Analyse complète des coûts de production d'électricité des centrales au gaz naturel

I. Composition de base des coûts de production d'électricité

Le coût de production d'électricité des centrales au gaz naturel est calculé à partir du coût actualisé de l'électricité (LCOE) sur l'ensemble de leur cycle de vie, qui couvre trois secteurs principaux : le coût du combustible, les coûts d'investissement liés à la construction et les coûts d'exploitation et de maintenance. La répartition de ces trois postes est nettement inégale, le coût du combustible étant prépondérant et déterminant directement le niveau de coût global.

(I) Coût du carburant : Principal poste de dépenses, impact le plus significatif des fluctuations

Le coût du combustible représente la part la plus importante du coût de production d'électricité des centrales au gaz naturel. Les données de calcul du secteur montrent que cette part atteint généralement 60 % à 80 %, et peut même dépasser 80 % dans certaines situations de marché extrêmes, ce qui en fait la variable la plus critique influençant les fluctuations des coûts de production d'électricité. Le calcul du coût du combustible dépend principalement du prix du gaz naturel (incluant le prix d'achat et les frais de transport et de distribution) et du rendement de la centrale. La formule de calcul principale est la suivante : Coût du combustible (yuan/kWh) = Prix unitaire du gaz naturel (yuan/m³) ÷ Rendement unitaire (kWh/m³).

Compte tenu du niveau actuel de l'industrie, le prix moyen du gaz naturel domestique pour les centrales est d'environ 2,8 yuans/m³. Le rendement de production d'électricité des turbines à gaz à cycle combiné (TGCC) classiques est d'environ 5,5 à 6,0 kWh/m³, ce qui correspond à un coût unitaire du combustible d'environ 0,47 à 0,51 yuan. Si des groupes motopropulseurs à combustion interne sont utilisés, le rendement de production d'électricité est d'environ 3,8 à 4,2 kWh/m³, et le coût unitaire du combustible passe à 0,67-0,74 yuan. Il est important de noter que près de 40 % du gaz naturel domestique est importé. Les fluctuations des prix spot internationaux du GNL et les variations des modes de production, d'approvisionnement, de stockage et de commercialisation du gaz domestique se répercutent directement sur le coût du combustible. Par exemple, lors de la forte hausse des prix spot du JKM en Asie en 2022, le coût unitaire du combustible pour la production d'électricité des centrales à gaz domestiques a dépassé 0,6 yuan, dépassant largement le seuil de rentabilité.

(II) Coût des investissements dans la construction : Proportion stable des investissements fixes, baisse favorisée par la localisation

Les coûts d'investissement liés à la construction représentent un investissement fixe unique, comprenant principalement l'achat des équipements, le génie civil, l'installation et la mise en service, l'acquisition du terrain et les coûts de financement. Ils représentent environ 15 % à 25 % du coût total de production d'électricité sur l'ensemble du cycle de vie, et leurs principaux facteurs d'influence sont le niveau technique des équipements et le taux de localisation.

Du point de vue de l'acquisition d'équipements, la technologie de base des turbines à gaz industrielles est depuis longtemps monopolisée par les géants internationaux, et les prix des équipements importés et de leurs composants clés restent élevés. Le coût d'investissement statique par kilowatt d'une centrale à cycle combiné d'un million de kilowatts est d'environ 4 500 à 5 500 yuans, dont environ 45 % sont consacrés à la turbine à gaz et à la chaudière de récupération de chaleur. Ces dernières années, les entreprises nationales ont accéléré leurs avancées technologiques. Des entreprises comme Weichai Power et Shanghai Electric ont progressivement localisé la production des groupes électrogènes à gaz naturel de moyenne et petite puissance ainsi que de leurs composants essentiels, réduisant ainsi le coût d'acquisition d'équipements similaires de 15 à 20 % par rapport aux produits importés et diminuant de fait le coût global de construction. Par ailleurs, la capacité des unités et les modes d'installation influent également sur les coûts de construction. Les petites unités décentralisées présentent des cycles d'installation courts (seulement 2 à 3 mois), des investissements en génie civil réduits et des coûts d'investissement par kilowatt inférieurs à ceux des grandes centrales centralisées. Bien que les grandes centrales à cycle combiné nécessitent un investissement initial élevé, elles présentent des avantages significatifs en matière d'efficacité de production d'électricité et peuvent amortir les coûts d'investissement unitaires grâce à une production d'électricité à grande échelle.

(III) Coûts d'exploitation et de maintenance : Investissement continu à long terme, grande marge d'optimisation technologique

Les coûts d'exploitation et de maintenance représentent un investissement continu tout au long du cycle de vie, incluant principalement l'inspection et la maintenance des équipements, le remplacement des pièces, les coûts de main-d'œuvre, la consommation d'huile de lubrification, le traitement environnemental, etc. Ils représentent environ 5 à 10 % du coût total de production d'électricité. Dans la pratique, les dépenses principales liées à l'exploitation et à la maintenance concernent le remplacement des composants clés et les services de maintenance. À titre d'exemple, le coût moyen de maintenance d'une seule grande turbine à gaz peut atteindre 300 millions de yuans, le coût de remplacement des composants essentiels étant relativement élevé.

Les unités de production présentant différents niveaux techniques affichent des coûts d'exploitation et de maintenance très variables : si les unités à haute performance nécessitent un investissement initial plus important, leur consommation d'huile de lubrification est dix fois inférieure à celle des unités classiques, leurs intervalles de vidange plus longs et la faible probabilité d'arrêts pour cause de panne permettent de réduire efficacement les coûts de main-d'œuvre et les pertes liées aux arrêts. À l'inverse, les unités technologiquement moins performantes subissent des pannes fréquentes, ce qui augmente non seulement le coût du remplacement des pièces, mais aussi les revenus de production d'électricité du fait des arrêts, et donc indirectement le coût global. Ces dernières années, grâce à la modernisation des technologies d'exploitation et de maintenance locales et à l'application de systèmes de diagnostic intelligents, les coûts d'exploitation et de maintenance des centrales à gaz naturel domestiques ont progressivement diminué. L'amélioration du taux de maintenance autonome des composants essentiels a permis de réduire les coûts de remplacement de plus de 20 % et d'allonger l'intervalle de maintenance à 32 000 heures, réduisant ainsi davantage la marge de manœuvre pour les dépenses d'exploitation et de maintenance.

II. Principales variables influençant les coûts de production d'électricité

Outre les composantes essentielles mentionnées ci-dessus, les coûts de production d'électricité des centrales au gaz naturel sont également affectés par de multiples variables telles que le mécanisme de tarification du gaz, l'orientation politique, le développement du marché du carbone, la configuration régionale et les heures d'utilisation des unités, parmi lesquelles l'impact du mécanisme de tarification du gaz et du développement du marché du carbone est le plus important.

(I) Mécanisme de fixation des prix du gaz et garantie d'approvisionnement en gaz

La stabilité des prix du gaz naturel et des modèles d'approvisionnement détermine directement l'évolution des coûts des combustibles, et par conséquent les coûts globaux de production d'électricité. Actuellement, le prix du gaz naturel en Chine repose sur un mécanisme de « prix de référence + prix variable ». Le prix de référence est indexé sur les cours internationaux du pétrole brut et du GNL, tandis que le prix variable est ajusté en fonction de l'offre et de la demande du marché. Les fluctuations de prix se répercutent directement sur les coûts de production d'électricité. La capacité de garantie d'approvisionnement en gaz influe également sur ces coûts. Dans les régions à forte consommation comme le delta du Yangtsé et le delta de la rivière des Perles, les stations de réception de GNL sont denses, le réseau de gazoducs est interconnecté, les coûts de transport et de distribution sont faibles, l'approvisionnement en gaz est stable et le coût du combustible est relativement maîtrisable. En revanche, dans le nord-ouest du pays, les infrastructures de distribution et de transport de gaz sont limitées, ce qui entraîne des coûts de transport et de distribution relativement élevés et renchérit les centrales électriques de la région. Par ailleurs, les entreprises peuvent bloquer les prix du gaz en signant des contrats d'approvisionnement à long terme, ce qui leur permet de se prémunir efficacement contre les risques liés aux fluctuations des prix internationaux du gaz.

(II) Orientation politique et mécanisme de marché

Les mécanismes politiques influent principalement sur les coûts et les revenus globaux des centrales à gaz naturel par le biais de la transmission des coûts et de la compensation des revenus. Ces dernières années, la Chine a progressivement promu la réforme du prix de l'électricité en deux parties pour la production d'électricité à partir de gaz naturel, initialement mise en œuvre dans des provinces comme Shanghai, le Jiangsu et le Guangdong. Le recouvrement des coûts fixes est garanti par le prix de capacité, et le prix de l'énergie est indexé sur celui du gaz afin de répercuter les coûts du combustible. Le Guangdong, par exemple, a relevé le prix de capacité de 100 yuans/kW/an à 264 yuans/kW/an, ce qui permet de couvrir 70 à 80 % des coûts fixes du projet et d'atténuer efficacement le problème de la transmission des coûts. Parallèlement, la politique de compensation pour les arrêts et démarrages rapides sur le marché des services auxiliaires a encore amélioré la structure des revenus des centrales à gaz. Le prix de compensation de régulation de pointe a atteint 0,8 yuan/kWh dans certaines régions, un niveau nettement supérieur aux revenus de la production d'électricité conventionnelle.

(III) Développement du marché du carbone et avantages liés au faible taux de carbone

Avec l'amélioration continue du marché national des quotas d'émission de carbone, les coûts du carbone ont été progressivement internalisés, devenant un facteur important de la rentabilité relative des centrales au gaz naturel. L'intensité d'émission de dioxyde de carbone par unité de puissance de ces centrales est environ 50 % inférieure à celle des centrales au charbon (environ 380 g de CO₂/kWh contre environ 820 g de CO₂/kWh pour les centrales au charbon). Dans un contexte de hausse des prix du carbone, leurs avantages en matière de faible émission de carbone demeurent prépondérants. Le prix actuel du carbone en Chine est d'environ 50 yuans/tonne de CO₂ et devrait atteindre 150 à 200 yuans/tonne d'ici 2030. Prenons l'exemple d'une centrale de 600 000 kilowatts émettant environ 3 millions de tonnes de CO₂ par an : les centrales au charbon devront alors supporter un surcoût carbone de 450 à 600 millions de yuans par an, tandis que les centrales au gaz n'en supporteront que 40 %. L'écart de coût entre ces deux sources d'énergie se réduira encore. Par ailleurs, les centrales au gaz pourront générer des revenus supplémentaires en vendant leurs quotas d'émission de carbone excédentaires, ce qui devrait réduire le coût actualisé de l'électricité sur l'ensemble de son cycle de vie de 3 à 5 %.

(IV) Heures d'utilisation de l'unité

La durée d'utilisation des unités influe directement sur l'amortissement des coûts fixes. Plus cette durée est élevée, plus le coût unitaire de production d'électricité est faible. La durée d'utilisation des unités de production d'électricité au gaz naturel est étroitement liée à leur application : les centrales centralisées, utilisées pour la régulation des pics de consommation, ont généralement une durée d'utilisation de 2 500 à 3 500 heures ; les centrales décentralisées, situées à proximité des points de consommation des zones industrielles et des centres de données, peuvent atteindre 3 500 à 4 500 heures, ce qui permet de réduire le coût unitaire de production d'électricité de 0,03 à 0,05 yuan/kWh. Si la durée d'utilisation est inférieure à 2 000 heures, l'amortissement des coûts fixes est insuffisant, ce qui entraîne une augmentation significative du coût global de production d'électricité, voire des pertes.

III. Situation actuelle des coûts de l'industrie

Si l'on s'appuie sur les données actuelles du secteur, et dans le scénario de référence d'un prix du gaz naturel de 2,8 yuans/mètre cube, d'une durée d'utilisation de 3 000 heures et d'un prix du carbone de 50 yuans/tonne de CO₂, le coût actualisé sur l'ensemble du cycle de vie de l'électricité des projets typiques de turbines à gaz à cycle combiné (CCGT) est d'environ 0,52 à 0,60 yuan/kWh, légèrement supérieur à celui de l'électricité produite à partir de charbon (environ 0,45 à 0,50 yuan/kWh), mais nettement inférieur au coût global des énergies renouvelables avec stockage d'énergie (environ 0,65 à 0,80 yuan/kWh).

Du point de vue des disparités régionales, grâce à un approvisionnement stable en gaz, à un soutien politique accru et à une forte acceptation du prix du carbone, le coût actualisé du cycle de vie de l'électricité produite par les centrales à gaz dans les régions à forte consommation comme le delta du Yangtsé et le delta de la rivière des Perles peut être maîtrisé entre 0,45 et 0,52 yuan/kWh, ce qui constitue un atout économique pour concurrencer les centrales au charbon. Dans le cadre d'un projet pilote d'échange de quotas d'émission de carbone, le prix moyen du carbone dans le Guangdong a atteint 95 yuans/tonne en 2024. Combiné au mécanisme de compensation des capacités, cet avantage concurrentiel est encore plus marqué. Dans le nord-ouest du pays, en raison des contraintes liées à la garantie d'approvisionnement en gaz et aux coûts de transport et de distribution, le coût unitaire de production d'électricité dépasse généralement 0,60 yuan/kWh, et la rentabilité des projets y est faible.

Du point de vue de l'ensemble du secteur, le coût de production d'électricité à partir de centrales au gaz naturel présente une tendance à l'optimisation : « faible à court terme et en amélioration à long terme ». À court terme, en raison des prix élevés du gaz et des faibles taux d'utilisation dans certaines régions, la marge de profit est limitée. À moyen et long terme, grâce à la diversification des sources de gaz, à la localisation des équipements, à la hausse du prix du carbone et à l'amélioration des mécanismes politiques, le coût diminuera progressivement. On prévoit que d'ici 2030, le taux de rendement interne (TRI) des projets de centrales au gaz performants dotés de capacités de gestion des actifs carbone se stabilisera entre 6 % et 8 %.

IV. Orientations fondamentales pour l'optimisation des coûts

Combinant la composition des coûts et les facteurs d'influence, l'optimisation des coûts de production d'électricité des centrales au gaz naturel doit se concentrer sur les quatre piliers suivants : « la maîtrise du combustible, la réduction des investissements, l'optimisation de l'exploitation et de la maintenance, et l'utilisation des politiques », et réaliser la réduction continue des coûts globaux grâce à l'innovation technologique, l'intégration des ressources et la coordination des politiques.

Premièrement, il convient de stabiliser l'approvisionnement en gaz et de maîtriser les coûts des combustibles. Il est essentiel de renforcer la coopération avec les principaux fournisseurs nationaux de gaz naturel, de signer des accords d'approvisionnement à long terme afin de garantir les prix du gaz, de promouvoir la diversification des sources d'approvisionnement, de miser sur l'augmentation de la production nationale de gaz de schiste et sur l'amélioration des accords d'importation de GNL à long terme pour réduire la dépendance aux cours internationaux du gaz. Parallèlement, il est nécessaire d'optimiser le système de combustion des centrales, d'améliorer le rendement de la production d'électricité et de réduire la consommation de combustible par unité d'électricité produite.

Deuxièmement, il convient de promouvoir la production locale d'équipements et de réduire les investissements dans la construction. Il est essentiel d'accroître continuellement les investissements dans la recherche et le développement des technologies clés, de lever les obstacles à la production locale des composants essentiels des turbines à gaz industrielles et de réduire davantage les coûts d'acquisition des équipements ; d'optimiser la conception des projets et les processus d'installation, de raccourcir le cycle de construction et d'amortir les coûts de financement et les investissements en génie civil ; enfin, il est crucial de choisir judicieusement la capacité unitaire en fonction des scénarios d'application afin d'atteindre un équilibre entre investissement et efficacité.

Troisièmement, moderniser le modèle d'exploitation et de maintenance et en réduire les coûts. Mettre en place une plateforme de diagnostic intelligent, s'appuyer sur le Big Data et la 5G pour une alerte précoce et précise sur l'état des équipements, et faire évoluer le modèle d'exploitation et de maintenance d'une maintenance passive vers une alerte précoce proactive. Favoriser la localisation des technologies d'exploitation et de maintenance, constituer une équipe dédiée, renforcer l'autonomie de maintenance des composants essentiels et réduire les coûts de maintenance et de remplacement des pièces. Sélectionner des unités performantes pour minimiser les risques d'arrêts dus à des pannes et la consommation de consommables.

Quatrièmement, il convient d'harmoniser précisément les politiques et de générer des revenus supplémentaires. Il est essentiel de répondre activement aux politiques telles que la tarification différenciée de l'électricité et la compensation de la régulation des pics de consommation, et de s'efforcer d'obtenir un soutien en matière de transfert des coûts et de compensation des revenus ; de mettre en place de manière proactive un système de gestion des actifs carbone, d'exploiter pleinement le mécanisme du marché du carbone pour obtenir des revenus supplémentaires en vendant les quotas de carbone excédentaires et en participant à des instruments financiers carbone, et d'optimiser davantage la structure des coûts ; de promouvoir la complémentarité multi-énergies « gaz-photovoltaïque-hydrogène », d'améliorer les heures d'utilisation des unités et d'amortir les coûts fixes.

V. Conclusion

Le coût de production d'électricité des centrales au gaz naturel est principalement déterminé par le coût du combustible, auquel s'ajoutent les investissements de construction et les coûts d'exploitation et de maintenance. Il est également influencé par de multiples facteurs tels que le prix du gaz, les politiques énergétiques, le marché du carbone et l'aménagement du territoire. Sa rentabilité dépend non seulement de son niveau technique et de ses capacités de gestion, mais aussi de l'intégration profonde des structures du marché de l'énergie et des orientations politiques. Actuellement, bien que le coût de production d'électricité des centrales au gaz naturel soit légèrement supérieur à celui des centrales au charbon, avec la progression de la stratégie de double neutralité carbone, la hausse des prix du carbone et le développement de la production locale d'équipements, ses avantages en matière de réduction des émissions de carbone et ses atouts économiques deviendront progressivement plus significatifs.

À l'avenir, grâce à l'amélioration continue du système de production, d'approvisionnement, de stockage et de commercialisation du gaz naturel, et à l'approfondissement de la réforme des marchés de l'électricité et du carbone, le coût de production d'électricité à partir de centrales au gaz naturel sera progressivement optimisé, contribuant ainsi de manière significative à l'intégration d'une part importante d'énergies renouvelables et à la sécurité énergétique. Les entreprises du secteur doivent donc impérativement identifier les facteurs influant sur les coûts, se concentrer sur les axes d'optimisation prioritaires et réduire continuellement le coût global de production d'électricité par l'innovation technologique, l'intégration des ressources et l'harmonisation des politiques, afin d'améliorer la compétitivité des centrales au gaz naturel et de favoriser la construction du nouveau système électrique et la transformation du secteur énergétique.