在計劃運行模式下，燃氣機組采用含補貼的固定電價上網，按照政府分配發電計劃的方式運營。站在原有模式角度看待市場化，會發現燃機存在一定的劣勢。

一是變動成本高造成競爭力不足。由于計劃運行模式下沒有分時段的定價機制，國內燃氣機組為了提高能源利用率，普遍選型為燃氣-蒸汽聯合循環機型，大大提高燃氣熱效率，降低發電氣耗，但是相對單循環燃機調節性能和啟停性能大大下降。目前國內燃氣-蒸汽聯合循環機組發電氣耗為0.2立方米/千瓦時左右，廠用電率2.5%左右，按照工業管道燃氣價格3元/立方米左右計算，燃機的變動成本高于0.6元/千瓦時，相比北方大部分煤機要高出3倍。同時，燃機作為高精尖設備，其維護工作長期被外國廠家技術人員壟斷，必須要按照EOH簽訂長期維修協議，維護費用較高。即使未來沿海LNG價格下降，燃機的變動成本仍然要顯著高于煤機。在電力現貨市場環境中，市場將在資源配置中起到決定作用，會讓成本最低的機組優先發電。而燃機作為高變動成本機組，相比較于其他類型機組將處于本能的劣勢。

二是利用小時數會進一步降低。受地方政府補貼能力影響，目前國內燃機的利用小時數普遍較低。在北方地區，承擔城市居民供暖的燃機利用小時數稍微高一些，能達到3000小時及以上，但仍大幅低于燃煤機組。處于南方或者不承擔居民供暖的燃機則在電力系統中普遍被定為調峰機組或者緊急備用機組，甚至成為燃氣、電力雙調峰機組，利用小時數普遍較低，有的甚至低于1000小時。電力現貨市場中，燃機將會在市場價格低于邊際成本時主動選擇停機，只在市場價格高于變動成本才會選擇開機，造成燃機的利用小時數進一步下降，設備利用率將嚴重不足。

三是企業收益不確定性增加影響持續投資的積極性。在電力現貨市場中，機組的發電上網價格不再執行固定的政府定價，而是按照市場波動價格結算。而目前的電力市場大環境是供大于求，市場價格普遍低于煤電標桿電價，相對含補貼的燃機上網電價降幅更大。利用小時下降疊加市場價格較低，未來燃機收益存在很大的不確定性，可能影響后續項目的投資。

上述問題，一直是困擾燃機企業參加市場競爭的困難，實際上這些問題還是從計劃視角出發看到的困難。市場化條件下，燃機的經營發展模式發生了本質上的變化，并不一定就是電力市場競爭中的弱者。