Omfattende analyse av kraftproduksjonskostnader for naturgassproduksjonsenheter

I. Kjernesammensetningen av kraftproduksjonskostnader

Kraftproduksjonskostnaden for naturgassgenererende enheter bruker den livssyklusbaserte elektrisitetskostnaden (LCOE) som kjerneregnskapsindikator, og dekker tre kjernesektorer: drivstoffkostnader, byggekostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Andelen av de tre viser tydelig differensiell fordeling, der drivstoffkostnadene dominerer og direkte bestemmer det totale kostnadsnivået.

(I) Drivstoffkostnader: Kjerne i kostnadsforholdet, mest betydelig innvirkning fra svingninger

Drivstoffkostnader utgjør den største andelen av kraftproduksjonskostnadene for naturgassproduserende enheter. Bransjeberegningsdata viser at andelen vanligvis når 60–80 %, og kan overstige 80 % i noen ekstreme markedsforhold, noe som gjør den til den mest kritiske variabelen som påvirker svingningene i kraftproduksjonskostnadene. Regnskapsføringen av drivstoffkostnader avhenger hovedsakelig av naturgassprisen (inkludert kjøpesum og overførings- og distribusjonsavgift) og kraftproduksjonseffektiviteten per enhet. Kjerneformelen for beregning er: Drivstoffkostnad (yuan/kWh) = Naturgassenhetspris (yuan/kubikkmeter) ÷ Kraftproduksjonseffektivitet per enhet (kWh/kubikkmeter).

Kombinert med dagens nivå i den vanlige industrien er den gjennomsnittlige innenlandske naturgassprisen til anlegget omtrent 2,8 yuan/kubikkmeter. Kraftproduksjonseffektiviteten til typiske kombinerte gassturbiner (CCGT) er omtrent 5,5–6,0 kWh/kubikkmeter, noe som tilsvarer en drivstoffkostnad per kraftproduksjon på omtrent 0,47–0,51 yuan. Hvis man bruker distribuerte forbrenningsmotorer, er kraftproduksjonseffektiviteten omtrent 3,8–4,2 kWh/kubikkmeter, og drivstoffkostnaden per kraftproduksjon stiger til 0,67–0,74 yuan. Det er verdt å merke seg at omtrent 40 % av innenlandsk naturgass er avhengig av import. Svingninger i internasjonale spotpriser for LNG og endringer i produksjon, forsyning, lagring og markedsføring av innenlandske gasskilder vil bli direkte overført til drivstoffkostnadene. For eksempel, under den kraftige økningen i spotpriser i Asia i 2022, oversteg drivstoffkostnaden per kraftproduksjon for innenlandske gasskraftverk en gang 0,6 yuan, noe som langt overstiger break-even-området.

(II) Investeringskostnader i byggebransjen: Stabil andel av faste investeringer, nedgang hjulpet av lokalisering

Byggeinvesteringskostnader er en engangs fast investering, hovedsakelig inkludert utstyrsinnkjøp, anleggsarbeid, installasjon og igangkjøring, grunnkjøp og finansieringskostnader. Andelen av kraftproduksjonskostnadene over hele livssyklusen er omtrent 15–25 %, og de viktigste påvirkende faktorene er utstyrets tekniske nivå og lokaliseringsgrad.

Fra et utstyrsinnkjøpsperspektiv har kjerneteknologien til tunge gassturbiner lenge vært monopolisert av internasjonale giganter, og prisene på importert utstyr og nøkkelkomponenter holder seg høye. Den statiske investeringskostnaden per kilowatt per enhet for et kombinert kraftproduksjonsprosjekt på én million kilowatt er omtrent 4500–5500 yuan, hvorav gassturbinen og den støttende spillvarmekjelen står for omtrent 45 % av den totale utstyrsinvesteringen. I de senere årene har innenlandske bedrifter akselerert teknologiske gjennombrudd. Bedrifter som Weichai Power og Shanghai Electric har gradvis realisert lokaliseringen av mellomstore og lette naturgassgenererende enheter og kjernekomponenter, noe som reduserer kjøpskostnadene for lignende utstyr med 15–20 % sammenlignet med importerte produkter, noe som effektivt senker de totale byggeinvesteringskostnadene. I tillegg påvirker enhetskapasitet og installasjonsscenarier også byggekostnadene. Distribuerte små enheter har korte installasjonssykluser (bare 2–3 måneder), lave anleggsinvesteringer og lavere investeringskostnader per enhet i kilowatt enn store sentraliserte kraftverk. Selv om store kombinerte syklusenheter har høy initialinvestering, har de betydelige fordeler innen kraftproduksjonseffektivitet og kan amortisere enhetsinvesteringskostnadene gjennom storskala kraftproduksjon.

(III) Drifts- og vedlikeholdskostnader: Langsiktig kontinuerlig investering, stort rom for teknologisk optimalisering

Drifts- og vedlikeholdskostnader er en kontinuerlig investering i hele livssyklusen, og inkluderer hovedsakelig inspeksjon og vedlikehold av utstyr, utskifting av deler, lønnskostnader, smøreoljeforbruk, miljøvernbehandling, osv. Andelen av kraftproduksjonskostnadene over hele livssyklusen er omtrent 5–10 %. Fra et bransjeperspektiv er kjerneutgiftene til drift og vedlikehold utskifting av nøkkelkomponenter og vedlikeholdstjenester, hvorav den middels store vedlikeholdskostnaden for en enkelt stor gassturbin kan nå 300 millioner yuan, og utskiftingskostnaden for kjernekomponenter er relativt høy.

Enheter med ulikt teknisk nivå har betydelige forskjeller i drifts- og vedlikeholdskostnader: Selv om høytytende generasjonsenheter har høyere initialinvestering, er smøreoljeforbruket bare 1/10 av vanlige enheter, med lengre oljeskiftsykluser og lavere sannsynlighet for feilutkobling, noe som effektivt kan redusere lønnskostnader og tap ved nedstengning. Tvert imot har teknologisk tilbakestående enheter hyppige feil, noe som ikke bare øker kostnadene for utskifting av deler, men også påvirker inntektene fra kraftproduksjonen på grunn av nedstengning, noe som indirekte presser opp de totale kostnadene. I de senere år, med oppgraderingen av lokalisert drifts- og vedlikeholdsteknologi og bruken av intelligente diagnosesystemer, har drifts- og vedlikeholdskostnadene for innenlandske naturgassgenererende enheter gradvis sunket. Forbedringen av den uavhengige vedlikeholdsraten for kjernekomponenter har redusert utskiftingskostnadene med mer enn 20 %, og vedlikeholdsintervallet er utvidet til 32 000 timer, noe som ytterligere komprimerer plassen for drifts- og vedlikeholdsutgifter.

II. Viktige variabler som påvirker kraftproduksjonskostnader

I tillegg til de ovennevnte kjernekomponentene påvirkes kraftproduksjonskostnadene for naturgassproduksjonsenheter også av flere variabler som gassprismekanismen, politisk orientering, utviklingen av karbonmarkedet, regional utforming og enhetens utnyttelsestimer, hvorav virkningen av gassprismekanismen og utviklingen av karbonmarkedet er den mest vidtrekkende.

(I) Gassprismekanisme og gasskildegaranti

Stabiliteten i naturgasspriser og anskaffelsesmodeller bestemmer direkte utviklingen av drivstoffkostnader, og påvirker deretter de totale kraftproduksjonskostnadene. For tiden har den innenlandske naturgassprisen dannet en koblingsmekanisme med "referansepris + flytende pris". Referanseprisen er knyttet til internasjonale råolje- og LNG-priser, og den flytende prisen justeres i henhold til markedets tilbud og etterspørsel. Prissvingninger overføres direkte til kraftproduksjonskostnadene. Gasskildens garantikapasitet påvirker også kostnadene. I lastesenterregioner som Yangtze-elvedeltaet og Perleelvedeltaet er LNG-mottaksstasjonene tette, nivået av rørledningsnettverket sammenkoblet er høyt, overførings- og distribusjonskostnadene er lave, gasskildeforsyningen er stabil og drivstoffkostnadene er relativt kontrollerbare. I nordvestregionen, begrenset av gasskildedistribusjon og overførings- og distribusjonsanlegg, er overførings- og distribusjonskostnadene for naturgass relativt høye, noe som presser opp kraftproduksjonskostnadene for generasjonsenheter i regionen. I tillegg kan bedrifter låse gasskildepriser ved å signere langsiktige gassforsyningsavtaler, og dermed effektivt unngå kostnadsrisikoen forårsaket av svingninger i internasjonale gasspriser.

(II) Politisk orientering og markedsmekanisme

Politiske mekanismer påvirker hovedsakelig de omfattende kostnadene og inntektsnivåene for naturgassproduserende enheter gjennom kostnadsoverføring og inntektskompensasjon. I de senere årene har Kina gradvis fremmet reformen av den todelte strømprisen for naturgasskraftproduksjon, som først ble implementert i provinser som Shanghai, Jiangsu og Guangdong. Dekningen av faste kostnader er garantert gjennom kapasitetsprisen, og energiprisen er knyttet til gassprisen for å overføre drivstoffkostnader. Blant annet har Guangdong økt kapasitetsprisen fra 100 yuan/kW/år til 264 yuan/kW/år, noe som kan dekke 70 %–80 % av prosjektets faste kostnader, noe som effektivt lindrer problemet med kostnadsoverføring. Samtidig har kompensasjonspolitikken for hurtigstart-stopp-enheter i markedet for hjelpetjenester ytterligere forbedret inntektsstrukturen til gasskraftprosjekter. Den maksimale reguleringskompensasjonsprisen i noen regioner har nådd 0,8 yuan/kWh, noe som er betydelig høyere enn inntektene fra konvensjonell kraftproduksjon.

(III) Utvikling av karbonmarkedet og lavkarbonfordeler

Med den kontinuerlige forbedringen av det nasjonale markedet for handel med karbonutslippsrettigheter, har karbonkostnadene gradvis blitt internalisert, og blitt en viktig faktor som påvirker den relative økonomien til naturgassproduksjonsenheter. Karbondioksidutslippsintensiteten per enhet fra naturgassproduksjonsenheter er omtrent 50 % av kullkraft (omtrent 380 gram CO₂/kWh mot omtrent 820 gram CO₂/kWh for kullkraft). Med stigende karbonpriser fortsetter lavkarbonfordelene å være fremtredende. Den nåværende innenlandske karbonprisen er omtrent 50 yuan/tonn CO₂, og den forventes å stige til 150–200 yuan/tonn innen 2030. Hvis vi tar en enkelt enhet på 600 000 kilowatt med et årlig utslipp på omtrent 3 millioner tonn CO₂ som et eksempel, vil kullkraft måtte bære ytterligere 450–600 millioner yuan i karbonkostnader per år på det tidspunktet, mens gasskraft bare er 40 % av kullkraftens, og kostnadsgapet mellom gasskraft og kullkraft vil bli ytterligere redusert. I tillegg kan gasskraftprosjekter oppnå ytterligere inntekter ved å selge overskuddskarbonkvoter i fremtiden, noe som forventes å redusere den livssyklusbaserte nivåbaserte kostnaden for elektrisitet med 3–5 %.

(IV) Enhetens utnyttelsestimer

Enhetsutnyttelsestimer påvirker direkte amortiseringseffekten av faste kostnader. Jo høyere utnyttelsestimer, desto lavere er enhetskostnaden for kraftproduksjon. Utnyttelsestimene for naturgassgenererende enheter er nært knyttet til bruksscenariene: sentraliserte kraftverk, som toppregulerte kraftkilder, har vanligvis utnyttelsestimer på 2500–3500 timer; distribuerte kraftverk, som er nær terminalbelastningsbehovet til industriparker og datasentre, kan nå utnyttelsestimer på 3500–4500 timer, og enhetskostnaden for kraftproduksjon kan reduseres med 0,03–0,05 yuan/kWh. Hvis utnyttelsestimene er mindre enn 2000 timer, kan ikke de faste kostnadene amortiseres effektivt, noe som vil føre til en betydelig økning i de totale kraftproduksjonskostnadene og til og med tap.

III. Nåværende kostnadsstatus i bransjen

Kombinert med nåværende bransjedata, under referansescenarioet med en naturgasspris på 2,8 yuan/kubikkmeter, brukstimer på 3000 timer og en karbonpris på 50 yuan/tonn CO₂, er den livssyklusjusterte kostnaden for elektrisitet for typiske kombinerte gassturbinprosjekter (CCGT) omtrent 0,52–0,60 yuan/kWh, noe høyere enn for kullkraft (omtrent 0,45–0,50 yuan/kWh), men betydelig lavere enn den omfattende kostnaden for fornybar energi med energilagring (omtrent 0,65–0,80 yuan/kWh).

Fra et regionalt perspektiv, og med fordel av stabil gasskildeforsyning, forbedret politisk støtte og høy aksept av karbonpriser, kan den livssyklusjusterte kostnaden for elektrisitet for gasskraftverk i lastesenterregioner som Yangtze-elvedeltaet og Perleelvedeltaet kontrolleres til 0,45–0,52 yuan/kWh, noe som har et økonomisk grunnlag for konkurranse med kullkraft. Blant annet nådde Guangdongs gjennomsnittlige karbonpris i 2024 95 yuan/tonn som et pilotprosjekt for karbonhandel, og kombinert med kapasitetskompensasjonsmekanismen er kostnadsfordelen mer åpenbar. I den nordvestlige regionen, begrenset av gasskildegaranti og overførings- og distribusjonskostnader, er enhetskostnaden for kraftproduksjon generelt høyere enn 0,60 yuan/kWh, og prosjektøkonomien er svak.

Fra et bransjeperspektiv som helhet viser kraftproduksjonskostnadene for naturgassgenererende enheter en optimaliseringstrend på "lav på kort sikt og bedring på lang sikt": På kort sikt er profittrommet begrenset på grunn av høye gasspriser og lave utnyttelsestimer i noen regioner. På mellomlang og lang sikt vil kostnadene gradvis synke med diversifisering av gasskilder, lokalisering av utstyr, økning i karbonpriser og forbedring av politiske mekanismer. Det forventes at den interne avkastningen (IRR) for effektive gasskraftprosjekter med kapasitet til forvaltning av karbonressurser vil ligge stabilt i området 6 %–8 %.

IV. Kjerneretningslinjer for kostnadsoptimalisering

Kombinert med kostnadssammensetning og påvirkningsfaktorer, må optimaliseringen av kraftproduksjonskostnadene for naturgassgenererende enheter fokusere på de fire kjernene «kontroll av drivstoff, reduksjon av investeringer, optimalisering av drift og vedlikehold, og implementering av retningslinjer», og realisere kontinuerlig reduksjon av omfattende kostnader gjennom teknologisk innovasjon, ressursintegrasjon og policytilkobling.

Først, stabilisere gassforsyningen og kontrollere drivstoffkostnadene. Styrke samarbeidet med store innenlandske naturgassleverandører, signere langsiktige gassforsyningsavtaler for å låse gasskildeprisene; fremme en diversifisert utforming av gasskilder, stole på økningen av innenlandsk skifergassproduksjon og forbedring av langsiktige avtaler om import av LNG for å redusere avhengigheten av internasjonale spotgasspriser; samtidig optimalisere enhetsforbrenningssystemet, forbedre kraftproduksjonseffektiviteten og redusere drivstofforbruket per kraftproduksjonsenhet.

For det andre, fremme lokalisering av utstyr og redusere byggeinvesteringer. Kontinuerlig øke investeringene i kjerneteknologiforskning og -utvikling, bryte gjennom flaskehalsen med lokalisering av nøkkelkomponenter i tunge gassturbiner, og ytterligere redusere utstyrsinnkjøpskostnadene; optimalisere prosjektdesign- og installasjonsprosesser, forkorte byggesyklusen og amortisere finansieringskostnader og investeringer i anleggsteknikk; velge enhetskapasitet på en rimelig måte i henhold til applikasjonsscenarier for å oppnå en balanse mellom investering og effektivitet.

For det tredje, oppgrader drifts- og vedlikeholdsmodellen og komprimer drifts- og vedlikeholdskostnadene. Bygg en intelligent diagnoseplattform, stol på stordata og 5G-teknologi for å realisere nøyaktig tidlig varsling av utstyrets helsetilstand, og fremme transformasjonen av drifts- og vedlikeholdsmodellen fra "passivt vedlikehold" til "aktiv tidlig varsling"; fremme lokalisering av drifts- og vedlikeholdsteknologi, opprette et profesjonelt drifts- og vedlikeholdsteam, forbedre den uavhengige vedlikeholdskapasiteten til kjernekomponenter, og redusere vedlikeholds- og delerutskiftningskostnader; velg høyytelsesenheter for å redusere sannsynligheten for feil, nedstengning og forbruksvarer.

For det fjerde, koble nøyaktig til retningslinjer og utnytt ytterligere inntekter. Reager aktivt på retningslinjer som todelt kompensasjon for strømpris og toppregulering, og streb etter støtte til kostnadsoverføring og inntektskompensasjon; utform proaktivt systemet for karbonforvaltning, utnytt karbonmarkedsmekanismen fullt ut for å oppnå ytterligere inntekter ved å selge overskuddskvoter og delta i karbonfinansielle instrumenter, og optimaliser kostnadsstrukturen ytterligere; fremme den komplementære utformingen av "gass-solcellepanel-hydrogen" for flere energikilder, forbedre enhetsutnyttelsestimene og amortisere faste kostnader.

V. Konklusjon

Kraftproduksjonskostnadene for naturgassenheter er sentrert rundt drivstoffkostnader, støttet av byggeinvesteringer og drifts- og vedlikeholdskostnader, og påvirkes i fellesskap av flere faktorer som gasspris, politikk, karbonmarked og regional utforming. Økonomien avhenger ikke bare av dets eget tekniske nivå og forvaltningskapasitet, men også av den dyptgående bindingen av energimarkedsmønsteret og politikkorienteringen. For tiden, selv om kraftproduksjonskostnadene for naturgassenheter er litt høyere enn for kullkraft, vil lavkarbonfordelene og de økonomiske fordelene gradvis bli fremtredende med fremskrittene av målet om "dobbelt karbon", økningen i karbonpriser og gjennombruddet innen utstyrslokalisering.

I fremtiden, med kontinuerlig forbedring av systemet for produksjon, forsyning, lagring og markedsføring av naturgass og en fordypning av reformen av kraftmarkedet og karbonmarkedet, vil kraftproduksjonskostnadene for naturgassgenererende enheter gradvis optimaliseres, og bli en viktig støtte for å koble sammen fornybar energi med høy andel og energisikkerhet. For industribedrifter er det nødvendig å forstå faktorene som påvirker kostnadene nøyaktig, fokusere på kjerneoptimaliseringsretningene og kontinuerlig redusere de omfattende kraftproduksjonskostnadene gjennom teknologisk innovasjon, ressursintegrasjon og politisk tilknytning, forbedre markedskonkurranseevnen til naturgassgenererende enheter, og bidra til byggingen av det nye kraftsystemet og transformasjonen av energistrukturen.