Цялостен анализ на разходите за производство на електроенергия от генератори за природен газ

I. Основна структура на разходите за производство на електроенергия

Цената на производството на електроенергия от газови генератори е базирана на изравнената цена на електроенергията за целия жизнен цикъл (LCOE) като основен счетоводен показател, обхващащ три основни сектора: цена на горивото, инвестиционни разходи за строителство и разходи за експлоатация и поддръжка. Съотношението на трите сектора показва очевидно различно разпределение, сред което цената на горивото доминира и пряко определя общото ниво на разходите.

(I) Разходи за гориво: Основен дял на разходите, най-съществено влияние от колебанията

Цената на горивото е най-големият дял от разходите за производство на електроенергия от генератори за природен газ. Данните от изчисленията в индустрията показват, че нейният дял обикновено достига 60%-80% и може да надхвърли 80% в някои екстремни пазарни условия, което я прави най-важната променлива, влияеща върху колебанията в разходите за производство на електроенергия. Отчитането на цената на горивото зависи главно от цената на природния газ (включително покупната цена и таксата за пренос и разпределение) и ефективността на производството на електроенергия на единица. Основната формула за изчисление е: Цена на горивото (юани/kWh) = Единична цена на природен газ (юани/кубичен метър) ÷ Ефективност на производството на електроенергия на единица (kWh/кубичен метър).

В съчетание с настоящото ниво на основната индустрия, средната цена на природния газ на вътрешния пазар за централата е около 2,8 юана/кубичен метър. Ефективността на производството на електроенергия на типичните газови турбинни агрегати с комбиниран цикъл (CCGT) е около 5,5-6,0 kWh/кубичен метър, което съответства на цената на горивото за производство на електроенергия от около 0,47-0,51 юана; ако се използват разпределени двигатели с вътрешно горене, ефективността на производството на електроенергия е около 3,8-4,2 kWh/кубичен метър, а цената на горивото за производство на електроенергия се повишава до 0,67-0,74 юана. Заслужава да се отбележи, че около 40% от вътрешния природен газ зависи от вноса. Колебанията в международните спот цени на втечнения природен газ (LNG) и промените в производството, доставката, съхранението и модела на търговия на вътрешния източник на газ ще се отразят директно върху цената на горивото. Например, по време на рязкото покачване на спот цените на JKM в Азия през 2022 г., цената на горивото за производство на електроенергия на местните газови електроцентрали веднъж надхвърли 0,6 юана, което значително надхвърля диапазона на рентабилност.

(II) Разходи за строителни инвестиции: Стабилен дял на инвестициите в фиксирани активи, спад, подпомогнат от локализацията

Разходите за строителни инвестиции са еднократна фиксирана инвестиция, която включва главно закупуване на оборудване, гражданско строителство, монтаж и въвеждане в експлоатация, придобиване на земя и разходи за финансиране. Делът им в разходите за производство на електроенергия през целия жизнен цикъл е около 15%-25%, а основните влияещи фактори са техническото ниво на оборудването и степента на локализация.

От гледна точка на закупуването на оборудване, основната технология на тежкотоварните газови турбини отдавна е монополизирана от международни гиганти, а цените на вносното оборудване и ключовите компоненти остават високи. Статичните инвестиционни разходи за единица киловат на един проект за комбинирано производство на електроенергия с мощност от милион киловата са около 4500-5500 юана, като сред тях газовата турбина и поддържащият котел за отпадъчна топлина представляват около 45% от общата инвестиция в оборудване. През последните години местните предприятия ускориха технологичните пробиви. Предприятия като Weichai Power и Shanghai Electric постепенно осъществиха локализацията на средни и леки агрегати за производство на природен газ и основните им компоненти, намалявайки покупната цена на подобно оборудване с 15%-20% в сравнение с вносните продукти, като по този начин ефективно намалиха общите инвестиционни разходи за строителство. Освен това, капацитетът на агрегата и сценариите за монтаж също влияят върху строителните разходи. Разпределените малки агрегати имат кратки инсталационни цикли (само 2-3 месеца), ниски инвестиции в строително инженерство и по-ниски инвестиционни разходи за единица киловат в сравнение с големите централизирани електроцентрали; Въпреки че големите комбинирани циклични агрегати имат висока първоначална инвестиция, те имат значителни предимства по отношение на ефективността на производството на електроенергия и могат да амортизират инвестиционните разходи за агрегати чрез мащабно производство на електроенергия.

(III) Разходи за експлоатация и поддръжка: Дългосрочни непрекъснати инвестиции, големи възможности за технологична оптимизация

Разходите за експлоатация и поддръжка са непрекъсната инвестиция през целия жизнен цикъл, която включва главно инспекция и поддръжка на оборудването, подмяна на части, разходи за труд, разход на смазочни масла, обработка за опазване на околната среда и др. Делът им в разходите за производство на електроенергия през целия жизнен цикъл е около 5%-10%. От гледна точка на индустриалната практика, основните разходи за експлоатация и поддръжка са подмяната на ключови компоненти и услуги по поддръжка, сред които средните разходи за поддръжка на една голяма газова турбина могат да достигнат 300 милиона юана, а разходите за подмяна на основните компоненти са сравнително високи.

Блоковете с различно техническо ниво имат значителни разлики в разходите за експлоатация и поддръжка: въпреки че високопроизводителните генераторни блокове имат по-висока първоначална инвестиция, разходът им на смазочно масло е само 1/10 от този на обикновените блокове, с по-дълги цикли на смяна на маслото и по-малка вероятност от повреда и спиране, което може ефективно да намали разходите за труд и загубите от спиране; напротив, технологично изостаналите блокове имат чести повреди, които не само увеличават разходите за подмяна на части, но и влияят върху приходите от производство на електроенергия поради спиране, като косвено увеличават общите разходи. През последните години, с модернизирането на локализираните технологии за експлоатация и поддръжка и прилагането на интелигентни диагностични системи, разходите за експлоатация и поддръжка на битовите генераторни блокове за природен газ постепенно намаляха. Подобряването на независимата степен на поддръжка на основните компоненти намали разходите за подмяна с повече от 20%, а интервалът на поддръжка е удължен до 32 000 часа, което допълнително свива пространството за разходи за експлоатация и поддръжка.

II. Ключови променливи, влияещи върху разходите за производство на електроенергия

В допълнение към гореспоменатите основни компоненти, разходите за производство на електроенергия от генератори за природен газ се влияят и от множество променливи, като например механизъм на цените на газа, ориентация на политиката, развитие на пазара на въглеродни емисии, регионално разположение и часове на използване на блоковете, сред които най-голямо е въздействието на механизма на цените на газа и развитието на пазара на въглеродни емисии.

(I) Механизъм за ценообразуване на газа и гаранция за източника на газ

Стабилността на цените на природния газ и моделите на снабдяване директно определят тенденцията на разходите за гориво и след това влияят върху общите разходи за производство на електроенергия. В момента цената на природния газ на вътрешния пазар е формирала механизъм на свързване „референтна цена + плаваща цена“. Референтната цена е обвързана с международните цени на суровия петрол и втечнения природен газ (LNG), а плаващата цена се коригира според търсенето и предлагането на пазара. Колебанията в цените се предават директно върху разходите за производство на електроенергия. Гарантираният капацитет на източника на газ също влияе върху разходите. В региони с центрове за натоварване, като делтата на река Яндзъ и делтата на Перлената река, станциите за получаване на LNG са гъсти, нивото на взаимосвързаност на тръбопроводните мрежи е високо, разходите за пренос и разпределение са ниски, доставките на газ са стабилни, а разходите за гориво са относително контролируеми; докато в северозападния регион, ограничен от разпределението на източниците на газ и съоръженията за пренос и разпределение, разходите за пренос и разпределение на природен газ са относително високи, което повишава разходите за производство на електроенергия от генераторните блокове в региона. Освен това предприятията могат да фиксират цените на източниците на газ, като подписват дългосрочни споразумения за доставка на газ, като ефективно избягват рисковете, свързани с разходите, причинени от колебанията в международните цени на газа.

(II) Политическа ориентация и пазарен механизъм

Политическите механизми влияят главно върху общите нива на разходите и приходите на газовите генератори чрез пренос на разходите и компенсация на приходите. През последните години Китай постепенно насърчи реформата на двукомпонентната цена на електроенергията за производство на електроенергия от природен газ, която беше въведена за първи път в провинции като Шанхай, Дзянсу и Гуандун. Възстановяването на фиксираните разходи е гарантирано чрез цената на капацитета, а цената на енергията е обвързана с цената на газа за пренос на разходи за гориво. Сред тях, Гуандун повиши цената на капацитета от 100 юана/kW/година на 264 юана/kW/година, което може да покрие 70%-80% от фиксираните разходи по проекта, като ефективно облекчи проблема с преноса на разходите. В същото време, политиката за компенсация за бързо стартиране и спиране на енергийните агрегати на пазара на спомагателни услуги допълнително подобри структурата на приходите на газовите енергийни проекти. Цената за компенсация за регулиране на пиковите нива в някои региони достигна 0,8 юана/kWh, което е значително по-високо от приходите от конвенционално производство на електроенергия.

(III) Развитие на пазара на въглеродни емисии и предимства на нисковъглеродните емисии

С непрекъснатото усъвършенстване на националния пазар за търговия с права за емисии на въглерод, разходите за въглерод постепенно се интернализират, превръщайки се във важен фактор, влияещ върху относителната икономичност на генериращите мощности на природен газ. Интензитетът на емисиите на въглероден диоксид на генериращите мощности на природен газ е около 50% от този на генериращите мощности на въглища (около 380 грама CO₂/kWh спрямо около 820 грама CO₂/kWh за генериращите мощности на въглища). На фона на нарастващите цени на въглеродните емисии, предимствата им за нисковъглеродна енергетика продължават да бъдат забележими. Настоящата цена на въглеродните емисии на вътрешния пазар е около 50 юана/тон CO₂ и се очаква да се повиши до 150-200 юана/тон до 2030 г. Вземайки за пример единична единица с мощност 600 000 киловата с годишни емисии от около 3 милиона тона CO₂, въглищните електроцентрали ще трябва да поемат допълнителни 450-600 милиона юана годишни разходи за въглеродни емисии по това време, докато газовите електроцентрали са само 40% от тези на въглищните електроцентрали, а разликата в разходите между газовите и въглищните електроцентрали ще бъде допълнително намалена. Освен това, проектите за газови електроцентрали могат да реализират допълнителни приходи чрез продажба на излишни въглеродни квоти в бъдеще, което се очаква да намали изравнената цена на електроенергията за целия жизнен цикъл с 3%-5%.

(IV) Часове на използване на устройството

Часовете на използване на блоковете пряко влияят върху амортизационния ефект на фиксираните разходи. Колкото по-високи са часовете на използване, толкова по-ниски са разходите за производство на електроенергия от блока. Часовете на използване на блоковете за производство на природен газ са тясно свързани със сценариите на приложение: централизираните електроцентрали, като източници на енергия с регулиране на пиковите натоварвания, обикновено имат часове на използване от 2500-3500 часа; разпределените електроцентрали, които са близо до крайното натоварване на индустриалните паркове и центровете за данни, могат да достигнат часове на използване от 3500-4500 часа, а разходите за производство на електроенергия от блока могат да бъдат намалени с 0,03-0,05 юана/kWh. Ако часовете на използване са по-малко от 2000 часа, фиксираните разходи не могат да бъдат ефективно амортизирани, което ще доведе до значително увеличение на общите разходи за производство на електроенергия и дори до загуби.

III. Текущо състояние на разходите в индустрията

В комбинация с текущите данни за индустрията, при референтен сценарий от 2,8 юана/кубичен метър цена на природния газ, 3000 часа употреба и 50 юана/тон CO₂ цена на въглеродните емисии, изравнената цена на електроенергията за целия жизнен цикъл на типичните проекти с комбиниран цикъл на газови турбини (CCGT) е около 0,52-0,60 юана/kWh, малко по-висока от тази на въглищните електроцентрали (около 0,45-0,50 юана/kWh), но значително по-ниска от общата цена на възобновяемата енергия със съхранение на енергия (около 0,65-0,80 юана/kWh).

От гледна точка на регионалните различия, възползвайки се от стабилни доставки на газ, подобрена политическа подкрепа и висока степен на приемане на цените на въглеродните емисии, изравнената цена на електроенергията за целия жизнен цикъл на газовите електроцентрали в региони с центрове на натоварване, като делтата на река Яндзъ и делтата на Перлената река, може да се контролира на ниво 0,45-0,52 юана/kWh, което има икономическа основа за конкуренция с въглищните електроцентрали; сред тях, като пилотен проект за търговия с въглеродни емисии, средната цена на въглеродните емисии в Гуандун през 2024 г. достигна 95 юана/тон, а в комбинация с механизма за компенсация на капацитета, предимството в разходите е по-очевидно. В северозападния регион, ограничен от гарантираните източници на газ и разходите за пренос и разпределение, цената на производството на електроенергия за единица продукт обикновено е по-висока от 0,60 юана/kWh, а икономиката на проекта е слаба.

От гледна точка на индустрията като цяло, разходите за производство на електроенергия от газови генератори показват тенденция на оптимизация от типа „ниски в краткосрочен план и подобряване в дългосрочен план“: в краткосрочен план, поради високите цени на газа и ниския брой часове на използване в някои региони, пространството за печалба е ограничено; в средносрочен и дългосрочен план, с диверсификацията на източниците на газ, локализирането на оборудването, покачването на цените на въглеродните емисии и подобряването на политическите механизми, разходите постепенно ще намаляват. Очаква се до 2030 г. вътрешната норма на възвръщаемост (IRR) на ефективни газови енергийни проекти с възможности за управление на въглеродни активи да бъде стабилно в диапазона от 6%-8%.

IV. Основни насоки за оптимизация на разходите

В комбинация със състава на разходите и влияещите фактори, оптимизирането на разходите за производство на електроенергия от генератори за природен газ трябва да се фокусира върху четирите основни елемента: „контрол на горивото, намаляване на инвестициите, оптимизиране на експлоатацията и поддръжката и прилагане на политиките“, и да реализира непрекъснато намаляване на общите разходи чрез технологични иновации, интеграция на ресурси и обвързване с политиките.

Първо, стабилизиране на доставките на газ и контрол на разходите за гориво. Засилване на сътрудничеството с основните местни доставчици на природен газ, подписване на дългосрочни споразумения за доставка на газ за фиксиране на цените на източниците на газ; насърчаване на диверсифицирането на източниците на газ, разчитане на увеличаване на производството на шистов газ в страната и подобряване на дългосрочните споразумения за внос на втечнен природен газ (LNG) за намаляване на зависимостта от международните спот цени на газа; същевременно оптимизиране на системата за горене на агрегатите, подобряване на ефективността на производството на електроенергия и намаляване на разхода на гориво на единица произведена електроенергия.

Второ, насърчаване на локализацията на оборудването и намаляване на строителните инвестиции. Непрекъснато увеличаване на инвестициите в научноизследователска и развойна дейност в областта на основните технологии, преодоляване на проблема с локализацията на ключови компоненти на тежкотоварните газови турбини и допълнително намаляване на разходите за закупуване на оборудване; оптимизиране на процесите на проектиране и монтаж, съкращаване на строителния цикъл и амортизиране на разходите за финансиране и инвестициите в гражданско строителство; разумен избор на капацитет на агрегата според сценариите на приложение, за да се постигне баланс между инвестиции и ефективност.

Трето, надграждане на модела за експлоатация и поддръжка и намаляване на разходите за експлоатация и поддръжка. Изграждане на интелигентна платформа за диагностика, използване на големи данни и 5G технология за реализиране на точно ранно предупреждение за състоянието на оборудването и насърчаване на трансформацията на модела за експлоатация и поддръжка от „пасивна поддръжка“ към „активно ранно предупреждение“; насърчаване на локализирането на технологиите за експлоатация и поддръжка, създаване на професионален екип за експлоатация и поддръжка, подобряване на капацитета за независима поддръжка на основните компоненти и намаляване на разходите за поддръжка и подмяна на части; избор на високопроизводителни устройства за намаляване на вероятността от повреда, спиране и разход на консумативи.

Четвърто, точно свързване с политиките и осигуряване на допълнителни приходи. Активно реагиране на политики като двукомпонентната цена на електроенергията и компенсацията за регулиране на пиковите часове, както и стремеж към подкрепа за прехвърляне на разходите и компенсация на приходите; проактивно структуриране на системата за управление на въглеродните активи, пълноценно използване на механизма на пазара на въглеродни емисии за постигане на допълнителни приходи чрез продажба на излишни въглеродни квоти и участие във финансови инструменти за въглеродни емисии, както и допълнително оптимизиране на структурата на разходите; насърчаване на многоенергийната допълваща се схема „газ-фотоволтаици-водород“, подобряване на часовете на използване на блоковете и амортизиране на фиксираните разходи.

V. Заключение

Цената на производството на електроенергия от газови генератори е съсредоточена върху цената на горивото, подкрепена от инвестициите в строителство и разходите за експлоатация и поддръжка, и е съвместно повлияна от множество фактори като цена на газа, политика, пазар на въглеродни емисии и регионално разположение. Икономиката на производството зависи не само от собственото техническо ниво и управленски капацитет, но и от задълбоченото обвързване на модела на енергийния пазар и политическата ориентация. В момента, въпреки че цената на производството на електроенергия от газови генератори е малко по-висока от тази на въглищните електроцентрали, с напредването на целта за „двоен въглерод“, покачването на цените на въглеродните емисии и пробива в локализацията на оборудването, предимствата и икономическите предимства на нисковъглеродните технологии постепенно ще станат по-важни.

В бъдеще, с непрекъснатото усъвършенстване на системата за производство, доставка, съхранение и търговия с природен газ и задълбочаването на реформата на пазара на електроенергия и пазара на въглеродни емисии, разходите за производство на електроенергия от генератори за природен газ ще бъдат постепенно оптимизирани, превръщайки се във важна подкрепа за свързването на високопроцентна възобновяема енергия и енергийната сигурност. За индустриалните предприятия е необходимо точно да разберат факторите, влияещи върху разходите, да се съсредоточат върху основните насоки за оптимизация и непрекъснато да намаляват общите разходи за производство на електроенергия чрез технологични иновации, интеграция на ресурсите и политическо свързване, да подобрят пазарната конкурентоспособност на генераторите за природен газ и да подпомогнат изграждането на нова енергийна система и трансформацията на енергийната структура.