Omfattande analys av kraftproduktionskostnader för naturgasgeneratorer

I. Kärnsammansättningen av kraftproduktionskostnader

Kraftproduktionskostnaden för naturgasgeneratorer använder den livscykelbaserade elkostnaden (LCOE) som den viktigaste redovisningsindikatorn och täcker tre kärnsektorer: bränslekostnader, investeringskostnader för byggnation samt drifts- och underhållskostnader. Andelen av de tre visar en tydlig differentiell fördelning, mellan vilka bränslekostnaderna dominerar och direkt bestämmer den totala kostnadsnivån.

(I) Bränslekostnad: Kärnan i kostnadsandel, mest betydande påverkan av fluktuationer

Bränslekostnaden utgör den största andelen av kraftproduktionskostnaden för naturgasgeneratorer. Branschberäkningar visar att dess andel generellt når 60–80 % och kan överstiga 80 % i vissa extrema marknadsmiljöer, vilket gör den till den mest kritiska variabeln som påverkar fluktuationerna i kraftproduktionskostnaderna. Redovisningen av bränslekostnaden beror huvudsakligen på naturgaspriset (inklusive inköpspris och överförings- och distributionsavgift) och kraftproduktionseffektiviteten per enhet. Den centrala beräkningsformeln är: Bränslekostnad (yuan/kWh) = Naturgasenhetspris (yuan/kubikmeter) ÷ Kraftproduktionseffektivitet per enhet (kWh/kubikmeter).

Kombinerat med den nuvarande nivån i den vanliga industrin är det genomsnittliga inhemska naturgaspriset till anläggningen cirka 2,8 yuan/kubikmeter. Kraftproduktionseffektiviteten för typiska kombinerade gasturbiner (CCGT) är cirka 5,5–6,0 kWh/kubikmeter, vilket motsvarar en bränslekostnad per elproduktion på cirka 0,47–0,51 yuan. Om distribuerade förbränningsmotorer används är kraftproduktionseffektiviteten cirka 3,8–4,2 kWh/kubikmeter, och bränslekostnaden per elproduktion stiger till 0,67–0,74 yuan. Det är värt att notera att cirka 40 % av den inhemska naturgasen är beroende av import. Fluktuationer i internationella spotpriser för LNG och förändringar i mönstret för produktion, leverans, lagring och marknadsföring av inhemska gaskällor kommer att direkt överföras till bränslekostnaderna. Till exempel, under den kraftiga ökningen av spotpriserna i Asien för JKM år 2022, översteg bränslekostnaden per elproduktion för inhemska gasdrivna kraftföretag en gång 0,6 yuan, vilket vida översteg break-even-intervallet.

(II) Bygginvesteringskostnader: Stabil andel av fasta investeringar, nedgång underlättad av lokalisering

Bygginvesteringskostnader är en engångsinvestering som huvudsakligen omfattar utrustningsinköp, anläggningsarbeten, installation och driftsättning, markförvärv och finansieringskostnader. Dess andel av kraftproduktionskostnaden över hela livscykeln är cirka 15–25 %, och de viktigaste påverkande faktorerna är utrustningens tekniska nivå och lokaliseringsgrad.

Ur utrustningsköpsperspektiv har kärntekniken för tunga gasturbiner länge monopoliserats av internationella jättar, och priserna på importerad utrustning och nyckelkomponenter är fortfarande höga. Den statiska investeringskostnaden per kilowatt per enhet för ett kombinerat kraftproduktionsprojekt på en miljon kilowatt är cirka 4500–5500 yuan, varav gasturbinen och den tillhörande spillvärmepannan står för cirka 45 % av den totala utrustningsinvesteringen. Under senare år har inhemska företag accelererat tekniska genombrott. Företag som Weichai Power och Shanghai Electric har gradvis insett lokaliseringen av medelstora och lätta naturgasgeneratorer och kärnkomponenter, vilket minskar inköpskostnaden för liknande utrustning med 15–20 % jämfört med importerade produkter, vilket effektivt sänker den totala bygginvesteringskostnaden. Dessutom påverkar enhetskapacitet och installationsscenarier också byggkostnaderna. Distribuerade små enheter har korta installationscykler (endast 2–3 månader), låga investeringar i anläggningsteknik och lägre investeringskostnader per enhet i kilowatt än stora centraliserade kraftverk. Även om stora kombicykelenheter har höga initiala investeringar, har de betydande fördelar när det gäller kraftproduktionseffektivitet och kan amortera enhetsinvesteringskostnaderna genom storskalig kraftproduktion.

(III) Drift- och underhållskostnader: Långsiktiga kontinuerliga investeringar, stort utrymme för teknisk optimering

Drift- och underhållskostnader är en kontinuerlig investering under hela livscykeln, huvudsakligen inklusive inspektion och underhåll av utrustning, utbyte av delar, arbetskraftskostnader, smörjoljeförbrukning, miljöskyddsbehandling etc. Dess andel av kraftproduktionskostnaden under hela livscykeln är cirka 5–10 %. Ur branschperspektiv är kärnutgifterna för drift- och underhållskostnader utbyte av nyckelkomponenter och underhållstjänster, varav den medelstora underhållskostnaden för en enda stor gasturbin kan uppgå till 300 miljoner yuan, och ersättningskostnaden för kärnkomponenter är relativt hög.

Enheter med olika tekniska nivåer har betydande skillnader i drifts- och underhållskostnader: även om högpresterande generatorer har högre initialinvesteringar, är deras smörjoljeförbrukning bara 1/10 av vanliga enheters, med längre oljebytescykler och lägre sannolikhet för felavstängning, vilket effektivt kan minska arbetskraftskostnader och avstängningsförluster. Tvärtom har tekniskt efterblivna enheter frekventa fel, vilket inte bara ökar kostnaden för reservdelsbyte, utan också påverkar kraftproduktionens intäkter på grund av avstängning, vilket indirekt driver upp den totala kostnaden. Under senare år, med uppgraderingen av lokal drift- och underhållsteknik och tillämpningen av intelligenta diagnossystem, har drift- och underhållskostnaderna för inhemska naturgasgeneratorer gradvis minskat. Förbättringen av den oberoende underhållsgraden för kärnkomponenter har minskat ersättningskostnaden med mer än 20 %, och underhållsintervallet har förlängts till 32 000 timmar, vilket ytterligare komprimerar utrymmet för drift- och underhållskostnader.

II. Viktiga variabler som påverkar kraftproduktionskostnaderna

Utöver ovanstående kärnkomponenter påverkas kraftproduktionskostnaderna för naturgasgenererande enheter också av flera variabler såsom gasprismekanism, policyinriktning, koldioxidmarknadens utveckling, regional layout och enhetens utnyttjandetimmar, bland vilka effekten av gasprismekanismen och koldioxidmarknadens utveckling är den mest långtgående.

(I) Gasprismekanism och gaskällagaranti

Stabiliteten i naturgaspriserna och upphandlingsmodellerna bestämmer direkt bränslekostnadsutvecklingen och påverkar sedan de totala kraftproduktionskostnaderna. För närvarande har det inhemska naturgaspriset bildat en kopplingsmekanism med "riktmärkespris + flytande pris". Riktmärkespriset är kopplat till internationella råolja- och LNG-priser, och det flytande priset justeras enligt marknadens utbud och efterfrågan. Prisfluktuationer överförs direkt till kraftproduktionskostnaden. Gaskällans garanterade kapacitet påverkar också kostnaderna. I belastningscentralregioner som Yangtzeflodsdeltat och Pärlflodsdeltat är LNG-mottagningsstationerna täta, nivån på sammankopplingen av rörledningsnätet är hög, överförings- och distributionskostnaden är låg, gaskällans tillgång är stabil och bränslekostnaden är relativt kontrollerbar. I den nordvästra regionen, begränsad av gaskällans distribution och överförings- och distributionsanläggningar, är överförings- och distributionskostnaden för naturgas relativt hög, vilket driver upp kraftproduktionskostnaden för produktionsenheter i regionen. Dessutom kan företag låsa fast gaskällans priser genom att teckna långsiktiga gasleveransavtal, vilket effektivt undviker kostnadsrisker som orsakas av fluktuationer i internationella gaspriser.

(II) Politisk inriktning och marknadsmekanism

Politiska mekanismer påverkar främst de övergripande kostnaderna och intäktsnivåerna för naturgasproducerande enheter genom kostnadsöverföring och intäktskompensation. Under senare år har Kina gradvis främjat reformen av det tvådelade elpriset för naturgaskraftproduktion, vilket först har implementerats i provinser som Shanghai, Jiangsu och Guangdong. Den fasta kostnadstäckningen garanteras genom kapacitetspriset, och energipriset är kopplat till gaspriset för att överföra bränslekostnader. Bland dem har Guangdong höjt kapacitetspriset från 100 yuan/kW/år till 264 yuan/kW/år, vilket kan täcka 70%–80% av projektets fasta kostnader, vilket effektivt minskar problemet med kostnadsöverföring. Samtidigt har kompensationspolicyn för snabba start-stopp-enheter på marknaden för hjälptjänster ytterligare förbättrat intäktsstrukturen för gasdrivna kraftprojekt. Priset för högsta regleringskompensation i vissa regioner har nått 0,8 yuan/kWh, vilket är betydligt högre än intäkterna från konventionell kraftproduktion.

(III) Utveckling av koldioxidmarknaden och fördelar med låga koldioxidutsläpp

I takt med att den nationella marknaden för handel med utsläppsrätter för koldioxid kontinuerligt förbättras har koldioxidkostnaderna gradvis internaliserats och blivit en viktig faktor som påverkar den relativa ekonomin för naturgasproduktionsenheter. Koldioxidutsläppsintensiteten per enhet från naturgasproduktionsenheter är cirka 50 % av kolkraftens (cirka 380 gram CO₂/kWh jämfört med cirka 820 gram CO₂/kWh för kolkraft). Mot bakgrund av stigande koldioxidpriser fortsätter dess koldioxidsnåla fördelar att vara framträdande. Det nuvarande inhemska koldioxidpriset är cirka 50 yuan/ton CO₂, och det förväntas stiga till 150–200 yuan/ton år 2030. Om man tar en enda enhet på 600 000 kilowatt med ett årligt utsläpp på cirka 3 miljoner ton CO₂ som exempel, kommer kolkraft att behöva bära ytterligare 450–600 miljoner yuan i koldioxidkostnader per år vid den tidpunkten, medan gaskraft bara är 40 % av kolkraftens, och kostnadsgapet mellan gaskraft och kolkraft kommer att minskas ytterligare. Dessutom kan gaskraftprojekt generera ytterligare intäkter genom att sälja överskottskvoter för koldioxid i framtiden, vilket förväntas minska den livscykelns utjämnade elkostnaden med 3–5 %.

(IV) Enhetens utnyttjandetimmar

Utnyttjandetimmarna per enhet påverkar direkt amorteringseffekten av de fasta kostnaderna. Ju högre utnyttjandetimmarna är, desto lägre blir kostnaden för kraftproduktion per enhet. Utnyttjandetimmarna för naturgasgeneratorer är nära relaterade till tillämpningsscenarierna: centraliserade kraftverk, som toppreglerade kraftkällor, har i allmänhet utnyttjandetimmar på 2500–3500 timmar; distribuerade kraftverk, som ligger nära terminalbelastningsbehovet för industriparker och datacenter, kan nå utnyttjandetimmar på 3500–4500 timmar, och kostnaden för kraftproduktion per enhet kan minskas med 0,03–0,05 yuan/kWh. Om utnyttjandetimmarna är färre än 2000 timmar kan de fasta kostnaderna inte amorteras effektivt, vilket kommer att leda till en betydande ökning av den totala kraftproduktionskostnaden och till och med förluster.

III. Nuvarande kostnadsstatus i branschen

Kombinerat med aktuell branschdata, under referensscenariot med ett naturgaspris på 2,8 yuan/kubikmeter, användningstimmar på 3000 timmar och ett koldioxidpris på 50 yuan/ton CO₂, är den livscykelbaserade elkostnaden för typiska kombinerade gasturbinprojekt (CCGT) cirka 0,52–0,60 yuan/kWh, något högre än för koleldad kraft (cirka 0,45–0,50 yuan/kWh), men betydligt lägre än den totala kostnaden för förnybar energi med energilagring (cirka 0,65–0,80 yuan/kWh).

Ur regionala skillnaders perspektiv, med stöd av stabil gasförsörjning, förbättrat policystöd och hög acceptans av koldioxidpriser, kan den livscykelnivellerade elkostnaden för gaskraftverk i lastcenterregioner som Yangtzeflodsdeltat och Pärlflodsdeltat kontrolleras till 0,45–0,52 yuan/kWh, vilket har en ekonomisk grund för konkurrens med kolkraft. Bland dessa, som ett pilotprojekt för koldioxidhandel, nådde Guangdongs genomsnittliga koldioxidpris 2024 95 yuan/ton, i kombination med kapacitetskompensationsmekanismen är kostnadsfördelen mer uppenbar. I den nordvästra regionen, begränsad av gaskällans garanti och överförings- och distributionskostnader, är enhetskostnaden för kraftproduktion i allmänhet högre än 0,60 yuan/kWh, och projektets ekonomi är svag.

Ur branschens perspektiv som helhet visar kraftproduktionskostnaden för naturgasgeneratorer en optimeringstrend som är "låg på kort sikt och förbättrad på lång sikt": på kort sikt är vinstutrymmet begränsat på grund av höga gaspriser och låga utnyttjandetimmar i vissa regioner. På medellång och lång sikt kommer kostnaden gradvis att minska med diversifiering av gaskällor, lokalisering av utrustning, stigande koldioxidpriser och förbättringar av politiska mekanismer. Det förväntas att den interna avkastningen (IRR) för effektiva gasdrivna kraftprojekt med kapacitet för koldioxidhantering kommer att ligga stabilt i intervallet 6–8 % år 2030.

IV. Kärnriktlinjer för kostnadsoptimering

Kombinerat med kostnadssammansättning och påverkande faktorer måste optimeringen av kraftproduktionskostnaderna för naturgasgenererande enheter fokusera på de fyra kärnorna "kontroll av bränsle, minska investeringar, optimera drift och underhåll samt åtnjuta policyer", och realisera en kontinuerlig minskning av övergripande kostnader genom teknisk innovation, resursintegration och policykoppling.

Först, stabilisera gasförsörjningen och kontrollera bränslekostnaderna. Stärka samarbetet med större inhemska naturgasleverantörer, teckna långsiktiga gasleveransavtal för att låsa gaspriserna; främja en diversifierad utformning av gaskällor, förlita dig på ökningen av inhemsk skiffergasproduktion och förbättringen av långsiktiga avtal om import av LNG för att minska beroendet av internationella spotgaspriser; samtidigt optimera enhetsförbränningssystemet, förbättra kraftproduktionens effektivitet och minska bränsleförbrukningen per kraftproduktionsenhet.

För det andra, främja lokalisering av utrustning och minska bygginvesteringar. Kontinuerligt öka investeringarna i forskning och utveckling inom kärnteknik, bryta igenom flaskhalsen i lokaliseringen av nyckelkomponenter i tunga gasturbiner och ytterligare minska inköpskostnaderna för utrustning; optimera projektdesign och installationsprocesser, förkorta byggcykeln och amortera finansieringskostnader och investeringar i anläggningsteknik; välj enhetskapacitet på ett rimligt sätt utifrån tillämpningsscenarier för att uppnå en balans mellan investeringar och effektivitet.

För det tredje, uppgradera drift- och underhållsmodellen och komprimera drifts- och underhållskostnaderna. Bygg en intelligent diagnosplattform, förlita dig på big data och 5G-teknik för att realisera korrekt tidig varning om utrustningens hälsostatus och främja omvandlingen av drift- och underhållsmodellen från "passivt underhåll" till "aktiv tidig varning". Främja lokaliseringen av drift- och underhållsteknik, inrätta ett professionellt drift- och underhållsteam, förbättra den oberoende underhållskapaciteten för kärnkomponenter och minska underhålls- och reservdelskostnaderna. Välj högpresterande enheter för att minska sannolikheten för fel, avstängning och förbrukning av förbrukningsartiklar.

För det fjärde, koppla samman policyer på ett korrekt sätt och generera ytterligare intäkter. Reagera aktivt på policyer som tvådelad elpriskompensation och toppregleringskompensation, och sträva efter stöd för kostnadsöverföring och intäktskompensation; proaktivt utforma systemet för förvaltning av koldioxidtillgångar, utnyttja koldioxidmarknadsmekanismen fullt ut för att uppnå ytterligare intäkter genom att sälja överskottskvoter för koldioxid och delta i finansiella instrument för koldioxidutsläpp, och ytterligare optimera kostnadsstrukturen; främja den kompletterande utformningen av "gas-solceller-vätgas" för flera energikällor, förbättra enhetsutnyttjandetimmarna och amortera fasta kostnader.

V. Slutsats

Kraftproduktionskostnaden för naturgasgeneratorer är centrerad kring bränslekostnader, stödda av bygginvesteringar och drifts- och underhållskostnader, och påverkas gemensamt av flera faktorer såsom gaspris, policy, koldioxidmarknad och regional utformning. Dess ekonomi beror inte bara på dess egen tekniska nivå och ledningskapacitet, utan också på den djupgående bindningen av energimarknadsmönstret och policyinriktningen. För närvarande, även om kraftproduktionskostnaden för naturgasgeneratorer är något högre än för koleldad kraft, kommer dess koldioxidsnåla fördelar och ekonomiska fördelar gradvis att bli framträdande i takt med att målet om "dubbel koldioxid" utvecklas, koldioxidpriserna stiger och utrustningens lokalisering genombrott.

I framtiden, med den kontinuerliga förbättringen av systemet för produktion, leverans, lagring och marknadsföring av naturgas och fördjupade reformeringar av elmarknaden och koldioxidmarknaden, kommer kraftproduktionskostnaden för naturgasgenererande enheter gradvis att optimeras, vilket blir ett viktigt stöd för att koppla samman hög andel förnybar energi och energisäkerhet. För industriföretag är det nödvändigt att noggrant förstå de faktorer som påverkar kostnaderna, fokusera på kärnoptimeringsriktningarna och kontinuerligt minska den övergripande kraftproduktionskostnaden genom teknisk innovation, resursintegration och policykoppling, förbättra marknadskonkurrenskraften för naturgasgenererande enheter och bidra till byggandet av det nya kraftsystemet och omvandlingen av energistrukturen.