تحلیل جامع هزینه‌های تولید برق واحدهای تولید گاز طبیعی

I. ترکیب اصلی هزینه‌های تولید برق

هزینه تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی، هزینه تراز شده برق در کل چرخه عمر (LCOE) را به عنوان شاخص اصلی حسابداری در نظر می‌گیرد که سه بخش اصلی را پوشش می‌دهد: هزینه سوخت، هزینه سرمایه‌گذاری ساخت و ساز و هزینه بهره‌برداری و نگهداری. نسبت این سه بخش، توزیع افتراقی آشکاری را نشان می‌دهد که در بین آنها هزینه سوخت غالب است و مستقیماً سطح کلی هزینه را تعیین می‌کند.

(۱) هزینه سوخت: بخش اصلی هزینه، مهم‌ترین تأثیر از نوسانات

هزینه سوخت بزرگترین بخش از هزینه تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی است. داده‌های محاسبات صنعتی نشان می‌دهد که این نسبت عموماً به ۶۰ تا ۸۰ درصد می‌رسد و در برخی از محیط‌های بازار با شرایط سخت می‌تواند از ۸۰ درصد فراتر رود، که آن را به مهمترین متغیر مؤثر بر نوسان هزینه‌های تولید برق تبدیل می‌کند. محاسبه هزینه سوخت عمدتاً به قیمت گاز طبیعی (شامل قیمت خرید و هزینه انتقال و توزیع) و راندمان تولید برق واحد بستگی دارد. فرمول محاسبه اصلی عبارت است از: هزینه سوخت (یوان/کیلووات ساعت) = قیمت واحد گاز طبیعی (یوان/متر مکعب) ÷ راندمان تولید برق واحد (کیلووات ساعت/متر مکعب).

در کنار سطح فعلی صنعت، میانگین قیمت گاز طبیعی داخلی برای نیروگاه حدود ۲.۸ یوان بر متر مکعب است. راندمان تولید برق واحدهای توربین گازی سیکل ترکیبی معمولی (CCGT) حدود ۵.۵ تا ۶.۰ کیلووات ساعت بر متر مکعب است که با هزینه سوخت تولید برق واحد حدود ۰.۴۷ تا ۰.۵۱ یوان مطابقت دارد. اگر واحدهای موتور احتراق داخلی توزیع‌شده به کار گرفته شوند، راندمان تولید برق حدود ۳.۸ تا ۴.۲ کیلووات ساعت بر متر مکعب است و هزینه سوخت تولید برق واحد به ۰.۶۷ تا ۰.۷۴ یوان افزایش می‌یابد. شایان ذکر است که حدود ۴۰ درصد از گاز طبیعی داخلی به واردات وابسته است. نوسانات قیمت‌های لحظه‌ای بین‌المللی LNG و تغییرات در الگوی تولید، عرضه، ذخیره‌سازی و بازاریابی منبع گاز داخلی مستقیماً به هزینه سوخت منتقل می‌شود. برای مثال، در جریان افزایش شدید قیمت‌های نقدی گاز طبیعی ژاپن در آسیا در سال ۲۰۲۲، هزینه سوخت واحد تولید برق شرکت‌های برق گازسوز داخلی یک بار از ۰.۶ یوان فراتر رفت که بسیار فراتر از محدوده سربه‌سر بود.

(II) هزینه سرمایه‌گذاری ساختمانی: نسبت ثابتی از سرمایه‌گذاری ثابت، کاهش به دلیل بومی‌سازی

هزینه سرمایه‌گذاری ساخت‌وساز، یک سرمایه‌گذاری ثابت یک‌باره است که عمدتاً شامل خرید تجهیزات، مهندسی عمران، نصب و راه‌اندازی، خرید زمین و هزینه‌های تأمین مالی می‌شود. سهم آن در هزینه تولید برق در چرخه کامل عمر حدود ۱۵ تا ۲۵ درصد است و عوامل مؤثر اصلی، سطح فنی تجهیزات و نرخ بومی‌سازی هستند.

از منظر خرید تجهیزات، فناوری اصلی توربین‌های گازی سنگین مدت‌هاست که در انحصار غول‌های بین‌المللی بوده و قیمت تجهیزات وارداتی و قطعات کلیدی همچنان بالاست. هزینه سرمایه‌گذاری ثابت واحد کیلووات برای یک پروژه تولید برق سیکل ترکیبی یک میلیون کیلوواتی حدود ۴۵۰۰ تا ۵۵۰۰ یوان است که در این میان توربین گازی و دیگ بخار گرمایش اتلافی پشتیبان حدود ۴۵٪ از کل سرمایه‌گذاری تجهیزات را تشکیل می‌دهند. در سال‌های اخیر، شرکت‌های داخلی پیشرفت‌های تکنولوژیکی را تسریع کرده‌اند. شرکت‌هایی مانند Weichai Power و Shanghai Electric به تدریج به بومی‌سازی واحدهای تولید گاز طبیعی متوسط ​​و سبک و قطعات اصلی دست یافته‌اند و هزینه خرید تجهیزات مشابه را در مقایسه با محصولات وارداتی ۱۵ تا ۲۰ درصد کاهش داده‌اند و به طور موثر هزینه کلی سرمایه‌گذاری ساخت و ساز را کاهش داده‌اند. علاوه بر این، ظرفیت واحد و سناریوهای نصب نیز بر هزینه‌های ساخت و ساز تأثیر می‌گذارند. واحدهای کوچک توزیع‌شده چرخه نصب کوتاهی (فقط ۲-۳ ماه)، سرمایه‌گذاری مهندسی عمران کم و هزینه‌های سرمایه‌گذاری واحد کیلووات کمتری نسبت به نیروگاه‌های متمرکز بزرگ دارند. اگرچه واحدهای سیکل ترکیبی بزرگ سرمایه‌گذاری اولیه بالایی دارند، اما از مزایای قابل توجهی در راندمان تولید برق برخوردارند و می‌توانند هزینه‌های سرمایه‌گذاری واحد را از طریق تولید برق در مقیاس بزرگ مستهلک کنند.

(III) هزینه بهره‌برداری و نگهداری: سرمایه‌گذاری مداوم بلندمدت، فضای عالی برای بهینه‌سازی فناوری

هزینه بهره‌برداری و نگهداری یک سرمایه‌گذاری مداوم در کل چرخه عمر است که عمدتاً شامل بازرسی و نگهداری تجهیزات، تعویض قطعات، هزینه نیروی کار، مصرف روغن روان‌کننده، عملیات حفاظت از محیط زیست و غیره می‌شود. سهم آن در هزینه تولید برق در کل چرخه عمر حدود 5 تا 10 درصد است. از دیدگاه رویه‌های صنعتی، هزینه اصلی هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری، تعویض اجزای کلیدی و خدمات نگهداری است که در این میان، هزینه متوسط ​​نگهداری یک توربین گازی بزرگ می‌تواند به 300 میلیون یوان برسد و هزینه تعویض اجزای اصلی نسبتاً بالاست.

واحدهایی با سطوح فنی مختلف، تفاوت‌های قابل توجهی در هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری دارند: اگرچه واحدهای تولیدی با عملکرد بالا سرمایه‌گذاری اولیه بالاتری دارند، اما مصرف روغن روان‌کننده آنها تنها ۱/۱۰ واحدهای معمولی است، چرخه‌های تعویض روغن طولانی‌تر و احتمال خاموش شدن ناشی از خرابی کمتر است که می‌تواند به طور مؤثر هزینه‌های نیروی کار و تلفات خاموشی را کاهش دهد. در مقابل، واحدهای عقب‌مانده از نظر فناوری، خرابی‌های مکرری دارند که نه تنها هزینه تعویض قطعات را افزایش می‌دهد، بلکه بر درآمد تولید برق به دلیل خاموش شدن نیز تأثیر می‌گذارد و به طور غیرمستقیم هزینه کلی را افزایش می‌دهد. در سال‌های اخیر، با ارتقاء فناوری بهره‌برداری و نگهداری محلی و کاربرد سیستم‌های تشخیص هوشمند، هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری واحدهای تولیدی گاز طبیعی داخلی به تدریج کاهش یافته است. بهبود نرخ نگهداری مستقل اجزای اصلی، هزینه جایگزینی را بیش از ۲۰٪ کاهش داده و فاصله زمانی نگهداری به ۳۲۰۰۰ ساعت افزایش یافته است که فضای هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری را بیشتر فشرده می‌کند.

دوم. متغیرهای کلیدی مؤثر بر هزینه‌های تولید برق

علاوه بر مؤلفه‌های اصلی فوق، هزینه‌های تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی تحت تأثیر متغیرهای متعددی مانند مکانیسم قیمت گاز، جهت‌گیری سیاستی، توسعه بازار کربن، چیدمان منطقه‌ای و ساعات بهره‌برداری از واحد نیز قرار دارد که در این میان، تأثیر مکانیسم قیمت گاز و توسعه بازار کربن گسترده‌ترین است.

(۱) سازوکار قیمت گاز و تضمین منبع گاز

ثبات قیمت گاز طبیعی و مدل‌های تأمین، مستقیماً روند هزینه‌های سوخت را تعیین می‌کنند و سپس بر هزینه‌های کلی تولید برق تأثیر می‌گذارند. در حال حاضر، قیمت گاز طبیعی داخلی یک مکانیسم پیوندی از "قیمت پایه + قیمت شناور" را تشکیل داده است. قیمت پایه به قیمت‌های بین‌المللی نفت خام و LNG مرتبط است و قیمت شناور با توجه به عرضه و تقاضای بازار تنظیم می‌شود. نوسانات قیمت مستقیماً به انتهای هزینه تولید برق منتقل می‌شود. ظرفیت تضمین منبع گاز نیز بر هزینه‌ها تأثیر می‌گذارد. در مناطق مرکز بار مانند دلتای رودخانه یانگ تسه و دلتای رودخانه مروارید، ایستگاه‌های دریافت LNG متراکم هستند، سطح اتصال شبکه خط لوله بالا است، هزینه انتقال و توزیع پایین است، تأمین منبع گاز پایدار است و هزینه سوخت نسبتاً قابل کنترل است. در حالی که در منطقه شمال غربی، که توسط توزیع منبع گاز و تأسیسات انتقال و توزیع محدود شده است، هزینه انتقال و توزیع گاز طبیعی نسبتاً بالا است و هزینه تولید برق واحدهای تولیدی در منطقه را افزایش می‌دهد. علاوه بر این، شرکت‌ها می‌توانند با امضای قراردادهای بلندمدت تأمین گاز، قیمت‌های منبع گاز را تثبیت کنند و به طور مؤثر از خطرات هزینه ناشی از نوسانات قیمت‌های بین‌المللی گاز جلوگیری کنند.

(II) جهت‌گیری سیاستی و سازوکار بازار

سازوکارهای سیاستی عمدتاً از طریق انتقال هزینه و جبران درآمد، بر هزینه‌های جامع و سطوح درآمد واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی تأثیر می‌گذارند. در سال‌های اخیر، چین به تدریج اصلاح قیمت دوبخشی برق برای تولید برق گاز طبیعی را ترویج کرده است که برای اولین بار در استان‌هایی مانند شانگهای، جیانگ سو و گوانگدونگ اجرا شده است. بازیابی هزینه‌های ثابت از طریق قیمت ظرفیت تضمین می‌شود و قیمت انرژی برای انتقال هزینه‌های سوخت به قیمت گاز مرتبط است. در میان آنها، گوانگدونگ قیمت ظرفیت را از 100 یوان بر کیلووات در سال به 264 یوان بر کیلووات در سال افزایش داده است که می‌تواند 70 تا 80 درصد از هزینه‌های ثابت پروژه را پوشش دهد و به طور مؤثر مشکل انتقال هزینه را کاهش دهد. در عین حال، سیاست جبران خسارت برای واحدهای استارت-استاپ سریع در بازار خدمات کمکی، ساختار درآمد پروژه‌های برق گازی را بیشتر بهبود بخشیده است. قیمت جبران خسارت تنظیم اوج مصرف در برخی مناطق به 0.8 یوان بر کیلووات ساعت رسیده است که به طور قابل توجهی بالاتر از درآمد تولید برق متعارف است.

(III) توسعه بازار کربن و مزایای کم کربن

با بهبود مستمر بازار ملی تجارت حقوق انتشار کربن، هزینه‌های کربن به تدریج درونی شده و به عامل مهمی تبدیل شده‌اند که بر اقتصاد نسبی واحدهای تولید گاز طبیعی تأثیر می‌گذارد. شدت انتشار دی اکسید کربن در واحد واحدهای تولید گاز طبیعی حدود 50٪ از شدت انتشار دی اکسید کربن در نیروگاه‌های زغال‌سنگ سوز است (حدود 380 گرم CO₂/کیلووات ساعت در مقابل حدود 820 گرم CO₂/کیلووات ساعت برای نیروگاه‌های زغال‌سنگ سوز). با وجود افزایش قیمت کربن، مزایای کم کربن آن همچنان برجسته است. قیمت فعلی کربن داخلی حدود ۵۰ یوان به ازای هر تن CO₂ است و انتظار می‌رود تا سال ۲۰۳۰ به ۱۵۰ تا ۲۰۰ یوان به ازای هر تن افزایش یابد. به عنوان مثال، با در نظر گرفتن یک واحد ۶۰۰۰۰۰ کیلوواتی با انتشار سالانه حدود ۳ میلیون تن CO₂، نیروگاه‌های زغال‌سنگی در آن زمان باید سالانه ۴۵۰ تا ۶۰۰ میلیون یوان هزینه کربن اضافی متحمل شوند، در حالی که نیروگاه‌های گازی تنها ۴۰ درصد نیروگاه‌های زغال‌سنگی هزینه دارند و شکاف هزینه بین نیروگاه‌های گازی و زغال‌سنگی کمتر خواهد شد. علاوه بر این، پروژه‌های نیروگاه‌های گازی می‌توانند با فروش سهمیه‌های کربن مازاد در آینده، درآمد بیشتری کسب کنند که انتظار می‌رود هزینه تراز شده برق در چرخه عمر کامل را ۳ تا ۵ درصد کاهش دهد.

(IV) ساعات استفاده از واحد

ساعات استفاده از واحد مستقیماً بر اثر استهلاک هزینه‌های ثابت تأثیر می‌گذارد. هرچه ساعات استفاده بیشتر باشد، هزینه تولید برق واحد کمتر است. ساعات استفاده از واحدهای تولید گاز طبیعی ارتباط نزدیکی با سناریوهای کاربردی دارد: نیروگاه‌های متمرکز، به عنوان منابع قدرت تنظیم اوج مصرف، عموماً ساعات استفاده از 2500 تا 3500 ساعت دارند؛ نیروگاه‌های پراکنده که نزدیک به تقاضای بار ترمینال پارک‌های صنعتی و مراکز داده هستند، می‌توانند به ساعات استفاده از 3500 تا 4500 ساعت برسند و هزینه تولید برق واحد می‌تواند 0.03 تا 0.05 یوان بر کیلووات ساعت کاهش یابد. اگر ساعات استفاده کمتر از 2000 ساعت باشد، هزینه‌های ثابت را نمی‌توان به طور مؤثر استهلاک کرد، که منجر به افزایش قابل توجه در هزینه جامع تولید برق و حتی ضرر و زیان خواهد شد.

III. وضعیت فعلی هزینه‌های صنعت

با توجه به داده‌های فعلی صنعت، تحت سناریوی معیار قیمت گاز طبیعی ۲.۸ یوان بر متر مکعب، ساعات بهره‌برداری ۳۰۰۰ ساعت و قیمت کربن ۵۰ یوان بر تن CO₂، هزینه تراز شده برق در کل چرخه عمر پروژه‌های توربین گازی سیکل ترکیبی معمولی (CCGT) حدود ۰.۵۲ تا ۰.۶۰ یوان بر کیلووات ساعت است که کمی بیشتر از هزینه برق با سوخت زغال سنگ (حدود ۰.۴۵ تا ۰.۵۰ یوان بر کیلووات ساعت) است، اما به طور قابل توجهی کمتر از هزینه جامع انرژی تجدیدپذیر با ذخیره‌سازی انرژی (حدود ۰.۶۵ تا ۰.۸۰ یوان بر کیلووات ساعت) است.

از منظر تفاوت‌های منطقه‌ای، با بهره‌مندی از منبع پایدار گاز، بهبود حمایت سیاستی و پذیرش قیمت بالای کربن، هزینه تراز شده برق نیروگاه‌های گازی در چرخه عمر کامل در مناطق مرکز بار مانند دلتای رودخانه یانگ تسه و دلتای رودخانه مروارید را می‌توان در محدوده 0.45 تا 0.52 یوان بر کیلووات ساعت کنترل کرد که مبنای اقتصادی برای رقابت با برق زغال‌سنگی دارد؛ در میان آنها، به عنوان یک طرح آزمایشی تجارت کربن، میانگین قیمت کربن گوانگدونگ در سال 2024 به 95 یوان بر تن رسید، که همراه با مکانیسم جبران ظرفیت، مزیت هزینه‌ای آشکارتر است. در منطقه شمال غربی، که با تضمین منبع گاز و هزینه‌های انتقال و توزیع محدود شده است، هزینه تولید واحد برق به طور کلی بالاتر از 0.60 یوان بر کیلووات ساعت است و اقتصاد پروژه ضعیف است.

از منظر کل صنعت، هزینه تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی روند بهینه‌سازی «پایین در کوتاه‌مدت و رو به بهبود در بلندمدت» را نشان می‌دهد: در کوتاه‌مدت، به دلیل قیمت بالای گاز و ساعات کم بهره‌برداری در برخی مناطق، فضای سود محدود است؛ در میان‌مدت و بلندمدت، با تنوع‌بخشی به منابع گاز، بومی‌سازی تجهیزات، افزایش قیمت کربن و بهبود سازوکارهای سیاست‌گذاری، هزینه به تدریج کاهش خواهد یافت. انتظار می‌رود تا سال 2030، نرخ بازده داخلی (IRR) پروژه‌های برق گازی کارآمد با قابلیت‌های مدیریت دارایی‌های کربنی به طور پایدار در محدوده 6 تا 8 درصد باشد.

چهارم. دستورالعمل‌های اصلی برای بهینه‌سازی هزینه

بهینه‌سازی هزینه‌های تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی، همراه با ترکیب هزینه‌ها و عوامل مؤثر، باید بر چهار محور «کنترل سوخت، کاهش سرمایه‌گذاری، بهینه‌سازی بهره‌برداری و نگهداری و بهره‌مندی از سیاست‌ها» تمرکز کند و کاهش مداوم هزینه‌های جامع را از طریق نوآوری‌های تکنولوژیکی، یکپارچه‌سازی منابع و ارتباط سیاست‌ها محقق سازد.

اول، تثبیت عرضه منابع گاز و کنترل هزینه‌های سوخت. تقویت همکاری با تأمین‌کنندگان اصلی گاز طبیعی داخلی، امضای قراردادهای بلندمدت تأمین گاز برای تثبیت قیمت‌های منابع گاز؛ ترویج طرح متنوع منابع گاز، تکیه بر افزایش تولید گاز شیل داخلی و بهبود قراردادهای بلندمدت واردات LNG برای کاهش وابستگی به قیمت‌های بین‌المللی گاز فوری؛ همزمان، بهینه‌سازی سیستم احتراق واحد، بهبود راندمان تولید برق و کاهش مصرف سوخت به ازای هر واحد تولید برق.

دوم، ترویج بومی‌سازی تجهیزات و کاهش سرمایه‌گذاری در ساخت‌وساز. افزایش مداوم سرمایه‌گذاری در تحقیق و توسعه فناوری‌های اصلی، غلبه بر تنگنای بومی‌سازی اجزای کلیدی توربین‌های گازی سنگین و کاهش بیشتر هزینه‌های خرید تجهیزات؛ بهینه‌سازی فرآیندهای طراحی و نصب پروژه، کوتاه کردن چرخه ساخت‌وساز و کاهش هزینه‌های تأمین مالی و سرمایه‌گذاری در مهندسی عمران؛ انتخاب منطقی ظرفیت واحد بر اساس سناریوهای کاربردی برای دستیابی به تعادل بین سرمایه‌گذاری و بهره‌وری.

سوم، مدل بهره‌برداری و نگهداری را ارتقا دهید و هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری را کاهش دهید. یک پلتفرم تشخیص هوشمند بسازید، با تکیه بر کلان‌داده و فناوری 5G، هشدار زودهنگام دقیقی از وضعیت سلامت تجهیزات را محقق کنید و تحول مدل بهره‌برداری و نگهداری را از «نگهداری غیرفعال» به «هشدار زودهنگام فعال» ارتقا دهید؛ بومی‌سازی فناوری بهره‌برداری و نگهداری را ارتقا دهید، یک تیم حرفه‌ای بهره‌برداری و نگهداری تشکیل دهید، ظرفیت نگهداری مستقل اجزای اصلی را بهبود بخشید و هزینه‌های نگهداری و تعویض قطعات را کاهش دهید؛ واحدهای با کارایی بالا را انتخاب کنید تا احتمال خاموش شدن ناشی از خرابی و مصرف مواد مصرفی کاهش یابد.

چهارم، با دقت با سیاست‌ها ارتباط برقرار کنید و از درآمد اضافی بهره‌مند شوید. به سیاست‌هایی مانند قیمت دوبخشی برق و جبران خسارت اوج مصرف، به طور فعال پاسخ دهید و برای انتقال هزینه و پشتیبانی از جبران خسارت درآمد تلاش کنید؛ سیستم مدیریت دارایی کربن را به صورت پیشگیرانه طراحی کنید، از مکانیسم بازار کربن برای دستیابی به درآمد اضافی با فروش سهمیه‌های کربن مازاد و مشارکت در ابزارهای مالی کربن به طور کامل استفاده کنید و ساختار هزینه را بیشتر بهینه کنید؛ طرح مکمل چند انرژی "گاز-فتوولتائیک-هیدروژن" را ترویج دهید، ساعات استفاده از واحد را بهبود بخشید و هزینه‌های ثابت را مستهلک کنید.

نتیجه گیری

هزینه تولید برق واحدهای تولید گاز طبیعی بر هزینه سوخت متمرکز است که با سرمایه‌گذاری ساخت و ساز و هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری پشتیبانی می‌شود و به طور مشترک تحت تأثیر عوامل متعددی مانند قیمت گاز، سیاست، بازار کربن و طرح منطقه‌ای قرار دارد. اقتصاد آن نه تنها به سطح فنی و ظرفیت مدیریتی خود، بلکه به پیوند عمیق الگوی بازار انرژی و جهت‌گیری سیاست نیز بستگی دارد. در حال حاضر، اگرچه هزینه تولید برق واحدهای تولید گاز طبیعی کمی بیشتر از برق زغال‌سنگ است، اما با پیشرفت هدف "کربن دوگانه"، افزایش قیمت کربن و دستیابی به موفقیت در بومی‌سازی تجهیزات، مزایای کم کربن و مزایای اقتصادی آن به تدریج برجسته خواهد شد.

در آینده، با بهبود مستمر سیستم تولید، عرضه، ذخیره‌سازی و بازاریابی گاز طبیعی و تعمیق اصلاحات بازار برق و بازار کربن، هزینه تولید برق واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی به تدریج بهینه خواهد شد و به یک پشتیبان مهم برای اتصال انرژی تجدیدپذیر با نسبت بالا و امنیت انرژی تبدیل می‌شود. برای شرکت‌های صنعتی، لازم است عوامل مؤثر بر هزینه‌ها را به دقت درک کنند، بر مسیرهای اصلی بهینه‌سازی تمرکز کنند و به طور مداوم هزینه جامع تولید برق را از طریق نوآوری‌های تکنولوژیکی، ادغام منابع و اتصال سیاست‌ها کاهش دهند، رقابت‌پذیری بازار واحدهای تولیدکننده گاز طبیعی را بهبود بخشند و به ساخت سیستم برق جدید و تحول ساختار انرژی کمک کنند.