表注：燃煤机组煤耗按282g/kWh计算；E级燃气机组气耗按0.190Nm3/kWh计算；F级燃气机组气耗按0.183Nm3/kWh计算；H级燃气机组气耗按0.170Nm3/kWh计算。
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经测算，燃气电厂在降低污染物排放、碳排放，提高能源利用效率，调节电网峰谷差等方面明显优于燃煤电厂。同时，燃气—蒸汽联合循环在热电联产基础上，更有利于能源的梯级利用。当然，在燃料成本偏高的当下，燃气电厂也应积极寻找合适的生存之道。建议相关部门在“十四五”能源规划中继续深化能源供给侧结构性改革，提高天燃气发电比重。
在当前的能源使用状况下，推动能源系统低碳转型、提高能源利用率，成为各国能源从业者共同的目标。电力需求的增长，将使中国等发展中国家电力行业的脱碳变得更加困难。这一方面要努力推进电力系统脱碳化，积极探索发展风光可再生电力、推进燃料转换、“化石能源发电+CCS碳捕捉”等多种电力系统脱碳化路径。另一方面，也要意识到电气化并非能源转型的全部，我们要从节约能源消费、提高能源利用效率、发展可再生能源、氢能等其它能源多方面入手，提供一个更加多元化的低碳转型方案。燃气—蒸汽联合循环发电作为低碳环保、能源梯级利用的典型代表，已成为世界各国推动能源转型的关键措施。我国燃气电厂在当前形势下也需探索出一条新的生存与发展之路。
燃气电厂综合优势高于燃煤电厂
随着世界经济规模的不断增大，世界能源消费量持续增长，同时，世界能源消费结构逐渐趋向优质化。2018年，经合组织国家的煤炭需求降至1975年以来的最低水平，说明部分国家和地区已经开始实现多元的能源结构，可再生能源使用的增长替代了煤炭和石油的使用。据BP公司预测，中国能源消费中煤炭的占比将快速下降，从2018年的60%降至2040年的35%，降低的总量基本由可再生能源和天然气的增量抵消。
燃气电厂污染物与碳排放水平优于全生命周期的燃煤发电
对于燃煤电厂来说，排放的大气污染物主要有氮氧化物、二氧化硫、烟尘等，因管道天然气中基本不含硫，所以燃气电厂排放的大气污染物主要为氮氧化物。
2016年，原环境保护部下发的《火电行业排污许可证申请与核发技术规范》要求火电机组排污量按照机组装机容量和年利用小时数，采用排放绩效法测算。据测算，在装机容量和年利用小时数一致的情况下，燃煤电厂的氮氧化物允许排放量是燃气电厂的1.6倍。
而实施超低排放以后的燃煤机组的污染物当量值仍明显高于燃气机组，根本不存在所谓的环保优势。我国大部分地区火电厂氮氧化物的排放标准为50mg/m3，目前只有北京与深圳对燃气机组的氮氧化物排放提高了要求，要求排放浓度不大于15mg/m3。随着低氮燃烧技术的进一步发展，我国其他地区燃气机组的NOx排放标准也会逐步降低到15mg/m3。
相关研究显示，燃煤电厂和天然气电厂的全生命周期碳排放分别为745.9735g/kWh、522.4980g/kWh，其中发电运行分别占全生命周期碳排放的90.80%、68.15%，即燃煤电厂发电过程中碳排放量为677.34g/kWh，而天然气电厂发电过程中的碳排放量仅为356.08g/kWh，不到燃煤电厂碳排放量的一半。整体来说,燃煤发电全生命周期和发电环节的碳排放均高于天然气发电。
燃气—蒸汽联合循环能源利用效率优势明显
根据中电联发布的《中国电力行业年度发展报告2019》中的数据，2018年，全国6MW及以上电厂供电标煤耗为307.6g/kWh，比2017年降低1.8g/kWh。根据国家发改委、原环境保护部及国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，现役先进水平的1000MW级超超临界燃煤机组供电标煤耗为285g/kWh，新建1000MW级超超临界湿冷机组设计供电煤耗为282g/kWh。
按照供电煤耗282g/kWh计算，每千瓦时供电所耗能量为8264.57kJ，能源利用率为43.56%。根据燃气—蒸汽联合循环机组实际运行情况，E级联合循环的气耗为0.190Nm3/kWh，F级联合循环在纯凝工况下的气耗为0.183Nm3/kWh，而新型的H级联合循环机组气耗能达到0.170Nm3/kWh。即使以气耗相对较高的E级联合循环机组计算，天然气高位热值按36MJ/m3计算，每千瓦时供电所耗能量为6840kJ，能源利用率为52.63%。按照H级联合循环机组的气耗计算，供电的能源利用率为62.4%。
可见，在能源利用的效率方面，燃气-蒸汽联合循环比常规燃煤机组有明显的优势。
燃料成本过高致燃气电厂收益偏低
关于燃气电厂与常规燃煤电厂经济性对比的研究有很多，从电厂的利润情况来看，燃气电厂的盈利能力的确不如燃煤电厂，而且存在较大差距。但是，造成这种情况的主要原因是燃气电厂燃料成本远高于燃煤电厂，收益远低于燃煤电厂。
在我国，电网企业和电厂企业作为国民经济保障企业，在盈利的同时承担了更多的社会责任。虽然电网对参与调峰的发电企业有额外奖励，但对于发电企业来说，电网的调峰奖励往往不能覆盖调峰所产生的成本，导致企业调峰的积极性不高，此时只能通过限制工业用电来保障居民用电。如果完全从经济角度来说，这种运行方式是不经济的，也导致燃气机组无法发挥调峰速度的优势，成为影响燃气电厂利润的一个重要原因。
在某些国家，电力生产经营市场化程度较高，夏季高温时，用电价格甚至可飙升至9美元/千瓦时，折合人民币接近63元/千瓦时，是平时电价的180倍。在这种情况下，发电企业有足够的积极性进行调峰。虽然这是一个比较极端的情况，但对于燃气发电机组，其控制模式中有一种“尖峰负荷”（PEAK）模式，在这种模式下，燃气轮机通过提高燃烧初温以增加出力，这种运行方式会降低设备使用寿命，此时需要电厂经营者根据调峰电价和设备的成本进行取舍。
燃气机组更适于调节电网峰谷差
根据《2019年全球电力报告》中的数据，2018年，我国发电量为7.1万亿千瓦时，位居全球第一，占全球总发电量的26.7%，比第二名的美国多2.6万亿千瓦时。但我国人均耗电量排名在63位，说明我国电力行业仍有较大发展空间。由于电力难以储存的特殊性，电力的生产和消耗需要保持实时平衡。近年来，虽然也发展了诸如抽水蓄能、电池蓄能等方法平衡电网的峰谷差，但对于目前电网的规模来说，这些手段的调节能力有限。对于电网来说，能够快速调整负荷的发电机组比其它手段能更好地平衡电网的峰谷差。
常规燃煤发电机组容量大，能够为电网提供基本的负荷，调节负荷的速率为10MW/分钟。燃气发电机组具有启动快、调节负荷快的特点，负荷调节速率能够达到65MW/分钟，显然燃气机组更适合用于调节电网的峰谷差。另外，燃气机组启动快，既可以作为电网的黑启动电源，也可以对天然气管网进行调峰，发挥储气库的部分调峰作用。
燃气电厂选址更为灵活
对燃煤电厂来说，其最主要的区域为燃煤储存区域，由于燃煤电厂对燃煤的需求量十分巨大，按照两台600MW燃煤发电机组的耗煤量，满负荷运行状态下每天需消耗煤炭约10500吨，如果电厂储存15天的燃煤量，则存煤量达到15.75万吨，储煤厂占地约2万平方米，加上灰场，总占地面积能达到40万平方米。此外，由于煤炭运输量大，燃煤电厂需建立在铁路或码头旁边。而对同样规模的燃气电厂，由于天然气采用管道输送，总占地面积约14万平方米。而且燃气电厂排污量低，即使建设在城市中心也不会对周围产生影响。
由燃煤电厂和燃气电厂的特性可以看出，燃煤电厂适合建设在远离城市中心，靠近煤矿或铁路、码头的地方。燃气电厂则可以根据电负荷、热负荷的集中程度选址，适合建设在采暖集中或工厂较集中的区域，如城市附近和工业园区。
燃气轮机的广泛使用将带动基础性学科发展
从1939年世界第一台燃气轮机投入商业运行开始，燃气轮机的发展取得了长足进步。其燃烧初温能从最初的550℃发展到H级燃机的1500℃，得益于透平材质以及涂层材料的飞速进步。反过来说，也正是商业的需求促进了材料的研究与发展。另外，燃气轮机的应用并不仅仅局限于商用与发电，还广泛应用于军事上，主要为飞机及大型舰船的动力发动机。GE公司曾在1969年推出LM2500型航改型燃机，直到今天仍应用在美国海军最新的水面作战船上。
燃气轮机的应用，从某种意义上说，是为燃气轮机核心技术的研发与进步提供了平台与支撑，任何成熟的技术都不是在实验室里发明出来的，而是通过不断实践、研发、再实践的过程得以实现。中科院上海高等研究院自主研发的天然气分布式能源机组已投入商业运行，为微型燃气轮机的国产化向前推进了一大步。当前，部分人士认为我国没有掌握燃气轮机的核心技术，造成燃机投资高、维修成本高，所以应减少在燃气轮机上的投资，这种认识是片面的。燃气轮机除了能推动材料科学的发展外，还能推进燃烧理论、控制理论等基础性学科发展，燃气轮机的广泛使用必将会带动这些基础性学科的发展。
燃气—蒸汽联合循环提高能源梯级利用水平
能源梯级利用是能源利用最合理和经济的一种方式。无论是一次能源还是余能资源，均应按其品位逐级加以利用。燃气—蒸汽热电联产是一种典型的能源梯级利用方式，在热电联产系统中，高温烟气（约1500℃）先用来发电，发电后的低温烟气（约560℃）再将水加热为水蒸汽，高温蒸汽先用来发电，低温余热则可向工厂、写字楼及住宅供热与制冷。目前丹麦已经不再建设大型火力发电厂，因为大型火电存在难以实现能源梯级利用、用户终端能耗水平无法降低等问题，通过实施分布式能源系统，能源梯级利用的总能效可达80%以上。
由能源梯级利用的理论可知，工质的初温越高，其能源梯级利用的范围就越大，能源利用的效率就越高。与燃气电厂相比，燃煤电厂的工质为水及水蒸汽，其初温为500℃-600℃，而燃气电厂的一级工质为空气和天然气，二级工质为水及水蒸汽，对E级燃机而言，其一级工质的初温可达1124℃，对目前最先进的H级燃机来说，其一级工质的初温可达到1500℃，这也是燃气电厂效率高于燃煤电厂的根本原因。
能源的梯级利用包括按质用能和逐级多次利用两个方面。其中，按质用能就是尽可能不使高质能源去做低质能源可完成的工作，在一定要用高温热源来加热时，也尽可能减少传热温差。在只有高温热源，又只需要低温加热的情况下，则应先用高温热源发电，再利用余热供热，如热电联产。逐级多次利用就是高质能源的能量不一定要在一个设备或过程中全部用完，因为在使用高质能源的过程中，能源的温度是逐渐下降的（即能质下降），而每种设备在消耗能源时，总有一个最经济合理的使用温度范围。这样，当高质能源在一个装置中已降至经济适用范围以外时，即可转至另一个能够经济使用这种较低能质的装置中去使用，使总的能源利用率达到最高水平。
近年来，随着能源利用水平的提高，燃气—蒸汽联合循环在热电联产的基础上，发展为热、电、冷联产，通过余热锅炉末级热量生产热水，并通过溴化锂设备生产出7℃左右的冷水，向生产办公区域及电厂周围用户供应冷水，进一步提高了能源的利用率。虽然能源梯级利用是针对发电和供热企业提出的，但可以广泛地扩展到制冷、化工、冶金等各种工业过程，必要时可用热泵来提高热源的温度品位后再利用。不同的企业对能量的等级要求是不一样的，可以根据各用能企业的能级需求，先将高能级热源经上一级企业使用后降为低能级热源，再供给需求低的企业使用。能量的梯级利用能够有效满足各单位的用能需要，而不增加能源消耗，极大地提高了能源利用率。
燃气电厂要提升自身生存能力
进入2020年，“十三五”即将迎来尾声。经济快速发展和社会生产力显著增强，我国能源领域发生了翻天覆地的变化，取得了举世瞩目的伟大成就。传统的“等、靠、要”经营方式已经落伍，经营者如果还保持过去电厂的经营理念，必然会将电厂带入发展的死胡同。燃气电厂也需要在多元化经营上大胆尝试和创新。
首先，要开辟主营业务外的新业务。创新商业模式，逐步向综合能源服务商和供应商转型，建立以热电生产为主，综合能源为辅的新模式。在电力生产过程中，为保证发电机组的正常运行，会配套除盐水、压缩空气的生产，而电厂在设计时，往往会在水、气最大使用量的基础上设计一些余量，以保证工况最恶劣的情况下发电机组能正常运行。在不增加设备的基础上，可以将多余的除盐水、压缩空气作为商品出售给周边需要的企业，既可为周边企业节省设备投资和运行维护成本，也可为企业增加利润。
其次，要优先发展分布式能源系统。结合“十三五”新型城镇化建设和城乡天然气管道布局规划和建设，优先发展分布式能源系统，因地制宜发展大型天然气发电(热电)站，以实现能源的梯级利用。在电网系统调峰容量不足地区，利用天然气发电机组承担调峰调频任务，提高系统运行灵活性、可靠性，减少弃风、弃水、弃光。
再次，要抢抓碳排放机遇，争取外部市场收益。作为燃机发电企业，相比燃煤电厂，有着碳减排优势，要认真研究碳排放交易政策，跟踪掌握国内碳排放政策走向，使碳减排交易成为新的利润增长点。燃气电厂要利用燃机减排优势，积极介入，充分利用碳交易机制，依靠碳市场机制来合理配置碳排放权这一环境资源，合理制定碳资产的经营策略，对碳资产进行科学管理，实现碳资产收益最大化。
“十四五”时期是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期，是积极应对国内社会主要矛盾转变和国际经济政治格局深刻变化的战略机遇期。“十四五”期间，我国的能源产业必将得到更加充分的发展。燃气—蒸汽联合循环发电作为低碳环保、能源梯级利用的典型代表，建议相关部门在“十四五”能源规划修订时高度重视，提高天然气发电比重，继续深化能源供给侧结构性改革。
一是从我国的资源结构来看，天然气属于一种稀缺的能源资源，使用时应提高利用效率。热电冷三联供技术，则提供了一种很好的梯级利用高品质能源的方式，既能实现节能的目标又有利于环境保护，符合我国目前的国情和能源技术的发展潮流。
二是从能源的发展来看，虽然世界各国都在努力降低煤耗，但随着能源需求的日益增加，煤炭的需求总量仍将增加，煤炭作为能源供应的主力短期内不会改变。而天然气的供应紧缺情况也会随着开采技术及天然气贸易的发展，逐年得到改善。
三是燃煤电厂与燃气电厂在电网中的作用各有侧重，燃煤电厂适合作为电网的基础负荷，承担保障电网安全及电力供应的主力作用。而燃气电厂适合布局在电负荷及热负荷中心，以其清洁、高效、快速的特性为电网充分发挥调峰作用。
四是燃气电厂应该根据自身的优势，开展多种经营模式，拓展电厂的业务范围，提升生存能力。
