北美及欧洲国家天然气已成为发电的首要动力。据美国动力信息署EIA和欧洲动力转型现状陈述显现，自页岩气革新以来，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%。与发达国家比较，我国天然气发电占比极低，气电装机硬件占比仅为4.4%。跟着我国天然气及电力商场的不断完善，“十三五”期间天然气发电将迎来许多机会。
一是上海电气将逐渐完结安萨尔多的股份收买，政府将加速燃气轮机中心技能国产化进展。二是LNG现货进口快速增加，一同国内储气设备迎来出资热潮，将为燃气发电工业添加供给保证。三是2018年4月18日上海石油天然气买卖中心成功展开7月及11月现货预售买卖，完结气电商场供需匹配，履行气电错峰调控手法。四是发改委接连出台天然气价格变革系列方针，继续引导气电本钱及价格对立。更加严厉的环保要求和相关方针将驱动天然气在发电范畴的快速展开，我国的燃气发电正在迎来新的展开机会。
燃气电厂的简略循环是指天然气的化学能顺次经过紧缩、焚烧、胀大进程组成的热力循环。出产流程的首要设备有燃气轮机、发电机、进排气及辅佐体系，凭借以上设备完结天然气化学能焚烧发生热能，再经过轴带动将热能转化为电能[。可是，因为焚烧后的热能仅参加一次电能转化，因而，动力使用率较低，仅为30%~40%，与一般燃煤电厂动力使用功率恰当。
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。出产设备较简略循环添加了余热锅炉、蒸汽轮机及冷凝设备，凭借以上设备完结天然气焚烧余热的收回再使用，然后完结天然气一次焚烧参加两次电力转化，下降简略循环烟气动力丢失，提高全体动力使用功率。现在，世界先进联合循环机组可完结60%的发电功率，相较简略循环可提高约20%使用功率。
燃气轮机由压气机、焚烧室、燃气透平及辅佐体系组成。燃气轮机的首要作业进程是压气机（即紧缩机）接连地从大气中吸入空气并将其紧缩；紧缩后的空气进入焚烧室，与喷入的燃料混合后焚烧，成为高温燃气；高温燃气随即流入涡轮中胀大做功，推动涡轮叶轮带着压气机叶轮一同旋转；燃气涡轮在带动压气机的一同，尚有余功作为机械功输出，借由发电机转轴将机械功转化为电能，然后完结燃料化学能、热能、机械能、电能的动力转化流程。
在工业历史上，因为大型燃气轮机的演化途径不同，到现在燃气轮机依照体量及功率巨细可分为重型工业燃机和轻型航改燃机两类不同门户。重型工业燃机的开山祖师源自工业蒸汽轮机，是经过压气机和焚烧室的归纳改造完结蒸汽体系的替换，然后集成简化设备体系，创造出工业基础的燃气轮机。轻型航改燃机望文生义源自航空发动机的演化，中心技能沿袭航空发动机工艺，即燃料经高压压气机、焚烧室、高压涡轮，发生高温高压燃气。重型工业燃气轮机功率输出高，一般出力规模在30~500MW，但机型厚重、体积较大，常用于燃气发电、气体紧缩、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，启停敏捷、体积小、装置快捷，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中心设备，而电力追根溯源起源自天然气内存的化学能。要完结燃气电厂设备体系的动力转化及天然气用量测算，中心在于热力学第一规律——能量守恒规律。除热力学规律外，完结核算还需把握天然气气质参数、燃气轮机机型参数（设备出力及动力转化功率）等。
现在，燃气电厂的发电本钱首要由固定资产费用、运维费用、燃料费用三大金钱构成。因为中心设备依托国外进口、修理保护，因而，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阐明材料可知，燃气电厂的固定资产一般可视为总本钱的20%，运维费用一般为5%（部分机组运转环境较差，修理频率高，故实践费用或许更高），燃料费用占比约达75%。针对国内一批投产较早，运转较平稳的燃气电厂，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发布的燃气轮机机型参数，对ISO条件下各种机型简略循环及联合循环形式的用气量、发电本钱等信息展开开始测算，各种机型运转成果各有不同，但存在根本展开趋势。
度电耗气量＝1/1m3NG发电量＝1/（热值参数×联合循环动力使用功率）
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”进行了全体测算。经测算，“度电耗气量”趋势为0.17~0.34m3/kW·h。全体趋势可理解为，设备类型越高，度电耗气量越低；同种机型的“联合循环”均比“简略循环”耗气量更低，两种循环形式度电耗气量相差约30%。
跟着燃气轮机的不断展开，“出力MW”规模越来越广，现在已能完结10~560MW。同种机型的“联合循环”均比“简略循环”出力更高，根本完结1.5倍的增加趋势。因为机型不同，出力的才能规模不同很大，且简略循环和联合循环的用气测算形式也有不同，因而，只能简略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。
依照天然气低位热值33.41MJ/m•、购气价2.0元/m3测算，“联合循环”的“度电本钱”为0.48~0.60元/kW·h（含税），“简略循环”的“度电本钱”为0.70~0.96元/kW·h（含税）。在此需求指出，国内因为动力供给相对紧缺，且逐渐加强能耗办理，现在国内燃气电厂多选用“联合循环”机组。
4）为验证用气量及本钱测算的可信度，咱们选用通用公司发布的《9HA电厂价格手册》、华北电力设计院出书的《大型燃气轮机电厂工程实践》展开两次验证，具体验证成果见表1。
在验证进程中，咱们选用天然气低位热值33.41MJ/m3、气化率1495m3/吨，并选取燃料本钱占比72%、购气价格2.0元/m3作为测算参数，经过对四类机型（9HA.01、9F.05、9E.03、6B.03）实践出产数据进行比对，成果显现“用气量”测算误差仅为0.5%、1.66%、1.98%、2.79%；“度电本钱”测算误差仅为1.91%、2.40%，成果显现用气量及本钱测算模型可信度较高。
2008年广东对省内燃气电厂履行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。依据《国家发改委关于标准天然气发电上网电价办理有关问题的告诉》（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，在参阅天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，恰当考虑两者发电本钱的合理差异确认”，2015年11月广东省发改委发布了《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方法》，将全省18台没有完结核准手续的9E机组上网电价由缺乏0.6元/千瓦时转为0.745元/千瓦时。
2017年10月，广东省发改委发布了《关于下降我省天然气发电上网电价的告诉》，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一致下降0.03元/千瓦时（含税），调整为0.715元/千瓦时”，方针触及的天然气发电项目合计29个，包含燃气电厂与分布式项目两大类。
为履行政府作业陈述中提出的“一般工商业电价下降10%”的方针（约下降8分钱）。2018年9月，广东省发改委发布了《关于下降天然气发电上网电价有关事项的告诉》，要求“燃气机组上网电价高于0.665元/千瓦时的将一致下调至0.665元/千瓦时。新投产燃气机组上网电价一致调整为0.665元/千瓦时，调试运转期的上网电价为商业运转期上网电价的80%，即0.532元/千瓦时”，方针触及的天然气发电项目合计36个，包含燃气电厂与分布式项目两大类。
广东气源杂乱、本钱距离大、机组类型多，因而气电项目运营千差万别。部分项目收购中海油海气资源（如珠海洪湾电厂、中山嘉明电厂），部分项目从我国石油直接购气（如佛山福能电厂），部分项目经城市燃气收购资源（如深圳钰湖电厂），乃至存在LNG大规模发电项目（协鑫永和电厂）。
全体来说，直接收购中海油海气资源（1.80元/立方米）和我国石油管道气资源（2.06元/立方米）的气电本钱较低；经城市燃气收购的本钱环节多、发电本钱高；以LNG作为主力气源的项目气价低谷时期，本钱低至2800元/吨，但现在运营压力快速上升。
为研讨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，选用气电本钱占比80%，展开气电上网电价接受规模测算。以低本钱海气作为气源模型，项目最低可接受上网电价0.45元/千瓦时；以高本钱进口LNG（5000元/吨）作为气源模型，项目最低可接受上网电价0.87元/千瓦时，因而，不同项目上网电价接受规模差异较大（0.45~0.87元/千瓦时）。
跟着天然气价格变革和电力商场变革的深化，气价和电价的对立将逐渐缓解。但短期内部分项目将面对“气价商场化变革带来的本钱上升”和“气电上网价格下调压减”的两层压力。为和谐气价电价变革，保护燃气发电主体的积极性，主张政府和企业在工业变革进程中，同步展开以下作业：一是完善天然气购销合同办理，提早确定购销气量价格，完结供气企业和发电企业的本钱办理；二是电力买卖商场建成进程中，引进带有外部效应点评的电价机制；三是加速国内已探明天然气动用进程，加速页岩气使用技能革新；四是统筹社会环保归纳效益，合理分配工商业电价降价空间，让运营压力较小的电网企业和煤电企业承当首要的电力降价职责；五是加大燃气轮机、内燃机等中心技能的使用研讨，下降气电运维本钱。
跟着我国环境保护方针的不断推动，天然气作为清洁化石动力，在一次动力消费中的占比将快速提高。结合我国燃气轮机与页岩气开发的技能革新进程，估计“十三五”期间，燃气发电工业的技能可行性与经济效益性将大幅改进。
