Komplexní analýza nákladů na výrobu elektřiny z jednotek na výrobu zemního plynu

I. Základní složení nákladů na výrobu elektřiny

Náklady na výrobu elektřiny z plynových výrobních jednotek vycházejí jako klíčový účetní ukazatel z celoživotních nákladů na elektřinu (LCOE) a zahrnují tři klíčové sektory: náklady na palivo, investiční náklady na výstavbu a náklady na provoz a údržbu. Podíl těchto tří sektorů vykazuje zjevné rozdílné rozložení, mezi nimiž dominují náklady na palivo, které přímo určují celkovou úroveň nákladů.

(I) Náklady na palivo: Podíl jádra nákladů, nejvýznamnější dopad kolísání

Náklady na palivo tvoří největší podíl nákladů na výrobu elektřiny v jednotkách na výrobu zemního plynu. Data z průmyslových výpočtů ukazují, že jejich podíl obecně dosahuje 60–80 % a v některých extrémních tržních podmínkách může přesáhnout 80 %, což z nich činí nejdůležitější proměnnou ovlivňující kolísání nákladů na výrobu elektřiny. Účtování nákladů na palivo závisí především na ceně zemního plynu (včetně nákupní ceny a poplatků za přenos a distribuci) a účinnosti výroby elektřiny za jednotku. Základní vzorec pro výpočet je: Náklady na palivo (jüany/kWh) = Jednotková cena zemního plynu (jüany/metr krychlový) ÷ Účinnost výroby elektřiny za jednotku (kWh/metr krychlový).

V kombinaci se současnou úrovní v běžném průmyslu je průměrná cena zemního plynu na domácím trhu pro elektrárnu přibližně 2,8 juanu/metr krychlový. Účinnost výroby energie typických jednotek s kombinovaným cyklem plynových turbín (CCGT) je přibližně 5,5–6,0 kWh/metr krychlový, což odpovídá jednotkovým nákladům na palivo pro výrobu energie ve výši přibližně 0,47–0,51 juanu; pokud se použijí distribuované jednotky spalovacích motorů, účinnost výroby energie je přibližně 3,8–4,2 kWh/metr krychlový a jednotkové náklady na palivo pro výrobu energie vzrostou na 0,67–0,74 juanu. Stojí za zmínku, že přibližně 40 % domácího zemního plynu závisí na dovozu. Kolísání mezinárodních spotových cen LNG a změny ve výrobě, dodávkách, skladování a marketingu domácích zdrojů plynu se přímo promítnou do nákladů na palivo. Například během prudkého nárůstu spotových cen JKM v asijském průmyslu v roce 2022 jednotkové náklady na palivo pro výrobu energie domácích plynových elektráren jednou překročily 0,6 juanu, což výrazně překročilo hranici zlomu.

(II) Investiční náklady na výstavbu: Stabilní podíl fixních investic, pokles podpořen lokalizací

Investiční náklady na výstavbu jsou jednorázovou fixní investicí, která zahrnuje zejména nákup zařízení, stavební práce, instalaci a uvedení do provozu, náklady na pořízení pozemků a financování. Jejich podíl na nákladech na výrobu energie po celou dobu životního cyklu je přibližně 15–25 % a hlavními ovlivňujícími faktory jsou technická úroveň zařízení a míra lokalizace.

Z hlediska nákupu zařízení je základní technologie těžkých plynových turbín dlouhodobě monopolizována mezinárodními giganty a ceny dováženého zařízení a klíčových komponentů zůstávají vysoké. Statické investiční náklady na jednotku kilowattu v rámci jednoho projektu výroby energie s kombinovaným cyklem o výkonu milionu kilowattů se pohybují okolo 4500–5500 juanů, z čehož plynová turbína a podpůrný kotel na odpadní teplo tvoří přibližně 45 % celkových investic do zařízení. V posledních letech domácí podniky urychlily technologický průlom. Podniky jako Weichai Power a Shanghai Electric postupně realizovaly lokalizaci středních a lehkých jednotek na výrobu zemního plynu a jejich klíčových komponent, čímž snížily pořizovací náklady podobných zařízení o 15–20 % ve srovnání s dováženými produkty, a tím efektivně snížily celkové investiční náklady na výstavbu. Kromě toho ovlivňuje stavební náklady i kapacita jednotek a instalační scénáře. Malé distribuované jednotky mají krátké instalační cykly (pouze 2–3 měsíce), nízké investice do stavebních prací a nižší investiční náklady na jednotku kilowattu než velké centralizované elektrárny; Ačkoli velké jednotky s kombinovaným cyklem mají vysoké počáteční investice, mají značné výhody v účinnosti výroby energie a mohou amortizovat investiční náklady na jednotku prostřednictvím velkovýroby energie.

(III) Náklady na provoz a údržbu: Dlouhodobé nepřetržité investice, velký prostor pro technologickou optimalizaci

Náklady na provoz a údržbu představují nepřetržitou investici po celou dobu životního cyklu, zahrnující zejména kontrolu a údržbu zařízení, výměnu dílů, náklady na práci, spotřebu mazacího oleje, ochranu životního prostředí atd. Jejich podíl na nákladech na výrobu energie po celou dobu životního cyklu je přibližně 5–10 %. Z pohledu praxe v průmyslu tvoří hlavní výdaje na provoz a údržbu výměna klíčových komponentů a údržbářské služby, z nichž střední náklady na údržbu jedné velké plynové turbíny mohou dosáhnout 300 milionů juanů a náklady na výměnu hlavních komponentů jsou relativně vysoké.

Jednotky s různou technickou úrovní se výrazně liší v provozních a údržbových nákladech: ačkoli vysoce výkonné výrobní jednotky mají vyšší počáteční investici, jejich spotřeba mazacího oleje je pouze 1/10 spotřeby běžných jednotek, s delšími cykly výměny oleje a nižší pravděpodobností poruchového odstavení, což může účinně snížit náklady na pracovní sílu a ztráty způsobené odstavením; naopak technologicky zaostalé jednotky mají časté poruchy, které nejen zvyšují náklady na výměnu dílů, ale také ovlivňují příjmy z výroby energie v důsledku odstavení, což nepřímo zvyšuje celkové náklady. V posledních letech se s modernizací lokalizované technologie provozu a údržby a aplikací inteligentních diagnostických systémů postupně snižují provozní a údržbové náklady domácích výrobních jednotek na zemní plyn. Zlepšení míry nezávislé údržby základních komponent snížilo náklady na výměnu o více než 20 % a interval údržby byl prodloužen na 32 000 hodin, což dále zmenšuje prostor pro provozní a údržbové výdaje.

II. Klíčové proměnné ovlivňující náklady na výrobu elektřiny

Kromě výše uvedených klíčových složek jsou náklady na výrobu elektřiny z jednotek na výrobu zemního plynu ovlivněny také řadou proměnných, jako je mechanismus cen plynu, politická orientace, vývoj trhu s uhlíkem, regionální uspořádání a počet hodin využití jednotek, z nichž nejrozsáhlejší je dopad mechanismu cen plynu a vývoje trhu s uhlíkem.

(I) Mechanismus tvorby cen plynu a záruka zdroje plynu

Stabilita cen zemního plynu a modelů nákupu přímo určují trend nákladů na palivo a následně ovlivňují celkové náklady na výrobu elektřiny. V současné době se domácí cena zemního plynu stala mechanismem vazeb „referenční cena + pohyblivá cena“. Referenční cena je vázána na mezinárodní ceny ropy a LNG a pohyblivá cena se upravuje podle nabídky a poptávky na trhu. Kolísání cen se přímo přenáší na stranu nákladů na výrobu elektřiny. Garantovaná kapacita zdroje plynu také ovlivňuje náklady. V oblastech s těžebními centry, jako je delta řeky Jang-c'-ťiang a delta Perlové řeky, jsou stanice pro příjem LNG husté, úroveň propojení potrubních sítí je vysoká, náklady na přepravu a distribuci jsou nízké, dodávky plynu jsou stabilní a náklady na palivo jsou relativně kontrolovatelné; zatímco v severozápadním regionu, omezeném distribucí zdrojů plynu a zařízeními pro přepravu a distribuci, jsou náklady na přepravu a distribuci zemního plynu relativně vysoké, což zvyšuje náklady na výrobu elektřiny výrobními jednotkami v regionu. Podniky si navíc mohou fixovat ceny zdroje plynu podpisem dlouhodobých smluv o dodávkách plynu, čímž se efektivně vyhnou nákladovým rizikům způsobeným kolísáním mezinárodních cen plynu.

(II) Orientace politiky a tržní mechanismus

Politické mechanismy ovlivňují komplexní úroveň nákladů a příjmů plynových výrobních jednotek především prostřednictvím přenosu nákladů a kompenzace příjmů. V posledních letech Čína postupně prosazovala reformu dvousložkové ceny elektřiny pro výrobu energie ze zemního plynu, která byla poprvé zavedena v provinciích, jako je Šanghaj, Ťiang-su a Kuang-tung. Návratnost fixních nákladů je zaručena prostřednictvím ceny kapacity a cena energie je vázána na cenu plynu pro přenos nákladů na palivo. Kuang-tung mimo jiné zvýšil cenu kapacity ze 100 juanů/kW/rok na 264 juanů/kW/rok, což může pokrýt 70–80 % fixních nákladů projektu, čímž se účinně zmírňuje problém přenosu nákladů. Zároveň kompenzační politika pro jednotky s rychlým startem a stopem na trhu pomocných služeb dále zlepšila strukturu příjmů plynových elektráren. Kompenzační cena za maximální regulaci v některých regionech dosáhla 0,8 juanu/kWh, což je výrazně více než příjmy z konvenční výroby energie.

(III) Rozvoj trhu s uhlíkem a výhody nízkouhlíkového hospodářství

S neustálým zlepšováním národního trhu s obchodováním s povolenkami na emise uhlíku se náklady na uhlík postupně internalizovaly a staly se důležitým faktorem ovlivňujícím relativní ekonomiku jednotek na výrobu zemního plynu. Jednotková intenzita emisí oxidu uhličitého u jednotek na výrobu zemního plynu je přibližně 50 % emisí uhelných elektráren (přibližně 380 gramů CO₂/kWh oproti přibližně 820 gramům CO₂/kWh u uhelných elektráren). Na pozadí rostoucích cen uhlíku jsou jeho výhody v podobě nízkých emisí uhlíku i nadále výrazné. Současná domácí cena uhlíku je přibližně 50 juanů za tunu CO₂ a očekává se, že do roku 2030 vzroste na 150–200 juanů za tunu. Vezměme si jako příklad jednu jednotku o výkonu 600 000 kilowattů s ročními emisemi přibližně 3 milionů tun CO₂. Uhelné elektrárny budou muset v té době nést dalších 450–600 milionů juanů ročně na emise uhlíku, zatímco plynové elektrárny tvoří pouze 40 % uhelných elektráren a rozdíl v nákladech mezi plynovými a uhelnými elektrárnami se dále zmenší. Kromě toho mohou projekty plynových elektráren v budoucnu dosáhnout dodatečných příjmů prodejem přebytečných uhlíkových kvót, což by mělo snížit náklady na elektřinu za celý životní cyklus o 3–5 %.

(IV) Hodiny využití jednotky

Doba využití jednotky přímo ovlivňuje amortizační efekt fixních nákladů. Čím vyšší je doba využití, tím nižší jsou náklady na výrobu energie jednotky. Doba využití jednotek na výrobu zemního plynu úzce souvisí s aplikačními scénáři: centralizované elektrárny, jakožto zdroje špičkové regulace energie, mají obecně dobu využití 2500–3500 hodin; distribuované elektrárny, které se nacházejí v blízkosti koncové zátěže průmyslových parků a datových center, mohou dosáhnout doby využití 3500–4500 hodin a náklady na výrobu energie jednotky lze snížit o 0,03–0,05 juanu/kWh. Pokud je doba využití kratší než 2000 hodin, fixní náklady nelze efektivně amortizovat, což povede k výraznému zvýšení celkových nákladů na výrobu energie a dokonce i ke ztrátám.

III. Aktuální stav nákladů v odvětví

V kombinaci se současnými údaji z odvětví, za referenčního scénáře ceny zemního plynu 2,8 juanů/m3, doby využití 3000 hodin a ceny uhlíku 50 juanů/tuna CO₂, činí náklady na elektřinu typických projektů s kombinovaným cyklem plynových turbín (CCGT) za celý životní cyklus přibližně 0,52–0,60 juanů/kWh, což je o něco více než u uhelných elektráren (přibližně 0,45–0,50 juanů/kWh), ale výrazně méně než komplexní náklady na obnovitelné zdroje energie s akumulací energie (přibližně 0,65–0,80 juanů/kWh).

Z pohledu regionálních rozdílů, díky stabilnímu zdroji plynu, lepší politické podpoře a vysoké akceptaci ceny uhlíku, lze celoživotní náklady na elektřinu z plynových elektráren v oblastech s těžebními centry, jako je delta řeky Jang-c'-ťiang a delta Perlové řeky, kontrolovat na úrovni 0,45–0,52 juanů/kWh, což má ekonomický základ pro konkurenci s uhelnými elektrárnami; v tomto případě, jako pilotní projekt obchodování s uhlíkem, dosáhla průměrná cena uhlíku v Kuang-tungu v roce 2024 95 juanů/tuna, což v kombinaci s mechanismem kompenzace kapacity představuje zřetelnější cenovou výhodu. V severozápadním regionu, omezeném garantovaným zdrojem plynu a náklady na přenos a distribuci, jsou jednotkové náklady na výrobu elektřiny obecně vyšší než 0,60 juanů/kWh a ekonomika projektu je slabá.

Z pohledu celého odvětví vykazují náklady na výrobu elektřiny z plynových elektráren optimalizační trend „krátkodobě nízké a dlouhodobě se zlepšující“: v krátkodobém horizontu je v důsledku vysokých cen plynu a nízkého počtu hodin využití v některých regionech prostor pro zisk omezený; ve střednědobém a dlouhodobém horizontu se náklady budou postupně snižovat s diverzifikací zdrojů plynu, lokalizací zařízení, růstem cen uhlíku a zdokonalováním politických mechanismů. Očekává se, že do roku 2030 bude vnitřní míra návratnosti (IRR) efektivních projektů plynových elektráren s možností správy uhlíkových aktiv stabilně v rozmezí 6–8 %.

IV. Základní směry optimalizace nákladů

V kombinaci se složením nákladů a ovlivňujícími faktory se musí optimalizace nákladů na výrobu elektřiny u jednotek na výrobu zemního plynu zaměřit na čtyři jádra: „kontrolu paliva, snižování investic, optimalizaci provozu a údržby a dodržování politik“ a dosáhnout neustálého snižování komplexních nákladů prostřednictvím technologických inovací, integrace zdrojů a propojení politik.

Zaprvé, stabilizovat dodávky plynu a kontrolovat náklady na palivo. Posílit spolupráci s hlavními domácími dodavateli zemního plynu, podepsat dlouhodobé smlouvy o dodávkách plynu s cílem zafixovat ceny plynu; podporovat diverzifikované rozložení zdrojů plynu, spoléhat se na zvýšení domácí produkce břidlicového plynu a zlepšení dlouhodobých smluv o dovozu LNG s cílem snížit závislost na mezinárodních spotových cenách plynu; zároveň optimalizovat systém spalovny jednotek, zlepšit účinnost výroby energie a snížit spotřebu paliva na jednotku vyrobené energie.

Za druhé, podporovat lokalizaci zařízení a snižovat investice do výstavby. Neustále zvyšovat investice do výzkumu a vývoje klíčových technologií, překonávat úzká hrdla lokalizace klíčových komponent těžkých plynových turbín a dále snižovat náklady na pořízení zařízení; optimalizovat procesy návrhu a instalace projektu, zkracovat stavební cyklus a amortizovat náklady na financování a investice do stavebních prací; rozumně volit výkon jednotky podle scénářů použití, aby se dosáhlo rovnováhy mezi investicemi a efektivitou.

Za třetí, modernizovat model provozu a údržby a snížit náklady na provoz a údržbu. Vybudovat inteligentní diagnostickou platformu, spoléhat se na big data a technologii 5G k realizaci přesného včasného varování před stavem zařízení a podporovat transformaci modelu provozu a údržby z „pasivní údržby“ na „aktivní včasné varování“; podporovat lokalizaci technologií provozu a údržby, zřídit profesionální tým provozu a údržby, zlepšit kapacitu nezávislé údržby klíčových komponent a snížit náklady na údržbu a výměnu dílů; vybrat vysoce výkonné jednotky pro snížení pravděpodobnosti poruchového vypnutí a spotřeby spotřebního materiálu.

Za čtvrté, přesně propojit s politikami a získat dodatečné příjmy. Aktivně reagovat na politiky, jako je dvousložková cena elektřiny a kompenzace za regulaci špičky, a usilovat o podporu přenosu nákladů a kompenzace výnosů; proaktivně navrhovat systém správy uhlíkových aktiv, plně využívat mechanismus trhu s uhlíkem k dosažení dodatečných příjmů prodejem přebytečných uhlíkových kvót a účastí na uhlíkových finančních nástrojích a dále optimalizovat strukturu nákladů; podporovat doplňkové uspořádání „plyn-fotovoltaika-vodík“ s více zdroji energie, zlepšit dobu využití jednotek a amortizovat fixní náklady.

V. Závěr

Náklady na výrobu elektřiny z plynových elektráren se soustřeďují na náklady na palivo, dále na investice do výstavby a náklady na provoz a údržbu a jsou společně ovlivněny řadou faktorů, jako je cena plynu, politika, trh s uhlíkem a regionální uspořádání. Jejich ekonomika závisí nejen na vlastní technické úrovni a manažerských kapacitách, ale také na hluboké provázanosti struktury energetického trhu a politické orientace. V současné době, ačkoli jsou náklady na výrobu elektřiny z plynových elektráren o něco vyšší než u uhelných elektráren, s pokrokem v cíli „dvojího uhlíku“, růstem cen uhlíku a průlomem v lokalizaci zařízení se postupně projeví jejich nízkouhlíkové výhody a ekonomické výhody.

V budoucnu, s neustálým zlepšováním systému výroby, dodávek, skladování a marketingu zemního plynu a s prohlubováním reformy trhu s elektřinou a uhlíkem, budou náklady na výrobu elektřiny z jednotek na výrobu elektřiny ze zemního plynu postupně optimalizovány a stanou se důležitou oporou pro propojení vysokého podílu obnovitelných zdrojů energie a energetické bezpečnosti. Pro průmyslové podniky je nezbytné přesně pochopit faktory ovlivňující náklady, zaměřit se na klíčové směry optimalizace a neustále snižovat komplexní náklady na výrobu elektřiny prostřednictvím technologických inovací, integrace zdrojů a propojení politik, zlepšit konkurenceschopnost jednotek na výrobu zemního plynu na trhu a napomoci výstavbě nové energetické soustavy a transformaci energetické struktury.