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燃气轮机压缩空气后将其与燃气混合点燃后，产生大量热空气，推动燃气轮机的叶片旋转，带动发电机转动，完成化 学能到热能、机械能及电能的转换。 通常燃气发电所用燃料为天然气，而依据电站运行方式，可进一步划分为： 简单循环（燃气轮机+发电机）：气体经一次压缩、一次加热、一次膨胀做功后直接排入大气的燃气轮机，效率 接近 40%； 联合循环（燃气轮机+余热锅炉+发电机）：多指余热锅炉型燃气-蒸汽联合循环。余热锅炉收集燃气轮机排出的 余热，热能使锅炉产生高温高压的蒸汽，废气通过烟囱排出，产生的高温高压蒸汽输送至蒸汽轮机，从而产生更 多电量。联合循环方式效率更高，在 60%上下。
燃气发电相较燃煤优势主要体现在清洁性（能源效率）、灵活性上。 燃气发电相较普通的燃煤电站更清洁。燃气发电效率更高，相近的烟气处理方式下（CCS），联合循环燃气发电 GHG 排放量大致为燃煤的一半，虽然仍高于光伏、风电等清洁能源，但已经比燃煤有明显的优化。 控制响应更灵活。冷启动方面，单循环燃气电厂冷启动时间仅为燃煤电厂的几分之一，联合循环电厂热态启动时 间也仅为 70-90mins。负荷调整速率方面，单循环燃气发电 5 分钟内单 GW 气电的最大负荷变化也远高于煤电。 空间更集约、建设周期短。燃气发电无需考虑煤场等空间，建设周期 15-20 个月。
近十几年国内燃气发电实现了规模成长，但总体占比不高。我国自本世纪初从开始规模推动燃气发电应用，截止今年 8 月，国内燃气发电装机 1.1 亿千瓦，但仅占火电装机总容量的 8.6%，发电量贡献仅 3%。 其一，资源禀赋差异限制燃气作为主力电源的上限。全球一次能源消费结构中，煤、石油、天然气比例大致相当。 由于能源资源禀赋的先天差异，国内能源供给以煤炭为主，2021 年天然气占比仅 6%，考虑进口附加后天然气消 费比例也只有 8.9%。 其二，进口依赖也造成天然气价格偏高，且未形成有效的激励机制。燃气发电 80%成本来自燃料，对燃气热电 机组，成本较煤电偏高，调峰机组在部分地区有响应的辅助服务回报机制，但整体回报率并不高。
燃气发电的增长驱动来自电力系统灵活性需求。如前所述燃气发电具备启停灵活、输出范围宽、碳排放强度低的优势， 在新型电力系统构建背景下，燃气发电是能够快速上规模的灵活性电源。 在国内具备气源优势的地区，燃气发电可能会实现较快的增长。西北、中部、西南地区燃气资源相对丰富，或东部沿 海有完善的国内外燃气供应渠道的地区具备规模发展燃气调峰电源的可行性。 此外，气电价格体系也在逐步完善，一方面气电价格联动能够传导上游燃气价格变化，另一方面依据电源调峰深度提 供差异化的电价额度，也会进一步推动燃气发电的收益改善。
