保价值调峰价值的电热价格机制，建立产业上中下游合作机制等。
