Uitgebreide analyse van de elektriciteitsopwekkingskosten van aardgasgestookte elektriciteitscentrales

I. Kernsamenstelling van de kosten voor energieopwekking

De elektriciteitsproductiekosten van aardgasgestookte centrales worden berekend op basis van de genivelleerde elektriciteitskosten (LCOE) over de volledige levenscyclus, die drie kernsectoren omvatten: brandstofkosten, investeringskosten voor de bouw en exploitatie- en onderhoudskosten. De verhouding tussen deze drie sectoren vertoont een duidelijke ongelijke verdeling, waarbij de brandstofkosten domineren en direct het totale kostenniveau bepalen.

(I) Brandstofkosten: Kern van het kostenpercentage, meest significante impact van schommelingen

De brandstofkosten vormen het grootste deel van de elektriciteitsproductiekosten van aardgasgestookte centrales. Uit berekeningen in de sector blijkt dat dit aandeel doorgaans 60% tot 80% bedraagt ​​en in extreme marktomstandigheden zelfs boven de 80% kan uitkomen. Daarmee is het de meest kritische variabele die de schommelingen in de elektriciteitsproductiekosten beïnvloedt. De berekening van de brandstofkosten is voornamelijk gebaseerd op de aardgasprijs (inclusief aankoopprijs en transport- en distributiekosten) en het rendement van de elektriciteitsproductie per eenheid. De kernberekeningsformule is: Brandstofkosten (yuan/kWh) = Aardgasprijs per eenheid (yuan/kubieke meter) ÷ Rendement van de elektriciteitsproductie per eenheid (kWh/kubieke meter).

In combinatie met het huidige gangbare industrieniveau bedraagt ​​de gemiddelde binnenlandse aardgasprijs voor de energiecentrale ongeveer 2,8 yuan/kubieke meter. Het rendement van een typische gecombineerde cyclus gasturbine (CCGT) ligt rond de 5,5-6,0 kWh/kubieke meter, wat overeenkomt met brandstofkosten per eenheid energieopwekking van ongeveer 0,47-0,51 yuan. Bij gebruik van decentrale verbrandingsmotoren ligt het rendement rond de 3,8-4,2 kWh/kubieke meter en stijgen de brandstofkosten per eenheid energieopwekking naar 0,67-0,74 yuan. Het is belangrijk om te vermelden dat ongeveer 40% van het binnenlandse aardgas wordt geïmporteerd. Schommelingen in de internationale LNG-spotprijzen en veranderingen in de binnenlandse gasproductie, -levering, -opslag en -marketing zullen direct doorwerken in de brandstofkosten. Tijdens de sterke stijging van de spotprijzen voor JKM in Azië in 2022 bijvoorbeeld, overschreden de brandstofkosten per eenheid elektriciteitsopwekking van binnenlandse gasgestookte elektriciteitsbedrijven de 0,6 yuan, waarmee het break-evenpunt ruimschoots werd overschreden.

(II) Bouwinvesteringskosten: Stabiel aandeel van de vaste investeringen, daling mede veroorzaakt door lokalisatie

De investeringskosten voor de bouw zijn een eenmalige, vaste investering, die hoofdzakelijk bestaat uit de aanschaf van apparatuur, civiele techniek, installatie en inbedrijfstelling, grondverwerving en financieringskosten. Het aandeel hiervan in de totale levenscycluskosten van de energieproductie bedraagt ​​ongeveer 15% tot 25%, waarbij het technische niveau van de apparatuur en de mate van lokale productie de belangrijkste beïnvloedende factoren zijn.

Vanuit het perspectief van de aanschaf van apparatuur is de kerntechnologie van zware gasturbines al lange tijd in handen van internationale giganten, waardoor de prijzen van geïmporteerde apparatuur en belangrijke componenten hoog blijven. De statische investeringskosten per kilowatt van een gecombineerde cycluscentrale van één miljoen kilowatt bedragen ongeveer 4500-5500 yuan, waarvan de gasturbine en de bijbehorende afvalwarmteketel ongeveer 45% van de totale investering uitmaken. De afgelopen jaren hebben binnenlandse bedrijven technologische doorbraken versneld. Bedrijven zoals Weichai Power en Shanghai Electric hebben geleidelijk de lokalisatie van middelzware en lichte aardgasgeneratoren en kerncomponenten gerealiseerd, waardoor de aanschafkosten van vergelijkbare apparatuur met 15-20% zijn gedaald ten opzichte van geïmporteerde producten, wat de totale bouwkosten effectief verlaagt. Daarnaast hebben ook de capaciteit van de eenheid en de installatiescenario's invloed op de bouwkosten. Gedistribueerde kleine eenheden hebben korte installatiecycli (slechts 2-3 maanden), lage investeringen in civiele techniek en lagere investeringskosten per kilowatt dan grote gecentraliseerde centrales. Hoewel grote gecombineerde cycluscentrales een hoge initiële investering vergen, bieden ze aanzienlijke voordelen op het gebied van energieopwekkingsefficiëntie en kunnen de investeringskosten worden terugverdiend door grootschalige energieopwekking.

(III) Bedrijfs- en onderhoudskosten: Langdurige, continue investering, veel ruimte voor technologische optimalisatie

De operationele en onderhoudskosten vormen een continue investering gedurende de volledige levenscyclus en omvatten hoofdzakelijk inspectie en onderhoud van apparatuur, vervanging van onderdelen, arbeidskosten, smeerolieverbruik, milieuvriendelijke behandelingen, enz. Het aandeel hiervan in de totale levenscycluskosten voor energieopwekking bedraagt ​​ongeveer 5% tot 10%. In de praktijk blijkt dat de kernuitgaven van operationele en onderhoudskosten bestaan ​​uit de vervanging van belangrijke componenten en onderhoudsdiensten. De gemiddelde onderhoudskosten van een grote gasturbine kunnen oplopen tot 300 miljoen yuan, en de vervangingskosten van kerncomponenten zijn relatief hoog.

Eenheden met verschillende technische niveaus vertonen aanzienlijke verschillen in operationele en onderhoudskosten: hoewel hoogwaardige energiecentrales een hogere initiële investering vereisen, is hun smeerolieverbruik slechts een tiende van dat van gewone centrales. Bovendien hebben ze langere olieverversingsintervallen en een kleinere kans op stilstand door storingen, wat de arbeidskosten en verliezen door stilstand effectief kan verlagen. Technologisch achtergebleven centrales daarentegen hebben frequente storingen, wat niet alleen de kosten voor vervanging van onderdelen verhoogt, maar ook de inkomsten uit stroomopwekking beïnvloedt door stilstand, waardoor de totale kosten indirect stijgen. De afgelopen jaren zijn de operationele en onderhoudskosten van binnenlandse aardgascentrales geleidelijk gedaald door de verbetering van lokale operationele en onderhoudstechnologie en de toepassing van intelligente diagnosesystemen. De verbetering van het onafhankelijke onderhoud van kerncomponenten heeft de vervangingskosten met meer dan 20% verlaagd en het onderhoudsinterval is verlengd tot 32.000 uur, waardoor de ruimte voor operationele en onderhoudsuitgaven verder is beperkt.

II. Belangrijke variabelen die de kosten van energieopwekking beïnvloeden

Naast de bovengenoemde kerncomponenten worden de elektriciteitsproductiekosten van aardgasgestookte centrales ook beïnvloed door diverse variabelen, zoals het gasprijsmechanisme, beleidsrichtingen, de ontwikkeling van de koolstofmarkt, de regionale indeling en de benuttingsuren van de centrales. De impact van het gasprijsmechanisme en de ontwikkeling van de koolstofmarkt is hierbij het meest verstrekkend.

(I) Gasprijsmechanisme en gasbrongarantie

De stabiliteit van de aardgasprijzen en de inkoopmodellen bepalen direct de trend van de brandstofkosten en beïnvloeden daarmee de totale kosten voor elektriciteitsopwekking. Momenteel is de binnenlandse aardgasprijs gekoppeld aan een "referentieprijs + variabele prijs". De referentieprijs is gekoppeld aan de internationale prijzen voor ruwe olie en LNG, terwijl de variabele prijs wordt aangepast aan de hand van vraag en aanbod op de markt. Prijsschommelingen worden direct doorberekend in de elektriciteitskosten. Ook de gegarandeerde capaciteit van de gasvoorziening heeft invloed op de kosten. In regio's met een hoge afnamecapaciteit, zoals de Yangtze-delta en de Parelrivierdelta, zijn de LNG-ontvangststations dicht, is de interconnectie van het pijpleidingnetwerk groot, zijn de transport- en distributiekosten laag, is de gasvoorziening stabiel en zijn de brandstofkosten relatief beheersbaar. In het noordwesten daarentegen, waar de distributie en transportfaciliteiten van gas beperkt zijn, zijn de transport- en distributiekosten relatief hoog, waardoor de elektriciteitskosten van de centrales in die regio stijgen. Bovendien kunnen bedrijven de gasprijzen vastleggen door langetermijnleveringscontracten af ​​te sluiten, waardoor ze de kostenrisico's als gevolg van schommelingen in de internationale gasprijzen effectief vermijden.

(II) Beleidsoriëntatie en marktmechanisme

Beleidsmechanismen beïnvloeden de totale kosten en opbrengsten van aardgasgestookte elektriciteitscentrales voornamelijk via kostendoorberekening en compensatie van de opbrengsten. De afgelopen jaren heeft China geleidelijk de hervorming van de tweeledige elektriciteitsprijs voor aardgasgestookte elektriciteitsproductie doorgevoerd, die als eerste werd geïmplementeerd in provincies zoals Shanghai, Jiangsu en Guangdong. De dekking van de vaste kosten wordt gegarandeerd via de capaciteitsprijs, terwijl de energieprijs is gekoppeld aan de gasprijs om de brandstofkosten door te berekenen. Guangdong heeft de capaciteitsprijs bijvoorbeeld verhoogd van 100 yuan/kW/jaar naar 264 yuan/kW/jaar, waarmee 70%-80% van de vaste kosten van het project worden gedekt, wat het probleem van kostendoorberekening effectief verlicht. Tegelijkertijd heeft het compensatiebeleid voor snel op- en afschakelbare eenheden op de hulpdienstenmarkt de inkomstenstructuur van gasgestookte elektriciteitsprojecten verder verbeterd. De compensatieprijs voor piekregeling heeft in sommige regio's 0,8 yuan/kWh bereikt, wat aanzienlijk hoger is dan de opbrengsten van conventionele elektriciteitsproductie.

(III) Ontwikkeling van de koolstofmarkt en voordelen van een koolstofarme economie

Door de voortdurende verbetering van de nationale markt voor de handel in CO₂-emissierechten zijn de CO₂-kosten geleidelijk geïnternaliseerd, waardoor ze een belangrijke factor zijn geworden die de relatieve economische haalbaarheid van aardgascentrales beïnvloedt. De CO₂-uitstoot per kWh van aardgascentrales is ongeveer 50% van die van kolencentrales (ongeveer 380 gram CO₂/kWh versus ongeveer 820 gram CO₂/kWh voor kolencentrales). Tegen de achtergrond van stijgende CO₂-prijzen blijven de voordelen van een lage CO₂-uitstoot van aardgascentrales duidelijk. De huidige binnenlandse koolstofprijs bedraagt ​​ongeveer 50 yuan per ton CO₂ en zal naar verwachting stijgen tot 150-200 yuan per ton in 2030. Neem bijvoorbeeld een elektriciteitscentrale van 600.000 kilowatt met een jaarlijkse uitstoot van ongeveer 3 miljoen ton CO₂. Kolencentrales zullen dan jaarlijks 450-600 miljoen yuan aan extra koolstofkosten moeten dragen, terwijl gascentrales slechts 40% van die kosten hebben. Het kostenverschil tussen gas- en kolencentrales zal dus verder afnemen. Bovendien kunnen gascentrales in de toekomst extra inkomsten genereren door de verkoop van overtollige koolstofemissierechten, wat naar verwachting de genivelleerde elektriciteitskosten over de gehele levenscyclus met 3-5% zal verlagen.

(IV) Uren van eenheidsgebruik

Het aantal gebruiksuren van een elektriciteitscentrale heeft een directe invloed op de afschrijving van de vaste kosten. Hoe hoger het aantal gebruiksuren, hoe lager de kosten per kWh elektriciteitsopwekking. Het aantal gebruiksuren van aardgasgestookte elektriciteitscentrales hangt nauw samen met de toepassingsscenario's: centrale centrales, die fungeren als piekbelastingsbronnen, hebben doorgaans een gebruiksduur van 2500-3500 uur; decentrale centrales, die zich dicht bij de eindbelasting van industrieparken en datacenters bevinden, kunnen een gebruiksduur van 3500-4500 uur bereiken, waardoor de kosten per kWh elektriciteitsopwekking met 0,03-0,05 yuan/kWh kunnen dalen. Als het aantal gebruiksuren lager is dan 2000 uur, kunnen de vaste kosten niet effectief worden afgeschreven, wat leidt tot een aanzienlijke stijging van de totale elektriciteitskosten en zelfs verliezen.

III. Huidige kostenstatus van de sector

Gecombineerd met actuele sectorgegevens, en uitgaande van een referentiescenario met een aardgasprijs van 2,8 yuan/kubieke meter, een gebruiksduur van 3000 uur en een CO₂-prijs van 50 yuan/ton, bedragen de genivelleerde elektriciteitskosten over de volledige levenscyclus van typische gecombineerde cyclus-gasturbineprojecten (CCGT) ongeveer 0,52-0,60 yuan/kWh. Dit is iets hoger dan die van kolencentrales (ongeveer 0,45-0,50 yuan/kWh), maar aanzienlijk lager dan de totale kosten van hernieuwbare energie met energieopslag (ongeveer 0,65-0,80 yuan/kWh).

Vanuit regionaal perspectief bezien, profiteren gasgestookte elektriciteitscentrales in regio's met een hoge gasvoorziening, verbeterde beleidsondersteuning en een hoge acceptatie van de CO2-prijs. Hierdoor kunnen de genivelleerde kosten over de gehele levenscyclus van de elektriciteitsproductie in deze regio's worden beperkt tot 0,45-0,52 yuan/kWh. Dit biedt een economische basis voor concurrentie met kolencentrales. In Guangdong, een pilotregio voor CO2-handel, bereikte de gemiddelde CO2-prijs in 2024 95 yuan/ton. In combinatie met het capaciteitscompensatiemechanisme is dit kostenvoordeel nog duidelijker. In het noordwesten, waar de gasvoorziening en de transport- en distributiekosten beperkt zijn, liggen de kosten per kWh-eenheid voor elektriciteitsproductie over het algemeen hoger dan 0,60 yuan/kWh, waardoor de projecteconomie minder rendabel is.

Vanuit het perspectief van de industrie als geheel laten de elektriciteitsproductiekosten van aardgasgestookte centrales een optimalisatietrend zien van "laag op korte termijn en verbeterend op lange termijn": op korte termijn is de winstmarge beperkt vanwege de hoge gasprijzen en de lage benutting in sommige regio's; op middellange en lange termijn zullen de kosten geleidelijk dalen door de diversificatie van gasbronnen, de lokalisatie van apparatuur, de stijging van de CO2-prijzen en de verbetering van beleidsmechanismen. Naar verwachting zal het interne rendement (IRR) van efficiënte gasgestookte elektriciteitsprojecten met mogelijkheden voor CO2-reductie in 2030 stabiel blijven tussen de 6% en 8%.

IV. Kernrichtlijnen voor kostenoptimalisatie

In combinatie met de kostenstructuur en beïnvloedende factoren, moet de optimalisatie van de elektriciteitsopwekkingskosten van aardgasgestookte centrales zich richten op de vier kernpunten: "brandstofbeheersing, investeringsreductie, optimalisatie van exploitatie en onderhoud, en beleidsmaatregelen". Daarbij moet een continue verlaging van de totale kosten worden gerealiseerd door middel van technologische innovatie, resource-integratie en beleidskoppeling.

Ten eerste moet de gasvoorziening worden gestabiliseerd en de brandstofkosten worden beheerst. De samenwerking met de belangrijkste binnenlandse aardgasleveranciers moet worden versterkt en er moeten langetermijnleveringscontracten worden gesloten om de gasprijzen vast te leggen. Daarnaast moet de diversificatie van de gasbronnen worden bevorderd, waarbij de toename van de binnenlandse schaliegasproductie en de verbetering van langetermijncontracten voor de import van vloeibaar aardgas (LNG) worden benut om de afhankelijkheid van internationale spotgasprijzen te verminderen. Tegelijkertijd moet het verbrandingssysteem per eenheid worden geoptimaliseerd, de efficiëntie van de energieopwekking worden verbeterd en het brandstofverbruik per eenheid energieopwekking worden verlaagd.

Ten tweede, bevorder de lokalisatie van apparatuur en verlaag de investeringen in de bouw. ​​Verhoog voortdurend de investeringen in onderzoek en ontwikkeling van kerntechnologieën, doorbreek het knelpunt van de lokalisatie van belangrijke componenten van zware gasturbines en verlaag de aanschafkosten van apparatuur verder; optimaliseer de ontwerp- en installatieprocessen van projecten, verkort de bouwcyclus en spreid de financieringskosten en investeringen in civiele techniek; selecteer op een verstandige manier de capaciteit van de eenheden op basis van de toepassingsscenario's om een ​​evenwicht te bereiken tussen investering en efficiëntie.

Ten derde, verbeter het operationele en onderhoudsmodel en verlaag de operationele en onderhoudskosten. Bouw een intelligent diagnoseplatform, maak gebruik van big data en 5G-technologie om nauwkeurige vroegtijdige waarschuwingen te geven over de gezondheidsstatus van apparatuur en bevorder de transformatie van het operationele en onderhoudsmodel van "passief onderhoud" naar "actieve vroegtijdige waarschuwing". Stimuleer de lokalisatie van operationele en onderhoudstechnologie, stel een professioneel operationeel en onderhoudsteam samen, verbeter de onafhankelijke onderhoudscapaciteit van kerncomponenten en verlaag de onderhouds- en vervangingskosten. Selecteer hoogwaardige componenten om de kans op uitval en het verbruik van verbruiksartikelen te verkleinen.

Ten vierde, sluit nauw aan bij het beleid en genereer extra inkomsten. Reageer actief op beleidsmaatregelen zoals de tweeledige elektriciteitsprijs en de compensatie voor piekbelastingen, en streef naar ondersteuning bij kostenoverdracht en inkomstencompensatie; ontwerp proactief een systeem voor het beheer van koolstofactiva, maak optimaal gebruik van het koolstofmarktmechanisme om extra inkomsten te genereren door de verkoop van overtollige koolstofquota en deelname aan koolstoffinancieringsinstrumenten, en optimaliseer de kostenstructuur verder; bevorder de complementaire multi-energieopzet "gas-fotovoltaïsch-waterstof", verbeter de benuttingsgraad van de eenheden en schrijf de vaste kosten af.

V. Conclusie

De elektriciteitsproductiekosten van aardgascentrales worden voornamelijk bepaald door de brandstofkosten, aangevuld met investeringskosten voor de bouw en exploitatie- en onderhoudskosten, en worden gezamenlijk beïnvloed door diverse factoren zoals de gasprijs, het beleid, de koolstofmarkt en de regionale indeling. De economische haalbaarheid hangt niet alleen af ​​van het eigen technische niveau en de managementcapaciteit, maar ook van de nauwe samenhang met het energiemarktpatroon en de beleidsrichting. Hoewel de elektriciteitsproductiekosten van aardgascentrales momenteel iets hoger liggen dan die van kolencentrales, zullen de koolstofarme en economische voordelen van aardgascentrales, met de voortgang van de "tweevoudige koolstofdoelstelling", de stijging van de koolstofprijzen en de doorbraak in de lokale productie van apparatuur, geleidelijk aan steeds duidelijker worden.

In de toekomst, met de voortdurende verbetering van het systeem voor de productie, levering, opslag en marketing van aardgas en de verdieping van de hervormingen op de energiemarkt en de koolstofmarkt, zullen de productiekosten van aardgasgestookte centrales geleidelijk worden geoptimaliseerd. Dit zal een belangrijke ondersteuning vormen voor de integratie van een groot aandeel hernieuwbare energie en de energiezekerheid. Voor bedrijven in de sector is het van belang om de factoren die de kosten beïnvloeden nauwkeurig in kaart te brengen, zich te richten op de belangrijkste optimalisatiemogelijkheden en de totale productiekosten continu te verlagen door middel van technologische innovatie, resource-integratie en beleidsafstemming. Dit zal de marktconcurrentiepositie van aardgasgestookte centrales verbeteren en bijdragen aan de opbouw van het nieuwe energiesysteem en de transformatie van de energiestructuur.