寺河瓦斯电厂投产后，在技术上没有碰到什么大问题，保持了满负荷连续稳定运行，每年利用小时都在7000小时以上。不过在经济上，运营效果值得商榷。

    早在寺河瓦斯项目开工前，2006年6月，发展改革委组织编制了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》。同年，国务院办公厅印发的《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》。国家发改委、财政部、国土资源部、环保部、商务部、税务总局、安全监管总局等制订了10多项关于煤层气配套政策措施，内容包括增值税先征后返、设备加速折旧、瓦斯发电加价、中央财政补贴、瓦斯抽采指标、限制超标排放等。

    其中，对瓦斯发电有两项，一是煤层气利用，中央财政按0.2元/立方米煤层气(折纯)标准对煤层气开采企业进行补贴，山西省另外补贴0.05元/立方米。二是瓦斯发电加价，比火电标杆电价增加0.25元/度，由各省电网补贴。

    寺河瓦斯电厂投产后，晋城政府和电网公司给予项目支持。寺河瓦斯发电厂的电全部由山西电网购买并网。晋煤集团也保证寺河瓦斯发电厂发电全部上网，而下属其它煤层气电厂则供给晋煤集团老区及新区用电，自发自用。

    不过瓦斯发电加价政策，在实际操作中就不尽如人意。寺河电厂是运营两年后才享受到这一政策，其中火电标杆电价部分仍执行的是2008年标准。并且瓦斯发电加价和煤层气开采补贴不能同时享受到。

    晋煤集团自己核算认为，扣除投资、人工、维修折旧、管输等成本后，寺河瓦斯发电厂每度电利润大约在0.009元，处于基本持平状态。

    事实上，这种成本计算方式并未考虑到煤层气开采成本。由于此前井下抽采多排空处理，既污染环境又浪费资源，煤层气发电算是废物利用，晋煤旗下煤矿是无偿向寺河瓦斯发电厂提供井下抽采的煤层气。

    对高瓦斯矿井煤层气开发来说，地面预先开采是成本最低的方法，大多数情况下井下抽采的成本是要高于地面开发的。如果加入井下抽采的成本来计算的话，那么寺河瓦斯电厂肯定无法盈利。

     到2012年，寺河瓦斯电厂还出现了供气不足的问题，导致发电机组有时无法满负荷运行。原因一方面是煤层气要优先保证当地民用用气。另一方面，井下抽采瓦斯的量取决于煤炭开发规划和生产进度。而煤炭企业不可能为了煤层气产量，去决定煤炭的生产规划。2013年以后，煤炭行业黄金十年结束，煤炭价格漫漫下跌，导致煤炭企业开发进度普遍放缓甚至停滞。

    寺河瓦斯电厂的发电机组

     从通常眼光来看，寺河瓦斯电厂无法保证盈利，这一问题在项目筹备时就已经预知了，那时就已经确定，项目要盈利主要还是要靠CDM项目。我们将继续介绍这方面的情况。