Celovita analiza stroškov proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina

I. Osnovna sestava stroškov proizvodnje električne energije

Stroški proizvodnje električne energije iz plinskih proizvodnih enot kot osrednji računovodski kazalnik upoštevajo stroške električne energije v celotnem življenjskem ciklu (LCOE), ki zajemajo tri ključne sektorje: stroške goriva, stroške gradbenih naložb ter stroške obratovanja in vzdrževanja. Razmerje teh treh sektorjev kaže očitno diferencialno porazdelitev, med katerimi prevladujejo stroški goriva, ki neposredno določajo skupno raven stroškov.

(I) Stroški goriva: osrednji delež stroškov, najpomembnejši vpliv nihanj

Stroški goriva predstavljajo največji delež stroškov proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina. Podatki industrijskih izračunov kažejo, da njihov delež običajno doseže 60–80 %, v nekaterih ekstremnih tržnih okoljih pa lahko preseže 80 %, zaradi česar so najpomembnejša spremenljivka, ki vpliva na nihanje stroškov proizvodnje električne energije. Obračunavanje stroškov goriva je v glavnem odvisno od cene zemeljskega plina (vključno z nakupno ceno ter pristojbino za prenos in distribucijo) in učinkovitosti proizvodnje električne energije na enoto. Osnovna formula za izračun je: Stroški goriva (juani/kWh) = Cena enote zemeljskega plina (juani/kubični meter) ÷ Učinkovitost proizvodnje električne energije na enoto (kWh/kubični meter).

V kombinaciji s trenutno ravnjo v glavni industriji znaša povprečna domača cena zemeljskega plina za elektrarno približno 2,8 juana/kubični meter. Izkoristek proizvodnje električne energije tipičnih enot s kombinirano plinsko turbino (CCGT) je približno 5,5–6,0 kWh/kubični meter, kar ustreza stroškom goriva za proizvodnjo električne energije na enoto približno 0,47–0,51 juana; če se uporabijo porazdeljene enote z motorji z notranjim zgorevanjem, je izkoristek proizvodnje električne energije približno 3,8–4,2 kWh/kubični meter, stroški goriva za proizvodnjo električne energije na enoto pa se povečajo na 0,67–0,74 juana. Omeniti velja, da je približno 40 % domačega zemeljskega plina odvisnega od uvoza. Nihanja mednarodnih promptni cen utekočinjenega zemeljskega plina in spremembe v proizvodnji, dobavi, skladiščenju in trženju domačih virov plina se bodo neposredno prenesle na stroške goriva. Na primer, med strmim porastom promptni cen JKM v azijskih elektrarnah leta 2022 so stroški goriva za proizvodnjo električne energije na enoto domačih plinskih elektrarn nekoč presegli 0,6 juana, kar je daleč preseglo območje preloma.

(II) Stroški gradbenih naložb: stabilen delež fiksnih naložb, upad zaradi lokalizacije

Stroški gradbenih naložb so enkratna fiksna naložba, ki vključuje predvsem nakup opreme, gradbeništvo, montažo in zagon, pridobitev zemljišč in stroške financiranja. Njihov delež v stroških proizvodnje električne energije v celotnem življenjskem ciklu je približno 15–25 %, glavna vplivna dejavnika pa sta tehnična raven opreme in stopnja lokalizacije.

Z vidika nakupa opreme je bila osnovna tehnologija težkih plinskih turbin že dolgo monopolizirana s strani mednarodnih velikanov, cene uvožene opreme in ključnih komponent pa ostajajo visoke. Statični investicijski stroški enote kilovata za en sam projekt proizvodnje električne energije s kombiniranim ciklom z zmogljivostjo milijona kilovatov znašajo približno 4500–5500 juanov, med katerimi plinska turbina in podporni kotel na odpadno toploto predstavljata približno 45 % celotne naložbe v opremo. V zadnjih letih so domača podjetja pospešila tehnološki preboj. Podjetja, kot sta Weichai Power in Shanghai Electric, so postopoma lokalizirala srednje in lahke enote za proizvodnjo zemeljskega plina in njihove ključne komponente, s čimer so zmanjšala nakupne stroške podobne opreme za 15–20 % v primerjavi z uvoženimi izdelki, s čimer so dejansko znižali skupne investicijske stroške gradnje. Poleg tega na stroške gradnje vplivata tudi zmogljivost enote in scenariji namestitve. Razpršene majhne enote imajo kratke cikle namestitve (le 2–3 mesece), nizke investicije v gradbeništvo in nižje investicijske stroške enote kilovata kot velike centralizirane elektrarne; Čeprav imajo velike kombinirane ciklične enote visoke začetne naložbe, imajo znatne prednosti pri učinkovitosti proizvodnje energije in lahko amortizirajo naložbene stroške enote z obsežno proizvodnjo energije.

(III) Stroški delovanja in vzdrževanja: Dolgoročne stalne naložbe, veliko prostora za tehnološko optimizacijo

Stroški obratovanja in vzdrževanja so stalna naložba v celotnem življenjskem ciklu, ki vključuje predvsem pregled in vzdrževanje opreme, zamenjavo delov, stroške dela, porabo mazalnega olja, obdelavo okolja itd. Njihov delež v stroških proizvodnje električne energije v celotnem življenjskem ciklu je približno 5–10 %. Z vidika industrijske prakse so osnovni stroški obratovanja in vzdrževanja zamenjava ključnih komponent in vzdrževalne storitve, med katerimi lahko srednji stroški vzdrževanja ene same velike plinske turbine dosežejo 300 milijonov juanov, stroški zamenjave osnovnih komponent pa so relativno visoki.

Enote z različnimi tehničnimi stopnjami se bistveno razlikujejo v stroških obratovanja in vzdrževanja: čeprav imajo visokozmogljive proizvodne enote višjo začetno naložbo, je njihova poraba mazalnega olja le 1/10 porabe mazalnega olja pri navadnih enotah, z daljšimi cikli menjave olja in manjšo verjetnostjo zaustavitve zaradi okvare, kar lahko učinkovito zmanjša stroške dela in izgube zaradi zaustavitve; nasprotno, tehnološko zaostale enote imajo pogoste okvare, ki ne le povečajo stroške zamenjave delov, temveč vplivajo tudi na prihodke od proizvodnje električne energije zaradi zaustavitve, kar posredno povečuje skupne stroške. V zadnjih letih so se z nadgradnjo lokalizirane tehnologije obratovanja in vzdrževanja ter uporabo inteligentnih diagnostičnih sistemov stroški obratovanja in vzdrževanja domačih proizvodnih enot na zemeljski plin postopoma zmanjševali. Izboljšanje stopnje neodvisnega vzdrževanja ključnih komponent je zmanjšalo stroške zamenjave za več kot 20 %, interval vzdrževanja pa se je podaljšal na 32.000 ur, kar je še dodatno zmanjšalo prostor za stroške obratovanja in vzdrževanja.

II. Ključne spremenljivke, ki vplivajo na stroške proizvodnje električne energije

Poleg zgoraj navedenih ključnih komponent na stroške proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina vplivajo tudi številne spremenljivke, kot so mehanizem cen plina, usmeritev politike, razvoj trga ogljika, regionalna razporeditev in ure izkoriščenosti enot, med katerimi je vpliv mehanizma cen plina in razvoja trga ogljika najbolj daljnosežen.

(I) Mehanizem oblikovanja cen plina in jamstvo za vir plina

Stabilnost cen zemeljskega plina in modelov nabave neposredno določata trend stroškov goriva in nato vplivata na skupne stroške proizvodnje električne energije. Trenutno je domača cena zemeljskega plina oblikovala mehanizem povezovanja "referenčna cena + plavajoča cena". Referenčna cena je vezana na mednarodne cene surove nafte in utekočinjenega zemeljskega plina, plavajoča cena pa se prilagaja glede na ponudbo in povpraševanje na trgu. Nihanja cen se neposredno prenašajo na stroške proizvodnje električne energije. Na stroške vpliva tudi zagotovljena zmogljivost vira plina. V regijah z obremenitvenimi centri, kot sta delta reke Jangce in delta Biserne reke, so sprejemne postaje za utekočinjeni zemeljski plin goste, raven medsebojne povezave plinovodnega omrežja je visoka, stroški prenosa in distribucije so nizki, oskrba s plinom je stabilna, stroški goriva pa so relativno obvladljivi; medtem ko so v severozahodni regiji, ki je omejena z distribucijo virov plina ter prenosnimi in distribucijskimi objekti, stroški prenosa in distribucije zemeljskega plina relativno visoki, kar povečuje stroške proizvodnje električne energije v proizvodnih enotah v regiji. Poleg tega lahko podjetja s podpisom dolgoročnih pogodb o dobavi plina določijo cene vira plina in se učinkovito izognejo stroškovnim tveganjem, ki jih povzročajo nihanja mednarodnih cen plina.

(II) Politična usmerjenost in tržni mehanizem

Mehanizmi politike v glavnem vplivajo na celovite stroške in prihodke proizvodnih enot zemeljskega plina prek prenosa stroškov in nadomestila prihodkov. Kitajska je v zadnjih letih postopoma spodbujala reformo dvodelne cene električne energije za proizvodnjo električne energije iz zemeljskega plina, ki je bila prvič uvedena v provincah, kot so Šanghaj, Jiangsu in Guangdong. Pokrivanje fiksnih stroškov je zagotovljeno s ceno zmogljivosti, cena energije pa je vezana na ceno plina za prenos stroškov goriva. Guangdong je med drugim zvišal ceno zmogljivosti s 100 juanov/kW/leto na 264 juanov/kW/leto, kar lahko pokrije 70–80 % fiksnih stroškov projekta, s čimer se učinkovito ublaži problem prenosa stroškov. Hkrati je politika nadomestil za enote s hitrim zagonom in zaustavitvijo na trgu pomožnih storitev še izboljšala strukturo prihodkov projektov plinskih elektrarn. Cena nadomestila za regulacijo najvišjih vrednosti je v nekaterih regijah dosegla 0,8 juana/kWh, kar je bistveno več kot prihodki od konvencionalne proizvodnje električne energije.

(III) Razvoj trga ogljika in prednosti nizkih emisij ogljika

Z nenehnim izboljševanjem nacionalnega trga trgovanja s pravicami do emisij ogljika so se stroški ogljika postopoma internalizirali in postali pomemben dejavnik, ki vpliva na relativno ekonomičnost enot za proizvodnjo zemeljskega plina. Intenzivnost emisij ogljikovega dioksida na enoto enot za proizvodnjo zemeljskega plina znaša približno 50 % emisij termoelektrarn na premog (približno 380 gramov CO₂/kWh v primerjavi s približno 820 grami CO₂/kWh za termoelektrarne na premog). Glede na naraščajoče cene ogljika so njegove prednosti nizkih emisij ogljika še vedno izrazite. Trenutna domača cena ogljika je približno 50 juanov/tono CO₂, pričakuje pa se, da se bo do leta 2030 zvišala na 150–200 juanov/tono. Če za primer vzamemo eno samo enoto z močjo 600.000 kilovatov z letnimi emisijami približno 3 milijone ton CO₂, bo morala termoelektrarna na premog takrat kriti dodatnih 450–600 milijonov juanov stroškov ogljika na leto, medtem ko plinska termoelektrarna predstavlja le 40 % stroškov termoelektrarn na premog, zato se bo razlika v stroških med plinsko termoelektrarno in termoelektrarnami na premog še zmanjšala. Poleg tega lahko projekti plinske termoelektrarne v prihodnosti dosežejo dodatne prihodke s prodajo presežnih ogljičnih kvot, kar naj bi znižalo izravnane stroške električne energije v celotnem življenjskem ciklu za 3–5 %.

(IV) Ure izkoriščenosti enote

Število ur izkoriščenosti enot neposredno vpliva na amortizacijski učinek fiksnih stroškov. Večje kot so ure izkoriščenosti, nižji so stroški proizvodnje električne energije enote. Število ur izkoriščenosti plinskih proizvodnih enot je tesno povezano s scenariji uporabe: centralizirane elektrarne kot viri energije z regulacijo koničnih obremenitev imajo običajno 2500–3500 ur izkoriščenosti; porazdeljene elektrarne, ki so blizu končne obremenitve industrijskih parkov in podatkovnih centrov, lahko dosežejo 3500–4500 ur izkoriščenosti, stroški proizvodnje električne energije enote pa se lahko zmanjšajo za 0,03–0,05 juana/kWh. Če so ure izkoriščenosti krajše od 2000 ur, fiksnih stroškov ni mogoče učinkovito amortizirati, kar bo povzročilo znatno povečanje skupnih stroškov proizvodnje električne energije in celo izgube.

III. Trenutno stanje stroškov v panogi

V kombinaciji s trenutnimi podatki iz industrije, v referenčnem scenariju cene zemeljskega plina 2,8 juana/kubični meter, ur izkoriščanja 3000 ur in cene ogljika 50 juanov/tono CO₂, znašajo stroški električne energije tipičnih projektov s kombiniranimi plinskimi turbinami (CCGT) za celoten življenjski cikel približno 0,52–0,60 juana/kWh, kar je nekoliko več kot pri termoelektrarnah na premog (približno 0,45–0,50 juana/kWh), vendar bistveno manj kot skupni stroški obnovljive energije s shranjevanjem energije (približno 0,65–0,80 juana/kWh).

Z vidika regionalnih razlik, ki koristijo stabilni viri oskrbe s plinom, izboljšana podpora politiki in visoka sprejemljivost cen ogljika, je mogoče stroške električne energije na plin v celotnem življenjskem ciklu v regijah z obremenitvenimi centri, kot sta delta reke Jangce in delta Biserne reke, nadzorovati pri 0,45–0,52 juana/kWh, kar ima ekonomsko podlago za konkurenco premogovnim elektrarnam; med njimi je Guangdong kot pilotni projekt trgovanja z ogljikom leta 2024 dosegel povprečno ceno ogljika 95 juanov/tono, kar skupaj z mehanizmom kompenzacije zmogljivosti daje še bolj očitno stroškovno prednost. V severozahodni regiji, ki jo omejujejo zagotovljeni viri plina ter stroški prenosa in distribucije, so stroški proizvodnje električne energije na enoto na splošno višji od 0,60 juana/kWh, gospodarstvo projekta pa je šibko.

Z vidika celotne industrije kažejo stroški proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina optimizacijski trend »nizki kratkoročno in dolgoročno izboljševalni«: kratkoročno je zaradi visokih cen plina in nizkega števila ur izkoriščenosti v nekaterih regijah prostor za dobiček omejen; srednjeročno in dolgoročno se bodo stroški z diverzifikacijo virov plina, lokalizacijo opreme, dvigom cen ogljika in izboljšanjem političnih mehanizmov postopoma zmanjševali. Pričakuje se, da bo do leta 2030 notranja stopnja donosa (IRR) učinkovitih projektov plinske energije z zmogljivostmi upravljanja ogljičnih sredstev stabilno v razponu od 6 % do 8 %.

IV. Temeljne smernice za optimizacijo stroškov

Optimizacija stroškov proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina se mora v kombinaciji s sestavo stroškov in vplivnimi dejavniki osredotočiti na štiri jedra: "nadzor goriva, zmanjšanje naložb, optimizacijo delovanja in vzdrževanja ter uživanje politik" ter doseči nenehno zmanjševanje celovitih stroškov s tehnološkimi inovacijami, integracijo virov in povezovanjem politik.

Prvič, stabilizacija oskrbe s plinom in nadzor stroškov goriva. Okrepiti sodelovanje z glavnimi domačimi dobavitelji zemeljskega plina, podpisati dolgoročne sporazume o dobavi plina za določitev cen virov plina; spodbujati diverzificirano postavitev virov plina, se zanašati na povečanje domače proizvodnje plina iz skrilavca in izboljšanje dolgoročnih sporazumov o uvozu utekočinjenega zemeljskega plina za zmanjšanje odvisnosti od mednarodnih promptni cen plina; hkrati optimizirati sistem zgorevanja enote, izboljšati učinkovitost proizvodnje energije in zmanjšati porabo goriva na enoto proizvedene energije.

Drugič, spodbujati lokalizacijo opreme in zmanjšati gradbene naložbe. Nenehno povečevati naložbe v raziskave in razvoj ključnih tehnologij, prebiti ozko grlo lokalizacije ključnih komponent težkih plinskih turbin in dodatno zmanjšati stroške nakupa opreme; optimizirati postopke načrtovanja in namestitve projektov, skrajšati gradbeni cikel ter amortizirati stroške financiranja in naložbe v gradbeništvo; razumno izbrati zmogljivost enote glede na scenarije uporabe, da se doseže ravnovesje med naložbo in učinkovitostjo.

Tretjič, nadgradite model delovanja in vzdrževanja ter zmanjšajte stroške delovanja in vzdrževanja. Zgradite inteligentno diagnostično platformo, se zanašajte na velike podatke in tehnologijo 5G za natančno zgodnje opozarjanje na stanje opreme ter spodbujajte preoblikovanje modela delovanja in vzdrževanja iz "pasivnega vzdrževanja" v "aktivno zgodnje opozarjanje"; spodbujajte lokalizacijo tehnologije delovanja in vzdrževanja, vzpostavite profesionalno ekipo za delovanje in vzdrževanje, izboljšajte neodvisno vzdrževalno zmogljivost ključnih komponent in zmanjšajte stroške vzdrževanja in zamenjave delov; izberite visokozmogljive enote za zmanjšanje verjetnosti izklopa zaradi okvare in porabe potrošnega materiala.

Četrtič, natančno se povežite s politikami in izkoristite dodatne prihodke. Aktivno se odzivajte na politike, kot sta dvodelna cena električne energije in kompenzacija za konice, ter si prizadevajte za podporo prenosa stroškov in kompenzacije prihodkov; proaktivno zasnujte sistem upravljanja ogljičnih sredstev, v celoti izkoristite mehanizem trga ogljika za doseganje dodatnih prihodkov s prodajo presežnih ogljičnih kvot in sodelovanjem v ogljičnih finančnih instrumentih ter dodatno optimizirajte strukturo stroškov; spodbujajte večenergijsko komplementarno zasnovo "plin-fotovoltaika-vodik", izboljšajte ure izkoriščenosti enot in amortizirajte fiksne stroške.

V. Zaključek

Stroški proizvodnje električne energije v plinskih enotah so osredotočeni na stroške goriva, ki jih podpirajo gradbene naložbe ter stroški obratovanja in vzdrževanja, nanje pa skupaj vpliva več dejavnikov, kot so cena plina, politika, trg ogljika in regionalna ureditev. Njihovo gospodarstvo ni odvisno le od lastne tehnične ravni in upravljavskih zmogljivosti, temveč tudi od poglobljene povezanosti vzorca energetskega trga in politične usmeritve. Čeprav so trenutno stroški proizvodnje električne energije v plinskih enotah nekoliko višji od stroškov premogovnih elektrarn, bodo z napredovanjem cilja "dvojnega ogljika", dvigom cen ogljika in prebojem lokalizacije opreme postopoma postale vidnejše njihove nizkoogljične prednosti in gospodarske koristi.

V prihodnosti se bodo z nenehnim izboljševanjem sistema proizvodnje, oskrbe, skladiščenja in trženja zemeljskega plina ter poglabljanjem reforme trga z električno energijo in trga z ogljikom stroški proizvodnje električne energije v enotah za proizvodnjo zemeljskega plina postopoma optimizirali in postali pomembna podpora povezovanju visokega deleža obnovljivih virov energije in energetske varnosti. Za industrijska podjetja je nujno natančno razumeti dejavnike, ki vplivajo na stroške, se osredotočiti na ključne smernice optimizacije in nenehno zmanjševati celovite stroške proizvodnje električne energije s tehnološkimi inovacijami, integracijo virov in povezovanjem politik, izboljšati tržno konkurenčnost enot za proizvodnjo zemeljskega plina ter pomagati pri izgradnji novega elektroenergetskega sistema in preoblikovanju energetske strukture.