Umfassende Analyse der Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken

I. Kernzusammensetzung der Stromerzeugungskosten

Die Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken werden anhand der Stromgestehungskosten (LCOE) über den gesamten Lebenszyklus als zentralem Kostenindikator ermittelt. Dieser umfasst drei Kernbereiche: Brennstoffkosten, Baukosten und Betriebs- und Wartungskosten. Die Anteile dieser drei Bereiche sind deutlich unterschiedlich verteilt, wobei die Brennstoffkosten den größten Anteil ausmachen und die Gesamtkostenhöhe maßgeblich bestimmen.

(I) Treibstoffkosten: Kern der Kostenproportion, bedeutendster Einfluss von Schwankungen

Die Brennstoffkosten stellen den größten Anteil der Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken dar. Branchenberechnungen zeigen, dass ihr Anteil in der Regel 60–80 % beträgt und in extremen Marktsituationen sogar 80 % übersteigen kann. Damit sind sie die wichtigste Variable, die die Schwankungen der Stromerzeugungskosten beeinflusst. Die Berechnung der Brennstoffkosten hängt im Wesentlichen vom Erdgaspreis (einschließlich Einkaufspreis und Transport- und Verteilungskosten) und dem Wirkungsgrad der Kraftwerksanlage ab. Die grundlegende Berechnungsformel lautet: Brennstoffkosten (Yuan/kWh) = Erdgaspreis (Yuan/m³) ÷ Wirkungsgrad der Kraftwerksanlage (kWh/m³).

In Kombination mit dem aktuellen Branchenniveau liegt der durchschnittliche Erdgaspreis für das Kraftwerk bei etwa 2,8 Yuan/Kubikmeter. Der Wirkungsgrad typischer GuD-Kraftwerke (Gas- und Dampfturbinenkraftwerke) beträgt etwa 5,5–6,0 kWh/Kubikmeter, was Brennstoffkosten von etwa 0,47–0,51 Yuan pro Stromerzeugungseinheit entspricht. Bei dezentralen Verbrennungsmotorenkraftwerken liegt der Wirkungsgrad bei etwa 3,8–4,2 kWh/Kubikmeter, und die Brennstoffkosten pro Stromerzeugung steigen auf 0,67–0,74 Yuan. Es ist anzumerken, dass etwa 40 % des inländischen Erdgasbedarfs durch Importe gedeckt werden. Schwankungen der internationalen LNG-Spotpreise sowie Veränderungen in der inländischen Erdgasförderung, -versorgung, -speicherung und -vermarktung wirken sich direkt auf die Brennstoffkosten aus. Zum Beispiel überstiegen die Brennstoffkosten pro Stromerzeugungseinheit bei inländischen Gaskraftwerken während des starken Anstiegs der Spotpreise an der asiatischen JKM-Börse im Jahr 2022 einmal 0,6 Yuan und lagen damit weit über der Gewinnschwelle.

(II) Bauinvestitionskosten: Stabiler Anteil der Anlageinvestitionen, Rückgang durch Lokalisierung begünstigt

Die Bauinvestitionskosten stellen eine einmalige, fixe Investition dar und umfassen im Wesentlichen den Kauf von Ausrüstung, Tiefbauarbeiten, Installation und Inbetriebnahme, Grundstückserwerb und Finanzierungskosten. Ihr Anteil an den gesamten Lebenszykluskosten der Stromerzeugung beträgt etwa 15–25 %. Die wichtigsten Einflussfaktoren sind der technische Standard der Ausrüstung und der Lokalisierungsgrad.

Aus Sicht der Anlagenbeschaffung ist die Kerntechnologie von Hochleistungsgasturbinen seit Langem in den Händen internationaler Konzerne, und die Preise für importierte Anlagen und Schlüsselkomponenten bleiben hoch. Die statischen Investitionskosten pro Kilowatt eines einzelnen Kombikraftwerksprojekts mit einer Leistung von einer Million Kilowatt belaufen sich auf etwa 4.500 bis 5.500 Yuan, wovon die Gasturbine und der zugehörige Abhitzekessel etwa 45 % der Gesamtinvestition ausmachen. In den letzten Jahren haben inländische Unternehmen ihre technologischen Fortschritte beschleunigt. Unternehmen wie Weichai Power und Shanghai Electric haben die Lokalisierung von mittelgroßen und kleinen Erdgas-Kraftwerkseinheiten und Kernkomponenten schrittweise realisiert und die Anschaffungskosten vergleichbarer Anlagen im Vergleich zu Importprodukten um 15 bis 20 % gesenkt, wodurch die gesamten Bauinvestitionskosten effektiv reduziert wurden. Darüber hinaus beeinflussen auch die Anlagenkapazität und die Installationsszenarien die Baukosten. Dezentrale Kleinanlagen zeichnen sich durch kurze Installationszyklen (nur 2–3 Monate), geringe Investitionen in die Tiefbauarbeiten und niedrigere Investitionskosten pro Kilowatt aus als große zentrale Kraftwerke. Obwohl große Kombikraftwerke hohe Anfangsinvestitionen erfordern, bieten sie erhebliche Vorteile hinsichtlich der Stromerzeugungseffizienz und können die Investitionskosten durch die großflächige Stromerzeugung amortisieren.

(III) Betriebs- und Wartungskosten: Langfristige, kontinuierliche Investitionen, großes Potenzial für technologische Optimierung

Die Betriebs- und Instandhaltungskosten stellen eine kontinuierliche Investition über den gesamten Lebenszyklus dar und umfassen im Wesentlichen die Inspektion und Wartung der Anlagen, den Teileaustausch, Arbeitskosten, den Verbrauch von Schmieröl, die Abwasserbehandlung usw. Ihr Anteil an den gesamten Lebenszykluskosten der Stromerzeugung beträgt etwa 5–10 %. Branchenüblich betrachtet, bestehen die Hauptausgaben für Betriebs- und Instandhaltungskosten aus dem Austausch von Schlüsselkomponenten und Wartungsdienstleistungen. Die durchschnittlichen Wartungskosten einer einzelnen großen Gasturbine können bis zu 300 Millionen Yuan betragen, wobei die Kosten für den Austausch von Kernkomponenten relativ hoch sind.

Anlagen mit unterschiedlichem technischen Entwicklungsstand weisen erhebliche Unterschiede in den Betriebs- und Wartungskosten auf: Hochleistungskraftwerke erfordern zwar höhere Anfangsinvestitionen, ihr Schmierölverbrauch liegt jedoch nur bei einem Zehntel des Verbrauchs herkömmlicher Anlagen. Längere Ölwechselintervalle und eine geringere Ausfallwahrscheinlichkeit reduzieren Arbeitskosten und Ausfallverluste effektiv. Technologisch weniger fortschrittliche Anlagen hingegen weisen häufige Ausfälle auf, die nicht nur die Kosten für Ersatzteile erhöhen, sondern durch Stillstände auch die Stromerzeugungserlöse beeinträchtigen und somit indirekt die Gesamtkosten in die Höhe treiben. In den letzten Jahren sind die Betriebs- und Wartungskosten inländischer Erdgaskraftwerke durch die Modernisierung lokaler Betriebs- und Wartungstechnologien und den Einsatz intelligenter Diagnosesysteme schrittweise gesunken. Die verbesserte Eigenwartung von Kernkomponenten hat die Austauschkosten um mehr als 20 % reduziert, und das Wartungsintervall wurde auf 32.000 Stunden verlängert, wodurch der Spielraum für Betriebs- und Wartungsausgaben weiter verringert wurde.

II. Wichtigste Einflussfaktoren auf die Stromerzeugungskosten

Zusätzlich zu den oben genannten Kernkomponenten werden die Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken auch von zahlreichen Variablen beeinflusst, wie beispielsweise dem Gaspreismechanismus, der politischen Ausrichtung, der Entwicklung des Kohlenstoffmarktes, der regionalen Struktur und den Betriebsstunden der Anlagen. Die Auswirkungen des Gaspreismechanismus und der Entwicklung des Kohlenstoffmarktes sind dabei am weitesten verbreitet.

(I) Gaspreismechanismus und Gasquellengarantie

Die Stabilität der Erdgaspreise und der Beschaffungsmodelle bestimmt unmittelbar die Entwicklung der Brennstoffkosten und beeinflusst somit die gesamten Stromerzeugungskosten. Derzeit ist der Erdgaspreis in China an einen „Referenzpreis + variablen Preis“ gekoppelt. Der Referenzpreis ist an die internationalen Rohöl- und LNG-Preise gekoppelt, der variable Preis wird entsprechend Angebot und Nachfrage am Markt angepasst. Preisschwankungen schlagen sich direkt in den Stromerzeugungskosten nieder. Auch die Versorgungssicherheit mit Gas beeinflusst die Kosten. In Lastzentren wie dem Jangtse- und dem Perlflussdelta ist die Dichte der LNG-Empfangsstationen hoch, das Pipeline-Netz gut vernetzt, die Transport- und Verteilungskosten sind niedrig, die Gasversorgung stabil und die Brennstoffkosten relativ gut kontrollierbar. Im Nordwesten hingegen, wo die Gasverteilung und die Transport- und Verteilungsinfrastruktur begrenzt sind, sind die Erdgastransport- und -verteilungskosten relativ hoch, was die Stromerzeugungskosten der Kraftwerke in dieser Region in die Höhe treibt. Darüber hinaus können Unternehmen durch langfristige Gaslieferverträge die Gaspreise fixieren und so Kostenrisiken durch internationale Gaspreisschwankungen effektiv vermeiden.

(II) Politische Ausrichtung und Marktmechanismus

Politische Mechanismen beeinflussen die Gesamtkosten und Erträge von Erdgaskraftwerken hauptsächlich durch Kostenverteilung und Ertragsausgleich. In den letzten Jahren hat China die Reform des zweigeteilten Strompreises für Erdgaskraftwerke schrittweise vorangetrieben, die zunächst in Provinzen wie Shanghai, Jiangsu und Guangdong umgesetzt wurde. Die Deckung der Fixkosten erfolgt über den Kapazitätspreis, während der Energiepreis an den Gaspreis gekoppelt ist, um die Brennstoffkosten weiterzugeben. Guangdong hat den Kapazitätspreis von 100 Yuan/kW/Jahr auf 264 Yuan/kW/Jahr angehoben. Dadurch können 70–80 % der Fixkosten des Projekts gedeckt und das Problem der Kostenverteilung effektiv gemildert werden. Gleichzeitig hat die Vergütungspolitik für schnell startende und stoppende Einheiten im Bereich der Hilfsenergie die Ertragsstruktur von Gaskraftwerken weiter verbessert. Der Ausgleichspreis für die Spitzenlastregelung hat in einigen Regionen 0,8 Yuan/kWh erreicht und liegt damit deutlich über den Erträgen konventioneller Kraftwerke.

(III) Entwicklung des Kohlenstoffmarktes und Vorteile kohlenstoffarmer Technologien

Mit der kontinuierlichen Verbesserung des nationalen Marktes für den Handel mit Emissionsrechten wurden die CO₂-Kosten schrittweise internalisiert und sind zu einem wichtigen Faktor für die relative Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken geworden. Die spezifische CO₂-Emissionsintensität von Gaskraftwerken liegt bei etwa 50 % derjenigen von Kohlekraftwerken (ca. 380 g CO₂/kWh gegenüber ca. 820 g CO₂/kWh bei Kohlekraftwerken). Angesichts steigender CO₂-Preise bleiben ihre Vorteile als CO₂-arme Energieträger weiterhin deutlich erkennbar. Der aktuelle CO₂-Preis in China liegt bei etwa 50 Yuan pro Tonne und wird voraussichtlich bis 2030 auf 150–200 Yuan pro Tonne steigen. Am Beispiel eines einzelnen 600.000-Kilowatt-Kraftwerks mit jährlichen CO₂-Emissionen von etwa 3 Millionen Tonnen wird die Kohleverstromung zu diesem Zeitpunkt zusätzliche CO₂-Kosten von 450–600 Millionen Yuan pro Jahr tragen müssen. Bei der Gasverstromung sind es hingegen nur 40 % dieser Kosten, und die Kostendifferenz zwischen Gas- und Kohlekraftwerken wird sich weiter verringern. Darüber hinaus können Gaskraftwerke künftig durch den Verkauf überschüssiger CO₂-Zertifikate zusätzliche Einnahmen erzielen, wodurch die Stromgestehungskosten über den gesamten Lebenszyklus voraussichtlich um 3–5 % sinken werden.

(IV) Auslastungsstunden der Einheit

Die Betriebsstunden von Kraftwerkseinheiten beeinflussen direkt die Amortisation der Fixkosten. Je höher die Betriebsstunden, desto niedriger die Stromerzeugungskosten pro Einheit. Die Betriebsstunden von Gaskraftwerken hängen eng mit den Anwendungsszenarien zusammen: Zentrale Kraftwerke, die als Spitzenlastkraftwerke dienen, weisen in der Regel Betriebsstunden von 2500–3500 Stunden auf; dezentrale Kraftwerke, die sich in der Nähe der Lastabnehmer von Industrieparks und Rechenzentren befinden, können Betriebsstunden von 3500–4500 Stunden erreichen, wodurch die Stromerzeugungskosten pro Einheit um 0,03–0,05 Yuan/kWh gesenkt werden können. Bei Betriebsstunden unter 2000 Stunden können die Fixkosten nicht effektiv amortisiert werden, was zu einem deutlichen Anstieg der Gesamtstromerzeugungskosten und sogar zu Verlusten führt.

III. Aktueller Branchenkostenstatus

Unter Berücksichtigung aktueller Branchendaten und dem Referenzszenario eines Erdgaspreises von 2,8 Yuan/Kubikmeter, einer Nutzungsdauer von 3000 Stunden und eines CO₂-Preises von 50 Yuan/Tonne CO₂ belaufen sich die gesamten Lebenszyklus-Stromgestehungskosten typischer GuD-Kraftwerke (Gas- und Dampfturbinenkraftwerke) auf etwa 0,52-0,60 Yuan/kWh. Sie liegen damit etwas höher als bei Kohlekraftwerken (etwa 0,45-0,50 Yuan/kWh), aber deutlich niedriger als die Gesamtkosten erneuerbarer Energien mit Energiespeicherung (etwa 0,65-0,80 Yuan/kWh).

Aus regionaler Sicht können die Stromgestehungskosten von Gaskraftwerken in Ballungszentren wie dem Jangtse- und dem Perlflussdelta dank stabiler Gasversorgung, verbesserter politischer Unterstützung und hoher Akzeptanz von CO₂-Preisen über den gesamten Lebenszyklus auf 0,45–0,52 Yuan/kWh begrenzt werden. Dies schafft eine wirtschaftliche Grundlage für den Wettbewerb mit Kohlekraftwerken. In Guangdong, einem Pilotprojekt zum Emissionshandel, erreichte der durchschnittliche CO₂-Preis im Jahr 2024 95 Yuan/Tonne. In Kombination mit dem Kapazitätskompensationsmechanismus ist der Kostenvorteil hier noch deutlicher. In der nordwestlichen Region hingegen, wo die Gasversorgungssicherheit sowie die Kosten für Transport und Verteilung begrenzt sind, liegen die Stromerzeugungskosten pro Einheit in der Regel über 0,60 Yuan/kWh, und die Wirtschaftlichkeit der Projekte ist gering.

Aus branchenweiter Sicht zeigt sich bei den Stromerzeugungskosten von Gaskraftwerken ein Optimierungstrend: kurzfristig niedrig, langfristig steigend. Kurzfristig ist der Gewinn aufgrund hoher Gaspreise und geringer Auslastung in einigen Regionen begrenzt. Mittel- und langfristig werden die Kosten durch die Diversifizierung der Gasquellen, die Lokalisierung der Anlagen, steigende CO₂-Preise und verbesserte politische Rahmenbedingungen schrittweise sinken. Es wird erwartet, dass die interne Rendite (IRR) effizienter Gaskraftwerksprojekte mit CO₂-Management bis 2030 stabil im Bereich von 6–8 % liegen wird.

IV. Kernrichtungen zur Kostenoptimierung

In Verbindung mit der Kostenstruktur und den Einflussfaktoren muss sich die Optimierung der Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken auf die vier Kernbereiche „Brennstoffkontrolle, Investitionsreduzierung, Optimierung von Betrieb und Wartung sowie Nutzung von Förderprogrammen“ konzentrieren und durch technologische Innovation, Ressourcenintegration und politische Verknüpfung eine kontinuierliche Senkung der Gesamtkosten erreichen.

Zunächst gilt es, die Gasversorgung zu stabilisieren und die Brennstoffkosten zu kontrollieren. Dazu gehört die Stärkung der Zusammenarbeit mit den wichtigsten inländischen Erdgaslieferanten und der Abschluss langfristiger Gaslieferverträge zur Sicherung der Gaspreise. Gleichzeitig soll die Diversifizierung der Gasquellen vorangetrieben werden, wobei die Steigerung der inländischen Schiefergasproduktion und die Verbesserung der langfristigen LNG-Importverträge genutzt werden, um die Abhängigkeit von internationalen Spotpreisen zu verringern. Parallel dazu gilt es, die Verbrennungssysteme der Kraftwerke zu optimieren, die Stromerzeugungseffizienz zu steigern und den Brennstoffverbrauch pro erzeugter Strommenge zu senken.

Zweitens: Förderung der Lokalisierung von Ausrüstung und Reduzierung der Bauinvestitionen. Kontinuierliche Steigerung der Investitionen in die Forschung und Entwicklung von Kerntechnologien, Überwindung des Engpasses bei der Lokalisierung von Schlüsselkomponenten von Schwerlast-Gasturbinen und weitere Senkung der Ausrüstungskosten; Optimierung der Projektplanung und Installationsprozesse, Verkürzung des Bauzyklus und Amortisierung der Finanzierungskosten und Investitionen in den Tiefbau; sinnvolle Auswahl der Anlagenkapazität entsprechend den Anwendungsszenarien, um ein Gleichgewicht zwischen Investition und Effizienz zu erreichen.

Drittens: Das Betriebs- und Wartungsmodell soll modernisiert und die Betriebs- und Wartungskosten gesenkt werden. Dazu wird eine intelligente Diagnoseplattform aufgebaut, die auf Big Data und 5G-Technologie basiert, um eine präzise Frühwarnung vor dem Anlagenzustand zu ermöglichen und den Wandel des Betriebs- und Wartungsmodells von „passiver Wartung“ zu „aktiver Frühwarnung“ voranzutreiben. Die Lokalisierung der Betriebs- und Wartungstechnologie wird gefördert, ein professionelles Betriebs- und Wartungsteam aufgebaut, die eigenständige Wartungskapazität für Kernkomponenten verbessert und die Kosten für Wartung und Teileaustausch reduziert. Durch die Auswahl leistungsstarker Einheiten werden die Wahrscheinlichkeit von Ausfallzeiten und der Verbrauch von Verbrauchsmaterialien minimiert.

Viertens: Die politischen Rahmenbedingungen präzise nutzen und zusätzliche Einnahmen generieren. Auf Maßnahmen wie die zweigeteilte Strompreisgestaltung und die Spitzenlastausgleichsvergütung aktiv reagieren und Unterstützung bei den Übertragungskosten und den Einnahmenausgleich anstreben; proaktiv ein System für das Management von Kohlenstoffanlagen aufbauen, den Mechanismus des Kohlenstoffmarktes voll ausschöpfen, um durch den Verkauf überschüssiger Kohlenstoffzertifikate und die Teilnahme an Kohlenstofffinanzierungsinstrumenten zusätzliche Einnahmen zu erzielen und die Kostenstruktur weiter zu optimieren; den komplementären Multi-Energie-Ansatz „Gas-Photovoltaik-Wasserstoff“ fördern, die Auslastung der Anlagen verbessern und die Fixkosten amortisieren.

V. Schlussfolgerung

Die Stromerzeugungskosten von Gaskraftwerken konzentrieren sich auf die Brennstoffkosten, hinzu kommen Investitions- und Betriebskosten. Sie werden zudem von zahlreichen Faktoren wie Gaspreis, Politik, Emissionshandel und regionaler Struktur beeinflusst. Ihre Wirtschaftlichkeit hängt nicht nur vom technischen Niveau und der Managementkapazität ab, sondern auch von der engen Verzahnung mit dem Energiemarkt und der entsprechenden politischen Ausrichtung. Obwohl die Stromerzeugungskosten von Gaskraftwerken derzeit noch etwas höher sind als die von Kohlekraftwerken, werden ihre Vorteile hinsichtlich CO₂-Reduzierung und Wirtschaftlichkeit mit dem Fortschritt des Ziels der Klimaneutralität, steigenden Emissionspreisen und der zunehmenden Verbreitung lokaler Produktionsanlagen immer deutlicher hervortreten.

Mit der kontinuierlichen Verbesserung der Erdgasförderung, -versorgung, -speicherung und -vermarktung sowie der Vertiefung der Reformen des Strom- und Kohlenstoffmarktes werden die Stromerzeugungskosten von Erdgaskraftwerken künftig schrittweise optimiert. Dies wird zu einer wichtigen Grundlage für den Ausbau erneuerbarer Energien und die Energiesicherheit. Für die Unternehmen der Branche ist es daher unerlässlich, die kostenbeeinflussenden Faktoren genau zu erfassen, sich auf die wichtigsten Optimierungsbereiche zu konzentrieren und die Gesamtstromerzeugungskosten durch technologische Innovationen, Ressourcenintegration und politische Maßnahmen kontinuierlich zu senken. Dadurch wird die Wettbewerbsfähigkeit der Erdgaskraftwerke gestärkt und der Aufbau des neuen Energiesystems sowie die Transformation der Energiestruktur unterstützt.