调研发现，由于近年来我国加大了天然气国内资源开发和国外资源进口的力度，国内气田开采能力、煤层气开采能力快速增长，国外管道进口气和船运进口液化气迅速增加；页岩气资源非常丰富，预计可采资源量有20万亿立方米，具备规模化开采条件，为未来大规模天然气供给奠定了坚实基础。初步匡算，未来10年我国燃气供给量可望年均增长14％，2015年和2020年将分别达到2600亿立方米和4000亿立方米，相当于3.45亿吨标准煤和5.3亿吨标准煤，分别占一次能源的7.5％和11％，表明天然气作为我国非煤能源主体的时代已经到来。发展天然气冷热电联供能源是天然气先进高效的利用方式，也是成熟天然气市场国家天然气的主要消费渠道，若按照欧美国家天然气用于冷热电联供能源约40％的比例匡算，2015年和2020年我国将分别有1000亿立方米和1600亿立方米天然气可用于燃气冷热电联供能源，燃气装机容量可分别达到7800万千瓦和1.2亿千瓦，可相应替代燃煤为城市提供大量热源和冷源，将在国家节能减排和调整能源结构中发挥关键作用。
第二，技术已经成熟。发展天然气冷热电联供能源的关键技术主要有燃气轮机技术、余热空调技术、热泵技术、页岩气开采技术、智能电网技术等。从国外情况看，燃气冷热电联供能源在欧美国家已有成熟多年的规模化应用经验，燃气发电已占电力供给的20％—30％，各项技术均已成熟，尤其是近年页岩气开采技术的突破，拓展了燃气来源，大大增强了燃气供给能力，美国还因此成为世界燃气出口国。我国燃气冷热电联供能源技术水平落后于欧美国家，但近年来进步很快，一些企业通过合资合作引进国外先进燃气轮机技术现已初步具备批量生产能力；直驱式余热空调技术已经成熟，已大批量生产并可以出口；引进页岩气勘探开发技术进展顺利，示范工程已经启动；智能电网发展全面推进，关键技术研发进展顺利。这些情况表明，我国规模化发展天然气冷热电联供能源没有不可逾越的技术障碍。
第三，经济性不断提高。发展天然气冷热电联供能源的经济性主要取决于设备成本和燃气成本。受燃气轮机主要依靠进口和目前天然气成本较高的影响，目前我国燃气冷热电联供能源系统建设和运营成本较高，装机成本大致为1.2万元／千瓦，北京等地不考虑供热供冷效益的发电盈亏点为0.8元／千瓦小时，与燃煤热电联供机组相比，目前冷热电联供能源发展的经济性不高、竞争力不强。但是，随着天然气冷热电联供能源的规模化发展，建设成本与运行成本可望逐步下降，经济性也会不断提高。据估计，未来5年，冷热电联供能源建设成本与运行成本年均可以下降8％，2015年广州、上海等地可望与燃煤发电成本相当。
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