Análise abrangente dos custos de geração de energia de unidades geradoras a gás natural.

I. Composição Essencial dos Custos de Geração de Energia

O custo de geração de energia de unidades geradoras a gás natural considera o custo nivelado da energia (LCOE) ao longo de todo o ciclo de vida como principal indicador contábil, abrangendo três setores principais: custo do combustível, custo do investimento em construção e custo de operação e manutenção. A proporção entre os três apresenta uma distribuição diferencial evidente, sendo o custo do combustível o dominante, que determina diretamente o nível de custo geral.

(I) Custo do combustível: Núcleo da proporção de custos, impacto mais significativo das flutuações

O custo do combustível representa a maior parcela do custo de geração de energia em usinas a gás natural. Dados de cálculos do setor mostram que essa proporção geralmente atinge de 60% a 80%, podendo ultrapassar 80% em cenários de mercado extremos, tornando-se a variável mais crítica que afeta a flutuação dos custos de geração de energia. O cálculo do custo do combustível depende principalmente do preço do gás natural (incluindo o preço de compra e as taxas de transmissão e distribuição) e da eficiência de geração de energia da unidade geradora. A fórmula básica para o cálculo é: Custo do Combustível (yuan/kWh) = Preço Unitário do Gás Natural (yuan/metro cúbico) ÷ Eficiência de Geração de Energia da Unidade Geradora (kWh/metro cúbico).

Considerando o nível atual da indústria, o preço médio do gás natural doméstico para a usina é de cerca de 2,8 yuans/metro cúbico. A eficiência de geração de energia de unidades típicas de turbina a gás de ciclo combinado (CCGT) é de cerca de 5,5 a 6,0 kWh/metro cúbico, correspondendo a um custo unitário de combustível para geração de energia de cerca de 0,47 a 0,51 yuans; se forem adotadas unidades de motores de combustão interna distribuídas, a eficiência de geração de energia é de cerca de 3,8 a 4,2 kWh/metro cúbico, e o custo unitário de combustível para geração de energia sobe para 0,67 a 0,74 yuans. Vale ressaltar que cerca de 40% do gás natural doméstico depende de importações. Flutuações nos preços spot internacionais do GNL e mudanças nos padrões de produção, fornecimento, armazenamento e comercialização de gás doméstico serão transmitidas diretamente para o custo do combustível. Por exemplo, durante a forte alta dos preços spot do JKM na Ásia em 2022, o custo unitário do combustível para geração de energia das empresas termelétricas a gás domésticas chegou a ultrapassar 0,6 yuan, excedendo em muito o ponto de equilíbrio.

(II) Custo do investimento em construção: Proporção estável do investimento fixo, declínio auxiliado pela localização.

O custo de investimento em construção é um investimento fixo único, que inclui principalmente a compra de equipamentos, obras de engenharia civil, instalação e comissionamento, aquisição de terrenos e custos de financiamento. Sua proporção no custo total do ciclo de vida da geração de energia é de cerca de 15% a 25%, e os principais fatores que o influenciam são o nível técnico dos equipamentos e o grau de nacionalização.

Do ponto de vista da aquisição de equipamentos, a tecnologia central das turbinas a gás de grande porte tem sido monopolizada por gigantes internacionais, e os preços dos equipamentos importados e dos componentes-chave permanecem elevados. O custo de investimento estático por quilowatt de um projeto de geração de energia de ciclo combinado de um milhão de quilowatts é de cerca de 4.500 a 5.500 yuans, dos quais a turbina a gás e a caldeira de recuperação de calor representam cerca de 45% do investimento total em equipamentos. Nos últimos anos, as empresas nacionais têm acelerado os avanços tecnológicos. Empresas como a Weichai Power e a Shanghai Electric têm gradualmente implementado a nacionalização de unidades geradoras a gás natural de médio e pequeno porte e de componentes-chave, reduzindo o custo de aquisição de equipamentos similares em 15% a 20% em comparação com produtos importados, diminuindo efetivamente o custo total de investimento em construção. Além disso, a capacidade da unidade e os cenários de instalação também afetam os custos de construção. Pequenas unidades distribuídas têm ciclos de instalação curtos (apenas 2 a 3 meses), baixo investimento em obras civis e custos de investimento por quilowatt mais baixos do que grandes usinas de energia centralizadas; Embora as grandes unidades de ciclo combinado exijam um alto investimento inicial, elas apresentam vantagens significativas em termos de eficiência na geração de energia e podem amortizar os custos de investimento unitário por meio da geração de energia em larga escala.

(III) Custo de Operação e Manutenção: Investimento Contínuo a Longo Prazo, Grande Espaço para Otimização Tecnológica

Os custos de operação e manutenção representam um investimento contínuo ao longo de todo o ciclo de vida, incluindo principalmente inspeção e manutenção de equipamentos, substituição de peças, custos de mão de obra, consumo de óleo lubrificante, tratamento ambiental, etc. Sua participação no custo total de geração de energia ao longo do ciclo de vida é de cerca de 5% a 10%. Do ponto de vista da prática industrial, a principal despesa de operação e manutenção está relacionada à substituição de componentes-chave e serviços de manutenção, sendo que o custo médio de manutenção de uma única turbina a gás de grande porte pode chegar a 300 milhões de yuans, e o custo de substituição de componentes essenciais é relativamente alto.

Unidades com diferentes níveis tecnológicos apresentam diferenças significativas nos custos de operação e manutenção: embora as unidades geradoras de alto desempenho exijam maior investimento inicial, seu consumo de óleo lubrificante é apenas 1/10 do das unidades comuns, com ciclos de troca de óleo mais longos e menor probabilidade de parada por falha, o que pode reduzir efetivamente os custos de mão de obra e as perdas por parada; por outro lado, as unidades tecnologicamente defasadas apresentam falhas frequentes, o que não só aumenta o custo de substituição de peças, mas também afeta a receita de geração de energia devido à parada, elevando indiretamente o custo total. Nos últimos anos, com a modernização da tecnologia de operação e manutenção local e a aplicação de sistemas de diagnóstico inteligentes, os custos de operação e manutenção das unidades geradoras a gás natural no mercado interno têm diminuído gradualmente. A melhoria na taxa de manutenção independente dos componentes principais reduziu o custo de substituição em mais de 20%, e o intervalo de manutenção foi estendido para 32.000 horas, comprimindo ainda mais o espaço para despesas de operação e manutenção.

II. Principais variáveis ​​que afetam os custos de geração de energia

Além dos componentes principais mencionados acima, os custos de geração de energia das unidades geradoras a gás natural também são afetados por diversas variáveis, como o mecanismo de preços do gás, a orientação política, o desenvolvimento do mercado de carbono, a configuração regional e as horas de utilização da unidade, sendo o impacto do mecanismo de preços do gás e do desenvolvimento do mercado de carbono o mais abrangente.

(I) Mecanismo de Preços do Gás e Garantia de Fornecimento de Gás

A estabilidade dos preços do gás natural e dos modelos de aquisição determina diretamente a tendência dos custos de combustível e, consequentemente, afeta os custos gerais de geração de energia. Atualmente, o preço do gás natural no mercado interno apresenta um mecanismo de vinculação entre "preço de referência + preço flutuante". O preço de referência está atrelado aos preços internacionais do petróleo bruto e do GNL, enquanto o preço flutuante é ajustado de acordo com a oferta e a demanda do mercado. As flutuações de preço são transmitidas diretamente para o custo de geração de energia. A capacidade de fornecimento de gás também influencia os custos. Em regiões com alta demanda, como o Delta do Rio Yangtzé e o Delta do Rio das Pérolas, as estações de recebimento de GNL são densas, o nível de interconexão da rede de gasodutos é alto, o custo de transmissão e distribuição é baixo, o fornecimento de gás é estável e o custo do combustível é relativamente controlável; já na região noroeste, com distribuição e infraestrutura de transmissão de gás limitadas, o custo de transmissão e distribuição de gás natural é relativamente alto, elevando o custo de geração de energia das unidades geradoras na região. Além disso, as empresas podem garantir os preços do gás natural por meio da assinatura de contratos de fornecimento de longo prazo, evitando assim os riscos de custo causados ​​pelas flutuações nos preços internacionais do gás.

(II) Orientação Política e Mecanismo de Mercado

Os mecanismos de política afetam principalmente os custos e receitas totais das unidades geradoras a gás natural por meio da transmissão de custos e da compensação de receitas. Nos últimos anos, a China tem promovido gradualmente a reforma do preço da eletricidade em duas partes para a geração de energia a gás natural, implementada inicialmente em províncias como Xangai, Jiangsu e Guangdong. A recuperação dos custos fixos é garantida pelo preço da capacidade, e o preço da energia é vinculado ao preço do gás para transmitir os custos do combustível. Entre elas, Guangdong elevou o preço da capacidade de 100 yuans/kW/ano para 264 yuans/kW/ano, o que pode cobrir de 70% a 80% dos custos fixos do projeto, aliviando efetivamente o problema da transmissão de custos. Ao mesmo tempo, a política de compensação para unidades de partida e parada rápidas no mercado de serviços auxiliares aprimorou ainda mais a estrutura de receitas dos projetos de energia a gás. O preço de compensação da regulação de pico em algumas regiões atingiu 0,8 yuans/kWh, valor significativamente superior à receita da geração de energia convencional.

(III) Desenvolvimento do Mercado de Carbono e Vantagens de Baixo Carbono

Com a melhoria contínua do mercado nacional de negociação de direitos de emissão de carbono, os custos do carbono foram gradualmente internalizados, tornando-se um fator importante que afeta a economia relativa das unidades geradoras a gás natural. A intensidade de emissão de dióxido de carbono por unidade das unidades geradoras a gás natural é cerca de 50% daquela das usinas termelétricas a carvão (cerca de 380 gramas de CO₂/kWh contra cerca de 820 gramas de CO₂/kWh para as usinas termelétricas a carvão). Diante do aumento dos preços do carbono, suas vantagens de baixo carbono continuam a ser proeminentes. O preço atual do carbono no mercado interno é de cerca de 50 yuans por tonelada de CO₂, e a previsão é de que suba para 150-200 yuans por tonelada até 2030. Tomando como exemplo uma única unidade de 600.000 quilowatts com emissão anual de cerca de 3 milhões de toneladas de CO₂, a geração de energia a carvão terá que arcar com um custo adicional de carbono de 450-600 milhões de yuans por ano nesse período, enquanto a geração a gás natural representará apenas 40% desse valor, reduzindo ainda mais a diferença de custos entre as duas fontes. Além disso, os projetos de geração de energia a gás natural poderão obter receita adicional com a venda de cotas de carbono excedentes no futuro, o que deverá reduzir o custo nivelado do ciclo de vida da eletricidade em 3% a 5%.

(IV) Horas de Utilização da Unidade

O número de horas de utilização da unidade afeta diretamente a amortização dos custos fixos. Quanto maior o número de horas de utilização, menor o custo unitário de geração de energia. As horas de utilização das unidades geradoras a gás natural estão intimamente relacionadas aos cenários de aplicação: usinas termelétricas centralizadas, como fontes de energia para regulação de pico, geralmente apresentam um número de horas de utilização entre 2.500 e 3.500 horas; usinas de geração distribuída, próximas aos pontos de consumo de energia de parques industriais e data centers, podem atingir um número de horas de utilização entre 3.500 e 4.500 horas, e o custo unitário de geração de energia pode ser reduzido em 0,03 a 0,05 yuan/kWh. Se o número de horas de utilização for inferior a 2.000 horas, os custos fixos não podem ser amortizados de forma eficaz, o que levará a um aumento significativo no custo total de geração de energia e até mesmo a prejuízos.

III. Situação atual dos custos do setor

Combinando com os dados atuais da indústria, sob o cenário de referência de preço do gás natural de 2,8 yuans/metro cúbico, 3.000 horas de utilização e preço do carbono de 50 yuans/tonelada de CO₂, o custo nivelado do ciclo de vida completo da eletricidade de projetos típicos de turbina a gás de ciclo combinado (CCGT) é de cerca de 0,52 a 0,60 yuans/kWh, ligeiramente superior ao da energia a carvão (cerca de 0,45 a 0,50 yuans/kWh), mas significativamente inferior ao custo abrangente da energia renovável com armazenamento de energia (cerca de 0,65 a 0,80 yuans/kWh).

Considerando as diferenças regionais, e beneficiando-se de um fornecimento estável de gás natural, de políticas públicas mais robustas e da alta aceitação do preço do carbono, o custo nivelado do ciclo de vida da eletricidade gerada por usinas termelétricas a gás em regiões com alta demanda, como o Delta do Rio Yangtzé e o Delta do Rio das Pérolas, pode ser controlado entre 0,45 e 0,52 yuans/kWh, o que representa uma base econômica para competir com a geração de energia a carvão. Nessas regiões, Guangdong, como projeto piloto de comercialização de carbono, atingiu um preço médio de 95 yuans/tonelada em 2024, e, combinado com o mecanismo de compensação de capacidade, a vantagem de custo se torna ainda mais evidente. Já na região noroeste, devido às limitações de fornecimento de gás natural e aos custos de transmissão e distribuição, o custo unitário de geração de energia geralmente ultrapassa 0,60 yuans/kWh, o que torna a viabilidade econômica dos projetos menos expressiva.

Do ponto de vista da indústria como um todo, o custo de geração de energia a partir de unidades geradoras a gás natural apresenta uma tendência de otimização de "baixo no curto prazo e melhoria no longo prazo": no curto prazo, devido aos altos preços do gás e às baixas horas de utilização em algumas regiões, a margem de lucro é limitada; no médio e longo prazo, com a diversificação das fontes de gás, a localização dos equipamentos, o aumento dos preços do carbono e o aprimoramento dos mecanismos de políticas públicas, o custo diminuirá gradualmente. Espera-se que, até 2030, a taxa interna de retorno (TIR) ​​de projetos de geração de energia a gás eficientes, com capacidade de gestão de ativos de carbono, se estabilize na faixa de 6% a 8%.

IV. Diretrizes Essenciais para a Otimização de Custos

Considerando a composição de custos e os fatores de influência, a otimização dos custos de geração de energia a partir de unidades geradoras a gás natural precisa se concentrar nos quatro pilares de "controle de combustível, redução de investimentos, otimização da operação e manutenção e aproveitamento de políticas", e alcançar a redução contínua dos custos totais por meio de inovação tecnológica, integração de recursos e articulação de políticas.

Em primeiro lugar, estabilizar o fornecimento de gás natural e controlar os custos do combustível. Fortalecer a cooperação com os principais fornecedores nacionais de gás natural, firmando contratos de fornecimento de longo prazo para garantir os preços do gás; promover a diversificação das fontes de gás, contando com o aumento da produção nacional de gás de xisto e a melhoria dos contratos de importação de GNL (Gás Natural Liquefeito) de longo prazo para reduzir a dependência dos preços internacionais do gás; ao mesmo tempo, otimizar o sistema de combustão das unidades geradoras, melhorar a eficiência da geração de energia e reduzir o consumo de combustível por unidade de energia gerada.

Em segundo lugar, promover a localização da produção de equipamentos e reduzir o investimento em construção. Aumentar continuamente o investimento em pesquisa e desenvolvimento de tecnologias essenciais, superar o gargalo da localização da produção de componentes-chave de turbinas a gás de grande porte e reduzir ainda mais os custos de aquisição de equipamentos; otimizar os processos de projeto e instalação, encurtar o ciclo de construção e amortizar os custos de financiamento e o investimento em obras civis; selecionar criteriosamente a capacidade das unidades de acordo com os cenários de aplicação para alcançar um equilíbrio entre investimento e eficiência.

Em terceiro lugar, modernizar o modelo de operação e manutenção e reduzir os custos operacionais e de manutenção. Construir uma plataforma de diagnóstico inteligente, utilizando big data e tecnologia 5G para realizar alertas precoces precisos sobre o estado de saúde dos equipamentos e promover a transformação do modelo de operação e manutenção de "manutenção passiva" para "alerta precoce ativo"; promover a localização da tecnologia de operação e manutenção, estabelecer uma equipe profissional de operação e manutenção, melhorar a capacidade de manutenção independente dos componentes principais e reduzir os custos de manutenção e substituição de peças; selecionar unidades de alto desempenho para reduzir a probabilidade de paradas por falha e o consumo de consumíveis.

Em quarto lugar, é fundamental alinhar-se com as políticas e explorar receitas adicionais. É preciso responder ativamente a políticas como o preço da eletricidade em duas partes e a compensação por regulação de pico, buscando apoio na transmissão de custos e na compensação de receitas; implementar proativamente o sistema de gestão de ativos de carbono, utilizando plenamente o mecanismo do mercado de carbono para obter receitas adicionais por meio da venda de cotas de carbono excedentes e da participação em instrumentos financeiros de carbono, otimizando ainda mais a estrutura de custos; promover o layout complementar de múltiplas energias "gás-fotovoltaico-hidrogênio", melhorar as horas de utilização das unidades e amortizar os custos fixos.

V. Conclusão

O custo de geração de energia em usinas a gás natural concentra-se no custo do combustível, complementado pelos custos de investimento em construção, operação e manutenção, e é influenciado por múltiplos fatores, como o preço do gás, as políticas governamentais, o mercado de carbono e a localização geográfica. Sua viabilidade econômica depende não apenas do seu nível técnico e capacidade de gestão, mas também da profunda integração com o mercado de energia e as políticas governamentais. Atualmente, embora o custo de geração de energia em usinas a gás natural seja ligeiramente superior ao das usinas a carvão, com o avanço da meta de "carbono duplo", o aumento dos preços do carbono e a popularização da produção local de equipamentos, suas vantagens em termos de baixa emissão de carbono e seus benefícios econômicos tornar-se-ão cada vez mais evidentes.

No futuro, com a melhoria contínua do sistema de produção, fornecimento, armazenamento e comercialização de gás natural e o aprofundamento da reforma do mercado de energia e do mercado de carbono, o custo de geração de energia das unidades geradoras a gás natural será gradualmente otimizado, tornando-se um importante pilar para a integração de energias renováveis ​​de alta proporção e para a segurança energética. Para as empresas do setor, é fundamental compreender com precisão os fatores que afetam os custos, concentrar-se nas principais direções de otimização e reduzir continuamente o custo total de geração de energia por meio da inovação tecnológica, da integração de recursos e da articulação de políticas, a fim de melhorar a competitividade das unidades geradoras a gás natural no mercado e contribuir para a construção do novo sistema de energia e a transformação da matriz energética.