Analiza cuprinzătoare a costurilor de generare a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale

I. Compoziția principală a costurilor de producere a energiei electrice

Costul de generare a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale utilizează costul nivelat al energiei electrice pe întregul ciclu de viață (LCOE) ca indicator contabil principal, acoperind trei sectoare principale: costul combustibilului, costul investițiilor în construcții și costul de operare și întreținere. Proporția celor trei prezintă o distribuție diferențială evidentă, între care costul combustibilului domină și determină direct nivelul costului general.

(I) Costul combustibilului: Proporția centrală a costurilor, cel mai semnificativ impact al fluctuațiilor

Costul combustibilului reprezintă cea mai mare parte din costul de generare a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale. Datele de calcul din industrie arată că proporția sa ajunge în general la 60%-80% și poate depăși 80% în anumite medii de piață extreme, ceea ce îl face variabila cea mai critică care afectează fluctuația costurilor de generare a energiei electrice. Contabilizarea costului combustibilului depinde în principal de prețul gazelor naturale (inclusiv prețul de achiziție și taxa de transport și distribuție) și de eficiența generării de energie electrică a unității. Formula de calcul de bază este: Costul combustibilului (yuan/kWh) = Prețul unitar al gazelor naturale (yuan/metru cub) ÷ Eficiența generării de energie electrică a unității (kWh/metru cub).

Combinat cu nivelul actual al industriei principale, prețul mediu intern al gazelor naturale pentru centrală este de aproximativ 2,8 yuani/metru cub. Eficiența generării de energie electrică a unităților tipice de turbine cu gaz cu ciclu combinat (CCGT) este de aproximativ 5,5-6,0 kWh/metru cub, ceea ce corespunde unui cost unitar al combustibilului pentru producerea de energie electrică de aproximativ 0,47-0,51 yuani; dacă se adoptă unități cu motor cu ardere internă distribuită, eficiența generării de energie electrică este de aproximativ 3,8-4,2 kWh/metru cub, iar costul unitar al combustibilului pentru producerea de energie electrică crește la 0,67-0,74 yuani. Este demn de remarcat faptul că aproximativ 40% din gazele naturale interne depind de importuri. Fluctuațiile prețurilor spot internaționale ale GNL și modificările modelului de producție, furnizare, depozitare și comercializare a surselor interne de gaze se vor transmite direct la nivelul costurilor combustibilului. De exemplu, în timpul creșterii bruște a prețurilor spot asiatice JKM în 2022, costul unitar al combustibilului pentru producerea de energie electrică al întreprinderilor interne de energie pe bază de gaze a depășit 0,6 yuani, depășind cu mult pragul de rentabilitate.

(II) Costul investițiilor în construcții: Proporție stabilă a investițiilor fixe, scădere favorizată de localizare

Costul investiției în construcții este o investiție fixă ​​unică, care include în principal achiziționarea de echipamente, ingineria civilă, instalarea și punerea în funcțiune, achiziția de terenuri și costurile de finanțare. Ponderea sa în costul întregului ciclu de viață al generării de energie este de aproximativ 15%-25%, iar principalii factori de influență sunt nivelul tehnic al echipamentelor și rata de localizare.

Din perspectiva achiziționării de echipamente, tehnologia de bază a turbinelor cu gaze de mare putere a fost mult timp monopolizată de giganți internaționali, iar prețurile echipamentelor și componentelor cheie importate rămân ridicate. Costul static al investiției pe kilowatt unitar pentru un proiect de generare a energiei electrice cu ciclu combinat de un milion de kilowați este de aproximativ 4500-5500 de yuani, dintre care turbina cu gaze și cazanul de căldură reziduală de susținere reprezintă aproximativ 45% din investiția totală în echipamente. În ultimii ani, întreprinderile autohtone au accelerat progresele tehnologice. Întreprinderi precum Weichai Power și Shanghai Electric au realizat treptat localizarea unităților de generare a gazelor naturale de sarcină medie și ușoară și a componentelor de bază, reducând costul de achiziție al echipamentelor similare cu 15%-20% în comparație cu produsele importate, reducând efectiv costul total al investiției în construcție. În plus, capacitatea unității și scenariile de instalare afectează, de asemenea, costurile de construcție. Unitățile mici distribuite au cicluri de instalare scurte (doar 2-3 luni), investiții reduse în inginerie civilă și costuri de investiție pe kilowatt unitar mai mici decât centralele electrice centralizate mari; Deși unitățile mari cu ciclu combinat au o investiție inițială mare, acestea prezintă avantaje semnificative în ceea ce privește eficiența generării de energie electrică și pot amortiza costurile de investiție ale unității prin producerea de energie electrică la scară largă.

(III) Costuri de operare și întreținere: Investiții continue pe termen lung, spațiu mare pentru optimizare tehnologică

Costurile de operare și întreținere reprezintă o investiție continuă pe întregul ciclu de viață, incluzând în principal inspecția și întreținerea echipamentelor, înlocuirea pieselor, costurile forței de muncă, consumul de ulei de ungere, tratamentul de protecție a mediului etc. Ponderea lor în costul de generare a energiei pe întregul ciclu de viață este de aproximativ 5%-10%. Din perspectiva practicii industriale, cheltuielile de bază ale costurilor de operare și întreținere sunt înlocuirea componentelor cheie și serviciile de întreținere, printre care costul mediu de întreținere al unei singure turbine cu gaz mari poate ajunge la 300 de milioane de yuani, iar costul de înlocuire a componentelor de bază este relativ ridicat.

Unitățile cu niveluri tehnice diferite prezintă diferențe semnificative în ceea ce privește costurile de operare și întreținere: deși unitățile generatoare de înaltă performanță au o investiție inițială mai mare, consumul lor de ulei de ungere este doar 1/10 din cel al unităților obișnuite, cu cicluri de schimb de ulei mai lungi și o probabilitate mai mică de oprire defectă, ceea ce poate reduce eficient costurile cu forța de muncă și pierderile din opriri; dimpotrivă, unitățile înapoiate din punct de vedere tehnologic au defecțiuni frecvente, care nu numai că cresc costul înlocuirii pieselor, dar afectează și veniturile din generarea de energie electrică din cauza opririlor, împingând indirect în sus costul global. În ultimii ani, odată cu modernizarea tehnologiei localizate de operare și întreținere și aplicarea sistemelor inteligente de diagnosticare, costurile de operare și întreținere ale unităților generatoare de gaze naturale din mediul intern au scăzut treptat. Îmbunătățirea ratei de întreținere independentă a componentelor de bază a redus costul de înlocuire cu peste 20%, iar intervalul de întreținere a fost extins la 32.000 de ore, comprimând și mai mult spațiul pentru cheltuielile de operare și întreținere.

II. Variabile cheie care afectează costurile de producere a energiei electrice

Pe lângă componentele de bază menționate mai sus, costurile de producere a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale sunt, de asemenea, afectate de mai multe variabile, cum ar fi mecanismul prețului gazelor, orientarea politicilor, dezvoltarea pieței carbonului, configurația regională și orele de utilizare a unității, dintre care impactul mecanismului prețului gazelor și al dezvoltării pieței carbonului este cel mai amplu.

(I) Mecanismul prețurilor la gaze și garanția sursei de gaze

Stabilitatea prețurilor gazelor naturale și modelele de achiziții determină direct tendința costurilor combustibililor și afectează apoi costurile generale de producere a energiei electrice. În prezent, prețul intern al gazelor naturale a format un mecanism de legătură de tip „preț de referință + preț variabil”. Prețul de referință este legat de prețurile internaționale ale țițeiului și GNL, iar prețul variabil este ajustat în funcție de cererea și oferta pieței. Fluctuațiile prețurilor sunt transmise direct la capătul costurilor de producere a energiei electrice. Capacitatea garantată a sursei de gaze afectează, de asemenea, costurile. În regiunile centrelor de încărcare, cum ar fi Delta Fluviului Yangtze și Delta Fluviului Pearl, stațiile de recepție GNL sunt dense, nivelul de interconectare a rețelei de conducte este ridicat, costurile de transport și distribuție sunt scăzute, aprovizionarea cu surse de gaze este stabilă, iar costul combustibilului este relativ controlabil; în timp ce în regiunea de nord-vest, limitată de distribuția surselor de gaze și de instalațiile de transport și distribuție, costul de transport și distribuție a gazelor naturale este relativ ridicat, împingând în sus costul de producere a energiei electrice a unităților de generare din regiune. În plus, întreprinderile își pot bloca prețurile la sursele de gaze prin semnarea de acorduri pe termen lung de furnizare a gazelor, evitând eficient riscurile de cost cauzate de fluctuațiile prețurilor internaționale ale gazelor.

(II) Orientarea politicilor și mecanismul pieței

Mecanismele de politică afectează în principal costurile globale și nivelurile de venituri ale unităților de generare a gazelor naturale prin transmiterea costurilor și compensarea veniturilor. În ultimii ani, China a promovat treptat reforma prețului electricității în două părți pentru generarea de energie electrică din gaze naturale, care a fost implementată pentru prima dată în provincii precum Shanghai, Jiangsu și Guangdong. Recuperarea costurilor fixe este garantată prin prețul capacității, iar prețul energiei este legat de prețul gazelor pentru a transmite costurile combustibilului. Printre acestea, Guangdong a majorat prețul capacității de la 100 de yuani/kW/an la 264 de yuani/kW/an, ceea ce poate acoperi 70%-80% din costurile fixe ale proiectului, atenuând eficient problema transmiterii costurilor. În același timp, politica de compensare pentru unitățile cu pornire-oprire rapidă de pe piața serviciilor auxiliare a îmbunătățit și mai mult structura veniturilor proiectelor de energie pe bază de gaze. Prețul de compensare de vârf din reglementare în unele regiuni a ajuns la 0,8 yuani/kWh, ceea ce este semnificativ mai mare decât veniturile din generarea convențională de energie electrică.

(III) Dezvoltarea pieței carbonului și avantajele emisiilor reduse de carbon

Odată cu îmbunătățirea continuă a pieței naționale de comercializare a drepturilor de emisie de carbon, costurile carbonului au fost treptat internalizate, devenind un factor important care afectează economia relativă a unităților de producere a gazelor naturale. Intensitatea unitară a emisiilor de dioxid de carbon ale unităților de producere a gazelor naturale este de aproximativ 50% din cea a energiei pe bază de cărbune (aproximativ 380 de grame de CO₂/kWh față de aproximativ 820 de grame de CO₂/kWh pentru energia pe bază de cărbune). Pe fondul creșterii prețurilor la carbon, avantajele emisiilor reduse de carbon continuă să fie proeminente. Prețul actual al carbonului pe plan intern este de aproximativ 50 de yuani/tonă de CO₂ și se așteaptă să crească la 150-200 de yuani/tonă până în 2030. Luând ca exemplu o singură unitate de 600.000 de kilowați cu o emisie anuală de aproximativ 3 milioane de tone de CO₂, energia pe cărbune va trebui să suporte costuri suplimentare cu carbonul de 450-600 de milioane de yuani pe an la acea vreme, în timp ce energia pe gaz reprezintă doar 40% din cea a energiei pe cărbune, iar diferența de costuri dintre energia pe gaz și cea pe cărbune se va reduce și mai mult. În plus, proiectele energetice pe gaz pot obține venituri suplimentare prin vânzarea cotelor excedentare de carbon în viitor, ceea ce se așteaptă să reducă costul nivelat al energiei electrice pe întregul ciclu de viață cu 3%-5%.

(IV) Ore de utilizare a unității

Orele de utilizare a unității afectează direct efectul de amortizare a costurilor fixe. Cu cât orele de utilizare sunt mai mari, cu atât costul de generare a energiei electrice a unității este mai mic. Orele de utilizare ale unităților de generare a gazelor naturale sunt strâns legate de scenariile de aplicare: centralele electrice centralizate, ca surse de energie de reglare a vârfului, au în general ore de utilizare de 2500-3500 de ore; centralele electrice distribuite, care sunt aproape de cererea de sarcină terminală a parcurilor industriale și a centrelor de date, pot ajunge la ore de utilizare de 3500-4500 de ore, iar costul de generare a energiei electrice a unității poate fi redus cu 0,03-0,05 yuani/kWh. Dacă orele de utilizare sunt mai mici de 2000 de ore, costurile fixe nu pot fi amortizate eficient, ceea ce va duce la o creștere semnificativă a costului global de generare a energiei electrice și chiar la pierderi.

III. Starea actuală a costurilor în industrie

Combinat cu datele actuale din industrie, în scenariul de referință al unui preț al gazelor naturale de 2,8 yuani/metru cub, 3000 de ore de utilizare și un preț al carbonului de 50 de yuani/tonă de CO₂, costul nivelat pe întregul ciclu de viață al energiei electrice pentru proiectele tipice de turbine cu gaze cu ciclu combinat (CCGT) este de aproximativ 0,52-0,60 yuani/kWh, puțin mai mare decât cel al energiei pe bază de cărbune (aproximativ 0,45-0,50 yuani/kWh), dar semnificativ mai mic decât costul global al energiei regenerabile cu stocare a energiei (aproximativ 0,65-0,80 yuani/kWh).

Din perspectiva diferențelor regionale, beneficiind de o aprovizionare stabilă cu gaze, un sprijin îmbunătățit din partea politicilor și o acceptare ridicată a prețului carbonului, costul nivelat pe întregul ciclu de viață al energiei electrice a centralelor electrice pe gaz din regiunile cu centre de încărcare, cum ar fi Delta Fluviului Yangtze și Delta Fluviului Pearl, poate fi controlat la 0,45-0,52 yuani/kWh, ceea ce are o bază economică pentru concurența cu energia pe bază de cărbune; printre acestea, ca pilot de comercializare a carbonului, prețul mediu al carbonului din Guangdong în 2024 a ajuns la 95 de yuani/tonă, combinat cu mecanismul de compensare a capacității, avantajul de cost este mai evident. În regiunea de nord-vest, limitată de garanția sursei de gaze și de costurile de transport și distribuție, costul unitar de generare a energiei este în general mai mare de 0,60 yuani/kWh, iar economia proiectului este slabă.

Din perspectiva industriei în ansamblu, costul de generare a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale prezintă o tendință de optimizare „scăzut pe termen scurt și în creștere pe termen lung”: pe termen scurt, din cauza prețurilor ridicate la gaze și a numărului redus de ore de utilizare în unele regiuni, spațiul de profit este limitat; pe termen mediu și lung, odată cu diversificarea surselor de gaze, localizarea echipamentelor, creșterea prețurilor la carbon și îmbunătățirea mecanismelor de politică, costul va scădea treptat. Se așteaptă ca, până în 2030, rata internă de rentabilitate (RIR) a proiectelor energetice eficiente pe bază de gaze, cu capacități de gestionare a activelor de carbon, să se mențină stabil în intervalul 6%-8%.

IV. Direcții principale pentru optimizarea costurilor

Combinată cu componența costurilor și factorii de influență, optimizarea costurilor de producere a energiei electrice a unităților de generare a gazelor naturale trebuie să se concentreze pe cele patru nuclee: „controlul combustibilului, reducerea investițiilor, optimizarea funcționării și întreținerii și respectarea politicilor” și să realizeze reducerea continuă a costurilor globale prin inovație tehnologică, integrarea resurselor și conectarea politicilor.

În primul rând, stabilizarea aprovizionării cu gaze naturale și controlul costurilor combustibililor. Consolidarea cooperării cu principalii furnizori interni de gaze naturale, semnarea de acorduri pe termen lung de furnizare a gazelor pentru a fixa prețurile la sursele de gaze; promovarea unei structuri diversificate a surselor de gaze, bazarea pe creșterea producției interne de gaze de șist și îmbunătățirea acordurilor pe termen lung de import de GNL pentru a reduce dependența de prețurile internaționale spot ale gazelor; în același timp, optimizarea sistemului de ardere a unităților, îmbunătățirea eficienței generării de energie electrică și reducerea consumului de combustibil per unitate de energie electrică generată.

În al doilea rând, promovarea localizării echipamentelor și reducerea investițiilor în construcții. Creșterea continuă a investițiilor în cercetarea și dezvoltarea tehnologiilor de bază, depășirea blocajelor legate de localizarea componentelor cheie ale turbinelor cu gaze de mare tonaj și reducerea suplimentară a costurilor de achiziție a echipamentelor; optimizarea proceselor de proiectare și instalare a proiectelor, scurtarea ciclului de construcție și amortizarea costurilor de finanțare și a investițiilor în inginerie civilă; selectarea rezonabilă a capacității unității în funcție de scenariile de aplicare pentru a obține un echilibru între investiții și eficiență.

În al treilea rând, modernizarea modelului de operare și întreținere și comprimarea costurilor de operare și întreținere. Construirea unei platforme inteligente de diagnosticare, bazarea pe big data și tehnologia 5G pentru a realiza avertizări timpurii precise privind starea echipamentelor și promovarea transformării modelului de operare și întreținere de la „întreținere pasivă” la „avertizare timpurie activă”; promovarea localizării tehnologiei de operare și întreținere, înființarea unei echipe profesionale de operare și întreținere, îmbunătățirea capacității de întreținere independentă a componentelor de bază și reducerea costurilor de întreținere și înlocuire a pieselor; selectarea unităților de înaltă performanță pentru a reduce probabilitatea de defecțiune a opririlor și consumul de consumabile.

În al patrulea rând, conectarea precisă cu politicile și obținerea de venituri suplimentare. Răspundeți activ la politici precum compensarea în două părți a prețului energiei electrice și a reglementării vârfurilor de producție și depuneți eforturi pentru sprijinirea transmiterii costurilor și a compensării veniturilor; configurați proactiv sistemul de gestionare a activelor de carbon, utilizați pe deplin mecanismul pieței carbonului pentru a obține venituri suplimentare prin vânzarea cotelor excedentare de carbon și participarea la instrumente financiare pentru carbon și optimizați în continuare structura costurilor; promovați structura complementară multi-energie „gaz-fotovoltaic-hidrogen”, îmbunătățiți orele de utilizare a unității și amortizați costurile fixe.

V. Concluzie

Costul de generare a energiei electrice de către unitățile de generare a gazelor naturale este centrat pe costul combustibilului, susținut de investițiile în construcții și de costurile de operare și întreținere, și este influențat în comun de mai mulți factori, cum ar fi prețul gazelor, politicile, piața carbonului și structura regională. Economia sa depinde nu numai de propriul nivel tehnic și capacitatea de management, ci și de legătura profundă dintre modelul pieței energetice și orientarea politicilor. În prezent, deși costul de generare a energiei electrice de către unitățile de generare a gazelor naturale este puțin mai mare decât cel al energiei pe bază de cărbune, odată cu avansarea obiectivului „dual carbon”, creșterea prețurilor la carbon și progresul în localizarea echipamentelor, avantajele sale privind emisiile reduse de carbon și avantajele economice vor deveni treptat proeminente.

În viitor, odată cu îmbunătățirea continuă a sistemului de producție, furnizare, stocare și comercializare a gazelor naturale și cu aprofundarea reformei pieței energiei electrice și a pieței carbonului, costul de generare a energiei electrice de către unitățile de generare a gazelor naturale va fi optimizat treptat, devenind un sprijin important pentru conectarea energiei regenerabile cu proporție mare și a securității energetice. Pentru întreprinderile din industrie, este necesar să înțeleagă cu exactitate factorii care afectează costurile, să se concentreze pe direcțiile principale de optimizare și să reducă continuu costul global de generare a energiei electrice prin inovație tehnologică, integrarea resurselor și conectarea politicilor, să îmbunătățească competitivitatea pe piață a unităților de generare a gazelor naturale și să contribuie la construirea noului sistem energetic și la transformarea structurii energetice.