Комплексный анализ себестоимости производства электроэнергии на газовых электростанциях.

I. Основные составляющие затрат на производство электроэнергии

При расчете себестоимости выработки электроэнергии газовыми энергоблоками в качестве основного бухгалтерского показателя используется приведенная себестоимость электроэнергии за весь жизненный цикл (LCOE), охватывающая три основных сектора: стоимость топлива, инвестиционные затраты на строительство и затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание. Соотношение этих трех секторов демонстрирует очевидные различия, среди которых доминирует стоимость топлива, непосредственно определяющая общий уровень затрат.

(I) Стоимость топлива: основная статья расходов, наиболее значительное влияние оказывают колебания цен.

Стоимость топлива составляет наибольшую долю в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой газовыми электростанциями. Данные отраслевых расчетов показывают, что эта доля обычно достигает 60–80%, а в некоторых экстремальных рыночных условиях может превышать 80%, что делает ее наиболее важным фактором, влияющим на колебания стоимости электроэнергии. Учет стоимости топлива в основном зависит от цены на природный газ (включая закупочную цену и плату за транспортировку и распределение) и эффективности выработки электроэнергии электростанцией. Основная формула расчета: Стоимость топлива (юань/кВт·ч) = Цена природного газа за единицу (юань/куб. метр) ÷ Эффективность выработки электроэнергии электростанцией (кВт·ч/куб. метр).

В сочетании с текущим уровнем развития отрасли, средняя цена природного газа на внутреннем рынке для электростанции составляет около 2,8 юаня/куб. метр. Эффективность выработки электроэнергии типичными газотурбинными установками комбинированного цикла (ГТЦ) составляет около 5,5-6,0 кВт·ч/куб. метр, что соответствует удельной стоимости топлива для выработки электроэнергии около 0,47-0,51 юаня; при использовании распределенных установок с двигателями внутреннего сгорания эффективность выработки электроэнергии составляет около 3,8-4,2 кВт·ч/куб. метр, а удельная стоимость топлива для выработки электроэнергии возрастает до 0,67-0,74 юаня. Стоит отметить, что около 40% внутреннего природного газа зависит от импорта. Колебания международных спотовых цен на СПГ и изменения в структуре добычи, поставок, хранения и сбыта газа внутри страны напрямую влияют на стоимость топлива. Например, во время резкого роста спотовых цен JKM в Азии в 2022 году удельные затраты на топливо для выработки электроэнергии на отечественных газовых электростанциях однажды превысили 0,6 юаня, что значительно вышло за пределы зоны безубыточности.

(II) Стоимость строительных инвестиций: стабильная доля основных инвестиций, снижение обусловлено локализацией.

Инвестиционные затраты на строительство представляют собой единовременные фиксированные инвестиции, в основном включающие закупку оборудования, гражданское строительство, монтаж и ввод в эксплуатацию, приобретение земли и финансовые затраты. Их доля в общей стоимости производства электроэнергии за весь жизненный цикл составляет около 15-25%, а основными факторами, влияющими на них, являются технический уровень оборудования и степень локализации производства.

С точки зрения закупки оборудования, основные технологии газовых турбин большой мощности долгое время монополизировались международными гигантами, а цены на импортное оборудование и ключевые компоненты остаются высокими. Статические инвестиционные затраты на единицу киловатта в одном проекте комбинированной электростанции мощностью в миллион киловатт составляют около 4500-5500 юаней, при этом на газовую турбину и вспомогательный котел-утилизатор приходится около 45% от общих инвестиций в оборудование. В последние годы отечественные предприятия ускорили технологические прорывы. Такие предприятия, как Weichai Power и Shanghai Electric, постепенно реализовали локализацию средних и легких газовых энергоблоков и основных компонентов, снизив стоимость закупки аналогичного оборудования на 15-20% по сравнению с импортной продукцией, что эффективно снизило общие инвестиционные затраты на строительство. Кроме того, на стоимость строительства влияют мощность энергоблоков и сценарии монтажа. Распределенные небольшие энергоблоки имеют короткие циклы монтажа (всего 2-3 месяца), низкие инвестиции в строительные работы и более низкие инвестиционные затраты на единицу киловатта по сравнению с крупными централизованными электростанциями; Несмотря на то, что крупные парогазовые установки требуют значительных первоначальных инвестиций, они обладают существенными преимуществами в эффективности выработки электроэнергии и позволяют амортизировать инвестиционные затраты за счет крупномасштабной выработки электроэнергии.

(III) Эксплуатационные и технические расходы: долгосрочные непрерывные инвестиции, большие возможности для технологической оптимизации.

Эксплуатационные и технические затраты представляют собой непрерывные инвестиции на протяжении всего жизненного цикла и включают в себя, главным образом, осмотр и техническое обслуживание оборудования, замену деталей, затраты на рабочую силу, расход смазочных масел, экологическую обработку и т. д. Их доля в общей стоимости производства электроэнергии за весь жизненный цикл составляет около 5-10%. С точки зрения отраслевой практики, основные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание включают замену ключевых компонентов и услуги по техническому обслуживанию, при этом средние затраты на техническое обслуживание одной крупной газовой турбины могут достигать 300 миллионов юаней, а стоимость замены ключевых компонентов относительно высока.

У энергоблоков с разным техническим уровнем существенно различаются эксплуатационные и технические затраты: хотя высокопроизводительные энергоблоки имеют более высокие первоначальные инвестиции, расход смазочного масла у них составляет всего 1/10 от обычного уровня, что обеспечивает более длительные циклы замены масла и меньшую вероятность аварийных остановок, что позволяет эффективно снизить трудозатраты и потери от простоев; напротив, технологически отсталые энергоблоки часто выходят из строя, что не только увеличивает стоимость замены деталей, но и влияет на выручку от выработки электроэнергии из-за простоев, косвенно увеличивая общую стоимость. В последние годы, благодаря модернизации технологий локализованной эксплуатации и технического обслуживания и применению интеллектуальных диагностических систем, эксплуатационные и технические затраты на отечественные газовые энергоблоки постепенно снижаются. Повышение коэффициента самостоятельного обслуживания основных компонентов позволило снизить стоимость замены более чем на 20%, а интервал между плановыми работами увеличился до 32 000 часов, что еще больше сократило возможности для расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание.

II. Ключевые факторы, влияющие на себестоимость производства электроэнергии

Помимо вышеупомянутых основных компонентов, на себестоимость производства электроэнергии газовыми электростанциями влияют также многочисленные переменные, такие как механизм ценообразования на газ, политическая направленность, развитие углеродного рынка, региональная структура и часы использования энергоблоков, среди которых наиболее значительное влияние оказывают механизм ценообразования на газ и развитие углеродного рынка.

(I) Механизм ценообразования на газ и гарантия поставок газа

Стабильность цен на природный газ и модели его закупок напрямую определяют динамику цен на топливо, а затем влияют на общие затраты на производство электроэнергии. В настоящее время на внутреннем рынке природного газа сформировался механизм взаимосвязи «базовая цена + плавающая цена». Базовая цена привязана к международным ценам на нефть и СПГ, а плавающая цена корректируется в соответствии с рыночным спросом и предложением. Колебания цен напрямую влияют на себестоимость производства электроэнергии. Гарантированная пропускная способность газоснабжения также влияет на затраты. В регионах с высокой плотностью потребителей, таких как дельта реки Янцзы и дельта реки Чжуцзян, расположены многочисленные газораспределительные станции, высок уровень взаимосвязи трубопроводных сетей, низкие затраты на транспортировку и распределение, стабильное газоснабжение и относительно контролируемые затраты на топливо; в то время как в северо-западном регионе, где ограничены газораспределительные и газотранспортные мощности, затраты на транспортировку и распределение природного газа относительно высоки, что приводит к росту себестоимости производства электроэнергии в регионе. Кроме того, предприятия могут зафиксировать цены на газ, заключая долгосрочные соглашения о поставках, эффективно избегая рисков, связанных с колебаниями международных цен на газ.

(II) Политическая ориентация и рыночный механизм

Механизмы регулирования в основном влияют на совокупные затраты и уровень доходов газовых электростанций за счет перераспределения затрат и компенсации доходов. В последние годы Китай постепенно продвигает реформу двухкомпонентного ценообразования на электроэнергию, вырабатываемую на природном газе, которая впервые была реализована в таких провинциях, как Шанхай, Цзянсу и Гуандун. Возмещение фиксированных затрат гарантируется за счет цены мощности, а цена на энергию привязана к цене на газ для перераспределения затрат на топливо. В частности, в Гуандуне цена мощности была повышена со 100 юаней/кВт/год до 264 юаней/кВт/год, что может покрыть 70-80% фиксированных затрат проекта, эффективно смягчая проблему перераспределения затрат. В то же время политика компенсации для энергоблоков с быстрым запуском-остановкой на рынке вспомогательных услуг еще больше улучшила структуру доходов газовых электростанций. В некоторых регионах компенсационная цена пикового регулирования достигла 0,8 юаня/кВтч, что значительно выше доходов от традиционной выработки электроэнергии.

(III) Развитие углеродного рынка и преимущества низкоуглеродной экономики

С непрерывным совершенствованием национального рынка торговли правами на выбросы углерода, затраты на углерод постепенно стали учитываться, превращаясь в важный фактор, влияющий на относительную экономичность газовых электростанций. Интенсивность выбросов углекислого газа на единицу электроэнергии газовых электростанций составляет около 50% от аналогичного показателя угольных электростанций (около 380 граммов CO₂/кВт·ч против примерно 820 граммов CO₂/кВт·ч для угольных электростанций). На фоне роста цен на углеродные квоты преимущества газовых электростанций с низким уровнем выбросов углерода остаются очевидными. Текущая внутренняя цена на углерод составляет около 50 юаней/тонну CO₂, и ожидается, что к 2030 году она вырастет до 150-200 юаней/тонну. В качестве примера возьмем энергоблок мощностью 600 000 киловатт с годовым объемом выбросов около 3 миллионов тонн CO₂. Угольная электростанция будет нести дополнительные затраты на углерод в размере 450-600 миллионов юаней в год, в то время как газовая электростанция будет нести лишь 40% от этих затрат, и разрыв в стоимости между газовой и угольной электростанциями еще больше сократится. Кроме того, газовые электростанции смогут получать дополнительный доход за счет продажи избыточных квот на выбросы углерода в будущем, что, как ожидается, снизит приведенную стоимость электроэнергии за весь жизненный цикл на 3-5%.

(IV) Часы использования подразделения

Количество часов использования энергоблоков напрямую влияет на амортизационный эффект постоянных затрат. Чем выше количество часов использования, тем ниже себестоимость производства электроэнергии. Количество часов использования газовых электростанций тесно связано со сценариями применения: централизованные электростанции, как источники пиковой нагрузки, обычно имеют 2500-3500 часов использования; распределенные электростанции, расположенные вблизи точек потребления электроэнергии в промышленных парках и центрах обработки данных, могут достигать 3500-4500 часов использования, при этом себестоимость производства электроэнергии снижается на 0,03-0,05 юаня/кВт·ч. Если количество часов использования составляет менее 2000, постоянные затраты не могут быть эффективно амортизированы, что приведет к значительному увеличению общей себестоимости производства электроэнергии и даже к убыткам.

III. Текущее состояние затрат в отрасли

В сочетании с текущими отраслевыми данными, при базовом сценарии с ценой природного газа 2,8 юаня/куб. метр, временем эксплуатации 3000 часов и ценой на выбросы углерода 50 юаней/тонна CO₂, приведенная стоимость электроэнергии за весь жизненный цикл типичных газотурбинных установок комбинированного цикла (ГТЭ) составляет около 0,52-0,60 юаня/кВт·ч, что немного выше, чем у угольных электростанций (около 0,45-0,50 юаня/кВт·ч), но значительно ниже, чем комплексная стоимость возобновляемой энергии с накопителями энергии (около 0,65-0,80 юаня/кВт·ч).

С точки зрения региональных различий, благодаря стабильному газоснабжению, улучшенной политической поддержке и высокой приемлемости цен на углеродные выбросы, удельная себестоимость электроэнергии за весь жизненный цикл газовых электростанций в регионах с высокой концентрацией потребления, таких как дельта реки Янцзы и дельта реки Чжуцзян, может контролироваться на уровне 0,45-0,52 юаня/кВт·ч, что имеет экономическую основу для конкуренции с угольными электростанциями; при этом, в качестве пилотного проекта по торговле углеродными квотами, средняя цена на углеродные квоты в провинции Гуандун в 2024 году достигла 95 юаней/тонну, а в сочетании с механизмом компенсации мощности преимущество в стоимости более очевидно. В северо-западном регионе, где существуют ограничения, связанные с гарантированным газоснабжением и затратами на передачу и распределение, удельная себестоимость производства электроэнергии, как правило, выше 0,60 юаня/кВт·ч, а экономическая целесообразность проекта слаба.

С точки зрения отрасли в целом, себестоимость производства электроэнергии на газовых электростанциях демонстрирует тенденцию оптимизации «низкая в краткосрочной перспективе и улучшающаяся в долгосрочной перспективе»: в краткосрочной перспективе, из-за высоких цен на газ и низкой загрузки в некоторых регионах, возможности получения прибыли ограничены; в среднесрочной и долгосрочной перспективе, с диверсификацией источников газа, локализацией оборудования, ростом цен на углеродные квоты и улучшением политических механизмов, себестоимость будет постепенно снижаться. Ожидается, что к 2030 году внутренняя норма доходности (IRR) эффективных газовых электростанций с возможностями управления углеродными активами будет стабильно находиться в диапазоне 6-8%.

IV. Основные направления оптимизации затрат

С учетом структуры затрат и влияющих факторов, оптимизация себестоимости производства электроэнергии на газовых электростанциях должна сосредоточиться на четырех ключевых направлениях: «контроль расхода топлива, снижение инвестиций, оптимизация эксплуатации и технического обслуживания, а также использование преимуществ государственной политики», и обеспечить непрерывное снижение комплексных затрат за счет технологических инноваций, интеграции ресурсов и взаимодействия с государственной политикой.

Во-первых, необходимо стабилизировать поставки газа и контролировать затраты на топливо. Следует укрепить сотрудничество с основными отечественными поставщиками природного газа, заключить долгосрочные соглашения о поставках газа для фиксации цен; содействовать диверсификации источников газа, опираться на увеличение добычи сланцевого газа внутри страны и улучшение долгосрочных соглашений об импорте СПГ для снижения зависимости от международных спотовых цен на газ; одновременно оптимизировать систему сжигания энергоблоков, повысить эффективность выработки электроэнергии и снизить расход топлива на единицу выработки электроэнергии.

Во-вторых, содействовать локализации оборудования и сократить инвестиции в строительство. Постоянно увеличивать инвестиции в исследования и разработки основных технологий, преодолеть узкое место локализации ключевых компонентов газовых турбин большой мощности и дополнительно снизить затраты на приобретение оборудования; оптимизировать процессы проектирования и монтажа, сократить цикл строительства и амортизировать затраты на финансирование и инвестиции в гражданское строительство; разумно выбирать мощность энергоблоков в соответствии со сценариями применения для достижения баланса между инвестициями и эффективностью.

В-третьих, модернизировать модель эксплуатации и технического обслуживания и снизить эксплуатационные и технические расходы. Создать интеллектуальную диагностическую платформу, использовать большие данные и технологии 5G для обеспечения точного раннего предупреждения о состоянии оборудования и способствовать переходу от модели эксплуатации и технического обслуживания к модели «пассивного обслуживания»; содействовать локализации технологий эксплуатации и технического обслуживания, создать профессиональную команду по эксплуатации и техническому обслуживанию, повысить возможности самостоятельного обслуживания основных компонентов и снизить затраты на техническое обслуживание и замену деталей; выбрать высокопроизводительные узлы для снижения вероятности отказов и расхода расходных материалов.

В-четвертых, точно согласовывать политику и извлекать дополнительные доходы. Активно реагировать на такие политические меры, как двухкомпонентная ценовая политика в отношении электроэнергии и компенсация пиковых нагрузок, и стремиться к поддержке в перераспределении затрат и компенсации доходов; заблаговременно выстраивать систему управления углеродными активами, в полной мере использовать механизм углеродного рынка для получения дополнительных доходов за счет продажи избыточных углеродных квот и участия в углеродных финансовых инструментах, а также дополнительно оптимизировать структуру затрат; продвигать взаимодополняющую схему «газ-фотоэлектричество-водород», повышать коэффициент использования энергоблоков и амортизировать постоянные затраты.

V. Заключение

Стоимость производства электроэнергии газовыми электростанциями в основном определяется стоимостью топлива, инвестициями в строительство, а также эксплуатационными и техническими расходами, и в совокупности зависит от множества факторов, таких как цены на газ, политика, углеродный рынок и региональная структура. Экономическая эффективность зависит не только от собственного технического уровня и управленческих возможностей, но и от глубокой взаимосвязи структуры энергетического рынка и политической направленности. В настоящее время, хотя стоимость производства электроэнергии газовыми электростанциями несколько выше, чем у угольных электростанций, с продвижением цели «двойного углеродного цикла», ростом цен на углеродные квоты и прорывом в локализации оборудования, их низкоуглеродные и экономические преимущества постепенно станут более очевидными.

В будущем, с непрерывным совершенствованием системы добычи, поставок, хранения и сбыта природного газа, а также углублением реформы энергетического и углеродного рынков, себестоимость производства электроэнергии газовыми электростанциями будет постепенно оптимизироваться, становясь важной опорой для интеграции возобновляемых источников энергии и обеспечения энергетической безопасности. Для предприятий отрасли необходимо точно понимать факторы, влияющие на себестоимость, сосредоточиться на основных направлениях оптимизации и постоянно снижать общую себестоимость производства электроэнергии за счет технологических инноваций, интеграции ресурсов и политической интеграции, повышать рыночную конкурентоспособность газовых электростанций и способствовать построению новой энергетической системы и трансформации энергетической структуры.