对大多数天然气行业的从业者而言，天然气“直供”这个概念并不陌生。早在西气东输天然气管线投运之初，国家就在其沿线规划了10个燃气发电厂，成为国内首批天然气“直供”项目。然而，由于气源不足、气价高等种种原因，其中大多数项目投产后运作并不顺利。
如今,随着天然气供应量逐渐增加，进口气量也在同步提升，对上游供气企业而言，如何消化由进口高价气带来的成本亏损，理顺国内外天然气的价格差成为当务之急。
与此同时，在国家节能减排大方针的指引下，各地酝酿上马燃气发电厂的热情愈发高涨。然而，对燃气发电厂而言，“气价过高”依然是不能承受之重。于是在“气价与电价的严重不匹配”的经营压力下，许多项目不得不黯然止步，有的甚至“胎死腹中”，也有一些通过上游生产企业的“直供”以及地方的财政补贴而得以勉强“生存”。
为理顺天然气产业链各环节价格关系，今年3月底，国家发改委价格司在全国物价局长会议上发出的《关于规范城市管道天然气和省内天然气运输价格管理的指导意见(征求意见稿)》(下称《征求意见稿》)中首次明确提出，“鼓励上游生产企业对城市燃气公司和大用户直供，减少中间环节，避免层层转供，降低供气成本。”随后，国家发改委针对此稿又陆续征求了部分重要上下游企业的意见。
虽然目前尚无定论，但《征求意见稿》中对“直供”本身的合法化在城市燃气行业引起的广泛恐慌，以及“‘直供’是否为解决价格矛盾问题的最佳途径”，在业内引起一系列热议。
自本世纪以来，天然气大宗国际贸易价格基本上都是等热值石油价格的70%左右，远低于LPG价格。但事实上，即便以当前价格，天然气下游市场的部分用户，特别是电厂也无力承担。
以目前实际承担基荷发电任务的一个常规9F燃气机组为例，该机组年发电小时5000小时,年发电量30亿千瓦时，年耗用天然气5.7亿立方米。经测算，燃料成本占单位发电完全成本超过80%。
“尽管近年来上网电价在小步上调，但是远赶不上气价上调的幅度。仅2011年，二者上调幅度不一致产生的差额对该电厂经营业绩的影响达到2亿元左右，而且从目前的电价与气价改革趋势上看，这一差额在未来将进一步加大。”某知情人士对记者透露。
气价与电价非同步调整,已经对燃气电厂的经营产生严重影响。以电价承受力较强的上海为例，上海的天然气电厂执行工业用户天然气价格，2006年上海天然气含税价格为1.53元/立方米,自2010年7月1日起，天然气价格上调为2.32元/立方米。同期电价从0.524元/千瓦时涨至0.665元/千瓦时，按照每立方米气发5度电计算,气价涨幅导致电价成本尚有0.017元/千瓦时无法疏导出去，也就是说电价涨幅不能完全覆盖天然气价格涨幅，气价上涨只得到部分补偿。
“在这种情况下，探索合理的天然气价格、天然气供应方式和与之相匹配的电价机制成为我国燃气发电行业面临的巨大挑战。”长期从事天然气利用的内蒙古管理现代化中心首席能源专家杨光教授对记者说。
