Комплексны аналіз выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі газагенеруючымі блокамі

I. Асноўная структура выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі

Кошт вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі ў якасці асноўнага бухгалтарскага паказчыка выкарыстоўвае прыведзены кошт электраэнергіі за поўны жыццёвы цыкл (LCOE), які ахоплівае тры асноўныя сектары: кошт паліва, інвестыцыйныя выдаткі на будаўніцтва і эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне. Суадносіны гэтых трох сектараў дэманструюць відавочнае дыферэнцыяльнае размеркаванне, сярод якіх кошт паліва дамінуе і непасрэдна вызначае агульны ўзровень выдаткаў.

(I) Кошт паліва: асноўная доля выдаткаў, найбольш значны ўплыў ваганняў

Кошт паліва складае найбольшую долю ў сабекошце вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі. Дадзеныя галіновых разлікаў паказваюць, што яго доля звычайна дасягае 60%-80%, а ў некаторых экстрэмальных рынкавых умовах можа перавышаць 80%, што робіць яго найбольш важнай зменнай, якая ўплывае на ваганні выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі. Улік выдаткаў на паліва ў асноўным залежыць ад цаны на прыродны газ (уключаючы цану пакупкі і плату за перадачу і размеркаванне) і эфектыўнасці вытворчасці электраэнергіі адзінкі. Асноўная формула разліку: кошт паліва (юані/кВт·г) = цана за адзінку прыроднага газу (юані/куб. м) ÷ эфектыўнасць вытворчасці электраэнергіі адзінкі (кВт·г/куб. м).

Улічваючы бягучы ўзровень асноўнага рынку, сярэдні кошт прыроднага газу для электрастанцыі на ўнутраным рынку складае каля 2,8 юаня/куб. м. ККД выпрацоўкі энергіі тыповых газатурбінных установак камбінаванага цыклу (ПГУ) складае каля 5,5-6,0 кВт·г/куб. м, што адпавядае кошту паліва для вытворчасці электраэнергіі каля 0,47-0,51 юаня; пры выкарыстанні размеркаваных рухавікоў унутранага згарання ККД выпрацоўкі электраэнергіі складзе каля 3,8-4,2 кВт·г/куб. м, а кошт паліва для вытворчасці электраэнергіі павялічыцца да 0,67-0,74 юаня. Варта адзначыць, што каля 40% айчыннага прыроднага газу залежыць ад імпарту. Ваганні міжнародных спотавых цэн на СПГ і змены ў мадэлях вытворчасці, паставак, захоўвання і збыту айчынных крыніц газу будуць непасрэдна перадавацца на кошт паліва. Напрыклад, падчас рэзкага росту спотавых цэн JKM у Азіі ў 2022 годзе кошт паліва для вытворчасці электраэнергіі айчыннымі газавымі электрастанцыямі аднойчы перавысіў 0,6 юаня, значна перавысіўшы дыяпазон бясстратнасці.

(II) Інвестыцыйныя выдаткі на будаўніцтва: стабільная доля інвестыцый у асноўны капітал, зніжэнне абумоўлена лакалізацыяй

Інвестыцыйныя выдаткі на будаўніцтва — гэта аднаразовыя фіксаваныя інвестыцыі, якія ў асноўным уключаюць набыццё абсталявання, грамадзянскае будаўніцтва, мантаж і ўвод у эксплуатацыю, набыццё зямлі і фінансаванне. Іх доля ў кошце вытворчасці электраэнергіі на працягу ўсяго жыццёвага цыклу складае каля 15%-25%, а асноўнымі фактарамі ўплыву з'яўляюцца тэхнічны ўзровень абсталявання і хуткасць лакалізацыі.

З пункту гледжання закупкі абсталявання, асноўная тэхналогія магутных газавых турбін доўгі час была манапалізавана міжнароднымі гігантамі, а цэны на імпартнае абсталяванне і ключавыя кампаненты застаюцца высокімі. Інвестыцыйны кошт адзінкі кілавата ў адзін праект па вытворчасці электраэнергіі камбінаванага цыклу магутнасцю мільён кілават складае каля 4500-5500 юаняў, з якіх каля 45% ад агульнага аб'ёму інвестыцый у абсталяванне складае газавая турбіна і дапаможны кацёл-адпрацоўшчык. У апошнія гады айчынныя прадпрыемствы паскорылі тэхналагічны прарыў. Такія прадпрыемствы, як Weichai Power і Shanghai Electric, паступова рэалізавалі лакалізацыю сярэдніх і лёгкіх газагенеруючых установак і асноўных кампанентаў, знізіўшы кошт закупкі падобнага абсталявання на 15%-20% у параўнанні з імпартнай прадукцыяй, эфектыўна зніжаючы агульныя інвестыцыйныя выдаткі на будаўніцтва. Акрамя таго, магутнасць адзінак і сцэнары ўстаноўкі таксама ўплываюць на кошт будаўніцтва. Размеркаваныя невялікія ўстаноўкі маюць кароткія цыклы ўстаноўкі (усяго 2-3 месяцы), нізкія інвестыцыі ў грамадзянскае будаўніцтва і ніжэйшыя інвестыцыйныя выдаткі на адзінку кілавата, чым буйныя цэнтралізаваныя электрастанцыі; Нягледзячы на ​​высокія першапачатковыя інвестыцыі ў буйныя камбінаваныя ўстаноўкі, яны маюць значныя перавагі ў эфектыўнасці вытворчасці электраэнергіі і могуць амартызаваць інвестыцыйныя выдаткі на адзінку за кошт маштабнай вытворчасці электраэнергіі.

(III) Выдаткі на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне: доўгатэрміновыя пастаянныя інвестыцыі, вялікія магчымасці для тэхналагічнай аптымізацыі

Выдаткі на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне — гэта пастаянныя інвестыцыі на працягу ўсяго жыццёвага цыклу, якія ў асноўным уключаюць праверку і тэхнічнае абслугоўванне абсталявання, замену дэталяў, выдаткі на працу, спажыванне змазачных алеяў, апрацоўку навакольнага асяроддзя і г.д. Іх доля ў кошце вытворчасці электраэнергіі на працягу ўсяго жыццёвага цыклу складае каля 5%-10%. З пункту гледжання галіновай практыкі, асноўнымі выдаткамі на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне з'яўляюцца замена ключавых кампанентаў і паслугі па тэхнічным абслугоўванні, сярод якіх сярэднія выдаткі на тэхнічнае абслугоўванне адной вялікай газавай турбіны могуць дасягаць 300 мільёнаў юаняў, а кошт замены асноўных кампанентаў адносна высокі.

Блокі рознага тэхнічнага ўзроўню маюць значныя адрозненні ў выдатках на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне: хоць высокапрадукцыйныя генератарныя блокі маюць больш высокія першапачатковыя інвестыцыі, іх спажыванне змазачнага алею складае толькі 1/10 ад спажывецкага ў звычайных блокаў, з больш працяглымі цыкламі замены алею і меншай верагоднасцю адключэння з-за няспраўнасці, што можа эфектыўна знізіць выдаткі на працу і страты ад адключэння; наадварот, тэхналагічна адсталыя блокі маюць частыя паломкі, якія не толькі павялічваюць кошт замены дэталяў, але і ўплываюць на даходы ад вытворчасці электраэнергіі з-за адключэння, ускосна павялічваючы агульны кошт. У апошнія гады, дзякуючы мадэрнізацыі лакалізаваных тэхналогій эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання і прымяненню інтэлектуальных сістэм дыягностыкі, выдаткі на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне бытавых генератарных блокаў на прыродным газе паступова зніжаюцца. Паляпшэнне незалежнага ўзроўню тэхнічнага абслугоўвання асноўных кампанентаў знізіла кошт замены больш чым на 20%, а інтэрвал тэхнічнага абслугоўвання быў павялічаны да 32 000 гадзін, што яшчэ больш сціскае прастору для выдаткаў на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне.

II. Ключавыя зменныя, якія ўплываюць на выдаткі на вытворчасць электраэнергіі

Акрамя вышэйзгаданых асноўных кампанентаў, на выдаткі на вытворчасць электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі таксама ўплываюць розныя зменныя, такія як механізм цэнаўтварэння на газ, арыентацыя палітыкі, развіццё рынку вугляроду, рэгіянальнае размяшчэнне і гадзіны выкарыстання блокаў, сярод якіх найбольш значны ўплыў механізму цэнаўтварэння на газ і развіцця рынку вугляроду.

(I) Механізм цэнаўтварэння на газ і гарантыя крыніцы газу

Стабільнасць цэн на прыродны газ і мадэлі закупак непасрэдна вызначаюць тэндэнцыю кошту паліва, а затым уплываюць на агульны кошт вытворчасці электраэнергіі. У цяперашні час унутраная цана на прыродны газ сфарміравалася па прынцыпе «базавая цана + плаваючая цана». Базавая цана звязана з міжнароднымі цэнамі на сырую нафту і СПГ, а плаваючая цана карэктуецца ў залежнасці ад рынкавага попыту і прапановы. Ваганні цэн непасрэдна перадаюцца на бок выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі. Гарантаваная магутнасць крыніц газу таксама ўплывае на выдаткі. У рэгіёнах цэнтраў нагрузкі, такіх як дэльта ракі Янцзы і дэльта ракі Чжуцзян, станцыі прыёму СПГ шчыльныя, узровень узаемасувязі трубаправодных сетак высокі, кошт перадачы і размеркавання нізкі, пастаўкі крыніц газу стабільныя, а кошт паліва адносна кантралюемы; у той час як у паўночна-заходнім рэгіёне, абмежаваным размеркаваннем крыніц газу і аб'ектамі перадачы і размеркавання, кошт перадачы і размеркавання прыроднага газу адносна высокі, што павялічвае кошт вытворчасці электраэнергіі генеруючымі адзінкамі ў рэгіёне. Акрамя таго, прадпрыемствы могуць фіксаваць цэны на крыніцы газу, падпісваючы доўгатэрміновыя пагадненні аб пастаўках газу, эфектыўна пазбягаючы рызык выдаткаў, выкліканых ваганнямі міжнародных цэн на газ.

(II) Арыентацыя палітыкі і рынкавы механізм

Палітычныя механізмы ў асноўным уплываюць на комплексныя выдаткі і ўзровень даходаў газавых генерацыйных установак праз перадачу выдаткаў і кампенсацыю даходаў. У апошнія гады Кітай паступова прасоўвае рэформу двухкампанентнай цаны на электраэнергію для вытворчасці энергіі з прыроднага газу, якая ўпершыню была ўкаранёна ў такіх правінцыях, як Шанхай, Цзянсу і Гуандун. Пакрыццё фіксаваных выдаткаў гарантуецца праз цану магутнасці, а цана на энергію звязана з цаной на газ для выдаткаў на транспарціроўку паліва. Сярод іх, Гуандун павысіў цану на магутнасць са 100 юаняў/кВт/год да 264 юаняў/кВт/год, што можа пакрыць 70%-80% фіксаваных выдаткаў праекта, эфектыўна вырашаючы праблему перадачы выдаткаў. У той жа час, палітыка кампенсацыі для хутказапускных установак на рынку дапаможных паслуг яшчэ больш палепшыла структуру даходаў газавых энергетычных праектаў. Пікавая рэгуляваная кампенсацыйная цана ў некаторых рэгіёнах дасягнула 0,8 юаня/кВт·г, што значна вышэй за даходы ад традыцыйнай вытворчасці электраэнергіі.

(III) Развіццё рынку вугляроду і перавагі нізкавугляроднага рынку

Па меры пастаяннага ўдасканалення нацыянальнага рынку гандлю правамі на выкіды вугляроду, выдаткі на выкіды вугляроду паступова ўлічваюцца, становячыся важным фактарам, які ўплывае на адносную эканоміку газагенеруючых установак. Інтэнсіўнасць выкідаў вуглякіслага газу газагенеруючых установак складае каля 50% ад інтэнсіўнасці выкідаў вугальных электрастанцый (каля 380 грамаў CO₂/кВт·г у параўнанні з каля 820 грамамі CO₂/кВт·г для вугальных электрастанцый). На фоне росту цэн на вуглярод перавагі нізкавугляроднай энергетыкі застаюцца прыкметнымі. Цяперашняя ўнутраная цана на вуглярод складае каля 50 юаняў за тону CO₂, і чакаецца, што да 2030 года яна вырасце да 150-200 юаняў за тону. Калі ў якасці прыкладу ўзяць адзін блок магутнасцю 600 000 кілават з гадавым выкідам каля 3 мільёнаў тон CO₂, то вугальныя электрастанцыі павінны будуць несці дадатковыя 450-600 мільёнаў юаняў выдаткаў на выкіды вугляроду ў год, у той час як газавыя электрастанцыі складаюць толькі 40% ад вугальных, і разрыў у кошце паміж газавымі і вугальнымі электрастанцыямі яшчэ больш скароціцца. Акрамя таго, праекты газавых электрастанцый могуць атрымліваць дадатковы даход за кошт продажу лішніх квот на выкіды вугляроду ў будучыні, што, як чакаецца, знізіць ураўнаважаны кошт электраэнергіі на працягу ўсяго жыццёвага цыклу на 3%-5%.

(IV) Гадзіны выкарыстання блока

Гадзіны выкарыстання адзінак непасрэдна ўплываюць на амартызацыйны эфект пастаянных выдаткаў. Чым больш гадзін выкарыстання, тым ніжэйшы кошт вытворчасці электраэнергіі адзінкай. Гадзіны выкарыстання газавых генерацыйных установак цесна звязаны са сцэнарамі прымянення: цэнтралізаваныя электрастанцыі, як крыніцы пікавай рэгуляцыі энергіі, звычайна маюць гадзіны выкарыстання 2500-3500 гадзін; размеркаваныя электрастанцыі, якія знаходзяцца блізка да канцавой нагрузкі прамысловых паркаў і цэнтраў апрацоўкі дадзеных, могуць дасягаць гадзін выкарыстання 3500-4500 гадзін, і кошт вытворчасці электраэнергіі адзінкі можа быць зніжаны на 0,03-0,05 юаня/кВт·г. Калі гадзіны выкарыстання менш за 2000 гадзін, пастаянныя выдаткі нельга эфектыўна амартызаваць, што прывядзе да значнага павелічэння агульных выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі і нават да страт.

III. Бягучы стан выдаткаў у галіне

У спалучэнні з бягучымі галіновымі дадзенымі, пры эталонным сцэнарыі цаны на прыродны газ 2,8 юаня/куб. м, гадзін выкарыстання 3000 гадзін і цаны на вуглярод 50 юаняў/тона CO₂, прыведзены на ўзроўні кошт электраэнергіі за поўны жыццёвы цыкл тыповых праектаў камбінаваных газавых турбін (ПГУ) складае каля 0,52-0,60 юаня/кВт·г, што крыху вышэй, чым у вугальных электрастанцый (каля 0,45-0,50 юаня/кВт·г), але значна ніжэй, чым агульны кошт аднаўляльных крыніц энергіі з назапашваннем энергіі (каля 0,65-0,80 юаня/кВт·г).

З пункту гледжання рэгіянальных адрозненняў, стабільныя пастаўкі газу, палепшаная палітычная падтрымка і высокая ступень прыняцця цэн на вуглярод дазваляюць кантраляваць поўны жыццёвы цыкл ураўненага кошту электраэнергіі газавых электрастанцый у рэгіёнах цэнтраў нагрузкі, такіх як дэльта ракі Янцзы і дэльта ракі Чжуцзян, на ўзроўні 0,45-0,52 юаня/кВт·г, што мае эканамічную аснову для канкурэнцыі з вугальнымі электрастанцыямі; сярод іх, у якасці пілотнага праекта па гандлі квотамі на вуглярод, сярэдняя цана на вуглярод у Гуандуне ў 2024 годзе дасягнула 95 юаняў/тона, а ў спалучэнні з механізмам кампенсацыі магутнасці перавага ў кошце больш відавочная. У паўночна-заходнім рэгіёне, абмежаваным гарантыяй крыніцы газу і выдаткамі на перадачу і размеркаванне, сабекошт вытворчасці электраэнергіі на адзінку электрастанцыі звычайна вышэйшы за 0,60 юаня/кВт·г, а эканоміка праекта слабая.

З пункту гледжання галіны ў цэлым, сабекошт вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі дэманструе аптымізацыю па прынцыпе «нізкі ў кароткатэрміновай перспектыве і паляпшэнне ў доўгатэрміновай»: у кароткатэрміновай перспектыве з-за высокіх цэн на газ і нізкага аб'ёму выкарыстання ў некаторых рэгіёнах прастора для прыбытку абмежаваная; у сярэднетэрміновай і доўгатэрміновай перспектыве, з дыверсіфікацыяй крыніц газу, лакалізацыяй абсталявання, ростам цэн на вуглярод і ўдасканаленнем палітычных механізмаў, кошт будзе паступова зніжацца. Чакаецца, што да 2030 года ўнутраная норма прыбытковасці (IRR) эфектыўных праектаў газавай электраэнергіі з магчымасцямі кіравання вугляроднымі актывамі будзе стабільна знаходзіцца ў дыяпазоне 6%-8%.

IV. Асноўныя напрамкі аптымізацыі выдаткаў

У спалучэнні са структурай выдаткаў і фактарамі ўплыву, аптымізацыя выдаткаў на вытворчасць электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі павінна быць сканцэнтравана на чатырох асноўных аспектах: «кантроль паліва, скарачэнне інвестыцый, аптымізацыя эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання, а таксама выкананне палітыкі», і рэалізацыя пастаяннага зніжэння комплексных выдаткаў за кошт тэхналагічных інавацый, інтэграцыі рэсурсаў і ўзаемадзеяння з палітыкай.

Па-першае, стабілізаваць пастаўкі газу і кантраляваць выдаткі на паліва. Умацаваць супрацоўніцтва з буйнымі айчыннымі пастаўшчыкамі прыроднага газу, падпісаць доўгатэрміновыя пагадненні аб пастаўках газу для фіксацыі цэн на крыніцы газу; спрыяць дыверсіфікацыі структуры крыніц газу, абапірацца на павелічэнне здабычы сланцавага газу ў краіне і ўдасканаленне доўгатэрміновых пагадненняў аб імпарце звадкаванага прыроднага газу для зніжэння залежнасці ад міжнародных спотавых цэн на газ; адначасова аптымізаваць сістэму згарання блока, павысіць эфектыўнасць вытворчасці электраэнергіі і знізіць спажыванне паліва на адзінку выпрацоўванай электраэнергіі.

Па-другое, садзейнічаць лакалізацыі абсталявання і скараціць інвестыцыі ў будаўніцтва. Пастаянна павялічваць інвестыцыі ў даследаванні і распрацоўкі асноўных тэхналогій, пераадолець праблему лакалізацыі ключавых кампанентаў цяжкіх газавых турбін і яшчэ больш знізіць выдаткі на набыццё абсталявання; аптымізаваць працэсы праектавання і ўстаноўкі, скараціць цыкл будаўніцтва і амартызаваць выдаткі на фінансаванне і інвестыцыі ў грамадзянскае будаўніцтва; разумна выбіраць магутнасць адзінак у адпаведнасці са сцэнарыямі прымянення для дасягнення балансу паміж інвестыцыямі і эфектыўнасцю.

Па-трэцяе, мадэрнізаваць мадэль эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання і скараціць выдаткі на эксплуатацыю і тэхнічнае абслугоўванне. Стварыць інтэлектуальную платформу дыягностыкі, выкарыстоўваць вялікія дадзеныя і тэхналогіі 5G для дакладнага ранняга папярэджання аб стане абсталявання і спрыяць пераходу мадэлі эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання ад «пасіўнага абслугоўвання» да «актыўнага ранняга папярэджання»; спрыяць лакалізацыі тэхналогій эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання, стварыць прафесійную каманду па эксплуатацыі і тэхнічным абслугоўванні, палепшыць магчымасці незалежнага тэхнічнага абслугоўвання асноўных кампанентаў і знізіць выдаткі на тэхнічнае абслугоўванне і замену дэталяў; выбраць высокапрадукцыйныя агрэгаты для зніжэння верагоднасці няспраўнасці, спынення і спажывання расходных матэрыялаў.

Па-чацвёртае, дакладна ўлічваць палітыку і атрымліваць дадатковы даход. Актыўна рэагаваць на такія палітыкі, як двухкампанентная цана на электраэнергію і кампенсацыя пікавага рэгулявання, і імкнуцца да падтрымкі перадачы выдаткаў і кампенсацыі даходаў; праактыўна распрацоўваць сістэму кіравання вугляроднымі актывамі, у поўнай меры выкарыстоўваць механізм вугляроднага рынку для атрымання дадатковага даходу шляхам продажу лішніх квот на выкіды вугляроду і ўдзелу ў вугляродных фінансавых інструментах, а таксама далей аптымізаваць структуру выдаткаў; прасоўваць шматэнергетычную дапаўняльную схему "газ-фотаэлектрыка-вадарод", паляпшаць гадзіны выкарыстання адзінак і амартызаваць пастаянныя выдаткі.

V. Заключэнне

Кошт вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі залежыць ад кошту паліва, інвестыцый у будаўніцтва, эксплуатацыі і тэхнічнага абслугоўвання, а таксама ад шматлікіх фактараў, такіх як цана на газ, палітыка, рынак вугляроду і рэгіянальнае размяшчэнне. Эканоміка залежыць не толькі ад уласнага тэхнічнага ўзроўню і кіраўнічых здольнасцей, але і ад глыбокай увязкі структуры энергетычнага рынку і палітычнай арыентацыі. У цяперашні час, хоць кошт вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі крыху вышэйшы, чым у вугальных, з развіццём мэты "падвойнага вугляроду", ростам цэн на вуглярод і прарывам у лакалізацыі абсталявання, яго нізкавугляродныя перавагі і эканамічныя перавагі паступова будуць станавіцца ўсё больш прыкметнымі.

У будучыні, з пастаянным удасканаленнем сістэмы вытворчасці, паставак, захоўвання і збыту прыроднага газу, а таксама паглыбленнем рэформы рынку электраэнергіі і рынку вугляроду, кошт вытворчасці электраэнергіі газавымі генератарнымі блокамі будзе паступова аптымізаваны, што стане важнай падтрымкай для аб'яднання высокай долі аднаўляльных крыніц энергіі і энергетычнай бяспекі. Прамысловым прадпрыемствам неабходна дакладна разумець фактары, якія ўплываюць на выдаткі, засяродзіцца на асноўных напрамках аптымізацыі і пастаянна зніжаць агульны кошт вытворчасці электраэнергіі за кошт тэхналагічных інавацый, інтэграцыі рэсурсаў і палітычнага ўзаемадзеяння, павышаць канкурэнтаздольнасць газавых генератарных блокаў на рынку, а таксама спрыяць будаўніцтву новай энергасістэмы і трансфармацыі энергетычнай структуры.