Análise exhaustiva dos custos de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural

I. Composición básica dos custos de xeración de enerxía

O custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural toma o custo nivelado da electricidade ao longo do ciclo de vida completo (LCOE) como indicador contable principal, abranguendo tres sectores principais: custo do combustible, custo do investimento na construción e custo de operación e mantemento. A proporción dos tres mostra unha distribución diferencial obvia, entre os cales o custo do combustible domina e determina directamente o nivel de custo global.

(I) Custo do combustible: núcleo da proporción de custos, impacto máis significativo das flutuacións

O custo do combustible é a maior proporción do custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural. Os datos de cálculo da industria mostran que a súa proporción xeralmente alcanza o 60 %-80 % e pode superar o 80 % nalgúns entornos de mercado extremos, o que o converte na variable máis crítica que afecta á flutuación dos custos de xeración de enerxía. A contabilización do custo do combustible depende principalmente do prezo do gas natural (incluído o prezo de compra e a tarifa de transmisión e distribución) e da eficiencia de xeración de enerxía da unidade. A fórmula de cálculo principal é: custo do combustible (yuans/kWh) = prezo unitario do gas natural (yuans/metro cúbico) ÷ eficiencia de xeración de enerxía da unidade (kWh/metro cúbico).

En combinación co nivel actual da industria convencional, o prezo medio do gas natural nacional para a planta é duns 2,8 yuans/metro cúbico. A eficiencia de xeración de enerxía das unidades típicas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) é duns 5,5-6,0 kWh/metro cúbico, o que corresponde a un custo de combustible para a xeración de enerxía unitario duns 0,47-0,51 yuans; se se adoptan unidades de motor de combustión interna distribuído, a eficiencia de xeración de enerxía é duns 3,8-4,2 kWh/metro cúbico, e o custo do combustible para a xeración de enerxía unitario ascende a 0,67-0,74 yuans. Cómpre sinalar que arredor do 40 % do gas natural nacional depende das importacións. As flutuacións nos prezos spot internacionais do GNL e os cambios no patrón de produción, subministración, almacenamento e comercialización da fonte de gas nacional transmitiranse directamente ao extremo do custo do combustible. Por exemplo, durante o forte aumento dos prezos spot asiáticos do JKM en 2022, o custo do combustible para a xeración de enerxía unitario das empresas eléctricas nacionais alimentadas con gas superou unha vez os 0,6 yuans, superando con creces o rango de equilibrio.

(II) Custo do investimento en construción: proporción estable de investimento fixo, diminución favorecida pola localización

O custo do investimento en construción é un investimento fixo único, que inclúe principalmente a compra de equipos, a enxeñaría civil, a instalación e a posta en servizo, a adquisición de terreos e os custos de financiamento. A súa proporción no custo de xeración de enerxía ao longo do ciclo de vida é de aproximadamente o 15 %-25 %, e os principais factores que inflúen son o nivel técnico do equipo e a taxa de localización.

Desde a perspectiva da compra de equipos, a tecnoloxía central das turbinas de gas de alta resistencia leva moito tempo monopolizada por xigantes internacionais, e os prezos dos equipos importados e os compoñentes clave seguen sendo elevados. O custo de investimento estático en quilovatios por unidade dun proxecto de xeración de enerxía de ciclo combinado dun só millón de quilovatios é duns 4500-5500 yuans, entre os cales a turbina de gas e a caldeira de calor residual de apoio representan arredor do 45 % do investimento total en equipos. Nos últimos anos, as empresas nacionais aceleraron os avances tecnolóxicos. Empresas como Weichai Power e Shanghai Electric déronse conta gradualmente da localización de unidades de xeración de gas natural de servizo medio e lixeiro e compoñentes básicos, reducindo o custo de compra de equipos similares entre un 15 % e un 20 % en comparación cos produtos importados, o que reduce eficazmente o custo global de investimento na construción. Ademais, a capacidade da unidade e os escenarios de instalación tamén afectan aos custos de construción. As unidades pequenas distribuídas teñen ciclos de instalación curtos (só de 2 a 3 meses), un baixo investimento en enxeñaría civil e custos de investimento en quilovatios por unidade máis baixos que os grandes centrais eléctricas centralizadas; Aínda que as grandes unidades de ciclo combinado teñen un investimento inicial elevado, teñen vantaxes significativas na eficiencia da xeración de enerxía e poden amortizar os custos de investimento unitario mediante a xeración de enerxía a grande escala.

(III) Custo de operación e mantemento: investimento continuo a longo prazo, gran marxe para a optimización tecnolóxica

O custo de operación e mantemento é un investimento continuo no ciclo de vida completo, que inclúe principalmente a inspección e o mantemento do equipo, a substitución de pezas, o custo da man de obra, o consumo de aceite lubricante, o tratamento de protección ambiental, etc. A súa proporción no custo de xeración de enerxía ao longo do ciclo de vida completo é de aproximadamente o 5 %-10 %. Desde a perspectiva da práctica da industria, o gasto principal do custo de operación e mantemento é a substitución de compoñentes clave e os servizos de mantemento, entre os cales o custo medio de mantemento dunha única turbina de gas grande pode chegar aos 300 millóns de yuans, e o custo de substitución dos compoñentes principais é relativamente alto.

As unidades con diferentes niveis técnicos presentan diferenzas significativas nos custos de operación e mantemento: aínda que as unidades xeradoras de alto rendemento teñen un maior investimento inicial, o seu consumo de aceite lubricante é só 1/10 do das unidades ordinarias, con ciclos de cambio de aceite máis longos e menor probabilidade de fallo por parada, o que pode reducir eficazmente os custos laborais e as perdas por parada; pola contra, as unidades tecnoloxicamente atrasadas teñen fallos frecuentes, que non só aumentan o custo da substitución de pezas, senón que tamén afectan os ingresos da xeración de enerxía debido á parada, aumentando indirectamente o custo global. Nos últimos anos, coa mellora da tecnoloxía de operación e mantemento localizada e a aplicación de sistemas de diagnóstico intelixentes, os custos de operación e mantemento das unidades xeradoras de gas natural domésticas diminuíron gradualmente. A mellora da taxa de mantemento independente dos compoñentes principais reduciu o custo de substitución en máis do 20 % e o intervalo de mantemento ampliouse a 32.000 horas, o que comprimiu aínda máis o espazo para os gastos de operación e mantemento.

II. Variables clave que afectan os custos de xeración de enerxía

Ademais dos compoñentes principais mencionados, os custos de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural tamén se ven afectados por múltiples variables, como o mecanismo de prezos do gas, a orientación das políticas, o desenvolvemento do mercado do carbono, a disposición rexional e as horas de utilización da unidade, entre as cales o impacto do mecanismo de prezos do gas e o desenvolvemento do mercado do carbono é o de maior alcance.

(I) Mecanismo de prezos do gas e garantía da fonte de gas

A estabilidade dos prezos do gas natural e os modelos de adquisición determinan directamente a tendencia dos custos do combustible e, a continuación, afectan os custos globais de xeración de enerxía. Na actualidade, o prezo nacional do gas natural formou un mecanismo de vinculación de "prezo de referencia + prezo flotante". O prezo de referencia está vinculado aos prezos internacionais do petróleo cru e do GNL, e o prezo flotante axústase segundo a oferta e a demanda do mercado. As flutuacións dos prezos transmítense directamente ao extremo do custo de xeración de enerxía. A capacidade de garantía da fonte de gas tamén afecta os custos. Nas rexións dos centros de carga como o delta do río Yangtsé e o delta do río Pearl, as estacións receptoras de GNL son densas, o nivel de interconexión da rede de gasodutos é alto, o custo de transmisión e distribución é baixo, o subministro da fonte de gas é estable e o custo do combustible é relativamente controlable; mentres que na rexión noroeste, limitada pola distribución da fonte de gas e as instalacións de transmisión e distribución, o custo de transmisión e distribución de gas natural é relativamente alto, o que eleva o custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras na rexión. Ademais, as empresas poden fixar os prezos da fonte de gas asinando acordos de subministración de gas a longo prazo, evitando eficazmente os riscos de custos causados ​​polas flutuacións dos prezos internacionais do gas.

(II) Orientación política e mecanismo de mercado

Os mecanismos políticos afectan principalmente aos custos globais e aos niveis de ingresos das unidades de xeración de gas natural a través da transmisión de custos e a compensación de ingresos. Nos últimos anos, China promoveu gradualmente a reforma do prezo da electricidade en dúas partes para a xeración de enerxía con gas natural, que se implementou por primeira vez en provincias como Shanghai, Jiangsu e Guangdong. A recuperación dos custos fixos está garantida a través do prezo da capacidade e o prezo da enerxía está ligado ao prezo do gas para transmitir os custos do combustible. Entre eles, Guangdong elevou o prezo da capacidade de 100 yuans/kW/ano a 264 yuans/kW/ano, o que pode cubrir entre o 70 % e o 80 % dos custos fixos do proxecto, aliviando eficazmente o problema da transmisión de custos. Ao mesmo tempo, a política de compensación para as unidades de arranque e parada rápidas no mercado de servizos auxiliares mellorou aínda máis a estrutura de ingresos dos proxectos de enerxía a gas. O prezo máximo de compensación da regulación nalgunhas rexións alcanzou os 0,8 yuans/kWh, o que é significativamente superior aos ingresos da xeración de enerxía convencional.

(III) Desenvolvemento do mercado do carbono e vantaxes das baixas emisións de carbono

Coa mellora continua do mercado nacional de comercio de dereitos de emisión de carbono, os custos do carbono foron internalizándose gradualmente, converténdose nun factor importante que afecta á economía relativa das unidades de xeración de gas natural. A intensidade unitaria de emisión de dióxido de carbono das unidades de xeración de gas natural é de aproximadamente o 50 % da da enerxía a carbón (uns 380 gramos de CO₂/kWh fronte a uns 820 gramos de CO₂/kWh para a enerxía a carbón). No contexto do aumento dos prezos do carbono, as súas vantaxes de baixas emisións de carbono seguen a ser destacadas. O prezo nacional actual do carbono é duns 50 yuans/tonelada de CO₂ e espérase que aumente ata os 150-200 yuans/tonelada para 2030. Tomando como exemplo unha única unidade de 600.000 quilovatios cunha emisión anual duns 3 millóns de toneladas de CO₂, a enerxía a carbón terá que soportar entre 450 e 600 millóns de yuans adicionais en custos de carbono por ano nese momento, mentres que a enerxía a gas só supón o 40 % da enerxía a carbón, e a diferenza de custos entre a enerxía a gas e a enerxía a carbón reducirase aínda máis. Ademais, os proxectos de enerxía a gas poden obter ingresos adicionais vendendo cotas de carbono excedentes no futuro, o que se espera que reduza o custo nivelado da electricidade ao longo do ciclo de vida completo entre un 3 % e un 5 %.

(IV) Horas de utilización da unidade

As horas de utilización da unidade afectan directamente o efecto de amortización dos custos fixos. Canto maiores sexan as horas de utilización, menor será o custo de xeración de enerxía unitaria. As horas de utilización das unidades xeradoras de gas natural están estreitamente relacionadas cos escenarios de aplicación: as centrais eléctricas centralizadas, como fontes de enerxía de regulación máxima, xeralmente teñen horas de utilización de 2500-3500 horas; as centrais eléctricas distribuídas, que están preto da demanda de carga terminal de parques industriais e centros de datos, poden alcanzar horas de utilización de 3500-4500 horas, e o custo de xeración de enerxía unitaria pode reducirse entre 0,03 e 0,05 yuans/kWh. Se as horas de utilización son inferiores a 2000 horas, os custos fixos non se poden amortizar eficazmente, o que levará a un aumento significativo no custo global de xeración de enerxía e mesmo a perdas.

III. Estado actual dos custos da industria

En combinación cos datos actuais do sector, baixo o escenario de referencia dun prezo do gas natural de 2,8 yuans/metro cúbico, 3000 horas de utilización e un prezo do carbono de 50 yuans/tonelada de CO₂, o custo nivelado da electricidade para todo o ciclo de vida dos proxectos típicos de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) é de aproximadamente 0,52-0,60 yuans/kWh, lixeiramente superior ao da enerxía alimentada con carbón (aproximadamente 0,45-0,50 yuans/kWh), pero significativamente inferior ao custo global da enerxía renovable con almacenamento de enerxía (aproximadamente 0,65-0,80 yuans/kWh).

Desde a perspectiva das diferenzas rexionais, beneficiándose dun subministro de gas estable, unha mellora do apoio político e unha alta aceptación do prezo do carbono, o custo nivelado da electricidade ao longo do ciclo de vida das centrais eléctricas de gas en rexións de centros de carga como o delta do río Yangtsé e o delta do río Pearl pódese controlar a 0,45-0,52 yuans/kWh, o que ten unha base económica para a competencia coa enerxía de carbón; entre eles, como proxecto piloto de comercio de carbono, o prezo medio do carbono de Guangdong en 2024 alcanzou os 95 yuans/tonelada, combinado co mecanismo de compensación da capacidade, a vantaxe de custos é máis evidente. Na rexión noroeste, limitada pola garantía da fonte de gas e os custos de transmisión e distribución, o custo unitario de xeración de enerxía é xeralmente superior a 0,60 yuans/kWh, e a economía do proxecto é débil.

Desde a perspectiva da industria no seu conxunto, o custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural mostra unha tendencia de optimización de "baixo a curto prazo e mellora a longo prazo": a curto prazo, debido aos altos prezos do gas e ás baixas horas de utilización nalgunhas rexións, o espazo de beneficio é limitado; a medio e longo prazo, coa diversificación das fontes de gas, a localización dos equipos, o aumento dos prezos do carbono e a mellora dos mecanismos políticos, o custo diminuirá gradualmente. Espérase que para 2030, a taxa interna de retorno (TIR) ​​dos proxectos de enerxía eficientes a gas con capacidades de xestión de activos de carbono se manterá estable no rango do 6% ao 8%.

IV. Direccións principais para a optimización de custos

En combinación coa composición dos custos e os factores de influencia, a optimización dos custos de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural debe centrarse nos catro núcleos: "controlar o combustible, reducir o investimento, optimizar a operación e o mantemento e desfrutar das políticas", e lograr a redución continua dos custos integrais mediante a innovación tecnolóxica, a integración de recursos e a conexión de políticas.

En primeiro lugar, estabilizar o subministro de gas e controlar os custos do combustible. Fortalecer a cooperación cos principais provedores nacionais de gas natural, asinar acordos de subministro de gas a longo prazo para fixar os prezos das fontes de gas; promover a diversificación das fontes de gas, confiar no aumento da produción nacional de gas de xisto e na mellora dos acordos a longo prazo de importación de GNL para reducir a dependencia dos prezos internacionais spot do gas; ao mesmo tempo, optimizar o sistema de combustión unitaria, mellorar a eficiencia da xeración de enerxía e reducir o consumo de combustible por unidade de xeración de enerxía.

En segundo lugar, promover a localización de equipos e reducir o investimento en construción. Aumentar continuamente o investimento en investigación e desenvolvemento de tecnoloxía básica, superar o obstáculo da localización de compoñentes clave das turbinas de gas de alta resistencia e reducir aínda máis os custos de compra de equipos; optimizar os procesos de deseño e instalación de proxectos, acurtar o ciclo de construción e amortizar os custos de financiamento e o investimento en enxeñaría civil; seleccionar razoablemente a capacidade unitaria segundo os escenarios de aplicación para lograr un equilibrio entre investimento e eficiencia.

En terceiro lugar, actualizar o modelo de operación e mantemento e comprimir os custos de operación e mantemento. Construír unha plataforma de diagnóstico intelixente, confiar no big data e na tecnoloxía 5G para obter alertas temperás precisas sobre o estado dos equipos e promover a transformación do modelo de operación e mantemento de "mantemento pasivo" a "alertas temperás activas"; promover a localización da tecnoloxía de operación e mantemento, establecer un equipo profesional de operación e mantemento, mellorar a capacidade de mantemento independente dos compoñentes básicos e reducir os custos de mantemento e substitución de pezas; seleccionar unidades de alto rendemento para reducir a probabilidade de avaría e o consumo de consumibles.

En cuarto lugar, conectar con precisión coas políticas e obter ingresos adicionais. Responder activamente a políticas como a compensación bipartita do prezo da electricidade e a regulación dos picos, e esforzarse polo apoio á transmisión de custos e á compensación de ingresos; deseñar proactivamente o sistema de xestión de activos de carbono, aproveitar ao máximo o mecanismo do mercado de carbono para obter ingresos adicionais mediante a venda de cotas de carbono excedentes e a participación en instrumentos financeiros de carbono, e optimizar aínda máis a estrutura de custos; promover o deseño complementario multienerxía "gas-fotovoltaico-hidróxeno", mellorar as horas de utilización das unidades e amortizar os custos fixos.

V. Conclusión

O custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural céntrase no custo do combustible, apoiado polo investimento en construción e os custos de operación e mantemento, e vese afectado conxuntamente por múltiples factores como o prezo do gas, as políticas, o mercado do carbono e a disposición rexional. A súa economía depende non só do seu propio nivel técnico e capacidade de xestión, senón tamén da profunda vinculación entre o patrón do mercado enerxético e a orientación política. Na actualidade, aínda que o custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural é lixeiramente superior ao da enerxía a carbón, co avance do obxectivo do "carbono dual", o aumento dos prezos do carbono e o avance da localización dos equipos, as súas vantaxes de baixas emisións de carbono e as súas vantaxes económicas serán gradualmente máis destacadas.

No futuro, coa mellora continua do sistema de produción, subministración, almacenamento e comercialización de gas natural e a profundización da reforma do mercado enerxético e do mercado do carbono, o custo de xeración de enerxía das unidades xeradoras de gas natural optimizarase gradualmente, converténdose nun apoio importante para conectar a enerxía renovable de alta proporción e a seguridade enerxética. Para as empresas da industria, é necesario comprender con precisión os factores que afectan os custos, centrarse nas direccións principais de optimización e reducir continuamente o custo global de xeración de enerxía mediante a innovación tecnolóxica, a integración de recursos e a conexión de políticas, mellorar a competitividade do mercado das unidades xeradoras de gas natural e axudar á construción do novo sistema enerxético e á transformación da estrutura enerxética.