Сеопфатна анализа на трошоците за производство на енергија од единици за производство на природен гас

I. Основен состав на трошоците за производство на енергија

Трошоците за производство на електрична енергија на единиците за производство на природен гас ги земаат нивелираните трошоци за електрична енергија (LCOE) во текот на целиот животен циклус како основен сметководствен индикатор, опфаќајќи три основни сектори: трошоци за гориво, трошоци за инвестиции во изградба и трошоци за работење и одржување. Соодносот на трите сектори покажува очигледна диференцијална распределба, меѓу кои доминираат трошоците за гориво и директно го одредуваат вкупното ниво на трошоци.

(I) Трошоци за гориво: Јадро на уделот на трошоците, најзначајно влијание од флуктуациите

Трошоците за гориво се најголем дел од трошоците за производство на енергија на единиците за производство на природен гас. Податоците за пресметка на индустријата покажуваат дека нивниот дел генерално достигнува 60%-80% и може да надмине 80% во некои екстремни пазарни средини, што го прави најкритична променлива што влијае на флуктуацијата на трошоците за производство на енергија. Сметката на трошоците за гориво главно зависи од цената на природниот гас (вклучувајќи ја куповната цена и надоместокот за пренос и дистрибуција) и ефикасноста на производството на електрична енергија по единица. Основната формула за пресметка е: Трошок за гориво (јуани/kWh) = Единична цена на природен гас (јуани/кубен метар) ÷ Ефикасност на производството на електрична енергија по единица (kWh/кубен метар).

Во комбинација со моменталното ниво на мејнстрим индустријата, просечната домашна цена на природен гас за електраната е околу 2,8 јуани/кубен метар. Ефикасноста на производство на енергија на типичните единици со комбиниран циклус на гасна турбина (CCGT) е околу 5,5-6,0 kWh/кубен метар, што одговара на трошокот за гориво за единицата за производство на енергија од околу 0,47-0,51 јуани; ако се усвојат единици со дистрибуиран мотор со внатрешно согорување, ефикасноста на производство на енергија е околу 3,8-4,2 kWh/кубен метар, а трошокот за гориво за единицата за производство на енергија се зголемува на 0,67-0,74 јуани. Вреди да се напомене дека околу 40% од домашниот природен гас зависи од увозот. Флуктуациите во меѓународните спот цени на LNG и промените во моделот на производство, снабдување, складирање и маркетинг на домашните извори на гас ќе бидат директно пренесени на крајот од трошокот за гориво. На пример, за време на наглиот пораст на спот цените на азиските JKM во 2022 година, трошокот за гориво за единицата за производство на енергија на домашните претпријатија за енергија на гас еднаш надмина 0,6 јуани, далеку надминувајќи го опсегот на рамнотежа.

(II) Трошоци за инвестиции во градежништвото: Стабилен дел од фиксните инвестиции, пад потпомогнат од локализацијата

Трошоците за инвестиција во изградба се еднократна фиксна инвестиција, која главно вклучува набавка на опрема, градежништво, инсталација и пуштање во употреба, откуп на земјиште и трошоци за финансирање. Нејзиниот удел во трошоците за производство на електрична енергија во текот на целиот животен циклус е околу 15%-25%, а основните фактори на влијание се техничкото ниво на опремата и стапката на локализација.

Од перспектива на набавка на опрема, основната технологија на тешките гасни турбини долго време е монополизирана од меѓународните гиганти, а цените на увезената опрема и клучните компоненти остануваат високи. Статичната инвестиција по единица киловат за еден проект за производство на електрична енергија во комбиниран циклус од милион киловати е околу 4500-5500 јуани, меѓу кои гасната турбина и котелот за отпадна топлина сочинуваат околу 45% од вкупната инвестиција во опрема. Во последниве години, домашните претпријатија забрзаа со технолошките откритија. Претпријатија како што се „Веичаи Пауер“ и „Шангај Електрик“ постепено ја реализираа локализацијата на средни и лесни единици за производство на природен гас и основни компоненти, намалувајќи ги трошоците за набавка на слична опрема за 15%-20% во споредба со увезените производи, ефикасно намалувајќи ги вкупните трошоци за инвестиции во изградбата. Покрај тоа, капацитетот на единицата и сценаријата за инсталација, исто така, влијаат на трошоците за изградба. Дистрибуираните мали единици имаат кратки циклуси на инсталација (само 2-3 месеци), ниски инвестиции во градежништвото и пониски трошоци за инвестиција по единица киловат од големите централизирани електрани; Иако големите единици со комбиниран циклус имаат висока почетна инвестиција, тие имаат значајни предности во ефикасноста на производството на енергија и можат да ги амортизираат трошоците за единечна инвестиција преку производство на енергија во голем обем.

(III) Трошоци за работа и одржување: Долгорочна континуирана инвестиција, голем простор за технолошка оптимизација

Трошоците за работа и одржување се континуирана инвестиција во текот на целиот животен циклус, главно вклучувајќи инспекција и одржување на опремата, замена на делови, трошоци за работна сила, потрошувачка на масло за подмачкување, третман за заштита на животната средина итн. Нивниот удел во трошоците за производство на енергија во текот на целиот животен циклус е околу 5%-10%. Од гледна точка на индустриската пракса, основните трошоци за работа и одржување се замена на клучните компоненти и услуги за одржување, меѓу кои средните трошоци за одржување на една голема гасна турбина можат да достигнат 300 милиони јуани, а трошоците за замена на основните компоненти се релативно високи.

Единиците со различно техничко ниво имаат значителни разлики во трошоците за работа и одржување: иако високо-перформансните генераторски единици имаат поголема почетна инвестиција, нивната потрошувачка на масло за подмачкување е само 1/10 од онаа на обичните единици, со подолги циклуси на промена на маслото и помала веројатност за исклучување од дефект, што може ефикасно да ги намали трошоците за работна сила и загубите од исклучување; напротив, технолошки заостанатите единици имаат чести дефекти, што не само што ги зголемува трошоците за замена на делови, туку влијае и на приходите од производство на енергија поради исклучување, индиректно зголемувајќи ги севкупните трошоци. Во последниве години, со надградбата на локализираната технологија за работа и одржување и примената на интелигентни системи за дијагноза, трошоците за работа и одржување на домашните генераторски единици на природен гас постепено се намалуваат. Подобрувањето на независната стапка на одржување на основните компоненти ги намали трошоците за замена за повеќе од 20%, а интервалот за одржување е продолжен на 32.000 часа, дополнително компресирајќи го просторот за трошоци за работа и одржување.

II. Клучни варијабли што влијаат на трошоците за производство на енергија

Покрај горенаведените основни компоненти, трошоците за производство на електрична енергија од единиците за производство на природен гас се под влијание и на повеќе варијабли како што се механизмот на цената на гасот, ориентацијата на политиката, развојот на пазарот на јаглерод, регионалниот распоред и часовите на користење на единиците, меѓу кои влијанието на механизмот на цената на гасот и развојот на пазарот на јаглерод е најдалекусежно.

(I) Механизам на цени на гас и гаранција за извор на гас

Стабилноста на цените на природниот гас и моделите за набавка директно го одредуваат трендот на трошоците за гориво, а потоа влијаат на вкупните трошоци за производство на енергија. Во моментов, домашната цена на природниот гас формира механизам за поврзување на „референтна цена + флуктуирачка цена“. Референтната цена е поврзана со меѓународните цени на суровата нафта и течниот природен гас (LNG), а флуктуирачката цена се прилагодува според понудата и побарувачката на пазарот. Флуктуациите на цените директно се пренесуваат на крајот од трошоците за производство на енергија. Гарантираниот капацитет на изворот на гас, исто така, влијае на трошоците. Во регионите на центрите за оптоварување, како што се делтата на реката Јангце и делтата на реката Перл, приемните станици на LNG се густи, нивото на меѓусебно поврзување на цевководната мрежа е високо, трошоците за пренос и дистрибуција се ниски, снабдувањето со извор на гас е стабилно, а трошоците за гориво се релативно контролирани; додека во северозападниот регион, ограничен со дистрибуција на извор на гас и објекти за пренос и дистрибуција, трошоците за пренос и дистрибуција на природен гас се релативно високи, што ги зголемува трошоците за производство на енергија на производните единици во регионот. Покрај тоа, претпријатијата можат да ги фиксираат цените на изворот на гас со потпишување долгорочни договори за снабдување со гас, ефикасно избегнувајќи ги ризиците од трошоците предизвикани од флуктуациите на меѓународните цени на гасот.

(II) Ориентација на политиките и пазарен механизам

Политичките механизми главно влијаат на сеопфатните трошоци и нивоа на приходи на единиците за производство на природен гас преку пренос на трошоци и компензација на приходи. Во последниве години, Кина постепено ја промовираше реформата на дводелната цена на електричната енергија за производство на електрична енергија од природен гас, која за прв пат беше имплементирана во провинции како што се Шангај, Џангсу и Гуангдонг. Фиксниот надомест на трошоците е загарантиран преку цената на капацитетот, а цената на енергијата е поврзана со цената на гасот за трошоците за пренос на гориво. Меѓу нив, Гуангдонг ја зголеми цената на капацитетот од 100 јуани/kW/годишно на 264 јуани/kW/годишно, што може да покрие 70%-80% од фиксните трошоци на проектот, ефикасно ублажувајќи го проблемот со пренос на трошоците. Во исто време, политиката на компензација за единици за брзо стартување-стоп на пазарот на помошни услуги дополнително ја подобри структурата на приходите на проектите за електрична енергија на гас. Цената на компензација за максимална регулација во некои региони достигна 0,8 јуани/kWh, што е значително повисоко од приходите од конвенционално производство на електрична енергија.

(III) Развој на пазарот на јаглерод и предности со ниски јаглеродни емисии

Со континуираното подобрување на националниот пазар за тргување со права за емисии на јаглерод, трошоците за јаглерод постепено се интернализираа, станувајќи важен фактор што влијае на релативната економија на единиците за производство на природен гас. Интензитетот на единечна емисија на јаглерод диоксид на единиците за производство на природен гас е околу 50% од оној на електричната енергија на јаглен (околу 380 грама CO₂/kWh наспроти околу 820 грама CO₂/kWh за електрична енергија на јаглен). Во контекст на зголемувањето на цените на јаглеродот, неговите предности со ниско ниво на јаглерод продолжуваат да бидат истакнати. Моменталната домашна цена на јаглеродот е околу 50 јуани/тон CO₂, а се очекува да се зголеми на 150-200 јуани/тон до 2030 година. Земајќи како пример една единица од 600.000 киловати со годишна емисија од околу 3 милиони тони CO₂, енергијата на јаглен ќе треба да сноси дополнителни 450-600 милиони јуани трошоци за јаглерод годишно во тој период, додека енергијата на гас е само 40% од онаа на енергијата на јаглен, а разликата во трошоците помеѓу енергијата на гас и енергијата на јаглен ќе биде дополнително намалена. Покрај тоа, проектите за енергија на гас можат да остварат дополнителни приходи со продажба на вишок квоти за јаглерод во иднина, што се очекува да ја намали нивелираната цена на електричната енергија во текот на целиот животен циклус за 3%-5%.

(IV) Часови на користење на единицата

Часовите за користење на единицата директно влијаат на ефектот на амортизација на фиксните трошоци. Колку се поголеми часовите за користење, толку е помал трошокот за производство на електрична енергија на единицата. Часовите за користење на единиците за производство на природен гас се тесно поврзани со сценаријата на примена: централизираните електрани, како извори на енергија со врвна регулација, генерално имаат часови за користење од 2500-3500 часа; дистрибуираните електрани, кои се блиску до побарувачката на терминално оптоварување на индустриските паркови и центрите за податоци, можат да достигнат часови за користење од 3500-4500 часа, а трошокот за производство на електрична енергија на единицата може да се намали за 0,03-0,05 јуани/kWh. Ако часовите за користење се помалку од 2000 часа, фиксните трошоци не можат ефикасно да се амортизираат, што ќе доведе до значително зголемување на вкупните трошоци за производство на електрична енергија, па дури и до загуби.

III. Тековна состојба на трошоците во индустријата

Во комбинација со моменталните индустриски податоци, според сценариото за референтна цена на природниот гас од 2,8 јуани/кубен метар, часови на искористување од 3000 часа и цена на јаглерод од 50 јуани/тон CO₂, нивелираната цена на електричната енергија за целиот животен циклус на типични проекти со комбиниран циклус на гасни турбини (CCGT) е околу 0,52-0,60 јуани/kWh, малку повисока од онаа на енергијата на јаглен (околу 0,45-0,50 јуани/kWh), но значително пониска од севкупната цена на обновливата енергија со складирање на енергија (околу 0,65-0,80 јуани/kWh).

Од перспектива на регионалните разлики, со корист од стабилно снабдување со извори на гас, подобрена поддршка на политиките и прифаќање на високи цени на јаглерод, нивелираната цена на електрична енергија во текот на целиот животен циклус на електраните на гас во регионите на центрите за оптоварување, како што се делтата на реката Јангце и делтата на реката Перл, може да се контролира на 0,45-0,52 јуани/kWh, што има економска основа за конкуренција со енергијата на јаглен; меѓу нив, како пилот-проект за трговија со јаглерод, просечната цена на јаглерод во Гуангдонг во 2024 година достигна 95 јуани/тон, во комбинација со механизмот за компензација на капацитетот, предноста во трошоците е поочигледна. Во северозападниот регион, ограничен со гаранција за извори на гас и трошоци за пренос и дистрибуција, единечната цена за производство на електрична енергија е генерално повисока од 0,60 јуани/kWh, а економијата на проектот е слаба.

Од перспектива на индустријата како целина, трошоците за производство на електрична енергија од единиците за производство на природен гас покажуваат тренд на оптимизација на „ниски на краток рок и подобрување на долг рок“: на краток рок, поради високите цени на гасот и ниските часови на искористување во некои региони, просторот за профит е ограничен; на среден и долг рок, со диверзификација на изворите на гас, локализација на опремата, зголемување на цените на јаглеродот и подобрување на механизмите на политиката, трошоците постепено ќе се намалуваат. Се очекува дека до 2030 година, внатрешната стапка на поврат (IRR) на ефикасните проекти за електрична енергија на гас со можности за управување со јаглеродни средства ќе биде стабилно во опсег од 6%-8%.

IV. Основни насоки за оптимизација на трошоците

Во комбинација со составот на трошоците и факторите на влијание, оптимизацијата на трошоците за производство на енергија на единиците за производство на природен гас треба да се фокусира на четирите јадра: „контрола на горивото, намалување на инвестициите, оптимизирање на работењето и одржувањето и уживање во политиките“ и да се реализира континуирано намалување на сеопфатните трошоци преку технолошки иновации, интеграција на ресурсите и поврзување на политиките.

Прво, стабилизирање на снабдувањето со гас и контрола на трошоците за гориво. Зајакнување на соработката со главните домашни добавувачи на природен гас, потпишување долгорочни договори за снабдување со гас за фиксирање на цените на изворите на гас; промовирање на диверзифициран распоред на изворите на гас, потпирање на зголемување на домашното производство на шкрилест гас и подобрување на долгорочните договори за увоз на течен природен гас (LNG) за да се намали зависноста од меѓународните спот цени на гасот; во исто време, оптимизирање на системот за согорување на единиците, подобрување на ефикасноста на производството на енергија и намалување на потрошувачката на гориво по единица производство на енергија.

Второ, промовирање на локализацијата на опремата и намалување на инвестициите во градежништвото. Континуирано зголемување на инвестициите во истражување и развој на основната технологија, пробивање на тесното грло на локализацијата на клучните компоненти на тешките гасни турбини и дополнително намалување на трошоците за набавка на опрема; оптимизирање на процесите на дизајнирање и инсталација на проектот, скратување на циклусот на изградба и амортизација на трошоците за финансирање и инвестициите во градежништвото; разумно избирање на капацитетот на единицата според сценаријата на апликацијата за да се постигне рамнотежа помеѓу инвестициите и ефикасноста.

Трето, надградба на моделот за работа и одржување и намалување на трошоците за работа и одржување. Изградба на интелигентна платформа за дијагностицирање, потпирање на големи податоци и 5G технологија за да се реализира точно рано предупредување за здравствената состојба на опремата и промовирање на трансформацијата на моделот за работа и одржување од „пасивно одржување“ во „активно рано предупредување“; промовирање на локализацијата на технологијата за работа и одржување, формирање професионален тим за работа и одржување, подобрување на независниот капацитет за одржување на основните компоненти и намалување на трошоците за одржување и замена на делови; избор на високо-перформансни единици за намалување на веројатноста за исклучување од дефекти и потрошувачка на потрошен материјал.

Четврто, прецизно поврзување со политиките и искористување на дополнителни приходи. Активно реагирање на политиките како што се дводелната цена на електричната енергија и компензацијата за регулирање на врвните емисии, и стремеж кон поддршка за пренос на трошоците и компензација на приходите; проактивно планирање на системот за управување со јаглеродни средства, целосно искористување на механизмот на пазарот на јаглерод за остварување дополнителни приходи преку продажба на вишок јаглеродни квоти и учество во јаглеродни финансиски инструменти, и дополнително оптимизирање на структурата на трошоците; промовирање на мултиенергетски комплементарен распоред „гас-фотоволтаичен-водород“, подобрување на часовите за користење на единиците и амортизација на фиксните трошоци.

V. Заклучок

Трошоците за производство на електрична енергија од единиците за производство на природен гас се центрирани на трошоците за гориво, поддржани од инвестициите во изградба и трошоците за работење и одржување, и се заеднички под влијание на повеќе фактори како што се цената на гасот, политиката, пазарот на јаглерод и регионалниот распоред. Нејзината економија зависи не само од сопственото техничко ниво и управувачкиот капацитет, туку и од длабинското поврзување на моделот на пазарот на енергија и ориентацијата на политиката. Во моментов, иако трошоците за производство на електрична енергија од единиците за производство на природен гас се малку повисоки од оние на енергијата на јаглен, со напредокот на целта за „двојно јаглеродно“, зголемувањето на цените на јаглеродот и пробивот на локализацијата на опремата, нејзините предности со ниски јаглеродни емисии и економски предности постепено ќе бидат истакнати.

Во иднина, со континуирано подобрување на системот за производство, снабдување, складирање и маркетинг на природен гас и продлабочување на реформата на пазарот на електрична енергија и пазарот на јаглерод, трошоците за производство на електрична енергија на единиците за производство на природен гас постепено ќе се оптимизираат, станувајќи важна поддршка за поврзување на високопропорционалните обновливи извори на енергија и енергетската безбедност. За индустриските претпријатија, потребно е точно да се разберат факторите што влијаат на трошоците, да се фокусираат на основните насоки за оптимизација и континуирано да се намалуваат сеопфатните трошоци за производство на електрична енергија преку технолошки иновации, интеграција на ресурсите и поврзување на политиките, подобрување на пазарната конкурентност на единиците за производство на природен гас и помош во изградбата на новиот електроенергетски систем и трансформацијата на енергетската структура.