Omfattende analyse af elproduktionsomkostninger for naturgasproduktionsenheder

I. Kernesammensætningen af ​​elproduktionsomkostninger

Omkostningerne til elproduktion for naturgasgeneratorer bruger den livscyklusbaserede elpris (LCOE) som den centrale regnskabsindikator og dækker tre kernesektorer: brændstofomkostninger, anlægsinvesteringsomkostninger og drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. Andelen af ​​de tre viser en tydelig differentiel fordeling, hvor brændstofomkostningerne dominerer og direkte bestemmer det samlede omkostningsniveau.

(I) Brændstofomkostninger: Kernen i omkostningsforholdet, den mest betydelige påvirkning fra udsving

Brændstofomkostninger udgør den største andel af elproduktionsomkostningerne for naturgasproduktionsenheder. Brancheberegningsdata viser, at andelen generelt når 60%-80% og kan overstige 80% i visse ekstreme markedsforhold, hvilket gør den til den mest kritiske variabel, der påvirker udsvingene i elproduktionsomkostningerne. Regnskabsmæssig beregning af brændstofomkostninger afhænger hovedsageligt af naturgasprisen (inklusive købspris og transmissions- og distributionsgebyr) og enhedens elproduktionseffektivitet. Den centrale beregningsformel er: Brændstofomkostninger (yuan/kWh) = Enhedspris for naturgas (yuan/kubikmeter) ÷ Enheds elproduktionseffektivitet (kWh/kubikmeter).

Kombineret med det nuværende niveau i den almindelige industri er den gennemsnitlige indenlandske naturgaspris til kraftværket omkring 2,8 yuan/kubikmeter. Effektiviteten af ​​typiske kombinerede gasturbine-enheder (CCGT) er omkring 5,5-6,0 kWh/kubikmeter, hvilket svarer til en brændstofomkostning pr. elproduktion på omkring 0,47-0,51 yuan. Hvis der anvendes distribuerede forbrændingsmotorenheder, er effektiviteten af ​​energiproduktionen omkring 3,8-4,2 kWh/kubikmeter, og brændstofomkostningerne pr. elproduktion stiger til 0,67-0,74 yuan. Det er værd at bemærke, at omkring 40 % af den indenlandske naturgas afhænger af import. Udsving i internationale spotpriser på LNG og ændringer i det indenlandske gasproduktions-, forsynings-, lagrings- og markedsføringsmønster vil blive direkte overført til brændstofomkostningerne. For eksempel oversteg brændstofomkostningerne pr. elproduktion pr. enhed for indenlandske gasfyrede kraftvirksomheder under den kraftige stigning i spotpriserne i Asien i 2022 engang 0,6 yuan, hvilket langt oversteg break-even-intervallet.

(II) Investeringsomkostninger i byggeri: Stabil andel af faste investeringer, fald hjulpet af lokalisering

Byggeomkostninger er en engangsfast investering, der primært omfatter køb af udstyr, anlægsarbejder, installation og idriftsættelse, jordkøb og finansieringsomkostninger. Dens andel af elproduktionsomkostningerne over hele livscyklussen er omkring 15%-25%, og de vigtigste påvirkende faktorer er udstyrets tekniske niveau og lokaliseringsgrad.

Fra et udstyrskøbsperspektiv har kerneteknologien bag tunge gasturbiner længe været monopoliseret af internationale giganter, og priserne på importeret udstyr og nøglekomponenter er fortsat høje. De statiske investeringsomkostninger pr. kilowatt pr. enhed for et enkelt kombineret kraftproduktionsprojekt på en million kilowatt er omkring 4500-5500 yuan, hvoraf gasturbinen og den understøttende spildvarmekedel tegner sig for omkring 45% af den samlede udstyrsinvestering. I de senere år har indenlandske virksomheder accelereret teknologiske gennembrud. Virksomheder som Weichai Power og Shanghai Electric har gradvist realiseret lokaliseringen af ​​mellemstore og lette naturgasgeneratorer og kernekomponenter, hvilket reducerer købsomkostningerne for lignende udstyr med 15%-20% sammenlignet med importerede produkter, hvilket effektivt sænker de samlede byggeomkostninger. Derudover påvirker enhedskapacitet og installationsscenarier også byggeomkostningerne. Distribuerede små enheder har korte installationscyklusser (kun 2-3 måneder), lave anlægsinvesteringer og lavere investeringsomkostninger pr. kilowatt pr. enhed end store centraliserede kraftværker; Selvom store kombinerede cyklusser har en høj initialinvestering, har de betydelige fordele med hensyn til effektivitet i elproduktionen og kan afskrive enhedsinvesteringsomkostningerne gennem storstilet elproduktion.

(III) Drifts- og vedligeholdelsesomkostninger: Langsigtet løbende investering, stort spillerum for teknologisk optimering

Drifts- og vedligeholdelsesomkostninger er en løbende investering i hele livscyklussen, primært inklusive udstyrsinspektion og vedligeholdelse, udskiftning af dele, lønomkostninger, smøreolieforbrug, miljøbeskyttelsesbehandling osv. Deres andel af elproduktionsomkostningerne i hele livscyklussen er omkring 5%-10%. Fra et brancheperspektiv er de centrale drifts- og vedligeholdelsesomkostninger udskiftning af nøglekomponenter og vedligeholdelsestjenester, hvoraf de mellemstore vedligeholdelsesomkostninger for en enkelt stor gasturbine kan nå op på 300 millioner yuan, og udskiftningsomkostningerne for kernekomponenter er relativt høje.

Enheder med forskellige tekniske niveauer har betydelige forskelle i drifts- og vedligeholdelsesomkostninger: Selvom højtydende generatorer har en højere initialinvestering, er deres smøreolieforbrug kun 1/10 af almindelige enheders, med længere olieskiftcyklusser og lavere sandsynlighed for nedlukning ved fejl, hvilket effektivt kan reducere lønomkostninger og tab ved nedlukning. Tværtimod har teknologisk bagudrettede enheder hyppige fejl, hvilket ikke kun øger omkostningerne ved udskiftning af dele, men også påvirker elproduktionens indtægter på grund af nedlukning, hvilket indirekte øger de samlede omkostninger. I de senere år, med opgraderingen af ​​lokaliseret drifts- og vedligeholdelsesteknologi og anvendelsen af ​​intelligente diagnosesystemer, er drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne for indenlandske naturgasgeneratorer gradvist faldet. Forbedringen af ​​den uafhængige vedligeholdelsesrate for kernekomponenter har reduceret udskiftningsomkostningerne med mere end 20%, og vedligeholdelsesintervallet er blevet forlænget til 32.000 timer, hvilket yderligere komprimerer pladsen til drifts- og vedligeholdelsesudgifter.

II. Nøglevariabler, der påvirker omkostningerne ved elproduktion

Ud over ovenstående kernekomponenter påvirkes elproduktionsomkostningerne for naturgasproduktionsenheder også af flere variabler såsom gasprismekanismen, politisk orientering, udviklingen af ​​kulstofmarkedet, regional indretning og enhedens udnyttelsestimer, hvoraf virkningen af ​​gasprismekanismen og udviklingen af ​​kulstofmarkedet er den mest vidtrækkende.

(I) Gasprismekanisme og gaskildegaranti

Stabiliteten af ​​naturgaspriser og indkøbsmodeller bestemmer direkte udviklingen i brændstofomkostninger og påvirker derefter de samlede elproduktionsomkostninger. I øjeblikket har den indenlandske naturgaspris dannet en koblingsmekanisme med "benchmarkpris + flydende pris". Benchmarkprisen er knyttet til internationale råolie- og LNG-priser, og den flydende pris justeres i henhold til markedets udbud og efterspørgsel. Prisudsving overføres direkte til elproduktionsomkostningssiden. Gaskildens garantikapacitet påvirker også omkostningerne. I belastningsområder som Yangtze-floddeltaet og Pearl River Delta er LNG-modtagestationerne tætte, niveauet af rørledningsnetværksforbindelser er højt, transmissions- og distributionsomkostningerne er lave, gaskildeforsyningen er stabil, og brændstofomkostningerne er relativt kontrollerbare; mens i den nordvestlige region, begrænset af gaskildedistribution og transmissions- og distributionsfaciliteter, er omkostningerne til naturgastransmission og -distribution relativt høje, hvilket presser elproduktionsomkostningerne for produktionsenheder i regionen op. Derudover kan virksomheder fastlåse gaskildepriserne ved at underskrive langsigtede gasforsyningsaftaler og effektivt undgå omkostningsrisici forårsaget af udsving i internationale gaspriser.

(II) Politisk orientering og markedsmekanisme

Politiske mekanismer påvirker primært de samlede omkostninger og indtægtsniveauer for naturgasproduktionsenheder gennem omkostningstransmission og indtægtskompensation. I de senere år har Kina gradvist fremmet reformen af ​​den todelte elpris for naturgasproduktion, som først er blevet implementeret i provinser som Shanghai, Jiangsu og Guangdong. Dækningen af ​​faste omkostninger er garanteret gennem kapacitetsprisen, og energiprisen er knyttet til gasprisen for at transmittere brændstofomkostninger. Blandt dem har Guangdong hævet kapacitetsprisen fra 100 yuan/kW/år til 264 yuan/kW/år, hvilket kan dække 70%-80% af projektets faste omkostninger, hvilket effektivt letter problemet med omkostningstransmission. Samtidig har kompensationspolitikken for hurtige start-stop-enheder på markedet for hjælpetjenester yderligere forbedret indtægtsstrukturen for gasfyrede kraftprojekter. Den maksimale reguleringskompensationspris i nogle regioner har nået 0,8 yuan/kWh, hvilket er betydeligt højere end indtægterne fra konventionel kraftproduktion.

(III) Udvikling af CO2-markedet og fordele ved lavemissioner

Med den løbende forbedring af det nationale marked for handel med CO2-emissionsrettigheder er CO2-omkostningerne gradvist blevet internaliseret og er blevet en vigtig faktor, der påvirker den relative økonomi for naturgasproduktionsenheder. CO2-emissionsintensiteten pr. enhed fra naturgasproduktionsenheder er omkring 50 % af kulkraftens (ca. 380 gram CO₂/kWh vs. ca. 820 gram CO₂/kWh for kulkraft). På baggrund af stigende CO2-priser er dens lavemissionsfordele fortsat fremtrædende. Den nuværende indenlandske CO₂-pris er omkring 50 yuan/ton CO₂, og den forventes at stige til 150-200 yuan/ton inden 2030. Hvis man tager en enkelt enhed på 600.000 kilowatt med en årlig udledning på omkring 3 millioner tons CO₂ som eksempel, vil kulkraft skulle bære yderligere 450-600 millioner yuan i CO₂-omkostninger om året på det tidspunkt, mens gaskraft kun udgør 40 % af kulkraftens, og omkostningsforskellen mellem gaskraft og kulkraft vil blive yderligere indsnævret. Derudover kan gaskraftprojekter opnå yderligere indtægter ved at sælge overskydende CO₂-kvoter i fremtiden, hvilket forventes at reducere de leveliserede elomkostninger over hele livscyklussen med 3 %-5 %.

(IV) Enhedens udnyttelsestimer

Enhedsudnyttelsestimer påvirker direkte amortiseringseffekten af ​​de faste omkostninger. Jo højere udnyttelsestimerne er, desto lavere er omkostningerne ved elproduktion per enhed. Udnyttelsestimerne for naturgasgenererende enheder er tæt forbundet med anvendelsesscenarierne: centraliserede kraftværker, som spidsbelastningskilder, har generelt udnyttelsestimer på 2500-3500 timer; distribuerede kraftværker, der er tæt på terminalbelastningsbehovet for industriparker og datacentre, kan nå udnyttelsestimer på 3500-4500 timer, og omkostningerne ved elproduktion per enhed kan reduceres med 0,03-0,05 yuan/kWh. Hvis udnyttelsestimerne er mindre end 2000 timer, kan de faste omkostninger ikke amortiseres effektivt, hvilket vil føre til en betydelig stigning i de samlede elproduktionsomkostninger og endda tab.

III. Aktuel omkostningsstatus i branchen

Kombineret med aktuelle branchedata, under benchmarkscenariet med en naturgaspris på 2,8 yuan/kubikmeter, udnyttelsestimer på 3000 timer og en kulstofpris på 50 yuan/ton CO₂, er den leveliserede elpris for typiske kombinerede gasturbineprojekter (CCGT) over hele livscyklussen omkring 0,52-0,60 yuan/kWh, hvilket er lidt højere end for kulkraft (ca. 0,45-0,50 yuan/kWh), men betydeligt lavere end de samlede omkostninger for vedvarende energi med energilagring (ca. 0,65-0,80 yuan/kWh).

Ud fra regionale forskelle kan den livscyklusbaserede elpris for gasfyrede kraftværker i belastningsområder som Yangtze-floddeltaet og Pearl River Delta kontrolleres til 0,45-0,52 yuan/kWh, hvilket har et økonomisk grundlag for konkurrence med kulkraft. Blandt disse nåede Guangdongs gennemsnitlige kulstofpris i 2024 som et pilotprojekt inden for kulstofhandel 95 yuan/ton, og kombineret med kapacitetskompensationsmekanismen er omkostningsfordelen mere tydelig. I den nordvestlige region, der er begrænset af gaskildegaranti og transmissions- og distributionsomkostninger, er elproduktionsomkostningerne pr. enhed generelt højere end 0,60 yuan/kWh, og projektets økonomi er svag.

Fra et brancheperspektiv som helhed viser elproduktionsomkostningerne for naturgasgeneratorer en optimeringstendens på "lav på kort sigt og forbedret på lang sigt": På kort sigt er profitmulighederne begrænsede på grund af høje gaspriser og lave udnyttelsestimer i nogle regioner; på mellemlang og lang sigt vil omkostningerne gradvist falde med diversificeringen af ​​gaskilder, lokalisering af udstyr, stigninger i CO2-priser og forbedringer af politiske mekanismer. Det forventes, at den interne rente (IRR) for effektive gasfyrede kraftprojekter med CO2-aktiverforvaltningskapaciteter i 2030 vil ligge stabilt i intervallet 6%-8%.

IV. Kerneretningslinjer for omkostningsoptimering

Kombineret med omkostningssammensætning og påvirkningsfaktorer skal optimeringen af ​​​​elproduktionsomkostningerne for naturgasgenererende enheder fokusere på de fire kerner: "kontrol af brændstof, reduktion af investeringer, optimering af drift og vedligeholdelse og udnyttelse af politikker" og realisere en løbende reduktion af omfattende omkostninger gennem teknologisk innovation, ressourceintegration og politisk forbindelse.

For det første, stabiliser gasforsyningen og kontroller brændstofomkostningerne. Styrk samarbejdet med større indenlandske naturgasleverandører, underskriv langsigtede gasforsyningsaftaler for at fastlåse gaskildepriserne; fremme en diversificeret udformning af gaskilder, stol på stigningen i indenlandsk skifergasproduktion og forbedringen af ​​langsigtede LNG-importaftaler for at reducere afhængigheden af ​​internationale spotgaspriser; samtidig optimer enhedsforbrændingssystemet, forbedre elproduktionseffektiviteten og reducere brændstofforbruget pr. elproduktionsenhed.

For det andet, fremme lokalisering af udstyr og reducere byggeinvesteringer. Løbende øge investeringerne i forskning og udvikling inden for kerneteknologi, bryd flaskehalsen ved lokalisering af nøglekomponenter i tunge gasturbiner og reducer yderligere omkostningerne til udstyrskøb; optimer projektdesign og installationsprocesser, forkort byggecyklussen og amortiser finansieringsomkostninger og anlægsinvesteringer; vælg enhedskapaciteten på en rimelig måde i henhold til anvendelsesscenarier for at opnå en balance mellem investering og effektivitet.

For det tredje, opgrader drifts- og vedligeholdelsesmodellen og komprimer drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne. Byg en intelligent diagnoseplatform, stol på big data og 5G-teknologi for at realisere præcis tidlig varsling af udstyrets sundhedstilstand og fremme transformationen af ​​drifts- og vedligeholdelsesmodellen fra "passiv vedligeholdelse" til "aktiv tidlig varsling". Fremme lokaliseringen af ​​drifts- og vedligeholdelsesteknologi, oprette et professionelt drifts- og vedligeholdelsesteam, forbedre den uafhængige vedligeholdelseskapacitet for kernekomponenter og reducere vedligeholdelses- og udskiftningsomkostninger. Vælg højtydende enheder for at reducere sandsynligheden for fejl, nedlukning og forbrug af forbrugsstoffer.

For det fjerde, sørg for præcis forbindelse til politikker og skab yderligere indtægter. Reager aktivt på politikker såsom den todelte kompensation for elpris og spidsbelastningsregulering, og stræb efter støtte til omkostningstransmission og indtægtskompensation; udform proaktivt systemet til forvaltning af kulstofaktiver, udnyt fuldt ud kulstofmarkedsmekanismen til at opnå yderligere indtægter ved at sælge overskydende kulstofkvoter og deltage i finansielle kulstofinstrumenter, og optimer omkostningsstrukturen yderligere; fremme det komplementære layout af "gas-solceller-brint"-multienergi, forbedre enhedernes udnyttelsestimer og amortiser de faste omkostninger.

V. Konklusion

Omkostningerne til elproduktion for naturgasgeneratorer er centreret omkring brændstofomkostninger, understøttet af anlægsinvesteringer og drifts- og vedligeholdelsesomkostninger, og påvirkes i fællesskab af flere faktorer såsom gaspris, politik, CO2-marked og regional indretning. Dens økonomi afhænger ikke kun af dens eget tekniske niveau og forvaltningskapacitet, men også af den dybdegående binding af energimarkedsmønsteret og den politiske orientering. Selvom elproduktionsomkostningerne for naturgasgeneratorer i øjeblikket er lidt højere end for kulfyret kraft, vil dens lavemissions- og økonomiske fordele gradvist blive fremtrædende med fremskridtet af "dobbelt kulstof"-målet, stigende CO2-priser og gennembrudet inden for lokalisering af udstyr.

I fremtiden, med den løbende forbedring af systemet for naturgasproduktion, -forsyning, -lagring og -afsætning og uddybning af reformen af ​​elmarkedet og kulstofmarkedet, vil elproduktionsomkostningerne for naturgasgenererende enheder gradvist blive optimeret og blive en vigtig støtte til at forbinde høj andel af vedvarende energi og energisikkerhed. For industrivirksomheder er det nødvendigt at forstå de faktorer, der påvirker omkostningerne, fokusere på de centrale optimeringsretninger og løbende reducere de samlede elproduktionsomkostninger gennem teknologisk innovation, ressourceintegration og politisk forbindelse, forbedre markedskonkurrenceevnen for naturgasgenererende enheder og hjælpe med opførelsen af ​​det nye elsystem og transformationen af ​​energistrukturen.