在计划运行模式下，燃气机组采用含补贴的固定电价上网，按照政府分配发电计划的方式运营。站在原有模式角度看待市场化，会发现燃机存在一定的劣势。

一是变动成本高造成竞争力不足。由于计划运行模式下没有分时段的定价机制，国内燃气机组为了提高能源利用率，普遍选型为燃气-蒸汽联合循环机型，大大提高燃气热效率，降低发电气耗，但是相对单循环燃机调节性能和启停性能大大下降。目前国内燃气-蒸汽联合循环机组发电气耗为0.2立方米/千瓦时左右，厂用电率2.5%左右，按照工业管道燃气价格3元/立方米左右计算，燃机的变动成本高于0.6元/千瓦时，相比北方大部分煤机要高出3倍。同时，燃机作为高精尖设备，其维护工作长期被外国厂家技术人员垄断，必须要按照EOH签订长期维修协议，维护费用较高。即使未来沿海LNG价格下降，燃机的变动成本仍然要显著高于煤机。在电力现货市场环境中，市场将在资源配置中起到决定作用，会让成本最低的机组优先发电。而燃机作为高变动成本机组，相比较于其他类型机组将处于本能的劣势。

二是利用小时数会进一步降低。受地方政府补贴能力影响，目前国内燃机的利用小时数普遍较低。在北方地区，承担城市居民供暖的燃机利用小时数稍微高一些，能达到3000小时及以上，但仍大幅低于燃煤机组。处于南方或者不承担居民供暖的燃机则在电力系统中普遍被定为调峰机组或者紧急备用机组，甚至成为燃气、电力双调峰机组，利用小时数普遍较低，有的甚至低于1000小时。电力现货市场中，燃机将会在市场价格低于边际成本时主动选择停机，只在市场价格高于变动成本才会选择开机，造成燃机的利用小时数进一步下降，设备利用率将严重不足。

三是企业收益不确定性增加影响持续投资的积极性。在电力现货市场中，机组的发电上网价格不再执行固定的政府定价，而是按照市场波动价格结算。而目前的电力市场大环境是供大于求，市场价格普遍低于煤电标杆电价，相对含补贴的燃机上网电价降幅更大。利用小时下降叠加市场价格较低，未来燃机收益存在很大的不确定性，可能影响后续项目的投资。

上述问题，一直是困扰燃机企业参加市场竞争的困难，实际上这些问题还是从计划视角出发看到的困难。市场化条件下，燃机的经营发展模式发生了本质上的变化，并不一定就是电力市场竞争中的弱者。