天然气发电：燃气轮机联合循环、效率与成本

2025 年，天然气发电量约为 6,900 TWh，约占全球电力的 22%，仅次于煤电。在大多数电力系统里，天然气都是负责“补位”的灵活燃料：联合循环电厂提供大量基础电量，快速启动的燃气轮机和内燃机负责顶峰，在很多市场里，一年中大部分时间的批发电价也是由燃气电厂决定的。燃气电厂运行灵活、建设成本低，每 kWh 的 CO₂ 排放约为燃煤的一半。它的短板也很明显：燃料价格波动大，很多国家严重依赖进口，供应链沿途还存在甲烷泄漏。

工作原理

管道天然气的主要成分是甲烷（CH₄，一般占 85–95%），另外含有少量乙烷、丙烷、氮气和 CO₂。电厂燃烧天然气主要有三种方式。

**燃气轮机（布雷顿循环）。**压气机先把空气压缩到大气压的 15–25 倍（先进机型可达约 30 倍）。燃料在燃烧室里燃烧，H 级和 J 级机组的燃烧温度如今已经超过 1,500 °C。高温燃气在透平中膨胀做功，同时带动压气机和发电机。排出的烟气温度约为 450–650 °C。

**联合循环。**在燃气–蒸汽联合循环（CCGT）电厂里，这股高温烟气会流过余热锅炉，产生的蒸汽驱动汽轮机（朗肯循环），不用多烧一点燃料就能多发约 50% 的电。常见的配置有两种：一台燃气轮机配一台汽轮机（“一拖一”，1×1），或者两台燃气轮机配一台汽轮机（“二拖一”，2×1）。

**往复式内燃机。**单机 5–20 MW 的大型火花点火式或双燃料发动机，比如 Wärtsilä、MAN 和 Jenbacher 生产的机型，可以多台组合成几十到几百兆瓦的电厂。它们不到五分钟就能启动，在部分负荷下效率也几乎不打折，所以特别适合海岛、矿山，以及波动性可再生能源占比很高的电网。

电厂工程师习惯用热耗率来表示效率，也就是每输出 1 kWh 电需要消耗多少燃料能量：

美国的数据按高位发热量（HHV）计算。欧洲和设备制造商的数据通常按低位发热量（LHV）计算，同一座电厂按 LHV 算，效率会显得高出约 10%，因为天然气的 LHV 大约是 HHV 的 90%。用燃料热值计算器，可以在立方米、撒姆（therm）、MMBtu 和 MWh 之间换算天然气的量。

主要类型

CCGT 电厂的效率纪录由日本和法国的 H 级机组创下，目前略高于 63–64%（LHV）。即便如此，仍有约 37% 的燃料能量以低品位热的形式散失。热电联产电厂会把这部分热量回收起来，用于区域供热或工业生产。

效率和容量系数

燃气电厂的容量系数取决于它在系统里扮演什么角色，也取决于气价。据 EIA 统计，近几年美国联合循环机组的平均容量系数约为 55–60%。页岩气一度便宜到让它们在某些年份的运行时间超过燃煤电厂。简单循环燃气轮机一般只有 5–15%，只在用电高峰、其他机组停运或无风的傍晚才启动。在欧洲，CCGT 的利用率更低，波动也更大：算上碳成本后天然气比煤便宜时，利用率就上升；气价高企或可再生能源出力大时，利用率就下降。容量系数计算器能告诉你这些运行小时数换算成年发电量是多少。

燃气电厂是最灵活的火电机组之一。现代 CCGT 的爬坡速率可达每分钟 30–80 MW，内燃机和航改型燃气轮机从冷态启动只要几分钟。正因如此，尖峰负荷容量、运行备用以及风电和光伏的后备电源，很大一部分都由燃气电厂提供。问题在于，频繁启停会推高维护成本，也会拉低效率。

成本

燃气发电建起来便宜，运行起来贵，和可再生能源、核电正好相反。

• Lazard LCOE+ 2024（美国，无补贴）：燃气联合循环 每 MWh 45–108 美元；燃气调峰 每 MWh 110–228 美元。这些区间假设美国气价为每 MMBtu 几美元，容量系数分别为 30–90%（CCGT）和 10–15%（调峰机组）。
• IEA/NEA《发电成本预测 2020》：在 7% 贴现率下，CCGT 中位数约为 每 MWh 71 美元，其中包含假设的每吨 30 美元碳价。各地区燃料价格不同，所以数值跨度很大。
• NREL ATB 和 EIA AEO 估计，新建 CCGT 的隔夜投资约为每 kW 1,000–1,300 美元，燃气轮机单位千瓦造价稍低一些。

真正起决定作用的是燃料。热耗率为 6.5 MMBtu/MWh 时，气价每变动 1 美元/MMBtu，发电成本就变动约 6.5 美元/MWh。按美国 Henry Hub 每 MMBtu 2–4 美元的气价，燃料成本为每 MWh 13–26 美元。按 2022 年欧洲 TTF 的气价，月均价一度超过每 MWh 天然气 200 欧元（约合每 MMBtu 60 美元），光燃料一项就让每 MWh 电的成本达到约 350 欧元。再加上每吨 80 欧元的碳价，CCGT 的成本会增加约每 MWh 28–32 欧元。你可以用 LCOE 计算器自己算一算。把容量系数设成 10%，你就会明白，为什么调峰机组建起来便宜，每 MWh 的成本却这么高。

LNG 与全球天然气市场

没有管道气供应的国家，要进口液化天然气（LNG）：把天然气冷却到约 −162 °C，再用运输船运过来。液化、海运和再气化要消耗天然气本身约 10–15% 的能量，每 MMBtu 增加好几美元成本，还会让全生命周期排放增加 10–40%，具体取决于运输路线。2023 年，美国超过卡塔尔和澳大利亚，成为全球最大的 LNG 出口国。LNG 让原本相互割裂的区域天然气市场部分连成了一体：如今亚洲一个寒冬，就能推高欧洲的电价。

土地、水和材料

燃气电厂本身占地很小，一座吉瓦级的 CCGT 往往只需几公顷。上游的气井、集输管线和输气管道占地则大得多，页岩气产区尤其如此。按每 MWh 计，CCGT 需要的冷却水约为燃煤电厂或核电站的三分之一，因为燃气轮机部分的热量是随烟气排走的。NREL 的综述（Macknick 等人，2012）给出，采用冷却塔的 CCGT 耗水量中位数约为每 MWh 200 美制加仑，燃煤和核电约为 700 加仑。改用空冷凝汽器，耗水量能降到接近零，代价是效率略有下降。简单循环燃气轮机几乎不用水。

全生命周期 CO2 排放

烟囱里冒出来的只是一部分。气井、压缩机、管道和 LNG 工厂的甲烷泄漏会大幅增加排放，因为按 IPCC AR6，甲烷的 100 年全球增温潜势约为 30，20 年约为 80。

• IPCC AR5 第三工作组附录 III（2014）：联合循环中位数 490 gCO2e/kWh，范围 410–650。
• UNECE 2021：不带碳捕集的天然气联合循环（NGCC）为 403–513 gCO2e/kWh。加装碳捕集与封存（CCS）后，范围降到约 90–220 gCO2e/kWh，能降多少受制于捕集率和上游甲烷排放。
• 开式循环燃气轮机效率较低，每 kWh 的排放比 CCGT 高 50–60%。

到底泄漏了多少，各方说法不一。Alvarez 等人（Science，2018）实测发现，美国供应链的甲烷排放相当于 天然气总产量的约 2.3%，比美国环保署（EPA）的官方清单高约 60%。IEA 的 Global Methane Tracker 发现，油气行业约 40% 的甲烷排放可以零净成本减掉。全生命周期研究认为，按 20 年尺度，泄漏率达到百分之几（低个位数）时，天然气相对煤炭的气候优势就会消失。按 100 年尺度，在大多数现实的泄漏率下，天然气仍有明显优势。用卫星识别超级排放源、开展泄漏检测与修复计划，以及欧盟的甲烷法规（同样适用于进口天然气），瞄准的都是这个缺口。

安全与健康影响

天然气燃烧时几乎不产生二氧化硫、颗粒物和汞，但仍会排放氮氧化物，需要用干式低氮燃烧器和选择性催化还原（SCR）来控制。按单位能量计，它对健康的危害远小于煤炭和石油。Markandya 和 Wilkinson（Lancet，2007）估计，欧洲燃气发电每 TWh 约造成 4 人死亡。Our World in Data 的综合数据给出的是 每 TWh 约 2.8 人，煤电约为 24.6 人，核电、风电和光伏约为 0.03 人。供应链上的风险包括管道爆炸、井喷和储气设施事故，比如阿利索峡谷（Aliso Canyon，加利福尼亚州，2015–2016 年）泄漏事件；还有页岩气开采区附近对空气和水的局部影响。

脱碳途径

**碳捕集。**在 CCGT 上做燃烧后胺法捕集，比在燃煤电厂上更难，因为燃气烟气里的 CO₂ 很稀薄（约 4%，燃煤烟气为 12–14%）。代价是效率下降 7–10 个百分点。英国的 Net Zero Teesside Power 项目（约 740 MW，2024 年底作出投资决定）力争成为全球首座商业规模的 CCS 燃气电厂，捕集率最高可达 95%。

**掺氢。**大多数新型燃气轮机能掺烧体积比 30–50% 的氢气，主机厂商的目标是 2030 年前后实现 100% 燃氢。氢气的体积能量密度只有甲烷的三分之一左右，所以按体积掺 30% 的氢，CO₂ 只能减少约 10%，而且氢气本身必须是低碳的。绿氢计算器可以算出制氢需要多少电。经济性方面，请看绿氢。

生物甲烷来自厌氧消化，可以直接替代化石天然气，但和电力行业的需求相比，供应量有限。

前景

燃气发电往哪个方向走，各地区情况不同。在美国，2008–2024 年间页岩气挤掉了大量煤电，如今天然气约占美国发电量的 40%。数据中心带来的用电需求让新燃气轮机订单重新多起来，到 2025 年，重型机组的交货周期已经拉长到好几年。在欧洲，2022 年的价格冲击加快了可再生能源和节能的发展，发电用气量随之下降。不过，在既无光照又无风的时段，燃气电厂仍是主要的兜底电源，并通过容量市场获得收入。中东、东南亚和非洲部分地区还在大规模新建 CCGT 机组。

在净零排放的电力系统里，燃气电厂最终卖的是容量，而不是电量。它们和电池储能、风力发电一起，作为可靠的后备电源，运行小时数越来越少，最终改用 CCS、氢气或生物甲烷。世界能源地图展示了哪些国家最依赖天然气，技术对比则把它的成本和排放与其他方案放在一起比较。