电厂运行方式及机组负荷调节完全由电网调度，电网调度也存在控制平均上网电价的压力。由于燃气电厂电价高，非调峰时段燃气电厂电量又具有很大不确定性，时常发生“有气不需电”和“需电但无气”的问题。电厂与上游供气方执行“照付不议”合同，但由于实行“竞价上网”，电厂不能与电网签订长期购电合同，这也加大了燃气电厂的风险。
(四)燃气电厂定位以调峰为主的思路欠妥，其清洁能源的理念未占主流，且年利用小时数偏低
由于燃气电厂启停快的特点和较高的上网电价，电网对非供热的燃气电厂均定位为调峰电站，年利用小时数在3500~4000小时之间。与常规基荷电厂每年5000小时的发电时长相比，较低的年利用小时数也是导致燃气电厂上网电价偏高的原因之一。
(五)天然气发电价格缺乏竞争力，燃气轮机运行维护费用较大
由于天然气发电的建设和折旧成本低于燃煤电厂，造成天然气发电成本中燃料成本的比重大，甚至可以达到70%以上，因此天然气发电的成本更容易受天然气价格波动的影响。以常规9F燃气—蒸汽联合循环发电机组为例，当标准煤的价格为655元/吨时，燃煤电厂的单位燃料成本约0.2元/千瓦时;当气价取2元/立方米，气耗取0.2立方米/千瓦时，所对应的燃料成本为0.4元/千瓦时;因为未计算治理环境污染投入成本等减排费用，天然气的发电成本远高于煤电。由于市场规则又不完善，燃气电厂对电网调峰、天然气管网调节、节能降耗和环保以及城市、生态的贡献并未体现在上网电价上，这在一定程度打击了天然气发电领域参与者和潜在投资人的积极性。
此外，燃气轮机和备品备件尚未实现国产化，需要依靠进口，因此价格比较高，这也提高了燃气电厂的成本。
政策须具有前瞻性
(一)完善天然气发电相关标准
依据中国控制温室气体排放行动目标，到2020年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放量要比2005年下降40%~45%。国家也对“十二五”期间能源发展提出了新要求，即单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放量分别降低16%和17%。国家《天然气“十二五”发展规划》提出，天然气在能源消费中所占比重，由2010年的4.9%提高到2015年的7.5%。天然气发电产业符合政策要求，而产业规模的快速扩张则是实现天然气消费比例提升的有效途径。
