天然气发电产业发展机遇与挑战并存

发布时间：2016-03-07

一、发展天然气发电是我国能源结构调整的现实需要

国务院《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》中提出坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系。重点实施四大战略：节约优先战略、立足国内战略、绿色低碳战略、创新驱动战略。其中，绿色低碳战略，要求着力优化能源结构，把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向。坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举，逐步降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重，大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重，形成与我国国情相适应、科学合理的能源消费结构，大幅减少能源消费排放，促进生态文明建设。到2020年，天然气消费比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内，非化石能源占一次能源消费比重达到15%。

未来我国将大力推进能源节约，控制煤炭消费总量，大力发展非化石能源，促进中国能源的转型升级。电力体制革命是实现能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面革命的重要组成部分。电力体制革命的方向是：电力供应安全和低碳化、电力供给和消费的市场化、协调一致的市场与电网运营规则、高标准公众服务职责和普遍服务、完善的法律法规体系和高效的电力监管。电力体制革命将实现电网的公平接入，缓解新能源及可再生能源上网问题;促进分布式电源产业快速增长;推动气体清洁能源发电的进一步发展。

天然气作为化石能源中的低碳能源，将成为各消费国的重要能源选择。选择发展气体清洁能源，不仅有助于应对气候变化，还能促进电力的低碳转型，实现电力的多元化发展，更好地保障电力有效供给。天然气用于发电可有效缓解天然气管道调峰问题，节省了调峰设施建设费用。天然气用气具有季节、日和小时等不平衡性，且难以储存，随着我国天然气产量和用气量的不断增长，各地不同程度存在天然气调峰问题，天然气供应结构的不平衡问题更加突出。当前，我国管道天然气的主要调峰方式包括设施调峰和用户调节两种。以某北方城市为例，对比分析天然气发电对天然气季节调峰的影响，结果表明天然气发电能够缩小天然气峰值与各月平均气量的倍数，各月用气量之间的不均衡性、峰值与低谷的倍数、季调峰储气容积占年用气量的比例也有所减小，天然气供应系统的利用效率提高，使天然气供应系统季节调峰单位成本明显降低，有利于天然气产业的可持续发展。

二、天然气发电产业得到一定发展，但也面临挑战

目前，我国能源结构仍以煤炭为主，低碳、清洁的天然气在中国尚未得到充分利用。天然气能源消耗仅占中国一次能源消耗总量的6%，比世界平均水平低了18个百分点。而从全球能源消费来看，煤炭、石油、天然气等主要一次能源的消费比例较为均衡(图6-1)。




我国受天然气资源限制，“九五”以前燃气装机较少。自2000年以来，我国天然气发电产业取得了较大的发展。随着国内一批燃气电厂的陆续竣工投产， 燃气装机容量显著增加，但是占比仍然比较低。2014年我国全口径发电装机容量13.6亿千瓦(图6-2)，其中，气电装机容量为5567万千瓦，占比4.09%，煤电装机占比61%。2014年我国全口径发电量5.55万亿千瓦/时，天然气发电量1183万千瓦-;时，占比2.13%，煤电发电量占比73%。




分析天然气发电产业发展缓慢原因，主要受到天然气价格与上网电价，发电用天然气供应保障，燃气分布式电站/能源站项目电力“并网”等问题的影响。

(一)天然气价格和上网电价间存在矛盾

天然气的价格对于燃气发电成本有决定性的影响，燃气发电成本由三部分组成，即设备的折旧成本、机组的运行维护成本以及燃料成本，其中，燃料成本的比例达到70～80%，所以降低燃气发电成本的关键是降低天然气价格。目前我国大部分天然气发电企业实行的是临时上网电价，各电厂的上网电价实行“一事一议”、“一厂一价”的方式，没有明确的定价方法，调整机制和热电联供形式下热、电之间的分摊方法，气电灵活调峰、清洁环保、利用高效等优势没有得到充分体现。由于天然气发电上网电价较高，燃气机组出现备用时间长、利用小时数偏低等问题，燃气发电企业普遍经营困难，不利于我国天然气发电行业的健康、可持续发展。虽然浙江等省市对燃气发电企业实施了两部制电价，一定程度上缓解了天然气发电企业的生存压力，但仍未起到发展低碳能源的导向作用。

交叉补贴造成的价格机制扭曲现象广泛存在于气、电、水等资源性产品价格中。居民用气价格与工业用气、热力用气价格之间存在交叉补贴现象。从世界各主要消费国工业用户与居民用户天然气零售价格比较看，除中国外，其他国家的工业用户气价均低于居民用户气价，比如，工业用户气价与居民用户气价相比，欧盟和OECD(经济合作与发展组织)国家平均约是1∶2，美国、荷兰约是1∶2.5，加拿大约是1∶4。气价反映了不同用户真实的成本构成，用气量越多，气价应越低。实际调研数据显示，目前我国居民生活用气价格普遍比各省门站价低，这部分燃气成本通过行政手段转嫁给了工业、热力等用户，而热力用户在集中采暖季节(每年的11月至次年的3月)由国家对其进行财政补贴。不同消费部门之间的交叉补贴，严重扭曲了天然气市场价格。因而天然气价格及其有关电价、热价、冷价等方面已经成为我国发展清洁能源、天然气热电联产亟需解决的问题。

(二)天然气发电年利用小时数低

2009--2013年我国天然气发电平均利用小时数分别为2353小时、2938小时、3210小时、2938小时和2653小时，比同期煤电平均利用小时分别低2513小时、2093小时、2095小时、2044小时和2359小时。在西气东输二线工程投产以前，全国天然气发电利用小时低主要是因为发电用天然气供给不足，特别是在用气高峰时段，燃气电厂用气优先等级较低，不得不执行天然气调峰任务。受调峰调频需要和天然气供应影响，我国燃气发电机组启停次数较多、年利用小时数较低，且地区差异较大(图6-3)。近几年天然气发电利用小时低的原因一方面是受到用电增长放缓的影响，另一方面是天然气价格上涨后，燃机电厂面临着发电即亏本的尴尬局面，因此，江苏、浙江等地区相继出台了燃机电量替代政策，将部分燃机电量转移给煤机代发。




燃气机组在天然气和电网双重调峰压力下，负荷率低，使得其热效率有所下降。同时发电量的减少也直接影响着燃气发电的经济效益，而且机组频繁启动和停机会明显缩短设备使用寿命，相应增加维修成本，降低机组运行可用率，从而进一步影响电厂经济性。

(三)并网仍是燃气分布式电站/能源站发展面临的主要问题

随着国家智能电网、智能微网技术的发展，分布式电站上网的技术障碍逐步得到解决。但燃气分布式发电燃机等核心设备依赖进口，设备成本和运维费用高，也提高了分布式燃气发电成本，在现行电力体制下，电网公司出于利益考虑，不愿高价收购分布式发电电量。分布式能源站的上网电价没有享受与燃气发电的同等政策，这在很大程度上限制了燃气分布式能源项目的发展。同时，燃气分布式电站的有关标准与制度尚未健全，缺乏对电网影响的明确评估方法，这些都是燃气分布式电站/能源站发展面临的主要问题。

(四)天然气发电用气保障仍有欠缺

目前全国各地气源的建设处于发展初期，各地对天然气发电的政策取决于当地经济社会承受能力和气源供给能力。天然气消费市场开发还处于初期阶段，天然气利用政策也优先保障城镇燃气和燃料替代，以致天然气发电在很大程度上受制于保证民生用气的政策环境制约。

上游产业链发展与终端消费市场开发之间的不协调和脱节、供应能力与终端市场消费失衡等多方面原因导致了天然气的供应紧张。国内天然气管道布局比较分散，而且天然气生产和干线运输基本由一家石油公司独自运营，各石油公司管网间没有联系，无法形成“沟通”和“联网”，在资源调配方面很难做到灵活机动，在一定程度上影响了天然气发电用气的保障供应。

(五)天然气发电缺少统筹规划

我国天然气发电缺少统筹规划，天然气供应与发电不协调，有关项目审批单位、天然气供应企业、电力调度机构、燃气发电企业缺乏有效衔接，使得燃气机组装机容量与天然气供应量、发电用气量与发电量、供气方式与电网调峰等不协调现象时有发生。

部分地区燃机规模不断增加，天然气供应不足问题突出。部分地区没有根据燃气供应能力和电网结构等因素，统筹考虑燃气发电规模、布局和建设时序，存在无序发展、区域布局不合理、气源难以支撑等问题，气电协调难度大。

天然气需求季节性不平衡，也造成了部分时段气电供需存在矛盾。我国天然气消费和电力需求季节性特征明显，冬季社会用气量大且处于用电高峰，春秋季发电供气有保障而电力负荷相对较低，存在气电供需矛盾，部分地区部分时段存在有气时无电力需求、需要发电时又缺气的现象。

天然气供气方式不灵活限制了燃气发电机组调峰能力。天然气供应通常按照“照付不议”合同签订，没有考虑发电调峰和电力供应的需要，将年供气量平均分配至每日向燃气发电企业供气，燃气发电机组只能按“以气定电”原则运行，限制了燃气机组调峰能力。

三、燃气发电装备制造能力逐渐增强

纵观中国燃气轮机的发展，因受设备设计制造核心技术不掌握的制约，国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，主要部件发生故障需返厂检修，维修周期少则几十天，最长达到十个月。此外，燃机备品备件国产化程度低，大部分备品供应渠道由国外公司垄断掌控，价格昂贵。燃机企业既要承担机组等待升级改造期间设备现有隐患的风险，也要承担升级改造的高昂费用及升级改造后可能面临的新风险，处于被动地位。

近年来通过引进先进技术和自主创新，我国的燃气发电装备在制造方面已经掌握了部分先进的技术和工艺，如重型燃气轮机核心热端转动部件的核心技术，打破了国外在重型燃机领域长期垄断的局面，燃气轮机系统制造能力逐渐增强，打破了价格垄断;技术服务逐步本地化，解决了维修周期和维修费不可控，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商的问题，燃机企业降低了运营维护成本。

(一)三大动力厂逐渐提高重型燃气轮机的国产化比例

为提高重型燃气轮机的国产化比例，东方 电气股份有限公司在技术引进的同时，利用大量自有资金进行技术改造，已建立起了除高温部件外的完整重型燃机制造体系，建设了重型燃机转子恒温加工车间、压气机叶片加工中心、转子高动试验室、总装车间等一大批关键生产制造、研发试验平台，并通过与三菱集团合资建厂的方式，实现透平动叶、静叶和燃烧器的本地化生产，逐步实现F级燃机及联合循环机组的国产化生产能力。

在F级机组技术转让协议中，德国西门子公司向上海电气集团股份有限公司转让了压气机、透平、燃烧室的制造技术。2014年5月8日，上气与意大利战略基金签署协议，收购该基金控股的电力设备制造商安萨尔多能源公司，有助于大幅提升燃气轮机领域内的竞争实力，早日实现燃气轮机业务的国际化进程。三大动力厂燃机装备国产化水平见表6-1。




近年来我国对燃气轮机的研发、应用都投入了大量的人力物力。2012年12月15日，中航工业沈阳黎明航空发动机(集团)有限责任公司通过产学研结合研制的我国首台具有完全自主知识产权的R0110重型燃机，在中海油深圳电力有限公司顺利完成连续72小时带负荷试验运行考核，这表明我国完全有能力研发具有自主产权的重型燃气轮机。2014年7月18日，重型燃气轮机使用的直径2米，重达6吨的高温合金涡轮盘模锻件在德阳东汽二重8万吨大型模锻压力机上研制成功，标志着我国已掌握了重型燃气轮机核心热端转动部件的核心技术，打破了国外在重型燃机领域长期垄断的局面。

(二)轻型燃气轮机产业发展进入新阶段

轻型燃气轮机多用于变负荷运行、邻近城区的小型调峰电站、移动式电站或分布式能源中心。国内的沈阳黎明航空发动机(集团)有限责任公司，与中国航空研究院沈阳六〇六所等单位研制生产出了QD-128燃气轮机，这是我国第一台拥有自主知识产权的燃气轮机。QD-128燃气轮机的研制成功，标志着我国燃气轮机产业已经进入一个新阶段，也代表着我国燃气轮机产业自行发展的开端，为我国燃气轮机国产化奠定了基础。

2011年8月23日，中国华电集团公司与美国通用电气公司(GE)在上海宣布成立“华电通用轻型燃机设备有限公司”，共同生产分布式能源的核心设备航改型燃气轮机，涉及转让技术的机型包括LM 2500+G4和LM 6000 PD/PF两种。合资公司的成立是我国引进分布式能源燃气动力技术装备的第一步，今后将逐步实现这项技术装备的国产化。

(三)微型燃气轮机国产化进程正处于起步阶段

微型燃气轮机利用航空涡轮机技术，集合了军用回热器，利用高温烟气对加压后的空气预热，再与燃料气混合进入燃烧器燃烧，产生的高温高压燃气推动透平转子做功，透平带动永磁发电机发电，所发电力经过电力电子装置，转换为高质量电能。

微型燃气轮机作为一类新型的小型的分布式能源系统和电源装置的发展历史较短。目前，微型燃气轮机的相关技术主要被欧美国家垄断掌握，国内市场上使用的微型燃气轮机发电机组几乎均为国外进口。为提升我国技术，国内对微型燃气轮机发电机组和其设计、制造、应用技术进行了大量的研究工作。

上海航天能源股份有限公司与美国Capstone公司长期合作，开展微型燃气轮机发电机组零部件设计制造，所制造产品已稳定出口美国Capstone公司近八年。同时与哈尔滨工业大学、中国燃气控股有限公司成立研究室，对微型燃气轮机发电机组的应用技术进行研究;与上海交通大学合作，开展低热值燃烧的微型燃气轮机发电技术研究，当前正在开展微型燃气轮机发电装置作为不间断电源的设计开发。

上海交通大学长期从事微型燃气轮机研究，小批量生产37马力水泵用微型燃气轮机，并研制成功20千瓦野战炮车用微型燃气轮机，同时与上海航天能源股份有限公司和澳大利亚联邦研究院在低热值(1-5兆焦/立方米)燃气稳定燃烧技术研究上进行了长期合作，研制了30千瓦、50千瓦低热值微型燃气轮机发电装置。北京航天科工三院31所也正在开发30千瓦微型燃气轮机发电机组，对于微型燃气轮机核心技术有了大量的基础研究，目前该样机已经完成，处于试验阶段。

2015年4月，由中航工业哈尔滨东安发动机(集团)有限公司下属公司哈尔滨东安科技开发公司研制的国内首台具有自主知识产权的WD18微型燃气轮机发电机组完成满载运行，研制取得成功，填补了国内空白。

(四)燃气内燃机的技术日趋成熟

燃气轮机和燃气内燃机是冷、热、电联产系统中动力系统的主要设备，燃气内燃机主要包括两大机构(曲柄-连杆机构和配气机构)和三大系统(进气系统、冷却润滑系统、燃料供给系统)，其机械部分与液体燃料的内燃机几乎无异，仅仅将液体燃料供给系统改成气体燃料供给系统。燃气内燃机的气体燃料包括天然气、焦炉煤气、煤层气、高炉煤气、沼气、垃圾填埋气等，不同成分的气体燃料低位发热值相差很大，对燃气内燃机的进气和燃料控制提出了很大的挑战，目前还不能做到一台燃气内燃机燃用不同种类的气体燃料。

燃气内燃机的核心技术包括曲轴、气缸及活塞的加工和燃料供给的电子控制技术。我国内燃机工业基础较好，引进生产的技术限制也很小。现代燃气内燃机的可靠性已大大提高，制造工艺不断改进，大量新材料、新技术的应用，使得大修周期不断延长。燃料供给系统控制技术由最初的机械式控制发展到现在电子控制系统，大体上经历了四个阶段：第一阶段为机械式燃料供给系统，第二阶段为机械式和电控混合式燃料供给系统，第三阶段为闭环电子控制燃料供给系统，第四阶段为缸内直喷电子控制燃料供给技术。目前，国内缸内直喷电子控制燃料供给内燃机技术还处在实验室研究阶段;用于发电的燃气内燃机大都是由液体燃料的内燃机改进来的，其燃料供给控制系统还处在第三个阶段，控制系统软硬件有待完善;还存在燃气内燃机的后燃、爆燃严重、排烟温度高，核心部件热负荷高，燃烧效率低、发电效率低等问题。从20世纪80年代开始，国内几家内燃机生产企业开始在柴油机基础上改造气体燃料发动机。“九五”、“十五”期间，先后研制出一批气体燃料发动机。重庆柴油机厂在51952型柴油机的基础上改制成了全沼气发动机，作为小型发电机组配套动力。与原柴油机的沼气互换率达到89.7%。潍坊柴油机厂是我国研制全烧气体发动机较早的单位，该厂于20世纪80年代初研制出功率为120千瓦的616OA-3型全烧式燃气发动机。贵州柴油机厂和四川农业机械研究所共同开发出60千瓦的6135AD(Q)型全烧式燃气发动机发电机组。此外，重庆红岩机器厂、上海内燃机研究所、南通柴油机厂等单位也进行过这方面的研究、研制工作。

济南柴油机厂和胜利动力机械厂发展异常迅猛。济南柴油机厂根据自身的经验和实力，吸收了国际先进技术和成熟经验，研制开发了各种系列燃气发电机组，发动机型式包括外混方式、机械内混式、闭环电控内混式、闭环电控外混式等多种机型;机组功率范围从8千瓦至1500千瓦;燃气种类包括天然气、焦炉煤气、沼气、煤层气、炼化尾气和秸杆气等，可满足不同地区、不同气体成分的使用要求。

国内第一套燃气内燃机冷热电联供系统由胜利油田胜利动力机械集团2002年初研制成功。胜利动力机械集团是中国最大的燃气内燃机专业制造企业之一，主要进行燃气发动机、柴油机发动机及其发电机组制造，节能石油装备制造，燃气发电投资等。至2013年，全世界利用胜动的产品燃气发电机组和乏风瓦斯氧化装置已建设了800多座节能项目，装机容量超过150万千瓦，年燃气绿色能源发电70多亿度。减排二氧化碳约6000多万吨，这相当于80余个中等城市所有汽车的尾气排量，取得了很好的社会效益和经济效益。

四、电力行业发展需要天然气发电

随着我国国民经济高速发展和人民生活水平提高，在相当长的时期内，一方面电力需求将保持较快的增长速度，另一方面电力负荷也多变、复杂并且具有不稳定性：(1)电力负荷的季节性变化越来越大;(2)随着电力总量增长，负荷峰谷矛盾越来越突出;(3)随着全国城镇化和电气化水平不断提高，部分地区的电网建设可能滞后于用电需求;(4)经济升级带来的产业梯度转移，促进地区性电力负荷分布不平衡。因此，我国有必要大力发展可再生能源的同时，加快发展天然气发电，以满足负荷增长和调峰的需要。同时，与燃煤发电相比，燃气发电占地面积小、能源利用效率高、污染低。燃气电厂占地仅为燃煤火电厂的10%～30%;通过燃气-蒸汽联合循环，发电效率可达60%，加上冷、热、电联供等余热利用措施，天然气能源利用效率达到80%以上。

(一)电力需求及电源结构优化需要发展天然气发电

电力消费规模、结构及其发展态势与经济运行密切相关。2014年全国电力消费量增速放缓，同比增长3.8%，比上年回落3.8个百分点。但我国人均装机容量、发电量和用电量都远低于一些发达国家，未来还有较大的增长空间，需进一步加大电力发展力度，在优化发展传统水电的同时，也要发展天然气发电、核电、风电等。

大力发展天然气发电，既可以使电源结构趋于合理，也能补充我国电力供应不足，更好地保障我国电力的有效供给。从长远看，随着我国风电、太阳能发电等新能源发电技术的不断成熟和大规模应用，天然气发电将在新能源消纳中承担调峰的主要角色，对于解决新能源发电的间歇性、保证电网运行的安全性和稳定性、促进新能源的快速发展具有举足轻重的作用。

据美国能源信息署(EIA)预测，许多国家选择天然气发电来满足未来的电力需求，而不是选择更昂贵或碳排放密集型的电力来源。2010?2040年，全球天然气发电量占比将从22%增长至24%(图6-4)。其中，经济合作与发展组织国家天然气发电量占比增幅较高，将从23.3%增长至30.3%。EIA预测至2040年美国天然气发电占比达到31%(图6-5)。







根据国网公司《电力需求预测及负荷特性研究》专题报告及中国电力企业联合会(简称中电联)的相关预测，未来全国电力需求量见表6-2。预计2020年、2030年全国全社会用电量将分别达到8.1万亿千瓦/时和11.9万亿千瓦/时。人均用电量将稳步提高， 2020年、2030年将分别达到5380千瓦/时/(人/年)和8260千瓦/时/(人/年)。




按照GE能源战略研究预测，50%的新增电力供应来自于煤炭发电，另外50%来自于天然气和所有其它发电资源，将比过去十年电力市场所展现出来的更具多样性。到2025年，天然气在中国电力市场的比重将是目前的三倍，占到发电总量的6%。根据中电联发布的《电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告》及中国电力发展促进会的相关预测，未来全国电力总装机和气电装机规模见表6-3。




电力行业的另一重要发展方向是分布式能源系统，建设天然气分布式能源站，推广能源梯级利用技术将是我国实施能源互联网的重要方式。从长远看，随着我国风电、太阳能发电等新能源发电技术的不断成熟和大规模应用，天然气发电因其运行起停灵活、环境影响小、调峰范围广、优化电源结构、部分负荷效率高等优势，将在新能源消纳中承担调峰的主要角色。天然气发电比例增加，也将有助于加大新能源在中国未来能源结构中的比例，帮助新能源并网。且天然气一般通过管道运输，液态天然气也可在接收基地气化后通过管路传输，不需要进行后处理，满足能源高效转换、多种供给、清洁环保及远途输送的需求。

(二)电力节能减排要求发展天然气发电

近年来，国内多地连续出现大范围雾霾天气，尤其是以京津冀及周边地区为典型代表，给民众身体健康和正常生活带来严重影响。有关数据显示，形成雾霾的主要原因有：煤炭石油等化石能源的排放、机动车尾气排放和气象条件。燃煤中约有20%是分散使用的“散煤”，其中小锅炉、家庭取暖、餐饮用煤等比例较高，散煤直接燃烧由于温度低，燃烧不充分，产生大量的颗粒物、二氧化硫、一氧化碳等污染物，尤其是低空排放，对周围环境特别是燃烧者产生严重污染。

天然气发电作为一种清洁的发电方式，其大气污染物组成则较为简单，与燃煤发电相比具有较强的环保优势，氮氧化物、二氧化硫、悬浮颗粒的排放强度也远低于煤电机组，环境价值远高于同类煤电机组。图6-6、图6-7、图6-8分别为文献中计算得到的单位发电量主要污染物排放量，可以看出同容量的燃气机组NOx氮氧化物排放量仅为燃煤机组的15%(均未加装脱硝装置);燃气电厂二氧化硫排放量几乎没有，较之燃煤机组要少得多;同容量的燃气机组二氧化碳排放量仅为燃煤机组的38% - 40%;粉尘颗粒排放量可以忽略不计。








2013年9月10日，国务院印发的《大气污染防治行动计划》，里面明确提出：加快天然气的发展。同时京津冀区域城市建成区、长三角城市群、珠三角区域要加快现有工业企业燃煤设施天然气替代步伐。到2017年基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务。各地政府也陆续出台一系列方针政策，把煤改气、以气代油作为防治大气污染的重要措施之一。

太阳能和风能等一些可再生能源受地域差异和技术水平的影响，并不能大规模代替化石能源。而天然气作为化石能源中的低碳能源，介于新能源与传统能源之间，将成为各消费国的主要能源选择，发挥越来越重要的作用。当新能源技术得到发展并能广泛使用后，燃气发电能提供快捷高效的调峰保障。

(三)电力供给安全要求发展天然气发电

能源安全是个很广泛的概念，包括石油、天然气和电力。其中，电力是应用最广的能源，与现代社会生产生活关注最为密切，尤其对于普通民众。现在，城市化程度越来越高，电力的供给安全越来越重要。

随着经济的发展，电网容量和昼夜电负荷峰谷差也越来越大，电网调峰任务十分繁重。天然气发电调峰灵活快捷，比煤电启停更快，污染物排放也更低，被一些发达国家广泛使用。同时，天然气电厂的建造周期和占地面积均很有优势。天然气在调峰方面的能力能使我国电源结构更加合理，电力供应更有保障。放眼未来，当风电、太阳能发电等可再生能源发电技术的不断成熟和大规模应用时，调峰的压力将更大，范围也更广，天然气发电将承担调峰的重要任务，缓解可再生能源的消纳问题。另一方面，使用天然气发电而非煤电来满足用电高峰时电力需求，不需要通过建设燃煤机组来满足夏季用电高峰期少数小时内的电力需求，能大幅增加燃煤机组的利用率，同时降低燃煤发电机组低负荷运行的小时数，从而提高能源利用效率。因此利用天然气发电能够优化未来能源结构，保障电力供应安全。

（文章来源：《2015气体清洁能源报告》）