天然ガス発電ユニットの発電コストの総合分析

I. 発電コストの中核構成

天然ガス発電所の発電コストは、ライフサイクル全体にわたる均等化発電原価（LCOE）を中核的な会計指標としており、燃料費、建設投資費、運転保守費の3つの主要分野をカバーしています。これら3つの費用比率は明確な差異を示しており、その中で燃料費が大きな割合を占め、全体のコスト水準を直接決定しています。

（I）燃料費：コスト構成の中核、変動の影響が最も大きい

燃料費は天然ガス発電ユニットの発電コストに占める割合が最も大きいです。業界の計算データによると、その割合は通常60%～80%に達し、極端な市場環境では80%を超えることもあり、発電コストの変動に影響を与える最も重要な変数となっています。燃料費の計算は、主に天然ガス価格（仕入価格および送配電料金を含む）と単位発電効率によって決まります。計算式は、燃料費（元/kWh）＝天然ガス単価（元/立方メートル）÷単位発電効率（kWh/立方メートル）です。

現在の主流産業水準と合わせると、国内の天然ガスのプラント平均価格は約2.8元/立方メートルとなる。一般的な複合サイクルガスタービン（CCGT）ユニットの発電効率は約5.5～6.0kWh/立方メートルで、単位発電燃料費は約0.47～0.51元に相当する。分散型内燃機関ユニットを採用した場合、発電効率は約3.8～4.2kWh/立方メートルとなり、単位発電燃料費は0.67～0.74元に上昇する。注目すべきは、国内天然ガスの約40%が輸入に依存していることである。国際LNGスポット価格の変動や国内のガス源の生産、供給、貯蔵、販売パターンの変化は、燃料費に直接波及する。例えば、2022年にアジアのJKMスポット価格が急騰した際、国内のガス火力発電企業の単位発電燃料費は一時0.6元を超え、損益分岐点を大きく上回った。

（II）建設投資コスト：固定投資の割合は安定、現地化による減少

建設投資コストは、主に設備購入、土木工事、設置・試運転、土地取得、資金調達などの費用を含む、一回限りの固定投資です。ライフサイクル全体の発電コストに占める割合は約15～25%で、主な影響要因は設備の技術レベルと現地化率です。

設備購入の観点から見ると、大型ガスタービンの中核技術は長らく国際的巨大企業に独占されており、輸入設備や主要部品の価格は依然として高止まりしている。100万キロワット級複合サイクル発電プロジェクトの単位キロワット静的投資コストは約4500～5500元で、そのうちガスタービンと補助的な廃熱ボイラーは設備投資総額の約45％を占めている。近年、国内企業の技術革新は加速しており、濰柴電力や上海電気などの企業は、中小型天然ガス発電ユニットと主要部品の国産化を徐々に実現し、輸入品と比較して類似設備の購入コストを15～20％削減し、総建設投資コストを効果的に引き下げている。さらに、ユニット容量と設置シナリオも建設コストに影響を与えている。分散型小型ユニットは設置サイクルが短く（わずか2～3か月）、土木工事投資が少なく、大規模な集中型発電所よりも単位キロワット投資コストが低い。大型コンバインドサイクル発電ユニットは初期投資額は高額ですが、発電効率に大きな利点があり、大規模発電によってユニット投資コストを償却することができます。

（III）運用・保守コスト：長期継続投資、技術最適化の余地が大きい

運転保守費用は、設備のライフサイクル全体にわたる継続的な投資であり、主に設備の点検・メンテナンス、部品交換、人件費、潤滑油消費量、環境保護処理などが含まれます。ライフサイクル全体の発電コストに占める割合は約5％～10％です。業界の実務の観点から見ると、運転保守費用の中核となる支出は、主要部品の交換とメンテナンスサービスであり、そのうち大型ガスタービン1基の中規模メンテナンス費用は3億元に達することもあり、主要部品の交換コストは比較的高額です。

技術レベルの異なるユニットは、運転および保守コストに大きな差があります。高性能発電ユニットは初期投資額は高くなりますが、潤滑油の消費量は一般ユニットの1/10に過ぎず、オイル交換サイクルが長く、故障による停止確率が低いため、人件費と停止損失を効果的に削減できます。一方、技術が遅れているユニットは故障が頻繁に発生し、部品交換コストが増加するだけでなく、停止による発電収益にも影響を及ぼし、間接的に総合コストを押し上げます。近年、局所的な運転および保守技術の向上とインテリジェント診断システムの適用により、国内の天然ガス発電ユニットの運転および保守コストは徐々に低下しています。コアコンポーネントの自主保守率の向上により、交換コストが20％以上削減され、保守間隔が32,000時間に延長され、運転および保守支出の余地がさらに圧縮されています。

II. 発電コストに影響を与える主な変数

上記のコアコンポーネントに加えて、天然ガス発電ユニットの発電コストは、ガス価格メカニズム、政策の方向性、炭素市場の発展、地域のレイアウト、ユニットの利用時間など、さまざまな変数によっても影響を受けますが、その中でもガス価格メカニズムと炭素市場の発展の影響は最も広範囲に及びます。

（I）ガス価格メカニズムとガス供給源保証

天然ガス価格の安定性と調達モデルは、燃料コストの動向を直接決定し、ひいては発電コスト全体に影響を与えます。現在、国内の天然ガス価格は「ベンチマーク価格＋変動価格」という連動メカニズムを形成しています。ベンチマーク価格は国際原油価格とLNG価格に連動し、変動価格は市場の需給状況に応じて調整されます。価格変動は発電コストに直接波及します。ガス源保証能力もコストに影響を与えます。長江デルタや珠江デルタなどの需要中心地域では、LNG受入基地が密集し、パイプライン網の相互接続性が高く、送配電コストが低く、ガス源供給が安定しており、燃料コストも比較的制御可能です。一方、西北地域では、ガス源の配給や送配電設備の制約により、天然ガスの送配電コストが比較的高く、地域の発電ユニットの発電コストを押し上げています。さらに、企業は長期ガス供給契約を締結することでガス源価格を固定することができ、国際ガス価格の変動によるコストリスクを効果的に回避できます。

（II）政策の方向性と市場メカニズム

政策メカニズムは主に費用転嫁と収益補償を通じて、天然ガス発電ユニットの総合コストと収益水準に影響を与えている。近年、中国は天然ガス発電の二分電力価格改革を段階的に推進しており、上海、江蘇、広東などの省で先行して実施されている。容量価格を通じて固定費回収を保証し、エネルギー価格をガス価格に連動させることで燃料費を転嫁する。中でも、広東省は容量価格を100元/kW/年から264元/kW/年に引き上げ、プロジェクトの固定費の70%～80%をカバーできるようにすることで、費用転嫁の問題を効果的に緩和している。同時に、補助サービス市場における急速起動停止ユニットへの補償政策は、ガス火力発電プロジェクトの収益構造をさらに改善した。一部地域ではピーク調整補償価格が0.8元/kWhに達し、従来の発電収益を大幅に上回っている。

（III）炭素市場の発展と低炭素の利点

国内の炭素排出権取引市場の継続的な整備に伴い、炭素コストは徐々に内部化され、天然ガス発電ユニットの相対的な経済性に影響を与える重要な要因となっています。天然ガス発電ユニットの単位当たり二酸化炭素排出原単位は、石炭火力発電の約50%（約380グラムCO₂/kWh、石炭火力発電は約820グラムCO₂/kWh）です。炭素価格の上昇を背景に、その低炭素化の優位性は依然として際立っています。現在、国内の炭素価格はCO₂1トンあたり約50元だが、2030年には1トンあたり150～200元に上昇すると予想されている。年間CO₂排出量が約300万トンの60万キロワットのユニット1基を例にとると、その時点で石炭火力発電は年間4億5000万～6億元の追加炭素コストを負担する必要があるが、ガス火力発電は石炭火力発電の40%に過ぎず、ガス火力発電と石炭火力発電のコスト差はさらに縮まるだろう。さらに、ガス火力発電プロジェクトは将来、余剰炭素割当量を売却することで追加収入を得ることができ、これにより電力ライフサイクル全体の均等化発電原価が3～5%低下すると予想される。

（IV）ユニット利用時間

ユニットの利用時間は固定費の償却効果に直接影響します。利用時間が長いほど、ユニット発電コストは低くなります。天然ガス発電ユニットの利用時間は、適用シーンと密接に関連しています。ピーク調整電源としての集中型発電所の利用時間は通常2500～3500時間です。工業団地やデータセンターの末端負荷需要に近い分散型発電所の利用時間は3500～4500時間に達し、ユニット発電コストを0.03～0.05元/kWh削減できます。利用時間が2000時間未満の場合、固定費を効果的に償却できず、総合発電コストの大幅な増加、さらには損失につながる可能性があります。

III. 現在の業界コストの状況

現在の業界データと組み合わせると、天然ガス価格2.8元/立方メートル、利用時間3000時間、炭素価格50元/トンCO₂のベンチマークシナリオでは、一般的な複合サイクルガスタービン（CCGT）プロジェクトのライフサイクル全体の均等化電力コストは約0.52〜0.60元/kWhとなり、石炭火力発電（約0.45〜0.50元/kWh）よりわずかに高くなりますが、エネルギー貯蔵を備えた再生可能エネルギーの総合コスト（約0.65〜0.80元/kWh）より大幅に低くなります。

地域差の観点から見ると、長江デルタや珠江デルタなどの負荷中心地域のガス火力発電所は、安定したガス源供給、政策支援の改善、高い炭素価格の受容などの恩恵を受け、ライフサイクル全体の均等化発電原価を0.45～0.52元/kWhに抑制することができ、石炭火力と競争できる経済的根拠を備えている。その中でも、炭素取引のパイロットとして、広東省の2024年の平均炭素価格は95元/トンに達し、容量補償メカニズムと相まって、コスト優位性はより明確になっている。西北地域では、ガス源保証と送配電コストの制限により、単位発電コストは一般的に0.60元/kWhを超えており、プロジェクトの経済性は弱い。

業界全体の観点から見ると、天然ガス火力発電ユニットの発電コストは「短期的には低く、長期的には改善する」という最適化の傾向を示しています。短期的には、ガス価格の高騰と一部地域の稼働率の低さにより、利益の余地は限定的ですが、中長期的には、ガス源の多様化、設備の現地化、炭素価格の上昇、政策メカニズムの改善に伴い、コストは徐々に低下していくでしょう。2030年までに、炭素資産管理機能を備えた効率的なガス火力発電プロジェクトの内部収益率（IRR）は、6％～8％の範囲で安定的に推移すると予想されます。

IV. コスト最適化の中核となる方向性

天然ガス発電ユニットの発電コストの最適化は、コスト構成と影響要因を合わせて、「燃料の制御、投資の削減、運用とメンテナンスの最適化、政策の享受」という4つの核心に焦点を当て、技術革新、リソースの統合、政策の連携を通じて総合的なコストの継続的な削減を実現する必要があります。

まず、ガス源供給の安定化と燃料コストの抑制を図る。国内主要天然ガス供給業者との連携を強化し、長期ガス供給契約を締結することでガス源価格を固定化する。ガス源の多様化を推進し、国内シェールガス生産量の増加とLNG輸入長期契約の充実に頼ることで、国際スポットガス価格への依存度を低減する。同時に、単位燃焼システムを最適化し、発電効率を向上させ、単位発電量あたりの燃料消費量を削減する。

第二に、設備の国産化を推進し、建設投資を削減する。コア技術研究開発への投資を継続的に増加させ、大型ガスタービンの主要部品の国産化のボトルネックを打破し、設備購入コストをさらに削減する。プロジェクトの設計・設置プロセスを最適化し、建設サイクルを短縮し、資金調達コストと土木工事投資を償却する。適用シーンに応じてユニット容量を合理的に選択し、投資と効率のバランスを実現する。

第三に、運用保守モデルをアップグレードし、運用保守コストを圧縮します。インテリジェント診断プラットフォームを構築し、ビッグデータと5G技術を活用して設備の健全性状態の正確な早期警報を実現し、運用保守モデルの「受動的な保守」から「能動的な早期警報」への転換を推進します。運用保守技術の現地化を推進し、専門的な運用保守チームを編成し、コアコンポーネントの自主保守能力を向上させ、保守および部品交換コストを削減します。高性能ユニットを選定することで、故障による停止や消耗品の消耗確率を低減します。

第四に、政策との的確な連携と追加収入の獲得。電力価格の二分化やピーク調整補償などの政策に積極的に対応し、コスト転嫁と収入補償の支援に努める。炭素資産管理システムを積極的に構築し、炭素市場メカニズムを最大限に活用し、余剰炭素排出枠の売却や炭素金融商品への参加を通じて追加収入を獲得し、コスト構造のさらなる最適化を図る。「ガス・太陽光・水素」のマルチエネルギー補完配置を推進し、ユニットの利用時間を向上させ、固定費を償却する。

V. 結論

天然ガス発電ユニットの発電コストは、燃料費を中心とし、建設投資と運転・保守費用によって支えられ、ガス価格、政策、炭素市場、地域配置といった複数の要因の複合的な影響を受けます。その経済性は、ユニット自身の技術レベルと経営能力だけでなく、エネルギー市場の動向と政策の方向性との綿密な連携にも左右されます。現在、天然ガス発電ユニットの発電コストは石炭火力発電をわずかに上回っていますが、「デュアルカーボン」目標の推進、炭素価格の上昇、設備の国産化の突破に伴い、その低炭素優位性と経済性は徐々に顕著になるでしょう。

今後、天然ガスの生産、供給、貯蔵、販売システムの継続的な改善、電力市場と炭素市場の改革の深化に伴い、天然ガス発電ユニットの発電コストは徐々に最適化され、再生可能エネルギーの高比率化とエネルギー安全保障の連携にとって重要な支えとなるでしょう。業界企業にとっては、コストに影響を与える要因を正確に把握し、中核的な最適化方向に焦点を当て、技術革新、資源統合、政策連携を通じて総合的な発電コストを継続的に削減し、天然ガス発電ユニットの市場競争力を高め、新たな電力システムの構築とエネルギー構造の転換に貢献する必要があります。