北美及欧洲国家天然气已成为发电的主要能源。据美国能源信息署EIA和欧洲能源转型现状报告数据显示，自页岩气革命以来，美国天然气发电量不断上涨，2017年美国天然气发电占比达31.7%，欧盟天然气发电量占比达18.6%。与发达国家相比，我国天然气发电占比极低，气电装机硬件占比仅为4.4%。随着我们国家天然气及电力市场的逐渐完备，“十三五”期间天然气发电将迎来诸多机遇。
一是上海电气将逐步完成安萨尔多的股份收购，政府将加快燃气轮机核心技术国产化进度。二是LNG现货进口迅速增加，同时国内储气设施迎来投资热潮，将为燃气发电产业增加供应保障。三是2018年4月18日上海石油天然气交易中心成功开展7月及11月现货预售交易，实现气电市场供需匹配，落实气电错峰调控手段。四是发改委连续出台天然气价格改革系列政策，持续疏导气电成本及售价矛盾。愈加严格的环保要求和有关政策将驱动天然气在发电领域的加快速度进行发展，中国的燃气发电正在迎来新的发展机遇。
燃气电厂的简单循环是指天然气的化学能依次通过压缩、燃烧、膨胀过程组成的热力循环。生产流程的主要设备有燃气轮机、发电机、进排气及辅助系统，借助以上设备实现天然气化学能燃烧产生热能，再通过轴带动将热能转化为电能[。但是，由于燃烧后的热能仅参与一次电能转换，因此，能源利用率较低，仅为30%~40%，与一般燃煤电厂能源利用效率相当。
燃气电厂联合循环是指燃气轮机循环与蒸汽或其他流体的朗肯循环相联合的热力循环。生产设备较简单循环增加了余热锅炉、蒸汽轮机及冷凝装置，借助以上设备实现天然气燃烧余热的回收再利用，以此来实现天然气一次燃烧参与两次电力转换，降低简单循环烟气能源损失，提升整体能源利用效率。目前，国际先进联合循环机组可实现60%的发电效率，相较简单循环可提升约20%利用效率。
燃气轮机由压气机、燃烧室、燃气透平及辅助系统组成。燃气轮机的主要工作过程是压气机（即压缩机）连续地从大气中吸入空气并将其压缩；压缩后的空气进入燃烧室，与喷入的燃料混合后燃烧，成为高温燃气；高温燃气随即流入涡轮中膨胀做功，推动涡轮叶轮带着压气机叶轮一起旋转；燃气涡轮在带动压气机的同时，尚有余功作为机械功输出，借由发电机转轴将机械功转换为电能，从而完成燃料化学能、热能、机械能、电能的能源转换流程。
在工业历史上，由于大型燃气轮机的演变途径不同，截至目前燃气轮机按照体量及功率大小可分为重型工业燃机和轻型航改燃机两类不同流派。重型工业燃机的鼻祖源自工业蒸汽轮机，是通过压气机和燃烧室的综合改造实现蒸汽系统的替换，从而集成简化设备系统，创造出工业基础的燃气轮机。轻型航改燃机顾名思义源自航空发动机的演化，核心技术沿用航空发动机工艺，即燃料经高压压气机、燃烧室、高压涡轮，产生高温度高压力燃气。重型工业燃气轮机功率输出高，一般出力范围在30~500MW，但机型厚重、体积较大，常用于燃气发电、气体压缩、机械驱动等工业环节；轻型航改燃气轮机功率输出较低，一般出力小于50MW，启停迅速、体积小、安装便捷，常用于调峰电站、天然气分布式、交通动力环节。
燃气轮机是燃气电厂的核心设备，而电力追根溯源起源自天然气内存的化学能。要实现燃气电厂设备系统的能源转换及天然气用量测算，核心在于热力学第一定律——能量守恒定律。除热力学定律外，实现计算还需掌握天然气气质参数、燃气轮机机型参数（设备出力及能源转换效率）等。
目前，燃气电厂的发电成本主要由固定资产费用、运维费用、燃料费用三大款项构成。由于核心设备依靠国外进口、维修养护，因此，固定资产和运维费用较燃煤机组较高。据通用燃气轮机产品说明资料可知，燃气电厂的固定资产一般可视为总成本的20%，运维费用一般为5%（部分机组运行环境较差，维修频率高，故实际费用可能更高），燃料费用占比约达75%。针对国内一批投产较早，运行较平稳的燃气电厂，固定资产和运维费用占比降至20%，燃料费用占比可达80%。
结合通用公司和西门子公司公布的燃气轮机机型参数，对ISO条件下各种机型简单循环及联合循环模式的用气量、发电成本等信息开展初步测算，各种机型运行结果各有不同，但存在基本发展趋势。
度电耗气量＝1/1m3NG发电量＝1/（热值参数×联合循环能源利用效率）
结合通用公司和西门子公司的燃气轮机设备参数，对“度电耗气量”进行了整体测算。经测算，“度电耗气量”趋势为0.17~0.34m3/kW·h。整体趋势可理解为，设备型号越高，度电耗气量越低；同种机型的“联合循环”均比“简单循环”耗气量更低，两种循环模式度电耗气量相差约30%。
随着燃气轮机的持续不断的发展，“出力MW”范围越来越广，目前已能实现10~560MW。同种机型的“联合循环”均比“简单循环”出力更高，基本实现1.5倍的增长趋势。由于机型不同，出力的能力范围差别很大，且简单循环和联合循环的用气测算模式也有差别，因此，只能简单总结为出力越高的机型每小时耗气量更高，LNG耗气量从1吨到93吨不等。
按照天然气低位热值33.41MJ/m•、购气价2.0元/m3测算，“联合循环”的“度电成本”为0.48~0.60元/kW·h（含税），“简单循环”的“度电成本”为0.70~0.96元/kW·h（含税）。在此需要指出，国内由于能源供应相对紧缺，且逐步加强能耗管理，目前国内燃气电厂多采用“联合循环”机组。
4）为验证用气量及成本测算的可信度，我们选用通用公司公布的《9HA电厂价格手册》、华北电力设计院出版的《大型燃气轮机电厂工程实践》开展两次验证，详细验证结果见表1。
在验证过程中，我们选用天然气低位热值33.41MJ/m3、气化率1495m3/吨，并选取燃料成本占比72%、购气价格2.0元/m3作为测算参数，通过对四类机型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03）实际生产数据来进行比对，结果显示“用气量”测算偏差仅为0.5%、1.66%、1.98%、2.79%；“度电成本”测算偏差仅为1.91%、2.40%，结果显示用气量及成本测算模型可信度较高。
2008年广东对省内燃气电厂执行0.745元/千瓦时的上网标杆电价。2011年大鹏LNG配套气电项目上网电价调整为0.533元/千瓦时。根据《国家发改委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号）要求“新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定”，2015年11月广东省发改委公布了《关于完善我省部分9E燃气蒸汽联合循环发电机组核准手续办法》，将全省18台还没完成核准手续的9E机组上网电价由不足0.6元/千瓦时转为0.745元/千瓦时。
2017年10月，广东省发改委公布了《关于降低我省天然气发电上网电价的通知》，要求“广东省售电价0.745元/千瓦及以上的气电项目，上网电价在现有基础上统一降低0.03元/千瓦时（含税），调整为0.715元/千瓦时”，政策涉及的天然气发电项目共计29个，包括燃气电厂与分布式项目两大类。
为落实政府工作报告中提出的“一般工商业电价降低10%”的目标（约下降8分钱）。2018年9月，广东省发改委公布了《关于降低天然气发电上网电价有关事项的通知》，要求“燃气机组上网电价高于0.665元/千瓦时的将统一下调至0.665元/千瓦时。新投产燃气机组上网电价统一调整为0.665元/千瓦时，调试运行期的上网电价为商业运行期上网电价的80%，即0.532元/千瓦时”，政策涉及的天然气发电项目共计36个，包括燃气电厂与分布式项目两大类。
广东气源复杂、成本差距大、机组类型多，因此气电项目运营千差万别。部分项目采购中海油海气资源（如珠海洪湾电厂、中山嘉明电厂），部分项目从中国石油直接购气（如佛山福能电厂），部分项目经城市燃气采购资源（如深圳钰湖电厂），甚至存在LNG大规模发电项目（协鑫永和电厂）。
整体来说，直接采购中海油海气资源（1.80元/立方米）和中国石油管道气资源（2.06元/立方米）的气电成本较低；经城市燃气采购的成本环节多、发电成本高；以LNG作为主力气源的项目气价低谷时期，成本低至2800元/吨，但目前经营压力快速上升。
为研究气价和气电价传导机制，选用“度电耗气量0.2立方米”作为设备参数，选用气电成本占比80%，开展气电上网电价承受范围测算。以低成本海气作为气源模型，项目最低可承受上网电价0.45元/千瓦时；以高成本进口LNG（5000元/吨）作为气源模型，项目最低可承受上网电价0.87元/千瓦时，因此，不同项目上网电价承受范围差异较大（0.45~0.87元/千瓦时）。
随着天然气价格改革和电力市场改革的深入，气价和电价的矛盾将逐步缓解。但短期内部分项目将面临“气价市场化改革带来的成本上升”和“气电上网价格下调压减”的双重压力。为协调气价电价改革，维护燃气发电主体的积极性，建议政府和企业在产业改革过程中，同步开展以下工作：一是完善天然气购销合同管理，提前锁定购销气量价格，实现供气企业和发电企业的成本管理；二是电力交易市场建成过程中，引入带有外部效应评价的电价机制；三是加快国内已探明天然气动用进程，加快页岩气应用技术革命；四是统筹社会环保综合效益，合理分配工商业电价降价空间，让经营压力较小的电网企业和煤电企业承担主要的电力降价责任；五是加大燃气轮机、内燃机等核心技术的应用研究，降低气电运维成本。
随着我国环境保护政策的不断推进，天然气作为清洁化石能源，在一次能源消费中的占比将快速提升。结合我国燃气轮机与页岩气开发的技术革命进程，预计“十三五”期间，燃气发电产业的技术可行性与经济效益性将大幅改善。
