Свеобухватна анализа трошкова производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса

I. Основна структура трошкова производње електричне енергије

Трошкови производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса узимају цену електричне енергије током целог животног циклуса (LCOE) као основни рачуноводствени индикатор, покривајући три основна сектора: трошкове горива, трошкове изградње и трошкове рада и одржавања. Удео ова три сектора показује очигледну диференцијалну расподелу, међу којима трошкови горива доминирају и директно одређују укупни ниво трошкова.

(I) Трошкови горива: основни део трошкова, најзначајнији утицај флуктуација

Трошкови горива чине највећи део трошкова производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса. Подаци из индустрије показују да њихов удео генерално достиже 60%-80%, а може и прећи 80% у неким екстремним тржишним условима, што их чини најкритичнијом променљивом која утиче на флуктуације трошкова производње електричне енергије. Обрачун трошкова горива углавном зависи од цене природног гаса (укључујући куповну цену и накнаду за пренос и дистрибуцију) и ефикасности производње електричне енергије јединице. Основна формула за обрачун је: Трошкови горива (јуани/kWh) = Јединична цена природног гаса (јуани/кубни метар) ÷ Ефикасност производње електричне енергије јединице (kWh/кубни метар).

У комбинацији са тренутним нивоом главне индустрије, просечна домаћа цена природног гаса за постројење је око 2,8 јуана/кубном метру. Ефикасност производње електричне енергије типичних јединица комбинованих гасних турбина (CCGT) је око 5,5-6,0 kWh/кубном метру, што одговара јединичној цени горива за производњу електричне енергије од око 0,47-0,51 јуана; ако се усвоје дистрибуиране јединице мотора са унутрашњим сагоревањем, ефикасност производње електричне енергије је око 3,8-4,2 kWh/кубном метру, а јединична цена горива за производњу електричне енергије расте на 0,67-0,74 јуана. Вреди напоменути да око 40% домаћег природног гаса зависи од увоза. Флуктуације међународних спот цена течног природног гаса (LNG) и промене у производњи, снабдевању, складиштењу и маркетингу домаћих извора гаса директно ће се пренети на крај цене горива. На пример, током наглог раста азијских спот цена JKM 2022. године, јединична цена горива за производњу електричне енергије домаћих гасних електрана једном је премашила 0,6 јуана, далеко премашујући распон рентабилности.

(II) Трошкови инвестиција у изградњу: Стабилан удео фиксних инвестиција, пад потпомогнут локализацијом

Трошкови изградње су једнократна фиксна инвестиција, која углавном укључује куповину опреме, грађевинске радове, инсталацију и пуштање у рад, стицање земљишта и трошкове финансирања. Њен удео у трошковима производње електричне енергије током целог животног циклуса је око 15%-25%, а главни фактори који утичу су технички ниво опреме и стопа локализације.

Са становишта куповине опреме, основна технологија тешких гасних турбина је дуго била монополизована од стране међународних гиганата, а цене увезене опреме и кључних компоненти остају високе. Статички инвестициони трошак јединичног киловата за један пројекат комбинованог циклуса производње електричне енергије од милион киловата износи око 4500-5500 јуана, међу којима гасна турбина и пратећи котао на отпадну топлоту чине око 45% укупних инвестиција у опрему. Последњих година, домаћа предузећа су убрзала технолошке продоре. Предузећа као што су Weichai Power и Shanghai Electric постепено су остварила локализацију средњих и лаких јединица за производњу природног гаса и основних компоненти, смањујући трошкове куповине сличне опреме за 15%-20% у поређењу са увезеним производима, ефикасно смањујући укупне трошкове инвестиција у изградњу. Поред тога, капацитет јединице и сценарији инсталације такође утичу на трошкове изградње. Дистрибуиране мале јединице имају кратке циклусе инсталације (само 2-3 месеца), ниска улагања у грађевинске радове и ниже трошкове инвестиција у јединични киловат од великих централизованих електрана; Иако велике јединице комбинованог циклуса имају висока почетна улагања, оне имају значајне предности у ефикасности производње електричне енергије и могу амортизовати трошкове улагања у јединицу кроз производњу електричне енергије великих размера.

(III) Трошкови рада и одржавања: Дугорочна континуирана инвестиција, велики простор за технолошку оптимизацију

Трошкови рада и одржавања су континуирана инвестиција током целог животног циклуса, углавном укључујући инспекцију и одржавање опреме, замену делова, трошкове рада, потрошњу уља за подмазивање, третман заштите животне средине итд. Њихов удео у трошковима производње електричне енергије током целог животног циклуса је око 5%-10%. Са становишта индустријске праксе, основни трошкови рада и одржавања су замена кључних компоненти и услуге одржавања, међу којима средњи трошкови одржавања једне велике гасне турбине могу достићи 300 милиона јуана, а трошкови замене основних компоненти су релативно високи.

Јединице различитих техничких нивоа имају значајне разлике у трошковима рада и одржавања: иако високоперформансне производне јединице имају већа почетна улагања, њихова потрошња уља за подмазивање је само 1/10 потрошње обичних јединица, са дужим циклусима замене уља и мањом вероватноћом прекида рада због квара, што може ефикасно смањити трошкове рада и губитке услед прекида; напротив, технолошки заостале јединице имају честе кварове, који не само да повећавају трошкове замене делова, већ утичу и на приходе од производње електричне енергије због прекида рада, индиректно повећавајући свеобухватне трошкове. Последњих година, уз надоградњу локализоване технологије рада и одржавања и примену интелигентних система за дијагностику, трошкови рада и одржавања домаћих производних јединица на природни гас постепено су се смањивали. Побољшање стопе независног одржавања основних компоненти смањило је трошкове замене за више од 20%, а интервал одржавања је продужен на 32.000 сати, што додатно смањује простор за трошкове рада и одржавања.

II. Кључне променљиве које утичу на трошкове производње електричне енергије

Поред горе наведених основних компоненти, на трошкове производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса утичу и вишеструке варијабле као што су механизам цена гаса, оријентација политике, развој тржишта угљеника, регионални распоред и сати коришћења јединица, међу којима је утицај механизма цена гаса и развоја тржишта угљеника најдалекосежнији.

(I) Механизам цена гаса и гаранција извора гаса

Стабилност цена природног гаса и модели набавке директно одређују тренд трошкова горива, а затим утичу на укупне трошкове производње електричне енергије. Тренутно, домаћа цена природног гаса формирала је механизам повезивања „референтна цена + флуктуирајућа цена“. Референтна цена је повезана са међународним ценама сирове нафте и течног природног гаса (ТПГ), а флуктуирајућа цена се прилагођава према понуди и потражњи на тржишту. Флуктуације цена се директно преносе на трошкове производње електричне енергије. Гарантовани капацитет извора гаса такође утиче на трошкове. У регионима са центрима оптерећења, као што су делта реке Јангце и делта Бисерне реке, станице за пријем ТПГ-а су густе, ниво међусобне повезаности цевоводне мреже је висок, трошкови преноса и дистрибуције су ниски, снабдевање извором гаса је стабилно, а трошкови горива су релативно контролисани; док су у северозападном региону, ограниченом дистрибуцијом извора гаса и постројењима за пренос и дистрибуцију, трошкови преноса и дистрибуције природног гаса релативно високи, што повећава трошкове производње електричне енергије производних јединица у региону. Поред тога, предузећа могу да фиксирају цене извора гаса потписивањем дугорочних уговора о снабдевању гасом, ефикасно избегавајући ризике трошкова изазване флуктуацијама међународних цена гаса.

(II) Оријентација политике и тржишни механизам

Механизми политике углавном утичу на свеобухватне трошкове и нивое прихода јединица за производњу природног гаса кроз пренос трошкова и компензацију прихода. Последњих година, Кина је постепено промовисала реформу дводелне цене електричне енергије за производњу енергије из природног гаса, која је првобитно спроведена у провинцијама као што су Шангај, Ђангсу и Гуангдонг. Повраћај фиксних трошкова је загарантован кроз цену капацитета, а цена енергије је повезана са ценом гаса ради трошкова преноса горива. Међу њима, Гуангдонг је повећао цену капацитета са 100 јуана/kW/годишње на 264 јуана/kW/годишње, што може покрити 70%-80% фиксних трошкова пројекта, ефикасно ублажавајући проблем преноса трошкова. Истовремено, политика компензације за јединице са брзим стартовањем и заустављањем на тржишту помоћних услуга додатно је побољшала структуру прихода пројеката електричне енергије на гас. Цена компензације за вршну регулацију у неким регионима достигла је 0,8 јуана/kWh, што је знатно више од прихода од конвенционалне производње електричне енергије.

(III) Развој тржишта угљеника и предности ниског нивоа угљеника

Са континуираним унапређењем националног тржишта трговине правима на емисију угљеника, трошкови угљеника су постепено интернализовани, постајући важан фактор који утиче на релативну економичност јединица за производњу природног гаса. Јединични интензитет емисије угљен-диоксида јединица за производњу природног гаса је око 50% интензитета емисије угљен-диоксида јединица за производњу природног гаса (око 380 грама CO₂/kWh у односу на око 820 грама CO₂/kWh за енергију из угља). У контексту растућих цена угљеника, његове предности у погледу ниске емисије угљеника и даље су истакнуте. Тренутна домаћа цена угљеника је око 50 јуана/тона CO₂, а очекује се да ће порасти на 150-200 јуана/тона до 2030. године. Узимајући за пример једну јединицу од 600.000 киловата са годишњом емисијом од око 3 милиона тона CO₂, термоелектране на угаљ ће морати да сносе додатних 450-600 милиона јуана трошкова угљеника годишње у том тренутку, док је електрична енергија на гас само 40% трошкова термоелектрана на угаљ, а разлика у трошковима између термоелектрана на гас и термоелектрана на угаљ ће се додатно смањити. Поред тога, пројекти термоелектрана на гас могу остварити додатни приход продајом вишка квота угљеника у будућности, што би требало да смањи изравнате трошкове електричне енергије током целог животног циклуса за 3%-5%.

(IV) Сати коришћења јединице

Сати коришћења јединице директно утичу на ефекат амортизације фиксних трошкова. Што су већи сати коришћења, то су нижи трошкови производње електричне енергије јединице. Сати коришћења јединица за производњу природног гаса уско су повезани са сценаријима примене: централизоване електране, као извори вршне регулације енергије, генерално имају сате коришћења од 2500-3500 сати; дистрибуиране електране, које су близу терминалног оптерећења индустријских паркова и центара података, могу достићи сате коришћења од 3500-4500 сати, а трошкови производње електричне енергије јединице могу се смањити за 0,03-0,05 јуана/kWh. Ако су сати коришћења мањи од 2000 сати, фиксни трошкови се не могу ефикасно амортизовати, што ће довести до значајног повећања укупних трошкова производње електричне енергије, па чак и губитака.

III. Тренутни статус трошкова у индустрији

У комбинацији са тренутним подацима из индустрије, према референтном сценарију цене природног гаса од 2,8 јуана/кубном метру, сатима коришћења од 3000 сати и цене угљеника од 50 јуана/тони CO₂, изједначени трошкови електричне енергије за цео животни циклус типичних пројеката комбинованих гасних турбина (CCGT) износе око 0,52-0,60 јуана/kWh, што је нешто више од трошкова термоелектрана на угаљ (око 0,45-0,50 јуана/kWh), али знатно ниже од свеобухватних трошкова обновљиве енергије са складиштењем енергије (око 0,65-0,80 јуана/kWh).

Из перспективе регионалних разлика, захваљујући стабилном снабдевању гасом, побољшаној политичкој подршци и високој прихватљивости цене угљеника, трошкови електричне енергије из гасних електрана током целог животног циклуса у регионима са центрима оптерећења, као што су делта реке Јангце и делта Бисерне реке, могу се контролисати на 0,45-0,52 јуана/kWh, што има економску основу за конкуренцију са електранама на угаљ; међу њима, као пилот пројекат трговине угљеником, просечна цена угљеника у Гуангдонгу је 2024. године достигла 95 јуана/тона, а у комбинацији са механизмом компензације капацитета, предност у трошковима је очигледнија. У северозападном региону, ограниченом гаранцијом извора гаса и трошковима преноса и дистрибуције, јединични трошкови производње електричне енергије су генерално виши од 0,60 јуана/kWh, а економија пројекта је слаба.

Из перспективе индустрије у целини, трошкови производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса показују тренд оптимизације „ниског краткорочног периода и побољшања дугорочног периода“: краткорочно, због високих цена гаса и малог броја сати коришћења у неким регионима, простор за профит је ограничен; средњорочно и дугорочно, са диверзификацијом извора гаса, локализацијом опреме, порастом цена угљеника и побољшањем механизама политике, трошкови ће постепено опадати. Очекује се да ће до 2030. године интерна стопа поврата (IRR) ефикасних пројеката електричне енергије на гас са могућностима управљања угљеничном имовином бити стабилно у распону од 6%-8%.

IV. Основни правци за оптимизацију трошкова

У комбинацији са саставом трошкова и факторима који утичу, оптимизација трошкова производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса мора се фокусирати на четири језгра: „контролу горива, смањење инвестиција, оптимизацију рада и одржавања и уживање у политикама“, и остварити континуирано смањење свеобухватних трошкова кроз технолошке иновације, интеграцију ресурса и повезивање са политикама.

Прво, стабилизовати снабдевање гасом и контролисати трошкове горива. Ојачати сарадњу са главним домаћим добављачима природног гаса, потписати дугорочне уговоре о снабдевању гасом како би се фиксирале цене гаса; промовисати диверзификовани распоред извора гаса, ослањати се на повећање домаће производње шкриљастог гаса и побољшање дугорочних уговора о увозу течног природног гаса (ТПГ) како би се смањила зависност од међународних спот цена гаса; истовремено, оптимизовати систем сагоревања јединице, побољшати ефикасност производње електричне енергије и смањити потрошњу горива по јединици произведене електричне енергије.

Друго, промовисати локализацију опреме и смањити инвестиције у изградњу. Континуирано повећавати инвестиције у истраживање и развој основних технологија, превазићи уско грло локализације кључних компоненти тешких гасних турбина и додатно смањити трошкове куповине опреме; оптимизовати процесе пројектовања и инсталације, скратити циклус изградње и амортизовати трошкове финансирања и инвестиције у грађевинарство; разумно бирати капацитет јединице према сценаријима примене како би се постигла равнотежа између инвестиција и ефикасности.

Треће, надоградити модел рада и одржавања и смањити трошкове рада и одржавања. Изградити интелигентну платформу за дијагностику, ослањати се на велике податке и 5G технологију како би се остварило прецизно рано упозоравање о стању опреме и промовисати трансформацију модела рада и одржавања из „пасивног одржавања“ у „активно рано упозоравање“; промовисати локализацију технологије рада и одржавања, формирати професионални тим за рад и одржавање, побољшати капацитет независног одржавања основних компоненти и смањити трошкове одржавања и замене делова; одабрати високоперформансне јединице како би се смањила вероватноћа квара и искључења и потрошње потрошних материјала.

Четврто, прецизно се повежите са политикама и искористите додатне приходе. Активно реагујте на политике као што су дводелна цена електричне енергије и компензација за вршну регулацију, и тежите подршци за пренос трошкова и компензацију прихода; проактивно планирајте систем управљања угљеничном имовином, у потпуности искористите механизам тржишта угљеника да бисте остварили додатне приходе продајом вишка квота угљеника и учешћем у инструментима за финансирање угљеника, и даље оптимизујте структуру трошкова; промовишите комплементарни распоред вишеструких енергија „гас-фотонапонски систем-водоник“, побољшајте сате коришћења јединица и амортизујте фиксне трошкове.

V. Закључак

Трошкови производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса усредсређени су на трошкове горива, уз подршку инвестиција у изградњу и трошкова рада и одржавања, а заједнички на њих утичу вишеструки фактори као што су цена гаса, политика, тржиште угљеника и регионални распоред. Његова економија зависи не само од сопственог техничког нивоа и управљачких капацитета, већ и од дубинске повезаности обрасца тржишта енергије и политичке оријентације. Тренутно, иако су трошкови производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса нешто виши од трошкова термоелектрана на угаљ, са напретком циља „двоструког угљеника“, порастом цена угљеника и пробојем локализације опреме, њихове предности у ниској емисији угљеника и економске предности ће постепено бити истакнуте.

У будућности, уз континуирано унапређење система производње, снабдевања, складиштења и маркетинга природног гаса и продубљивање реформе тржишта електричне енергије и тржишта угљеника, трошкови производње електричне енергије јединица за производњу природног гаса ће се постепено оптимизовати, постајући важна подршка за повезивање високог удела обновљивих извора енергије и енергетске безбедности. За индустријска предузећа је неопходно прецизно разумети факторе који утичу на трошкове, фокусирати се на основне правце оптимизације и континуирано смањивати свеобухватне трошкове производње електричне енергије кроз технолошке иновације, интеграцију ресурса и повезивање политика, побољшати тржишну конкурентност јединица за производњу природног гаса и помоћи у изградњи новог електроенергетског система и трансформацији енергетске структуре.