Kompleksowa analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wytwarzających gaz ziemny

I. Podstawowy skład kosztów wytwarzania energii elektrycznej

Koszty wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki gazowe przyjmują jako główny wskaźnik księgowy uśredniony koszt energii elektrycznej w całym cyklu życia (LCOE), obejmujący trzy główne sektory: koszt paliwa, koszt inwestycji budowlanej oraz koszt eksploatacji i utrzymania. Proporcje tych trzech sektorów wykazują wyraźną zróżnicowaną dystrybucję, wśród której dominują koszty paliwa, które bezpośrednio determinują ogólny poziom kosztów.

(I) Koszt paliwa: rdzeń proporcji kosztów, największy wpływ wahań

Koszt paliwa stanowi największą część kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach gazowych. Dane obliczeniowe branży pokazują, że jego udział wynosi zazwyczaj 60–80%, a w skrajnych warunkach rynkowych może przekroczyć 80%, co czyni go najważniejszą zmienną wpływającą na wahania kosztów wytwarzania energii. Rozliczenie kosztów paliwa zależy głównie od ceny gazu ziemnego (w tym ceny zakupu oraz opłat za przesył i dystrybucję) oraz jednostkowej sprawności wytwarzania energii. Podstawowy wzór obliczeniowy jest następujący: Koszt paliwa (juany/kWh) = Jednostkowa cena gazu ziemnego (juany/metr sześcienny) ÷ Jednostkowa sprawność wytwarzania energii (kWh/metr sześcienny).

W połączeniu z obecnym poziomem cen w głównym przemyśle, średnia krajowa cena gazu ziemnego dla elektrowni wynosi około 2,8 juana/metr sześcienny. Sprawność energetyczna typowych bloków gazowo-parowych (CCGT) wynosi około 5,5-6,0 kWh/metr sześcienny, co odpowiada jednostkowemu kosztowi paliwa wynoszącemu około 0,47-0,51 juana; w przypadku zastosowania rozproszonych silników spalinowych, sprawność energetyczna wynosi około 3,8-4,2 kWh/metr sześcienny, a jednostkowy koszt paliwa wzrasta do 0,67-0,74 juana. Warto zauważyć, że około 40% krajowego gazu ziemnego pochodzi z importu. Wahania międzynarodowych cen spot LNG oraz zmiany w krajowym systemie produkcji, dostawach, magazynowaniu i marketingu gazu będą miały bezpośredni wpływ na końcowy koszt paliwa. Na przykład w 2022 r., podczas gwałtownego wzrostu cen spot na azjatyckim rynku JKM, jednostkowy koszt paliwa do wytwarzania energii elektrycznej w krajowych przedsiębiorstwach opalanych gazem przekroczył 0,6 juana, znacznie przekraczając próg rentowności.

(II) Koszt inwestycji budowlanych: Stabilny udział inwestycji stałych, spadek wspomagany przez lokalizację

Koszt inwestycji budowlanej to jednorazowa inwestycja stała, obejmująca głównie zakup sprzętu, prace inżynieryjne, instalację i uruchomienie, zakup gruntu oraz koszty finansowania. Jego udział w kosztach wytwarzania energii w całym cyklu życia wynosi około 15–25%, a głównymi czynnikami wpływającymi są poziom techniczny sprzętu i szybkość lokalizacji.

Z perspektywy zakupu sprzętu, podstawowa technologia ciężkich turbin gazowych od dawna jest zmonopolizowana przez międzynarodowych gigantów, a ceny importowanego sprzętu i kluczowych komponentów pozostają wysokie. Statyczny koszt inwestycji w kilowaty w pojedynczym projekcie elektrowni kombinowanej o mocy miliona kilowatów wynosi około 4500-5500 juanów, z czego turbina gazowa i pomocniczy kocioł odzysknicowy stanowią około 45% całkowitych inwestycji w sprzęt. W ostatnich latach krajowe przedsiębiorstwa przyspieszyły przełomy technologiczne. Przedsiębiorstwa takie jak Weichai Power i Shanghai Electric stopniowo wdrażały rozwiązania w zakresie lokalizacji średnich i lekkich jednostek generujących gaz ziemny oraz kluczowych komponentów, obniżając koszty zakupu podobnego sprzętu o 15-20% w porównaniu z produktami importowanymi, skutecznie obniżając całkowity koszt inwestycji budowlanej. Ponadto, moc jednostki i scenariusze instalacji również wpływają na koszty budowy. Rozproszone małe jednostki charakteryzują się krótkimi cyklami instalacji (zaledwie 2-3 miesiące), niskimi nakładami na prace inżynieryjne i niższymi kosztami inwestycji w kilowaty w porównaniu z dużymi, scentralizowanymi elektrowniami; chociaż duże jednostki cyklu kombinowanego wymagają wysokich nakładów początkowych, mają one znaczące zalety w zakresie efektywności wytwarzania energii i mogą amortyzować koszty inwestycji jednostkowej dzięki wytwarzaniu energii na dużą skalę.

(III) Koszty eksploatacji i konserwacji: długoterminowa ciągła inwestycja, duże możliwości optymalizacji technologicznej

Koszty eksploatacji i konserwacji to ciągła inwestycja w całym cyklu życia, obejmująca głównie przeglądy i konserwację urządzeń, wymianę części, koszty robocizny, zużycie oleju smarowego, ochronę środowiska itp. Ich udział w kosztach wytwarzania energii w całym cyklu życia wynosi około 5–10%. Z perspektywy praktyki przemysłowej, głównym wydatkiem w zakresie kosztów eksploatacji i konserwacji jest wymiana kluczowych podzespołów i usług konserwacyjnych, z których średni koszt utrzymania pojedynczej dużej turbiny gazowej może sięgać 300 milionów juanów, a koszt wymiany kluczowych podzespołów jest stosunkowo wysoki.

Jednostki o różnym poziomie technicznym znacząco różnią się pod względem kosztów eksploatacji i konserwacji: chociaż wysokowydajne jednostki generujące mają wyższe nakłady inwestycyjne, ich zużycie oleju smarowego wynosi zaledwie 1/10 zużycia w przypadku zwykłych jednostek, przy dłuższych cyklach wymiany oleju i niższym prawdopodobieństwie awarii, co może skutecznie obniżyć koszty pracy i straty z tytułu przestoju; wręcz przeciwnie, technologicznie zacofane jednostki mają częste awarie, które nie tylko zwiększają koszty wymiany części, ale także wpływają na przychody z wytwarzania energii elektrycznej z powodu przestoju, pośrednio podnosząc koszty całkowite. W ostatnich latach, dzięki modernizacji lokalnych technologii eksploatacji i konserwacji oraz zastosowaniu inteligentnych systemów diagnostycznych, koszty eksploatacji i konserwacji krajowych jednostek generujących gaz ziemny stopniowo spadły. Poprawa niezależnego tempa konserwacji kluczowych podzespołów zmniejszyła koszty wymiany o ponad 20%, a interwał konserwacji został wydłużony do 32 000 godzin, co dodatkowo skompresowało przestrzeń na wydatki związane z eksploatacją i konserwacją.

II. Kluczowe zmienne wpływające na koszty wytwarzania energii

Oprócz wymienionych powyżej głównych elementów, na koszty wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki wytwarzające gaz ziemny wpływa również wiele zmiennych, takich jak mechanizm cen gazu, orientacja polityki, rozwój rynku emisji dwutlenku węgla, układ regionalny i godziny wykorzystania jednostek, spośród których wpływ mechanizmu cen gazu i rozwoju rynku emisji dwutlenku węgla ma największy zasięg.

(I) Mechanizm ustalania cen gazu i gwarancja źródła gazu

Stabilność cen gazu ziemnego i modele zakupowe bezpośrednio determinują trendy cen paliwa, a następnie wpływają na ogólne koszty wytwarzania energii. Obecnie krajowa cena gazu ziemnego stanowi mechanizm powiązania „cena referencyjna + cena zmienna”. Cena referencyjna jest powiązana z międzynarodowymi cenami ropy naftowej i LNG, a cena zmienna jest dostosowywana do podaży i popytu na rynku. Wahania cen przekładają się bezpośrednio na koszty wytwarzania energii. Gwarantowana zdolność produkcyjna źródła gazu również wpływa na koszty. W regionach o dużym obciążeniu, takich jak delta Jangcy i delta Rzeki Perłowej, stacje odbioru LNG są gęste, poziom połączeń sieci rurociągów jest wysoki, koszty przesyłu i dystrybucji są niskie, dostawy gazu ze źródła są stabilne, a koszty paliwa są stosunkowo kontrolowane. Natomiast w regionie północno-zachodnim, ograniczonym przez dystrybucję gazu ze źródła oraz infrastrukturę przesyłu i dystrybucji, koszty przesyłu i dystrybucji gazu ziemnego są stosunkowo wysokie, co podnosi koszty wytwarzania energii przez jednostki wytwórcze w regionie. Ponadto przedsiębiorstwa mogą zabezpieczyć ceny gazu ze źródła, podpisując długoterminowe umowy na dostawy gazu, skutecznie unikając ryzyka kosztowego spowodowanego wahaniami międzynarodowych cen gazu.

(II) Orientacja polityki i mechanizm rynkowy

Mechanizmy polityki wpływają głównie na poziom kosztów i przychodów jednostek wytwarzających gaz ziemny poprzez przenoszenie kosztów i rekompensatę przychodów. W ostatnich latach Chiny stopniowo promowały reformę dwuczęściowej ceny energii elektrycznej dla wytwarzania energii z gazu ziemnego, która została po raz pierwszy wdrożona w prowincjach takich jak Szanghaj, Jiangsu i Guangdong. Zwrot kosztów stałych jest gwarantowany poprzez cenę mocy, a cena energii jest powiązana z ceną gazu, aby zapewnić koszty paliwa przesyłowego. Wśród nich Guangdong podniósł cenę mocy ze 100 juanów/kW/rok do 264 juanów/kW/rok, co może pokryć 70%-80% kosztów stałych projektu, skutecznie łagodząc problem przenoszenia kosztów. Jednocześnie polityka rekompensat dla jednostek szybkiego rozruchu i zatrzymania na rynku usług pomocniczych dodatkowo poprawiła strukturę przychodów projektów energetycznych opalanych gazem. Szczytowa cena rekompensaty regulacyjnej w niektórych regionach osiągnęła 0,8 juana/kWh, co jest znacznie wyższe niż przychody z konwencjonalnego wytwarzania energii.

(III) Rozwój rynku emisji dwutlenku węgla i korzyści płynące z niskoemisyjności

Wraz z ciągłym doskonaleniem krajowego rynku handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla, koszty emisji dwutlenku węgla stopniowo ulegały internalizacji, stając się istotnym czynnikiem wpływającym na względną ekonomikę jednostek wytwórczych gazu ziemnego. Jednostkowa intensywność emisji dwutlenku węgla w jednostkach wytwórczych gazu ziemnego wynosi około 50% intensywności emisji w przypadku elektrowni węglowych (około 380 gramów CO₂/kWh w porównaniu z około 820 gramami CO₂/kWh w przypadku elektrowni węglowych). W obliczu rosnących cen dwutlenku węgla, jego niskoemisyjne zalety nadal pozostają znaczące. Obecna krajowa cena emisji dwutlenku węgla wynosi około 50 juanów/tonę CO₂ i oczekuje się, że do 2030 roku wzrośnie do 150-200 juanów/tonę. Biorąc za przykład pojedynczą jednostkę o mocy 600 000 kilowatów i rocznej emisji około 3 milionów ton CO₂, elektrownie węglowe będą musiały ponosić dodatkowe koszty emisji dwutlenku węgla rzędu 450-600 milionów juanów rocznie, podczas gdy energia gazowa generuje jedynie 40% kosztów energii węglowej, a różnica między kosztami energii gazowej a węglowej ulegnie dalszemu zmniejszeniu. Ponadto, elektrownie gazowe mogą w przyszłości generować dodatkowe przychody ze sprzedaży nadwyżek uprawnień do emisji dwutlenku węgla, co ma obniżyć całkowity koszt energii elektrycznej w całym cyklu życia o 3-5%.

(IV) Godziny wykorzystania jednostki

Liczba godzin wykorzystania jednostki bezpośrednio wpływa na efekt amortyzacji kosztów stałych. Im wyższa liczba godzin wykorzystania, tym niższy koszt jednostkowego wytwarzania energii. Liczba godzin wykorzystania jednostek generujących gaz ziemny jest ściśle związana ze scenariuszami zastosowania: scentralizowane elektrownie, jako źródła energii o szczytowym zapotrzebowaniu, zazwyczaj mają czas wykorzystania na poziomie 2500–3500 godzin; rozproszone elektrownie, zlokalizowane blisko obciążenia końcowego parków przemysłowych i centrów danych, mogą osiągnąć czas wykorzystania na poziomie 3500–4500 godzin, a koszt jednostkowego wytwarzania energii może zostać obniżony o 0,03–0,05 juana/kWh. Jeśli liczba godzin wykorzystania jest mniejsza niż 2000 godzin, koszty stałe nie mogą być efektywnie zamortyzowane, co prowadzi do znacznego wzrostu całkowitych kosztów wytwarzania energii, a nawet strat.

III. Aktualny stan kosztów w branży

W połączeniu z obecnymi danymi branżowymi, przy założeniu ceny gazu ziemnego wynoszącej 2,8 juanów/metr sześcienny, godzin użytkowania wynoszących 3000 godzin i ceny emisji dwutlenku węgla wynoszącej 50 juanów/tonę CO₂, całkowity uśredniony koszt energii elektrycznej w cyklu życia typowych projektów turbin gazowych w cyklu kombinowanym (CCGT) wynosi około 0,52–0,60 juanów/kWh, czyli jest nieco wyższy niż w przypadku energii opalanej węglem (około 0,45–0,50 juanów/kWh), ale znacznie niższy niż całkowity koszt energii odnawialnej z magazynowaniem energii (około 0,65–0,80 juanów/kWh).

Z perspektywy różnic regionalnych, dzięki stabilnym dostawom gazu, lepszemu wsparciu polityki i wysokiej akceptacji cen emisji dwutlenku węgla, uśredniony koszt energii elektrycznej w całym cyklu życia elektrowni gazowych w regionach o dużym obciążeniu, takich jak delta Jangcy i delta Rzeki Perłowej, można kontrolować na poziomie 0,45–0,52 juanów/kWh, co stanowi ekonomiczną podstawę do konkurowania z energią z węgla. W ramach pilotażowego programu handlu emisjami, średnia cena emisji dwutlenku węgla w Guangdong w 2024 r. osiągnęła 95 juanów/tonę, co w połączeniu z mechanizmem rekompensaty mocy produkcyjnych, przekłada się na bardziej oczywistą przewagę kosztową. W regionie północno-zachodnim, ograniczonym gwarancjami dostaw gazu oraz kosztami przesyłu i dystrybucji, jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest generalnie wyższy niż 0,60 juanów/kWh, a ekonomia projektu jest słaba.

Z perspektywy całej branży, koszty wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki gazowe wykazują trend optymalizacji: „niski w krótkim okresie i poprawiający się w długim okresie”. W krótkim okresie, ze względu na wysokie ceny gazu i niską liczbę godzin pracy w niektórych regionach, przestrzeń do generowania zysku jest ograniczona. W średnim i długim okresie, dzięki dywersyfikacji źródeł gazu, lokalizacji urządzeń, wzrostowi cen emisji dwutlenku węgla i usprawnieniu mechanizmów polityki, koszty będą stopniowo spadać. Oczekuje się, że do 2030 roku wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) efektywnych projektów energetycznych opalanych gazem z możliwością zarządzania aktywami węglowymi będzie stabilnie utrzymywać się w przedziale 6–8%.

IV. Główne kierunki optymalizacji kosztów

W połączeniu ze strukturą kosztów i czynnikami wpływającymi, optymalizacja kosztów wytwarzania energii przez jednostki wytwarzające gaz ziemny musi koncentrować się na czterech podstawowych kwestiach: „kontroli paliwa, redukcji inwestycji, optymalizacji eksploatacji i konserwacji oraz korzystaniu z polityk” oraz realizować ciągłą redukcję kosztów kompleksowych poprzez innowacje technologiczne, integrację zasobów i powiązanie z politykami.

Po pierwsze, należy ustabilizować dostawy gazu i kontrolować koszty paliwa. Zacieśnić współpracę z głównymi krajowymi dostawcami gazu ziemnego, podpisać długoterminowe umowy na dostawy gazu w celu zabezpieczenia cen gazu ze źródeł; promować zdywersyfikowaną strukturę źródeł gazu, opierać się na wzroście krajowej produkcji gazu łupkowego i poprawie długoterminowych umów na import LNG, aby zmniejszyć zależność od międzynarodowych cen spot gazu; jednocześnie zoptymalizować system spalania, poprawić efektywność wytwarzania energii i zmniejszyć zużycie paliwa na jednostkę wytworzonej energii.

Po drugie, promuj lokalizację sprzętu i ograniczaj inwestycje budowlane. Stale zwiększaj inwestycje w badania i rozwój kluczowych technologii, przełam wąskie gardło w lokalizacji kluczowych komponentów ciężkich turbin gazowych i jeszcze bardziej obniżaj koszty zakupu sprzętu; optymalizuj procesy projektowania i instalacji, skróć cykl budowy oraz amortyzuj koszty finansowania i inwestycji w inżynierię lądową i wodną; rozsądnie dobieraj moc jednostki w zależności od scenariuszy zastosowania, aby osiągnąć równowagę między inwestycją a wydajnością.

Po trzecie, zmodernizuj model eksploatacji i konserwacji oraz zredukuj koszty eksploatacji i konserwacji. Zbuduj inteligentną platformę diagnostyczną, wykorzystaj technologię Big Data i 5G, aby uzyskać precyzyjne wczesne ostrzeganie o stanie sprzętu oraz promuj transformację modelu eksploatacji i konserwacji z „pasywnej konserwacji” na „aktywne wczesne ostrzeganie”. Promuj lokalizację technologii eksploatacji i konserwacji, stwórz profesjonalny zespół ds. eksploatacji i konserwacji, popraw możliwości niezależnej konserwacji kluczowych komponentów oraz obniż koszty konserwacji i wymiany części. Wybierz jednostki o wysokiej wydajności, aby zmniejszyć prawdopodobieństwo awarii, przestoju i zużycia materiałów eksploatacyjnych.

Po czwarte, należy precyzyjnie dostosować się do polityk i pozyskiwać dodatkowe przychody. Aktywnie reaguj na polityki, takie jak dwuczęściowa cena energii elektrycznej i rekompensata za regulację szczytową, a także dąż do wsparcia w zakresie przesyłu kosztów i rekompensaty przychodów; proaktywnie planuj system zarządzania aktywami węglowymi, w pełni wykorzystuj mechanizm rynku emisji dwutlenku węgla, aby uzyskać dodatkowe przychody poprzez sprzedaż nadwyżek uprawnień do emisji i udział w instrumentach finansowych związanych z emisjami dwutlenku węgla, a także optymalizuj strukturę kosztów; promuj komplementarny układ multienergetyczny „gaz-fotowoltaika-wodór”, popraw liczbę godzin wykorzystania jednostek i amortyzuj koszty stałe.

V. Wnioski

Koszty wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki gazowe koncentrują się na kosztach paliwa, uzupełnionych kosztami inwestycji budowlanych oraz kosztów eksploatacji i konserwacji, i są łączone z wieloma czynnikami, takimi jak cena gazu, polityka, rynek emisji dwutlenku węgla i układ regionalny. Gospodarka tego sektora zależy nie tylko od poziomu technicznego i zdolności zarządzania, ale także od dogłębnego powiązania struktury rynku energii i orientacji politycznej. Obecnie, chociaż koszty wytwarzania energii elektrycznej przez jednostki gazowe są nieco wyższe niż w przypadku elektrowni węglowych, wraz z rozwojem celu „podwójnego węgla”, wzrostem cen emisji dwutlenku węgla i przełomem w lokalizacji urządzeń, ich niskoemisyjne i ekonomiczne zalety będą stopniowo zyskiwać na znaczeniu.

W przyszłości, dzięki ciągłemu doskonaleniu systemu produkcji, dostaw, magazynowania i sprzedaży gazu ziemnego oraz pogłębianiu reformy rynku energii elektrycznej i rynku emisji dwutlenku węgla, koszty wytwarzania energii przez jednostki gazowe będą stopniowo optymalizowane, stając się istotnym wsparciem dla integracji wysokiego udziału energii odnawialnej i bezpieczeństwa energetycznego. Przedsiębiorstwa przemysłowe muszą precyzyjnie zrozumieć czynniki wpływające na koszty, skupić się na kluczowych kierunkach optymalizacji oraz stale obniżać kompleksowe koszty wytwarzania energii poprzez innowacje technologiczne, integrację zasobów i integrację polityczną, poprawić konkurencyjność rynkową jednostek gazowych oraz wesprzeć budowę nowego systemu elektroenergetycznego i transformację struktury energetycznej.