A „kettős szén-dioxid-kibocsátású” cél iránymutatása szerint a földgáz, mint tiszta és alacsony szén-dioxid-kibocsátású átmeneti energiaforrás, és annak termelőegységei fontos szerepet játszanak az új energiarendszer csúcsidőszaki szabályozásában, teljesítménygaranciájában és elosztott energiaellátásában. A gazdaságosság mérésére szolgáló alapvető mutatóként...földgáztermelő egységekés meghatározzák piaci promóciójukat és alkalmazási körüket, az energiatermelési költségeket számos tényező befolyásolja, mint például a gázforrás ára, a berendezésekbe való beruházás, az üzemeltetési és karbantartási szint, valamint a politikai mechanizmusok, amelyek jelentős strukturális jellemzőket mutatnak. Ez a cikk átfogóan lebontja és elemzi a földgáztermelő egységek energiatermelési költségeit négy fő dimenzióból: fő költségösszetétel, fő befolyásoló tényezők, az iparági költségek jelenlegi állapota és optimalizálási irányok, referenciát nyújtva az iparági projektek elrendezéséhez és a vállalati döntéshozatalhoz.
I. Az energiatermelési költségek fő összetétele
A földgáztermelő egységek villamosenergia-termelési költsége a teljes életciklusra vetített szintbe sorolt villamosenergia-költséget (LCOE) veszi alapul fő számviteli mutatóként, amely három fő szektort fed le: az üzemanyagköltséget, az építési beruházási költséget, valamint az üzemeltetési és karbantartási költségeket. A három aránya egyértelműen eltérő eloszlást mutat, amelyek között az üzemanyagköltség dominál, és közvetlenül meghatározza az általános költségszintet.
(I) Üzemanyagköltség: A költségarány központi eleme, az ingadozások legjelentősebb hatása
A földgáztermelő egységek energiatermelési költségeinek legnagyobb részét az üzemanyagköltség teszi ki. Az iparági számítási adatok azt mutatják, hogy aránya általában eléri a 60-80%-ot, és szélsőséges piaci környezetben meghaladhatja a 80%-ot, így ez a legfontosabb változó, amely befolyásolja az energiatermelési költségek ingadozását. Az üzemanyagköltség elszámolása főként a földgáz árától (beleértve a beszerzési árat, valamint az átviteli és elosztási díjat) és az egységnyi energiatermelési hatásfoktól függ. Az alapvető számítási képlet a következő: Üzemanyagköltség (jüan/kWh) = Földgáz egységára (jüan/köbméter) ÷ Egységnyi energiatermelési hatásfok (kWh/köbméter).
A jelenlegi főáramú iparági szinttel együtt a belföldi földgáz átlagos ára az erőmű számára körülbelül 2,8 jüan/köbméter. A tipikus kombinált ciklusú gázturbinás (CCGT) egységek energiatermelési hatásfoka körülbelül 5,5-6,0 kWh/köbméter, ami körülbelül 0,47-0,51 jüanos egységnyi energiatermelési üzemanyagköltségnek felel meg; elosztott belső égésű motoros egységek alkalmazása esetén az energiatermelési hatásfok körülbelül 3,8-4,2 kWh/köbméter, az egységnyi energiatermelési üzemanyagköltség pedig 0,67-0,74 jüanra emelkedik. Érdemes megjegyezni, hogy a hazai földgáz mintegy 40%-a importtól függ. A nemzetközi LNG spot árak ingadozása, valamint a hazai gázforrások termelési, ellátási, tárolási és értékesítési mintázatának változásai közvetlenül befolyásolják az üzemanyagköltségeket. Például az ázsiai JKM spot árak 2022-es meredek emelkedése során a hazai gáztüzelésű erőművek egységnyi energiatermelési üzemanyagköltsége meghaladta a 0,6 jüant, ami messze meghaladta a megtérülési tartományt.
(II) Építési beruházási költség: a beruházások aránya stabil, a csökkenést a lokalizáció segíti
Az építési beruházási költség egyszeri, fix befektetés, amely főként a berendezések beszerzését, az építőmérnöki munkákat, a telepítést és üzembe helyezést, a földvásárlást és a finanszírozási költségeket foglalja magában. A teljes életciklusú energiatermelési költségben való aránya körülbelül 15-25%, és a fő befolyásoló tényezők a berendezések műszaki színvonala és a lokalizáció aránya.
A berendezésbeszerzés szempontjából a nagy teljesítményű gázturbinák alapvető technológiáját régóta a nemzetközi óriások monopolizálják, és az importált berendezések és kulcsfontosságú alkatrészek árai továbbra is magasak. Egyetlen millió kilowattos kombinált ciklusú energiatermelő projekt egységnyi kilowattban kifejezett statikus beruházási költsége körülbelül 4500-5500 jüan, amelyből a gázturbina és a támogató hulladékhő-kazán a teljes berendezésberuházás mintegy 45%-át teszi ki. Az elmúlt években a hazai vállalatok felgyorsították a technológiai áttöréseket. Az olyan vállalatok, mint a Weichai Power és a Shanghai Electric, fokozatosan felismerték a közepes és könnyű teljesítményű földgáztermelő egységek és alapvető alkatrészek lokalizációját, 15-20%-kal csökkentve a hasonló berendezések beszerzési költségét az importált termékekhez képest, ami hatékonyan csökkentette az építési beruházási költségeket. Ezenkívül az egységkapacitás és a telepítési forgatókönyvek is befolyásolják az építési költségeket. Az elosztott kis egységek rövid telepítési ciklusokkal (mindössze 2-3 hónap), alacsony mélyépítési beruházással és alacsonyabb egységnyi kilowattban kifejezett beruházási költségekkel rendelkeznek, mint a nagy központosított erőművek; Bár a nagyméretű kombinált ciklusú egységek kezdeti beruházási költsége magas, jelentős előnyökkel rendelkeznek az energiatermelés hatékonysága terén, és a nagyméretű energiatermelés révén amortizálhatják az egységnyi beruházási költséget.
(III) Üzemeltetési és karbantartási költségek: Hosszú távú folyamatos befektetés, nagy mozgástér a technológiai optimalizálásra
Az üzemeltetési és karbantartási költségek folyamatos befektetést jelentenek a teljes életciklus során, beleértve főként a berendezések ellenőrzését és karbantartását, az alkatrészcserét, a munkaerőköltségeket, a kenőolaj-fogyasztást, a környezetvédelmi kezeléseket stb. A teljes életciklusú energiatermelési költségekben való részesedésük körülbelül 5-10%. Az iparági gyakorlat szempontjából az üzemeltetési és karbantartási költségek fő kiadásai a kulcsfontosságú alkatrészek cseréje és a karbantartási szolgáltatások, amelyek közül egyetlen nagy gázturbina közepes karbantartási költsége elérheti a 300 millió jüant, és a fő alkatrészek cseréjének költsége viszonylag magas.
A különböző műszaki szintű egységek üzemeltetési és karbantartási költségei jelentős eltéréseket mutatnak: bár a nagy teljesítményű generátoregységek kezdeti beruházása magasabb, kenőolaj-fogyasztásuk mindössze 1/10-e a hagyományos egységekének, hosszabb olajcsere-ciklusokkal és alacsonyabb meghibásodási leállási valószínűséggel, ami hatékonyan csökkentheti a munkaerőköltségeket és a leállási veszteségeket; ezzel szemben a technológiailag elmaradott egységek gyakori meghibásodásokkal rendelkeznek, ami nemcsak az alkatrészcsere költségeit növeli, hanem a leállás miatti energiatermelési bevételeket is befolyásolja, közvetve növelve az átfogó költségeket. Az elmúlt években a lokalizált üzemeltetési és karbantartási technológia korszerűsítésével és az intelligens diagnosztikai rendszerek alkalmazásával a hazai földgáztermelő egységek üzemeltetési és karbantartási költségei fokozatosan csökkentek. Az alapvető alkatrészek független karbantartási arányának javulása több mint 20%-kal csökkentette a csere költségét, a karbantartási intervallum pedig 32 000 órára nőtt, ami tovább szűkíti az üzemeltetési és karbantartási kiadásokra rendelkezésre álló teret.
II. Az energiatermelési költségeket befolyásoló főbb változók
A fenti fő összetevőkön kívül a földgáztermelő egységek energiatermelési költségeit számos változó is befolyásolja, mint például a gázár-mechanizmus, a politikai orientáció, a szén-dioxid-piac fejlődése, a regionális elrendezés és az egységek kihasználtsági órái, amelyek közül a gázár-mechanizmus és a szén-dioxid-piac fejlődésének hatása a legmesszebbre ható.
(I) Gázár-mechanizmus és gázforrás-garancia
A földgázárak és a beszerzési modellek stabilitása közvetlenül meghatározza az üzemanyagköltségek trendjét, és ezáltal befolyásolja az energiatermelés teljes költségét. Jelenleg a hazai földgázár a "benchmark ár + lebegő ár" összekapcsolási mechanizmusát alakította ki. A benchmark ár a nemzetközi nyersolaj és LNG árakhoz kapcsolódik, a lebegő ár pedig a piaci kínálat és kereslet szerint módosul. Az áringadozások közvetlenül átterjednek az energiatermelés költségeire. A gázforrás-garancia kapacitás szintén befolyásolja a költségeket. A Jangce-deltához és a Gyöngy-folyó deltájához hasonló terhelési központú régiókban az LNG-fogadóállomások sűrűn vannak elhelyezve, a csővezeték-hálózat összekapcsolásának szintje magas, az átviteli és elosztási költségek alacsonyak, a gázforrás-ellátás stabil, és az üzemanyagköltség viszonylag szabályozható; míg az északnyugati régióban, amelyet a gázforrás-elosztó, valamint az átviteli és elosztási létesítmények korlátoznak, a földgázszállítási és -elosztási költségek viszonylag magasak, ami növeli a régióban lévő termelőegységek energiatermelési költségeit. Ezenkívül a vállalkozások hosszú távú gázszállítási megállapodások aláírásával rögzíthetik a gázforrásárakat, hatékonyan elkerülve a nemzetközi gázárak ingadozása okozta költségkockázatokat.
(II) Politikai orientáció és piaci mechanizmus
A politikai mechanizmusok főként a költségátvitel és a bevételkompenzáció révén befolyásolják a földgáztermelő egységek átfogó költségeit és bevételi szintjét. Az elmúlt években Kína fokozatosan előmozdította a földgázalapú áramtermelés kétrészes villamosenergia-árának reformját, amelyet először olyan tartományokban vezettek be, mint Sanghaj, Jiangsu és Guangdong. Az állandó költségek megtérülését a kapacitásár garantálja, és az energiaár a gázárhoz kapcsolódik az üzemanyagköltségek átvitele érdekében. Guangdong többek között 100 jüan/kW/évről 264 jüan/kW/évre emelte a kapacitásárat, ami a projekt állandó költségeinek 70-80%-át fedezheti, hatékonyan enyhítve a költségátvitel problémáját. Ugyanakkor a gyorsindítási-leállítási egységek kompenzációs politikája a kiegészítő szolgáltatási piacon tovább javította a gáztüzelésű energiaprojektek bevételi szerkezetét. A csúcsidőszaki szabályozási kompenzációs ár egyes régiókban elérte a 0,8 jüan/kWh-t, ami jelentősen magasabb, mint a hagyományos energiatermelési bevétel.
(III) Szén-dioxid-piac fejlesztése és az alacsony szén-dioxid-kibocsátás előnyei
A nemzeti szén-dioxid-kibocsátási jogok kereskedelmi piacának folyamatos fejlődésével a szén-dioxid-költségek fokozatosan internalizálódtak, és fontos tényezővé váltak, amely befolyásolja a földgáztermelő egységek relatív gazdaságosságát. A földgáztermelő egységek egységnyi szén-dioxid-kibocsátási intenzitása körülbelül 50%-a a széntüzelésű erőművek intenzitásának (körülbelül 380 gramm CO₂/kWh, szemben a széntüzelésű erőművek körülbelül 820 gramm CO₂/kWh-jával). A szén-dioxid-árak emelkedése ellenére az alacsony szén-dioxid-kibocsátás előnyei továbbra is kiemelkedőek. A jelenlegi hazai szén-dioxid-ár körülbelül 50 jüan/tonna CO₂, és várhatóan 2030-ra 150-200 jüan/tonnára emelkedik. Egyetlen 600 000 kilowattos, évi körülbelül 3 millió tonna CO₂-kibocsátású egységet tekintve példaként, a széntüzelésű erőműveknek akkoriban további 450-600 millió jüan szén-dioxid-költséget kell viselniük évente, míg a gáztüzelésűek költsége mindössze 40%-a a széntüzelésűek költségének, és a gáz- és széntüzelésűek közötti költségkülönbség tovább csökken. Ezenkívül a gáztüzelésű erőművek a jövőben további bevételre tehetnek szert a többlet szén-dioxid-kvóták értékesítésével, ami várhatóan 3-5%-kal csökkenti az áram teljes életciklusára vetített szintizált költségét.
(IV) Egységkihasználási órák
Az egységnyi kihasználtsági órák száma közvetlenül befolyásolja az állandó költségek amortizációs hatását. Minél magasabb a kihasználtsági órák száma, annál alacsonyabb az egységnyi energiatermelési költség. A földgáztermelő egységek kihasználtsági órái szorosan összefüggenek az alkalmazási forgatókönyvekkel: a központosított erőművek, mint csúcsidőszaki szabályozási energiaforrások, általában 2500-3500 óra kihasználtsági órával rendelkeznek; az elosztott erőművek, amelyek közel vannak az ipari parkok és adatközpontok terminálterhelési igényéhez, elérhetik a 3500-4500 óra kihasználtsági órákat, és az egységnyi energiatermelési költség 0,03-0,05 jüan/kWh-val csökkenthető. Ha a kihasználtsági órák száma kevesebb, mint 2000 óra, az állandó költségek nem amortizálhatók hatékonyan, ami az átfogó energiatermelési költségek jelentős növekedéséhez, sőt veszteségekhez is vezet.
III. Az iparág jelenlegi költségeinek helyzete
A jelenlegi iparági adatokkal kombinálva, a 2,8 jüan/köbméter földgázár, 3000 órás kihasználtsági idő és 50 jüan/tonna CO₂ szén-dioxid ár mellett a tipikus kombinált ciklusú gázturbina (CCGT) projektek teljes életciklusra vetített, szintbe állított villamosenergia-költsége körülbelül 0,52-0,60 jüan/kWh, ami valamivel magasabb, mint a széntüzelésű erőművek költsége (körülbelül 0,45-0,50 jüan/kWh), de jelentősen alacsonyabb, mint az energiatárolással kombinált megújuló energia átfogó költsége (körülbelül 0,65-0,80 jüan/kWh).
A regionális különbségek szempontjából a stabil gázforrás-ellátás, a fokozott politikai támogatás és a magas szén-dioxid-ár-elfogadás előnyeit kihasználva a gáztüzelésű erőművek teljes életciklusra vetített, kiegyenlített villamosenergia-költsége olyan terhelésközpontú régiókban, mint a Jangce-delta és a Gyöngy-folyó deltája, 0,45-0,52 jüan/kWh között tartható, ami gazdasági alapot teremt a széntüzelésű erőművekkel való versenyre; ezek közül a szén-dioxid-kereskedelmi kísérleti projektként Guangdong átlagos szén-dioxid-ára 2024-ben elérte a 95 jüan/tonnát, a kapacitáskompenzációs mechanizmussal kombinálva a költségelőny még nyilvánvalóbb. Az északnyugati régióban, amelyet a gázforrás-garancia, valamint az átviteli és elosztási költségek korlátoznak, az egységnyi villamosenergia-termelési költség általában magasabb, mint 0,60 jüan/kWh, és a projekt gazdaságossága gyenge.
Az iparág egészének szempontjából a földgáztüzelésű termelőegységek energiatermelési költsége optimalizálási tendenciát mutat: „rövid távon alacsony, hosszú távon javuló”: rövid távon a magas gázárak és az egyes régiókban tapasztalható alacsony kihasználtsági órák miatt a profittér korlátozott; közép- és hosszú távon a gázforrások diverzifikációjával, a berendezések lokalizációjával, a szén-dioxid-árak emelkedésével és a politikai mechanizmusok javulásával a költség fokozatosan csökkenni fog. Várhatóan 2030-ra a hatékony, szén-dioxid-eszközkezelési képességekkel rendelkező gáztüzelésű erőműprojektek belső megtérülési rátája (IRR) stabilan 6–8% között lesz.
IV. A költségoptimalizálás alapvető irányai
A költségösszetétellel és a befolyásoló tényezőkkel kombinálva a földgáztermelő egységek energiatermelési költségeinek optimalizálásának a négy fő területre kell összpontosítania: "üzemanyag-szabályozás, beruházások csökkentése, üzemeltetés és karbantartás optimalizálása, valamint szabályzatok érvényesítése", és a technológiai innováció, az erőforrás-integráció és a szabályzatok összekapcsolása révén az átfogó költségek folyamatos csökkentését kell megvalósítania.
Először is, a gázforrások ellátásának stabilizálása és az üzemanyagköltségek ellenőrzése. Meg kell erősíteni az együttműködést a főbb hazai földgázszállítókkal, hosszú távú gázellátási megállapodásokat kell kötni a gázforrások árának rögzítése érdekében; elő kell mozdítani a gázforrások diverzifikált elrendezését, a hazai palagáztermelés növelésére és a hosszú távú LNG-importmegállapodások javítására kell támaszkodni a nemzetközi spot gázáraktól való függőség csökkentése érdekében; ugyanakkor optimalizálni kell az egységnyi égésrendszert, javítani kell az energiatermelés hatékonyságát, és csökkenteni kell az egységnyi energiatermelésre jutó üzemanyag-fogyasztást.
Másodszor, a berendezések lokalizációjának előmozdítása és az építési beruházások csökkentése. Folyamatosan növelni kell a beruházásokat az alapvető technológiai kutatásba és fejlesztésbe, át kell törni a nagy teljesítményű gázturbinák kulcsfontosságú alkatrészeinek lokalizációjával kapcsolatos szűk keresztmetszetet, és tovább kell csökkenteni a berendezések beszerzési költségeit; optimalizálni kell a projekttervezési és telepítési folyamatokat, lerövidíteni az építési ciklust, valamint amortizálni kell a finanszírozási költségeket és a mélyépítési beruházásokat; ésszerűen kell kiválasztani az egységkapacitást az alkalmazási forgatókönyveknek megfelelően, hogy egyensúlyt lehessen elérni a beruházás és a hatékonyság között.
Harmadszor, korszerűsíteni kell az üzemeltetési és karbantartási modellt, és csökkenteni kell az üzemeltetési és karbantartási költségeket. Intelligens diagnosztikai platformot kell építeni, a big data és az 5G technológia felhasználásával pontos korai figyelmeztetést kell biztosítani a berendezések állapotáról, és elő kell mozdítani az üzemeltetési és karbantartási modell átalakulását a „passzív karbantartásról” az „aktív korai figyelmeztetésre”; elő kell mozdítani az üzemeltetési és karbantartási technológia lokalizációját, professzionális üzemeltetési és karbantartási csapatot kell felállítani, javítani kell az alapvető komponensek független karbantartási kapacitását, valamint csökkenteni kell a karbantartási és alkatrészcsere-költségeket; nagy teljesítményű egységeket kell választani a meghibásodás és a leállás valószínűségének és a fogyóeszközök fogyasztásának csökkentése érdekében.
Negyedszer, pontosan kapcsolódjon a szabályozásokhoz és szerezzen többletbevételeket. Aktívan reagáljon az olyan szabályozásokra, mint a két részből álló villamosenergia-ár és a csúcsidőszaki szabályozás kompenzációja, és törekedjen a költségátviteli és bevételkompenzációs támogatásra; proaktívan alakítsa ki a szén-dioxid-vagyonkezelő rendszert, teljes mértékben használja ki a szén-dioxid-piaci mechanizmust a többletbevételek elérése érdekében a többlet szén-dioxid-kvóták értékesítésével és a szén-dioxid-finanszírozási eszközökben való részvétellel, valamint optimalizálja a költségszerkezetet; mozdítsa elő a "gáz-fotovoltaikus-hidrogén" több energiát használó kiegészítő elrendezést, javítsa az egységek kihasználtsági óráit, és amortizálja az állandó költségeket.
V. Következtetés
A földgáztermelő egységek energiatermelési költsége az üzemanyagköltségen alapul, amelyet az építési beruházások, valamint az üzemeltetési és karbantartási költségek támogatnak, és amelyet számos tényező együttesen befolyásol, mint például a gázár, a politika, a szén-dioxid-piac és a regionális elrendezés. Gazdaságossága nemcsak a saját technikai szintjétől és irányítási kapacitásától függ, hanem az energiapiaci minta és a politikai orientáció mélyreható kötődésétől is. Jelenleg, bár a földgáztermelő egységek energiatermelési költsége valamivel magasabb, mint a széntüzelésű erőműveké, a „kettős szén-dioxid-kibocsátás” céljának előrehaladásával, a szén-dioxid-árak emelkedésével és a berendezések lokalizációjának áttörésével az alacsony szén-dioxid-kibocsátás előnyei és gazdasági előnyei fokozatosan kiemelkednek.
A jövőben a földgáztermelési, -ellátási, -tárolási és -értékesítési rendszer folyamatos fejlesztésével, valamint az energiapiac és a szén-dioxid-piac reformjának elmélyülésével a földgáztermelő egységek energiatermelési költségei fokozatosan optimalizálódnak, ami fontos támogatást jelent a nagy arányú megújuló energia és az energiabiztonság összekapcsolásában. Az ipari vállalatok számára pontosan meg kell érteniük a költségeket befolyásoló tényezőket, az optimalizálási irányokra kell összpontosítaniuk, és folyamatosan csökkenteniük kell az átfogó energiatermelési költségeket a technológiai innováció, az erőforrás-integráció és a politikai összekapcsolás révén, javítaniuk kell a földgáztermelő egységek piaci versenyképességét, valamint segíteniük kell az új energiarendszer kiépítését és az energiastruktúra átalakítását.
Közzététel ideje: 2026. február 4.
