Phân tích toàn diện chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên

I. Các thành phần cốt lõi của chi phí sản xuất điện năng

Chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên lấy chi phí điện năng bình quân trọn vòng đời (LCOE) làm chỉ số kế toán cốt lõi, bao gồm ba lĩnh vực chính: chi phí nhiên liệu, chi phí đầu tư xây dựng và chi phí vận hành bảo trì. Tỷ lệ phân bổ của ba lĩnh vực này cho thấy sự khác biệt rõ rệt, trong đó chi phí nhiên liệu chiếm ưu thế và trực tiếp quyết định mức chi phí tổng thể.

(I) Chi phí nhiên liệu: Yếu tố cốt lõi trong tỷ lệ chi phí, chịu ảnh hưởng lớn nhất từ ​​các biến động.

Chi phí nhiên liệu chiếm tỷ trọng lớn nhất trong chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên. Dữ liệu tính toán trong ngành cho thấy tỷ trọng này thường đạt 60%-80%, và có thể vượt quá 80% trong một số điều kiện thị trường khắc nghiệt, khiến nó trở thành biến số quan trọng nhất ảnh hưởng đến sự biến động của chi phí sản xuất điện. Việc tính toán chi phí nhiên liệu chủ yếu phụ thuộc vào giá khí tự nhiên (bao gồm giá mua và phí truyền tải, phân phối) và hiệu suất phát điện của đơn vị. Công thức tính toán cốt lõi là: Chi phí nhiên liệu (nhân dân tệ/kWh) = Giá khí tự nhiên trên mỗi đơn vị (nhân dân tệ/mét khối) ÷ Hiệu suất phát điện trên mỗi đơn vị (kWh/mét khối).

Kết hợp với mức giá khí tự nhiên chủ đạo hiện nay trong ngành, giá khí tự nhiên trung bình trong nước cung cấp cho nhà máy vào khoảng 2,8 nhân dân tệ/mét khối. Hiệu suất phát điện của các tổ máy tuabin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) điển hình là khoảng 5,5-6,0 kWh/mét khối, tương ứng với chi phí nhiên liệu phát điện trên mỗi đơn vị khoảng 0,47-0,51 nhân dân tệ; nếu sử dụng các tổ máy động cơ đốt trong phân tán, hiệu suất phát điện là khoảng 3,8-4,2 kWh/mét khối, và chi phí nhiên liệu phát điện trên mỗi đơn vị tăng lên 0,67-0,74 nhân dân tệ. Điều đáng chú ý là khoảng 40% lượng khí tự nhiên trong nước phụ thuộc vào nhập khẩu. Sự biến động của giá LNG giao ngay quốc tế và những thay đổi trong sản lượng, cung cấp, lưu trữ và tiếp thị nguồn khí đốt trong nước sẽ trực tiếp ảnh hưởng đến chi phí nhiên liệu. Ví dụ, trong đợt tăng mạnh giá JKM giao ngay tại châu Á năm 2022, chi phí nhiên liệu phát điện trên mỗi đơn vị của các doanh nghiệp điện khí trong nước đã từng vượt quá 0,6 nhân dân tệ, vượt xa mức hòa vốn.

(II) Chi phí đầu tư xây dựng: Tỷ lệ ổn định của đầu tư cố định, giảm nhờ nội địa hóa

Chi phí đầu tư xây dựng là khoản đầu tư cố định một lần, chủ yếu bao gồm mua sắm thiết bị, công trình dân dụng, lắp đặt và vận hành thử, mua đất và chi phí tài chính. Tỷ trọng của nó trong tổng chi phí sản xuất điện vòng đời khoảng 15%-25%, và các yếu tố ảnh hưởng chính là trình độ kỹ thuật của thiết bị và tỷ lệ nội địa hóa.

Từ góc độ mua sắm thiết bị, công nghệ cốt lõi của tuabin khí hạng nặng từ lâu đã bị các tập đoàn quốc tế độc quyền, và giá thành thiết bị nhập khẩu cùng các linh kiện quan trọng vẫn ở mức cao. Chi phí đầu tư tĩnh trên mỗi kilowatt của một dự án phát điện chu trình hỗn hợp công suất một triệu kilowatt vào khoảng 4500-5500 nhân dân tệ, trong đó tuabin khí và nồi hơi thu hồi nhiệt thải chiếm khoảng 45% tổng chi phí đầu tư thiết bị. Trong những năm gần đây, các doanh nghiệp trong nước đã đẩy nhanh các bước đột phá công nghệ. Các doanh nghiệp như Weichai Power và Shanghai Electric đã dần dần thực hiện nội địa hóa các tổ máy phát điện khí tự nhiên hạng trung và hạng nhẹ cùng các linh kiện cốt lõi, giảm chi phí mua thiết bị tương tự từ 15%-20% so với sản phẩm nhập khẩu, từ đó giảm hiệu quả chi phí đầu tư xây dựng tổng thể. Ngoài ra, công suất tổ máy và kịch bản lắp đặt cũng ảnh hưởng đến chi phí xây dựng. Các tổ máy nhỏ phân tán có chu kỳ lắp đặt ngắn (chỉ 2-3 tháng), đầu tư xây dựng thấp và chi phí đầu tư trên mỗi kilowatt thấp hơn so với các nhà máy điện tập trung lớn; Mặc dù các tổ máy chu trình hỗn hợp cỡ lớn có chi phí đầu tư ban đầu cao, nhưng chúng có những ưu điểm đáng kể về hiệu suất phát điện và có thể khấu hao chi phí đầu tư trên mỗi đơn vị thông qua việc phát điện quy mô lớn.

(III) Chi phí vận hành và bảo trì: Đầu tư liên tục dài hạn, nhiều tiềm năng tối ưu hóa công nghệ

Chi phí vận hành và bảo trì là khoản đầu tư liên tục trong suốt vòng đời, chủ yếu bao gồm kiểm tra và bảo dưỡng thiết bị, thay thế phụ tùng, chi phí nhân công, tiêu thụ dầu bôi trơn, xử lý bảo vệ môi trường, v.v. Tỷ trọng của nó trong tổng chi phí sản xuất điện vòng đời khoảng 5%-10%. Từ góc độ thực tiễn ngành, chi phí cốt lõi của chi phí vận hành và bảo trì là việc thay thế các bộ phận quan trọng và dịch vụ bảo trì, trong đó chi phí bảo trì trung bình của một tuabin khí lớn có thể lên tới 300 triệu nhân dân tệ, và chi phí thay thế các bộ phận cốt lõi tương đối cao.

Các tổ máy phát điện khí tự nhiên với trình độ kỹ thuật khác nhau có sự khác biệt đáng kể về chi phí vận hành và bảo trì: mặc dù các tổ máy phát điện hiệu suất cao có vốn đầu tư ban đầu cao hơn, nhưng mức tiêu thụ dầu bôi trơn chỉ bằng 1/10 so với các tổ máy thông thường, với chu kỳ thay dầu dài hơn và xác suất ngừng hoạt động do sự cố thấp hơn, giúp giảm chi phí nhân công và tổn thất do ngừng hoạt động; ngược lại, các tổ máy lạc hậu về công nghệ thường xuyên gặp sự cố, không chỉ làm tăng chi phí thay thế phụ tùng mà còn ảnh hưởng đến doanh thu phát điện do ngừng hoạt động, gián tiếp đẩy tổng chi phí lên cao. Trong những năm gần đây, với việc nâng cấp công nghệ vận hành và bảo trì tại chỗ và ứng dụng hệ thống chẩn đoán thông minh, chi phí vận hành và bảo trì của các tổ máy phát điện khí tự nhiên trong nước đã giảm dần. Việc cải thiện tỷ lệ bảo trì độc lập các bộ phận cốt lõi đã giảm chi phí thay thế hơn 20%, và khoảng thời gian bảo trì đã được kéo dài đến 32.000 giờ, tiếp tục thu hẹp khoảng chi phí vận hành và bảo trì.

II. Các biến số chính ảnh hưởng đến chi phí sản xuất điện

Bên cạnh các thành phần cốt lõi nêu trên, chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên còn bị ảnh hưởng bởi nhiều biến số như cơ chế giá khí đốt, định hướng chính sách, sự phát triển của thị trường carbon, bố cục khu vực và số giờ vận hành của tổ máy, trong đó tác động của cơ chế giá khí đốt và sự phát triển của thị trường carbon là sâu rộng nhất.

(I) Cơ chế giá khí đốt và đảm bảo nguồn cung khí đốt

Sự ổn định của giá khí đốt tự nhiên và mô hình thu mua trực tiếp quyết định xu hướng chi phí nhiên liệu, từ đó ảnh hưởng đến tổng chi phí sản xuất điện. Hiện nay, giá khí đốt tự nhiên trong nước đã hình thành cơ chế liên kết "giá chuẩn + giá thả nổi". Giá chuẩn liên kết với giá dầu thô và LNG quốc tế, còn giá thả nổi được điều chỉnh theo cung cầu thị trường. Biến động giá cả được truyền trực tiếp đến chi phí sản xuất điện. Khả năng đảm bảo nguồn cung khí đốt cũng ảnh hưởng đến chi phí. Tại các khu vực trọng điểm như Đồng bằng sông Dương Tử và Đồng bằng sông Châu Giang, các trạm tiếp nhận LNG dày đặc, mức độ kết nối mạng lưới đường ống cao, chi phí truyền tải và phân phối thấp, nguồn cung khí đốt ổn định và chi phí nhiên liệu tương đối dễ kiểm soát; trong khi đó, ở khu vực Tây Bắc, do hạn chế về phân phối nguồn khí đốt và cơ sở hạ tầng truyền tải và phân phối, chi phí truyền tải và phân phối khí đốt tự nhiên tương đối cao, đẩy chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện trong khu vực lên cao. Ngoài ra, các doanh nghiệp có thể cố định giá nguồn khí đốt bằng cách ký kết các thỏa thuận cung cấp khí đốt dài hạn, từ đó tránh được rủi ro chi phí do biến động giá khí đốt quốc tế gây ra.

(II) Định hướng chính sách và cơ chế thị trường

Các cơ chế chính sách chủ yếu ảnh hưởng đến tổng chi phí và mức doanh thu của các tổ máy phát điện khí tự nhiên thông qua việc truyền tải chi phí và bù trừ doanh thu. Trong những năm gần đây, Trung Quốc đã dần thúc đẩy cải cách giá điện hai phần cho phát điện khí tự nhiên, được thực hiện đầu tiên tại các tỉnh như Thượng Hải, Giang Tô và Quảng Đông. Việc thu hồi chi phí cố định được đảm bảo thông qua giá công suất, và giá năng lượng được liên kết với giá khí để truyền tải chi phí nhiên liệu. Trong đó, Quảng Đông đã nâng giá công suất từ ​​100 nhân dân tệ/kW/năm lên 264 nhân dân tệ/kW/năm, có thể trang trải 70%-80% chi phí cố định của dự án, giảm thiểu hiệu quả vấn đề truyền tải chi phí. Đồng thời, chính sách bù trừ cho các tổ máy khởi động/dừng nhanh trong thị trường dịch vụ phụ trợ đã cải thiện hơn nữa cơ cấu doanh thu của các dự án điện khí. Giá bù trừ điều chỉnh đỉnh điểm ở một số khu vực đã đạt 0,8 nhân dân tệ/kWh, cao hơn đáng kể so với doanh thu phát điện thông thường.

(III) Phát triển thị trường carbon và lợi thế carbon thấp

Với sự cải thiện liên tục của thị trường giao dịch quyền phát thải carbon quốc gia, chi phí carbon dần được nội hóa, trở thành một yếu tố quan trọng ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế tương đối của các tổ máy phát điện khí tự nhiên. Cường độ phát thải carbon dioxide trên mỗi đơn vị sản lượng của các tổ máy phát điện khí tự nhiên chỉ bằng khoảng 50% so với các nhà máy nhiệt điện than (khoảng 380 gam CO₂/kWh so với khoảng 820 gam CO₂/kWh của nhà máy nhiệt điện than). Trong bối cảnh giá carbon tăng cao, lợi thế phát thải carbon thấp của các tổ máy phát điện khí tự nhiên tiếp tục được thể hiện rõ nét. Hiện tại, giá carbon trong nước vào khoảng 50 nhân dân tệ/tấn CO₂ và dự kiến ​​sẽ tăng lên 150-200 nhân dân tệ/tấn vào năm 2030. Lấy ví dụ một tổ máy 600.000 kilowatt với lượng phát thải hàng năm khoảng 3 triệu tấn CO₂, điện than sẽ phải chịu thêm chi phí carbon từ 450-600 triệu nhân dân tệ mỗi năm, trong khi điện khí chỉ bằng 40% so với điện than, và khoảng cách chi phí giữa điện khí và điện than sẽ tiếp tục thu hẹp. Ngoài ra, các dự án điện khí có thể thu thêm doanh thu bằng cách bán hạn ngạch carbon dư thừa trong tương lai, dự kiến ​​sẽ làm giảm chi phí điện năng bình quân vòng đời từ 3%-5%.

(IV) Giờ sử dụng đơn vị

Số giờ vận hành của tổ máy phát điện ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả khấu hao chi phí cố định. Số giờ vận hành càng cao, chi phí sản xuất điện trên mỗi đơn vị càng thấp. Số giờ vận hành của các tổ máy phát điện khí tự nhiên có liên quan mật thiết đến các kịch bản ứng dụng: các nhà máy điện tập trung, đóng vai trò là nguồn điện điều tiết đỉnh điểm, thường có số giờ vận hành từ 2500-3500 giờ; các nhà máy điện phân tán, gần với nhu cầu tải cuối của các khu công nghiệp và trung tâm dữ liệu, có thể đạt số giờ vận hành từ 3500-4500 giờ, và chi phí sản xuất điện trên mỗi đơn vị có thể giảm từ 0,03-0,05 nhân dân tệ/kWh. Nếu số giờ vận hành dưới 2000 giờ, chi phí cố định không thể được khấu hao hiệu quả, dẫn đến chi phí sản xuất điện tổng thể tăng đáng kể và thậm chí gây thua lỗ.

III. Tình hình chi phí hiện tại của ngành

Kết hợp với dữ liệu ngành hiện tại, trong kịch bản chuẩn với giá khí tự nhiên là 2,8 nhân dân tệ/mét khối, thời gian sử dụng là 3000 giờ và giá carbon là 50 nhân dân tệ/tấn CO₂, chi phí điện năng bình quân vòng đời của các dự án tuabin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) điển hình vào khoảng 0,52-0,60 nhân dân tệ/kWh, cao hơn một chút so với điện than (khoảng 0,45-0,50 nhân dân tệ/kWh), nhưng thấp hơn đáng kể so với chi phí tổng hợp của năng lượng tái tạo có lưu trữ năng lượng (khoảng 0,65-0,80 nhân dân tệ/kWh).

Xét từ góc độ khác biệt khu vực, nhờ nguồn cung cấp khí đốt ổn định, chính sách hỗ trợ được cải thiện và giá carbon được chấp nhận cao, chi phí điện năng bình quân vòng đời của các nhà máy điện khí đốt tại các khu vực trọng điểm như Đồng bằng sông Dương Tử và Đồng bằng sông Châu Giang có thể được kiểm soát ở mức 0,45-0,52 nhân dân tệ/kWh, tạo cơ sở kinh tế để cạnh tranh với điện than; trong đó, với vai trò thí điểm giao dịch carbon, giá carbon trung bình của Quảng Đông năm 2024 đạt 95 nhân dân tệ/tấn, kết hợp với cơ chế bù công suất, lợi thế về chi phí càng rõ rệt hơn. Tại khu vực Tây Bắc, do bị hạn chế bởi việc đảm bảo nguồn cung cấp khí đốt và chi phí truyền tải, phân phối, chi phí phát điện trên mỗi đơn vị sản lượng điện thường cao hơn 0,60 nhân dân tệ/kWh, và tính kinh tế của dự án còn yếu.

Từ góc nhìn của toàn ngành, chi phí sản xuất điện từ các tổ máy phát điện khí tự nhiên cho thấy xu hướng tối ưu hóa "thấp trong ngắn hạn và cải thiện trong dài hạn": trong ngắn hạn, do giá khí đốt cao và giờ sử dụng thấp ở một số khu vực, biên độ lợi nhuận bị hạn chế; trong trung và dài hạn, với sự đa dạng hóa nguồn khí đốt, nội địa hóa thiết bị, giá carbon tăng và các cơ chế chính sách được cải thiện, chi phí sẽ giảm dần. Dự kiến ​​đến năm 2030, tỷ suất lợi nhuận nội bộ (IRR) của các dự án điện khí đốt hiệu quả có khả năng quản lý tài sản carbon sẽ ổn định trong khoảng 6%-8%.

IV. Các định hướng cốt lõi để tối ưu hóa chi phí

Kết hợp với cơ cấu chi phí và các yếu tố ảnh hưởng, việc tối ưu hóa chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên cần tập trung vào bốn yếu tố cốt lõi: "kiểm soát nhiên liệu, giảm đầu tư, tối ưu hóa vận hành và bảo trì, và tận dụng các chính sách", đồng thời thực hiện việc giảm chi phí tổng thể liên tục thông qua đổi mới công nghệ, tích hợp nguồn lực và kết nối chính sách.

Trước tiên, cần ổn định nguồn cung cấp khí đốt và kiểm soát chi phí nhiên liệu. Tăng cường hợp tác với các nhà cung cấp khí đốt tự nhiên lớn trong nước, ký kết các thỏa thuận cung cấp khí đốt dài hạn để đảm bảo giá khí đốt; thúc đẩy đa dạng hóa nguồn khí đốt, dựa vào việc tăng sản lượng khí đá phiến trong nước và cải thiện các thỏa thuận nhập khẩu LNG dài hạn để giảm sự phụ thuộc vào giá khí đốt giao ngay quốc tế; đồng thời, tối ưu hóa hệ thống đốt cháy của các tổ máy phát điện, nâng cao hiệu suất phát điện và giảm tiêu thụ nhiên liệu trên mỗi đơn vị phát điện.

Thứ hai, thúc đẩy nội địa hóa thiết bị và giảm đầu tư xây dựng. Liên tục tăng cường đầu tư vào nghiên cứu và phát triển công nghệ cốt lõi, vượt qua nút thắt cổ chai trong việc nội địa hóa các linh kiện chính của tuabin khí hạng nặng, và giảm hơn nữa chi phí mua thiết bị; tối ưu hóa quy trình thiết kế và lắp đặt dự án, rút ​​ngắn chu kỳ xây dựng, và khấu hao chi phí tài chính và đầu tư công trình dân dụng; lựa chọn công suất tổ máy hợp lý theo kịch bản ứng dụng để đạt được sự cân bằng giữa đầu tư và hiệu quả.

Thứ ba, nâng cấp mô hình vận hành và bảo trì, đồng thời giảm chi phí vận hành và bảo trì. Xây dựng nền tảng chẩn đoán thông minh, dựa vào dữ liệu lớn và công nghệ 5G để thực hiện cảnh báo sớm chính xác về tình trạng sức khỏe thiết bị, và thúc đẩy chuyển đổi mô hình vận hành và bảo trì từ "bảo trì thụ động" sang "cảnh báo sớm chủ động"; thúc đẩy việc bản địa hóa công nghệ vận hành và bảo trì, thành lập đội ngũ vận hành và bảo trì chuyên nghiệp, nâng cao năng lực bảo trì độc lập của các bộ phận cốt lõi và giảm chi phí bảo trì và thay thế phụ tùng; lựa chọn các thiết bị hiệu suất cao để giảm xác suất ngừng hoạt động do lỗi và tiêu hao vật tư tiêu hao.

Thứ tư, kết nối chính xác với các chính sách và khai thác nguồn thu bổ sung. Chủ động ứng phó với các chính sách như giá điện hai phần và bồi thường điều tiết giờ cao điểm, và nỗ lực hỗ trợ chuyển giao chi phí và bù đắp doanh thu; chủ động xây dựng hệ thống quản lý tài sản carbon, tận dụng tối đa cơ chế thị trường carbon để đạt được nguồn thu bổ sung bằng cách bán hạn ngạch carbon dư thừa và tham gia vào các công cụ tài chính carbon, và tối ưu hóa hơn nữa cơ cấu chi phí; thúc đẩy bố trí bổ sung đa năng lượng "khí-quang điện-hydro", cải thiện giờ sử dụng đơn vị và khấu hao chi phí cố định.

V. Kết luận

Chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên tập trung vào chi phí nhiên liệu, được hỗ trợ bởi chi phí đầu tư xây dựng và chi phí vận hành, bảo trì, và chịu ảnh hưởng đồng thời bởi nhiều yếu tố như giá khí đốt, chính sách, thị trường carbon và bố trí khu vực. Tính kinh tế của nó không chỉ phụ thuộc vào trình độ kỹ thuật và năng lực quản lý của chính nó, mà còn phụ thuộc vào sự gắn kết sâu sắc của mô hình thị trường năng lượng và định hướng chính sách. Hiện nay, mặc dù chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí tự nhiên cao hơn một chút so với các nhà máy nhiệt điện than, nhưng với sự tiến bộ của mục tiêu "carbon kép", sự gia tăng giá carbon và bước đột phá trong việc nội địa hóa thiết bị, những lợi thế về carbon thấp và lợi thế kinh tế của nó sẽ dần trở nên nổi bật.

Trong tương lai, với sự cải thiện liên tục của hệ thống sản xuất, cung cấp, lưu trữ và tiếp thị khí đốt tự nhiên, cùng với việc đẩy mạnh cải cách thị trường điện và thị trường carbon, chi phí sản xuất điện của các tổ máy phát điện khí đốt tự nhiên sẽ dần được tối ưu hóa, trở thành một yếu tố quan trọng hỗ trợ việc kết nối năng lượng tái tạo tỷ trọng cao với an ninh năng lượng. Đối với các doanh nghiệp trong ngành, cần phải nắm bắt chính xác các yếu tố ảnh hưởng đến chi phí, tập trung vào các hướng tối ưu hóa cốt lõi và liên tục giảm chi phí sản xuất điện tổng thể thông qua đổi mới công nghệ, tích hợp nguồn lực và liên kết chính sách, nâng cao khả năng cạnh tranh trên thị trường của các tổ máy phát điện khí đốt tự nhiên, góp phần xây dựng hệ thống điện mới và chuyển đổi cơ cấu năng lượng.