這一切與美國天然氣市場的變化密切相關。
2012年2月，位于波士頓的有著百年歷史的美國北星(NStar)電力公司將其商業(yè)電力客戶的電價下調(diào)了34%，從8.5美分/千瓦時調(diào)降到5.5美分/千瓦時。從7月1日開始，該公司的民用電力價格也將調(diào)降16%。
根據(jù)統(tǒng)計，現(xiàn)在美國新英格蘭地區(qū)（美國東北部馬薩諸塞等六個州）電力零售價格只有以往水平的一半，例如在2月份，這個地區(qū)零售電價為3～4美分/千瓦時，而在2006～2011年同期這個數(shù)字為6～8美分/千瓦時。而電價的下調(diào)并不僅僅發(fā)生在美國東部，美國很多地區(qū)的電力價格都正經(jīng)歷2～3美分/千瓦時的下降。
這一切與美國天然氣市場的變化密切相關。
發(fā)電成本：燃氣與燃煤
隨著頁巖氣開采技術不斷進步，美國天然氣總產(chǎn)量不斷增加。
2011年，美國天然氣產(chǎn)量同比增加了8%，達到6539億立方米的新紀錄，而不斷增加的供應在很大程度上導致了天然氣價格的低迷，從2008年夏天的14美元/mmbtu（百萬英熱單位），下跌到當前的2.5美元/mmbtu。燃料價格的變化對電力價格有著顯著的影響，在美國，燃料成本占到發(fā)電總成本的40%，因此天然氣的低價格也意味著更便宜的電力價格。
在過去10年間，天然氣工業(yè)和電力工業(yè)變得越發(fā)相互依賴。2001年～2011年，燃氣發(fā)電占美國總發(fā)電量的比例從17.1%躍升到24.7%，同期電力部門對天然氣的需求從1500億立方米增加到2153億立方米。國際能源署（IEA）2012年天然氣市場中期報告表明，到2017年美國天然氣需求將增加900億立方米，其中的3/4將來自電力部門。
2011年美國燃氣發(fā)電量也在歷史上首次超過1000TWh（TWh：萬億瓦時），達到1014TWh，比上一年增加29TWh。在2012年3月份的燃氣發(fā)電量占比已經(jīng)達到了35%，預計2012年全年這個數(shù)字將平均達到30%。
與燃氣發(fā)電相比，這些年美國燃煤發(fā)電的比例則在不斷下滑。如果從頁巖氣產(chǎn)量開始顯著增加的2006年開始計算，到2011年美國燃氣發(fā)電量增加了200TWh，而煤電則減少256TWh。同時，美國電煤需求預計在2012年會下降5%，為8.84億噸，這也是自1995年以來的最低水平。
隨著美國對于溫室氣體施加了更為嚴格的管理，燃煤發(fā)電在美國的發(fā)展前景也受到了更多來自政策上的挑戰(zhàn)。根據(jù)美國環(huán)境保護署2011年12月公布的汞和空氣污染物標準，一些燃煤電廠無法達到要求將必須退役。而在2012年3月27日，美國政府出臺了其有史以來第一個限制新建電廠溫室氣體排放的法規(guī)。燃氣電站尚可滿足溫室氣體排放標準，但燃煤電站則需要添加更多的碳捕捉設備才能通過審批。
現(xiàn)在，美國東部電網(wǎng)（EasternInterconnect）就有超過100個燃煤電廠公布了退役計劃，部分電廠會在接下來的2年內(nèi)完成退役，更多的電廠退役被安排在了2014～2015年。而其中80%都是服役在40年以上，裝機容量在400兆瓦以下的燃煤電廠。
燃煤電廠的退役，則為燃氣發(fā)電——尤其是新型聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機電廠（CCGT）在美國電力市場提供了新的增長空間。裝備新型CCGT的燃氣電廠比燃煤電廠的建設成本更低，建設周期也更短。在同等條件下，建設一座CCGT電廠的時間是兩年，而建設一座燃煤電廠的時間則需要4年。而且由于天然氣燃燒后排放的二氧化碳比煤炭燃燒要少50%，通過燃氣電廠替代燃煤電廠是減少碳排放成本最低，也是最迅速的一種方法。
根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）的測算，如果到2035年退役的燃煤電廠都被燃氣電廠替代，全球二氧化碳排放將減少21%。
不過，燃氣發(fā)電對燃煤發(fā)電的替代不會在一朝一夕內(nèi)完成。在今后一段時間內(nèi)，煤電還會是美國電力供應的主要來源。在2011年，盡管煤電發(fā)電量已經(jīng)低于以往的2000TWh水平，只有1734TWh，但依然比天然氣發(fā)電量高出70%。
這里有著多方面的原因，資源的地域分布是其中之一：在一些地方燃煤發(fā)電的成本要遠遠小于燃氣發(fā)電的成本，比如在美國懷俄明州的產(chǎn)煤區(qū)粉河盆地（PowderRiverBasin），其2011年煤炭價格為0.75美元/mmbtu，而當?shù)靥烊粴鈨r格為5.5美元/mmbtu。同時，天然氣管網(wǎng)的分布、不同技術水平電廠的效率差異、煤炭生產(chǎn)商和電廠之間的合同等因素也限制了燃氣發(fā)電的快速擴張。
沖擊太陽能、風能
在美國，燃氣發(fā)電的發(fā)展不僅影響到了燃煤發(fā)電，也對可再生能源——尤其是風能和太陽能這種間歇式可再生能源——產(chǎn)生了復雜的影響。
當天然氣價格在3美元/mmbtu時，美國常規(guī)燃氣電廠的發(fā)電成本是71.5美元/兆瓦時（無政府補貼）。相比之下，太陽能光伏發(fā)電成本區(qū)間是111～181美元/兆瓦時。即便天然氣價格提高到6美元/mmbtu，一個常規(guī)燃氣電廠的發(fā)電成本為103.5美元/mmbtu，依然低于光伏發(fā)電成本。
風電面臨同樣的挑戰(zhàn)。無補貼的新的風電項目發(fā)電成本在60～90美元/兆瓦時之間。而在3美元/mmbtu的天然氣價格下，新型CCGT燃氣電廠發(fā)電成本為52.1美元/兆瓦時。當天然氣價格漲為5美元/mmbtu時，其發(fā)電成本也會上漲到66.1美元/兆瓦時，無補貼的風電依然較難與燃氣發(fā)電競爭。
雖然從長期看，美國天然氣價格無法維持當前的低價，燃氣電廠的增加顯然會增加對天然氣的需求。但美國龐大的頁巖氣儲量抑制了天然氣價格的快速上漲，根據(jù)美國能源信息署（EIA）的預測，直到2020年美國天然氣價格才會漲到5美元/mmbtu，而一些能源研究機構更將這個日期設為2030年。
同時，美國聯(lián)邦政府對清潔能源的財政支持已經(jīng)從2009年的443億美元頂峰回落到2011年的307億美元，預計到2014年將只剩下110億美元。缺乏更多財政上的支持，單獨的風電和光伏發(fā)電項目則很難盈利，投資者對可再生能源的熱情更可能轉(zhuǎn)向燃氣發(fā)電。
在技術層面上，燃氣發(fā)電還是風電、太陽能光伏發(fā)電等間歇性可再生能源的高效互補手段。就風力發(fā)電而言，其面臨的主要問題在于其不可預測性，由于風力大小多變，風力渦輪機的輸出功率就不會穩(wěn)定在一個水平，因此風力發(fā)電很難為電網(wǎng)提供持續(xù)穩(wěn)定的電力。而CCGT的啟動速度很快，快的機組在10分鐘內(nèi)就可以完成啟動，停機也只需要幾分鐘。蒸汽渦輪驅(qū)動的發(fā)電機相比而言就要慢許多，一般需要8～48小時，冷卻也需要一兩天的時間。在功率提升速度上，CCGT的平均功率提升率為15～25兆瓦/分鐘，老舊的蒸汽輪機只有3兆瓦/分鐘。所以當在無風狀態(tài)，風力輪機無法提供足夠的電力時，燃氣輪機就可以快速啟動，起到穩(wěn)定輸出功率的作用。而在風力電廠配套建設CCGT發(fā)電機組，也正在成為一種新型的可再生能源商業(yè)模型。
全局性意義
包括頁巖氣在內(nèi)的非常規(guī)油氣資源對美國經(jīng)濟的影響已經(jīng)不局限于油氣領域，電力作為重要生產(chǎn)要素，基本上涉及了國民經(jīng)濟的所有部門。
當前，美國最大的電力需求來自民用，消費占比達到38%，其后是商業(yè)和工業(yè)，分別為35%和27%。更低的電力價格給居民增加了更多的可支配收入以及更多的消費信心，商業(yè)用戶也減少了運營成本，美國國內(nèi)的制造業(yè)也相比于國際上的競爭者獲得了更多的成本優(yōu)勢。這些積極的因素對正從衰退中緩慢復蘇的美國經(jīng)濟而言意義重大。
而根據(jù)美國極視智庫（HIS）的預計，到2035年燃氣發(fā)電量將和煤炭發(fā)電量不相上下。這會徹底改變美國的二次能源結(jié)構，也為美國在全球碳排放市場獲得更多話語權，同時，天然氣發(fā)電還可為美國更平滑地過渡到可再生能源發(fā)電提供助力。
