如何比较?
通过分析两种方式全网的电站投资、能源消耗、年计算费用等多项经济评价指标，比较方案的经济性。其中，年计算费用主要由投资等年值和运行费用(包括固定、可变运行费用)组成。
一、调峰性能能耗水平
根据我们的计算分析，随着出力率的下降，390MW级燃气机组单位发电量的能耗上升速度明显高于1000MW级燃煤机组，深度调峰时的单位能耗可达满出力时的1.4倍。
图1 1000MW级燃煤机组(290g/kWh)、390MW级燃气机组(229g/kWh)典型能耗曲线(标煤)
二、两类电源运行模拟的经济费用
以华东某省为例，对全省全年电源运行模拟的经济费用进行分析，结果如下：
(1)关于投资成本。随着燃机占比的增加，由于燃机固定投资低于煤机，投资等年值以及固定运行费用逐步降低。
(2)关于年计算费用。随着燃机占比的增加，尽管投资成本降低，但基于目前天然气价格较高，可变运行费用逐步增加。综合来看，在不同的运行方案下，年计算费用随着燃机占比的增加均呈上升趋势，新增1000万千瓦燃机方案较1000万千瓦煤机方案分别增加了约3.4%(运行方案A)和2%(运行方案B)。同时，计算结果表明，在相同的装机方案下，火电优先调峰的经济效益要优于燃机优先调峰，并且随着燃机占比的增加，经济上的优越性有提高的趋势。
(3)关于系统能耗。若优先考虑燃机降出力调峰运行，燃机比例的增加使得在较低出力水平运行的燃机容量扩大，该方式下燃机能耗率较高，虽然火电实际出力率有所改善，但表现出系统整体发电耗能增加。在该运行方式下，随着燃机占比的增加，系统发电耗能逐步上升，全部燃机方案较全部煤机方案系统发电耗能增加了约0.85%。
三、一次能源价格对调峰经济效益的影响
考虑到未来天然气以及电煤价格的不确定性，以华东某省为例计算天然气以及电煤价格波动时，两种运行方式下系统的经济效益。
一次能源的价格主要影响系统的可变运行费用以及年计算费，考虑天然气以及电煤价格由现价(天然气价格以及电煤价格分别取3.3元/Nm3以及850元/吨标煤)按不同比例增长，比较年计算费用在两种运行方案下的价格差异。具体计算结果见图2。
图2一次能源价格对经济效益的影响
四、燃机年利用小时数对经济效益的影响
整体而言，燃机的效率优于煤电机组，因此在系统发电量一定的前提下，燃机的年利用小时越高，越有利于降低系统发电耗能。同时天然气价格因素导致系统可变运行费用以及年计算费用随着燃机利用小时数的增加而提高。以华东某省为例进行计算分析，具体计算见图3。
图3 燃机年利用小时数对经济效益的影响
五、结论
对于调峰容量充足的电网，优先煤机深度调峰更有利于整个系统运行的经济性;发展天然气发电并安排其降出力调峰是不经济的，既增加系统能耗，又增加系统可变成本和总年费用;而发展天然气热电联产并安排其带基荷运行，则可提高能源利用效率，降低系统能耗，但系统仍需付出一定经济成本。
而在调峰容量不足、在需要两班制运行的系统中，宜优先安排天然气发电启停调峰更有利于全系统的运行经济性。
