Analisis Komprehensif Biaya Pembangkitan Listrik Unit Pembangkit Gas Alam

I. Komposisi Inti Biaya Pembangkitan Listrik

Biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam menggunakan biaya listrik rata-rata siklus hidup penuh (LCOE) sebagai indikator akuntansi inti, yang mencakup tiga sektor inti: biaya bahan bakar, biaya investasi konstruksi, dan biaya operasi dan pemeliharaan. Proporsi ketiganya menunjukkan distribusi diferensial yang jelas, di mana biaya bahan bakar mendominasi dan secara langsung menentukan tingkat biaya keseluruhan.

(I) Biaya Bahan Bakar: Inti dari Proporsi Biaya, Dampak Paling Signifikan dari Fluktuasi

Biaya bahan bakar merupakan proporsi terbesar dari biaya pembangkitan listrik unit pembangkit gas alam. Data perhitungan industri menunjukkan bahwa proporsinya umumnya mencapai 60%-80%, dan dapat melebihi 80% dalam beberapa kondisi pasar ekstrem, menjadikannya variabel paling kritis yang memengaruhi fluktuasi biaya pembangkitan listrik. Perhitungan biaya bahan bakar terutama bergantung pada harga gas alam (termasuk harga pembelian dan biaya transmisi dan distribusi) dan efisiensi pembangkitan listrik unit. Rumus perhitungan intinya adalah: Biaya Bahan Bakar (yuan/kWh) = Harga Satuan Gas Alam (yuan/meter kubik) ÷ Efisiensi Pembangkitan Listrik Unit (kWh/meter kubik).

Jika dikombinasikan dengan tingkat industri arus utama saat ini, harga gas alam domestik rata-rata untuk pembangkit listrik sekitar 2,8 yuan/meter kubik. Efisiensi pembangkit listrik dari unit turbin gas siklus gabungan (CCGT) tipikal sekitar 5,5-6,0 kWh/meter kubik, yang sesuai dengan biaya bahan bakar pembangkit listrik per unit sekitar 0,47-0,51 yuan; jika unit mesin pembakaran internal terdistribusi diadopsi, efisiensi pembangkit listrik sekitar 3,8-4,2 kWh/meter kubik, dan biaya bahan bakar pembangkit listrik per unit naik menjadi 0,67-0,74 yuan. Perlu dicatat bahwa sekitar 40% gas alam domestik bergantung pada impor. Fluktuasi harga spot LNG internasional dan perubahan pola produksi, pasokan, penyimpanan, dan pemasaran sumber gas domestik akan langsung berdampak pada biaya bahan bakar. Misalnya, selama kenaikan tajam harga spot JKM Asia pada tahun 2022, biaya bahan bakar pembangkit listrik per unit perusahaan pembangkit listrik tenaga gas domestik pernah melebihi 0,6 yuan, jauh melebihi titik impas.

(II) Biaya Investasi Konstruksi: Proporsi Investasi Tetap yang Stabil, Penurunan Dibantu oleh Lokalisasi

Biaya investasi konstruksi merupakan investasi tetap satu kali, yang terutama meliputi pembelian peralatan, teknik sipil, instalasi dan pengoperasian, pengadaan lahan, dan biaya pembiayaan. Proporsinya dalam biaya pembangkit listrik sepanjang siklus hidupnya sekitar 15%-25%, dan faktor-faktor yang paling berpengaruh adalah tingkat teknologi peralatan dan tingkat lokalisasi.

Dari perspektif pembelian peralatan, teknologi inti turbin gas tugas berat telah lama dimonopoli oleh raksasa internasional, dan harga peralatan impor serta komponen kuncinya tetap tinggi. Biaya investasi statis per kilowatt unit untuk satu proyek pembangkit listrik siklus gabungan berkapasitas satu juta kilowatt adalah sekitar 4500-5500 yuan, di mana turbin gas dan boiler pemanfaatan panas limbah pendukung menyumbang sekitar 45% dari total investasi peralatan. Dalam beberapa tahun terakhir, perusahaan domestik telah mempercepat terobosan teknologi. Perusahaan seperti Weichai Power dan Shanghai Electric secara bertahap telah mewujudkan lokalisasi unit pembangkit gas alam tugas menengah dan ringan serta komponen intinya, mengurangi biaya pembelian peralatan serupa sebesar 15%-20% dibandingkan dengan produk impor, sehingga secara efektif menurunkan biaya investasi konstruksi secara keseluruhan. Selain itu, kapasitas unit dan skenario instalasi juga memengaruhi biaya konstruksi. Unit kecil yang tersebar memiliki siklus instalasi yang singkat (hanya 2-3 bulan), investasi teknik sipil yang rendah, dan biaya investasi per kilowatt unit yang lebih rendah daripada pembangkit listrik terpusat yang besar; Meskipun unit siklus gabungan besar memiliki investasi awal yang tinggi, unit ini memiliki keunggulan signifikan dalam efisiensi pembangkitan listrik dan dapat mengamortisasi biaya investasi per unit melalui pembangkitan listrik skala besar.

(III) Biaya Operasi dan Pemeliharaan: Investasi Berkelanjutan Jangka Panjang, Ruang Luas untuk Optimalisasi Teknologi

Biaya operasi dan pemeliharaan merupakan investasi berkelanjutan dalam siklus hidup penuh, terutama meliputi inspeksi dan pemeliharaan peralatan, penggantian suku cadang, biaya tenaga kerja, konsumsi oli pelumas, pengolahan perlindungan lingkungan, dll. Proporsinya dalam biaya pembangkitan listrik siklus hidup penuh sekitar 5%-10%. Dari perspektif praktik industri, pengeluaran inti biaya operasi dan pemeliharaan adalah penggantian komponen kunci dan layanan pemeliharaan, di mana biaya pemeliharaan rata-rata sebuah turbin gas besar dapat mencapai 300 juta yuan, dan biaya penggantian komponen inti relatif tinggi.

Unit-unit dengan tingkat teknologi yang berbeda memiliki perbedaan signifikan dalam biaya operasi dan pemeliharaan: meskipun unit pembangkit berkinerja tinggi memiliki investasi awal yang lebih tinggi, konsumsi oli pelumasnya hanya 1/10 dari unit biasa, dengan siklus penggantian oli yang lebih panjang dan probabilitas kegagalan yang lebih rendah, yang secara efektif dapat mengurangi biaya tenaga kerja dan kerugian akibat penghentian operasi; sebaliknya, unit-unit yang secara teknologi tertinggal sering mengalami kegagalan, yang tidak hanya meningkatkan biaya penggantian suku cadang, tetapi juga memengaruhi pendapatan pembangkitan listrik akibat penghentian operasi, secara tidak langsung mendorong peningkatan biaya komprehensif. Dalam beberapa tahun terakhir, dengan peningkatan teknologi operasi dan pemeliharaan lokal dan penerapan sistem diagnosis cerdas, biaya operasi dan pemeliharaan unit pembangkit gas alam domestik secara bertahap menurun. Peningkatan tingkat pemeliharaan independen komponen inti telah mengurangi biaya penggantian lebih dari 20%, dan interval pemeliharaan telah diperpanjang hingga 32.000 jam, yang semakin mempersempit ruang untuk pengeluaran operasi dan pemeliharaan.

II. Variabel-Variabel Utama yang Mempengaruhi Biaya Pembangkitan Listrik

Selain komponen inti di atas, biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam juga dipengaruhi oleh berbagai variabel seperti mekanisme harga gas, orientasi kebijakan, perkembangan pasar karbon, tata letak regional, dan jam pemanfaatan unit, di mana dampak mekanisme harga gas dan perkembangan pasar karbon adalah yang paling luas.

(I) Mekanisme Harga Gas dan Jaminan Sumber Gas

Stabilitas harga gas alam dan model pengadaan secara langsung menentukan tren biaya bahan bakar, dan kemudian memengaruhi biaya pembangkitan listrik secara keseluruhan. Saat ini, harga gas alam domestik telah membentuk mekanisme keterkaitan "harga patokan + harga mengambang". Harga patokan terkait dengan harga minyak mentah dan LNG internasional, dan harga mengambang disesuaikan sesuai dengan penawaran dan permintaan pasar. Fluktuasi harga secara langsung ditransmisikan ke biaya pembangkitan listrik. Kapasitas jaminan sumber gas juga memengaruhi biaya. Di wilayah pusat beban seperti Delta Sungai Yangtze dan Delta Sungai Pearl, stasiun penerimaan LNG padat, tingkat interkoneksi jaringan pipa tinggi, biaya transmisi dan distribusi rendah, pasokan sumber gas stabil, dan biaya bahan bakar relatif terkendali; sementara di wilayah barat laut, yang dibatasi oleh distribusi sumber gas dan fasilitas transmisi dan distribusi, biaya transmisi dan distribusi gas alam relatif tinggi, sehingga mendorong biaya pembangkitan listrik unit pembangkit di wilayah tersebut. Selain itu, perusahaan dapat mengunci harga sumber gas dengan menandatangani perjanjian pasokan gas jangka panjang, secara efektif menghindari risiko biaya yang disebabkan oleh fluktuasi harga gas internasional.

(II) Orientasi Kebijakan dan Mekanisme Pasar

Mekanisme kebijakan terutama memengaruhi biaya komprehensif dan tingkat pendapatan unit pembangkit listrik tenaga gas alam melalui transmisi biaya dan kompensasi pendapatan. Dalam beberapa tahun terakhir, Tiongkok secara bertahap mendorong reformasi harga listrik dua bagian untuk pembangkit listrik tenaga gas alam, yang pertama kali diterapkan di provinsi-provinsi seperti Shanghai, Jiangsu, dan Guangdong. Pemulihan biaya tetap dijamin melalui harga kapasitas, dan harga energi dikaitkan dengan harga gas untuk mentransmisikan biaya bahan bakar. Di antaranya, Guangdong telah menaikkan harga kapasitas dari 100 yuan/kW/tahun menjadi 264 yuan/kW/tahun, yang dapat menutupi 70%-80% dari biaya tetap proyek, secara efektif mengurangi masalah transmisi biaya. Pada saat yang sama, kebijakan kompensasi untuk unit start-stop cepat di pasar layanan tambahan telah lebih meningkatkan struktur pendapatan proyek pembangkit listrik tenaga gas. Harga kompensasi regulasi puncak di beberapa wilayah telah mencapai 0,8 yuan/kWh, yang secara signifikan lebih tinggi daripada pendapatan pembangkit listrik konvensional.

(III) Pengembangan Pasar Karbon dan Keunggulan Rendah Karbon

Dengan terus meningkatnya pasar perdagangan hak emisi karbon nasional, biaya karbon secara bertahap diinternalisasi, menjadi faktor penting yang memengaruhi ekonomi relatif unit pembangkit listrik tenaga gas alam. Intensitas emisi karbon dioksida per unit pembangkit listrik tenaga gas alam sekitar 50% dari pembangkit listrik tenaga batubara (sekitar 380 gram CO₂/kWh dibandingkan dengan sekitar 820 gram CO₂/kWh untuk pembangkit listrik tenaga batubara). Dengan latar belakang kenaikan harga karbon, keunggulan rendah karbonnya tetap menonjol. Harga karbon domestik saat ini sekitar 50 yuan/ton CO₂, dan diperkirakan akan naik menjadi 150-200 yuan/ton pada tahun 2030. Sebagai contoh, untuk satu unit pembangkit listrik berkapasitas 600.000 kilowatt dengan emisi tahunan sekitar 3 juta ton CO₂, pembangkit listrik tenaga batu bara perlu menanggung biaya karbon tambahan sebesar 450-600 juta yuan per tahun pada saat itu, sementara pembangkit listrik tenaga gas hanya menanggung 40% dari biaya tersebut, dan kesenjangan biaya antara pembangkit listrik tenaga gas dan batu bara akan semakin menyempit. Selain itu, proyek pembangkit listrik tenaga gas dapat memperoleh pendapatan tambahan dengan menjual kuota karbon surplus di masa mendatang, yang diperkirakan akan mengurangi biaya listrik rata-rata sepanjang siklus hidupnya sebesar 3%-5%.

(IV) Jam Pemanfaatan Unit

Jam pemanfaatan unit secara langsung memengaruhi efek amortisasi biaya tetap. Semakin tinggi jam pemanfaatan, semakin rendah biaya pembangkitan listrik per unit. Jam pemanfaatan unit pembangkit listrik tenaga gas alam sangat berkaitan dengan skenario aplikasinya: pembangkit listrik terpusat, sebagai sumber daya listrik pengatur puncak, umumnya memiliki jam pemanfaatan 2500-3500 jam; pembangkit listrik terdistribusi, yang dekat dengan permintaan beban terminal kawasan industri dan pusat data, dapat mencapai jam pemanfaatan 3500-4500 jam, dan biaya pembangkitan listrik per unit dapat dikurangi sebesar 0,03-0,05 yuan/kWh. Jika jam pemanfaatan kurang dari 2000 jam, biaya tetap tidak dapat diamortisasi secara efektif, yang akan menyebabkan peningkatan signifikan dalam biaya pembangkitan listrik komprehensif dan bahkan kerugian.

III. Status Biaya Industri Saat Ini

Dikombinasikan dengan data industri saat ini, di bawah skenario acuan harga gas alam 2,8 yuan/meter kubik, jam pemanfaatan 3000 jam, dan harga karbon 50 yuan/ton CO₂, biaya listrik rata-rata siklus hidup penuh dari proyek turbin gas siklus gabungan (CCGT) tipikal adalah sekitar 0,52-0,60 yuan/kWh, sedikit lebih tinggi daripada pembangkit listrik tenaga batu bara (sekitar 0,45-0,50 yuan/kWh), tetapi jauh lebih rendah daripada biaya komprehensif energi terbarukan dengan penyimpanan energi (sekitar 0,65-0,80 yuan/kWh).

Dari perspektif perbedaan regional, dengan memanfaatkan pasokan sumber gas yang stabil, dukungan kebijakan yang lebih baik, dan penerimaan harga karbon yang tinggi, biaya listrik rata-rata siklus hidup penuh pembangkit listrik tenaga gas di wilayah pusat beban seperti Delta Sungai Yangtze dan Delta Sungai Pearl dapat dikendalikan pada 0,45-0,52 yuan/kWh, yang memiliki dasar ekonomi untuk bersaing dengan pembangkit listrik tenaga batu bara; di antaranya, sebagai proyek percontohan perdagangan karbon, harga karbon rata-rata Guangdong pada tahun 2024 mencapai 95 yuan/ton, dikombinasikan dengan mekanisme kompensasi kapasitas, keunggulan biaya menjadi lebih jelas. Di wilayah barat laut, yang dibatasi oleh jaminan sumber gas dan biaya transmisi dan distribusi, biaya pembangkitan listrik per unit umumnya lebih tinggi dari 0,60 yuan/kWh, dan ekonomi proyeknya lemah.

Dari perspektif industri secara keseluruhan, biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam menunjukkan tren optimasi "rendah dalam jangka pendek dan membaik dalam jangka panjang": dalam jangka pendek, karena harga gas yang tinggi dan jam pemanfaatan yang rendah di beberapa wilayah, ruang keuntungan terbatas; dalam jangka menengah dan panjang, dengan diversifikasi sumber gas, lokalisasi peralatan, kenaikan harga karbon, dan peningkatan mekanisme kebijakan, biaya akan secara bertahap menurun. Diperkirakan bahwa pada tahun 2030, tingkat pengembalian internal (IRR) dari proyek pembangkit listrik tenaga gas yang efisien dengan kemampuan manajemen aset karbon akan stabil di kisaran 6%-8%.

IV. Arah Utama untuk Optimalisasi Biaya

Dikombinasikan dengan komposisi biaya dan faktor-faktor yang mempengaruhinya, optimalisasi biaya pembangkitan listrik unit pembangkit gas alam perlu berfokus pada empat inti yaitu "pengendalian bahan bakar, pengurangan investasi, optimalisasi operasi dan pemeliharaan, dan pemanfaatan kebijakan", serta mewujudkan pengurangan biaya komprehensif secara berkelanjutan melalui inovasi teknologi, integrasi sumber daya, dan keterkaitan kebijakan.

Pertama, stabilkan pasokan sumber gas dan kendalikan biaya bahan bakar. Perkuat kerja sama dengan pemasok gas alam domestik utama, tandatangani perjanjian pasokan gas jangka panjang untuk mengunci harga sumber gas; promosikan diversifikasi tata letak sumber gas, andalkan peningkatan produksi gas serpih domestik dan peningkatan perjanjian impor LNG jangka panjang untuk mengurangi ketergantungan pada harga gas spot internasional; pada saat yang sama, optimalkan sistem pembakaran unit, tingkatkan efisiensi pembangkit listrik, dan kurangi konsumsi bahan bakar per unit pembangkit listrik.

Kedua, mendorong lokalisasi peralatan dan mengurangi investasi konstruksi. Terus meningkatkan investasi dalam penelitian dan pengembangan teknologi inti, mengatasi hambatan lokalisasi komponen kunci turbin gas tugas berat, dan lebih lanjut mengurangi biaya pembelian peralatan; mengoptimalkan proses desain dan instalasi proyek, mempersingkat siklus konstruksi, dan mengamortisasi biaya pembiayaan dan investasi teknik sipil; secara rasional memilih kapasitas unit sesuai dengan skenario aplikasi untuk mencapai keseimbangan antara investasi dan efisiensi.

Ketiga, tingkatkan model operasi dan pemeliharaan serta tekan biaya operasi dan pemeliharaan. Bangun platform diagnosis cerdas, andalkan big data dan teknologi 5G untuk mewujudkan peringatan dini yang akurat tentang status kesehatan peralatan, dan dorong transformasi model operasi dan pemeliharaan dari "pemeliharaan pasif" menjadi "peringatan dini aktif"; dorong lokalisasi teknologi operasi dan pemeliharaan, bentuk tim operasi dan pemeliharaan profesional, tingkatkan kapasitas pemeliharaan independen komponen inti, dan kurangi biaya pemeliharaan dan penggantian suku cadang; pilih unit berkinerja tinggi untuk mengurangi kemungkinan kegagalan dan konsumsi bahan habis pakai.

Keempat, terhubung secara akurat dengan kebijakan dan memanfaatkan pendapatan tambahan. Secara aktif menanggapi kebijakan seperti harga listrik dua bagian dan kompensasi regulasi puncak, dan berupaya untuk mendukung transmisi biaya dan kompensasi pendapatan; secara proaktif merancang sistem manajemen aset karbon, memanfaatkan sepenuhnya mekanisme pasar karbon untuk mencapai pendapatan tambahan dengan menjual kuota karbon surplus dan berpartisipasi dalam instrumen keuangan karbon, dan lebih lanjut mengoptimalkan struktur biaya; mempromosikan tata letak komplementer multi-energi "gas-fotovoltaik-hidrogen", meningkatkan jam pemanfaatan unit, dan mengamortisasi biaya tetap.

V. Kesimpulan

Biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam berpusat pada biaya bahan bakar, didukung oleh investasi konstruksi dan biaya operasi dan pemeliharaan, dan secara bersama-sama dipengaruhi oleh berbagai faktor seperti harga gas, kebijakan, pasar karbon, dan tata letak regional. Ekonominya tidak hanya bergantung pada tingkat teknologi dan kapasitas manajemennya sendiri, tetapi juga pada keterkaitan mendalam antara pola pasar energi dan orientasi kebijakan. Saat ini, meskipun biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam sedikit lebih tinggi daripada pembangkit listrik tenaga batu bara, dengan kemajuan tujuan "karbon ganda", kenaikan harga karbon, dan terobosan lokalisasi peralatan, keunggulan rendah karbon dan keunggulan ekonominya akan secara bertahap menjadi lebih menonjol.

Di masa depan, dengan terus meningkatnya sistem produksi, pasokan, penyimpanan, dan pemasaran gas alam, serta semakin dalamnya reformasi pasar listrik dan pasar karbon, biaya pembangkitan listrik dari unit pembangkit gas alam akan secara bertahap dioptimalkan, menjadi pendukung penting untuk menghubungkan energi terbarukan dengan proporsi tinggi dan keamanan energi. Bagi perusahaan industri, perlu untuk secara akurat memahami faktor-faktor yang memengaruhi biaya, fokus pada arah optimasi inti, dan terus mengurangi biaya pembangkitan listrik secara komprehensif melalui inovasi teknologi, integrasi sumber daya, dan keterkaitan kebijakan, meningkatkan daya saing pasar unit pembangkit gas alam, dan membantu pembangunan sistem tenaga listrik baru dan transformasi struktur energi.