Ítarleg greining á orkuframleiðslukostnaði jarðgasframleiðslueininga

I. Kjarnasamsetning kostnaðar við orkuframleiðslu

Kostnaður við orkuframleiðslu jarðgasframleiðslueininga notar líftímajafnvægiskostnað raforku (LCOE) sem kjarnabókhaldsvísitölu og nær yfir þrjá kjarnaþætti: eldsneytiskostnað, fjárfestingarkostnað í byggingum og rekstrar- og viðhaldskostnað. Hlutfall þessara þriggja sýnir greinilega mismunandi dreifingu, þar sem eldsneytiskostnaður er ríkjandi og ræður beint heildarkostnaðarstigi.

(I) Eldsneytiskostnaður: Kjarni kostnaðarhlutfalls, mestu áhrif sveiflna

Eldsneytiskostnaður er stærsti hluti orkukostnaðar jarðgasframleiðslueininga. Gögn úr atvinnugreininni sýna að hlutfall þess nær almennt 60%-80% og getur farið yfir 80% í sumum öfgakenndum markaðsumhverfum, sem gerir hann að mikilvægustu breytanum sem hefur áhrif á sveiflur í orkukostnaði. Reikningshald eldsneytiskostnaðar fer aðallega eftir verði jarðgass (þar með talið kaupverði og flutnings- og dreifingargjöldum) og skilvirkni orkuframleiðslueiningarinnar. Helsta reikniformúlan er: Eldsneytiskostnaður (júan/kWh) = Einingarverð jarðgass (júan/rúmmetra) ÷ Skilvirkni orkuframleiðslueiningar (kWh/rúmmetra).

Miðað við núverandi verð í almennum iðnaði er meðalverð á jarðgasi til verksmiðjunnar innanlands um 2,8 júan/rúmmetra. Orkunýtni dæmigerðra gashverfa með samsettri hringrás (CCGT) er um 5,5-6,0 kWh/rúmmetra, sem samsvarar eldsneytiskostnaði upp á um 0,47-0,51 júan á einingu; ef notaðar eru dreifðar brunahreyflaeiningar er orkunýtnin um 3,8-4,2 kWh/rúmmetra og eldsneytiskostnaður á einingu hækkar í 0,67-0,74 júan. Það er vert að taka fram að um 40% af innlendum jarðgasi er háð innflutningi. Sveiflur í alþjóðlegum staðgreiðsluverði á fljótandi jarðgasi (LNG) og breytingar á framleiðslu, framboði, geymslu og markaðssetningu á innlendum gaslindum munu hafa bein áhrif á eldsneytiskostnaðinn. Til dæmis, á meðan staðgreiðsluverð í Asíu hækkaði hratt árið 2022 fór eldsneytiskostnaður innlendra gasorkufyrirtækja á einingu yfir 0,6 júan, sem er langt umfram jafnvægispunktinn.

(II) Kostnaður við fjárfestingar í byggingariðnaði: Stöðugt hlutfall fastafjárfestinga, lækkun studd af staðbundinni þróun

Fjárfestingarkostnaður í byggingariðnaði er einskiptis fastafjárfesting, aðallega í formi kaupa á búnaði, byggingarverkfræði, uppsetningar og gangsetningar, landkaupa og fjármögnunarkostnaðar. Hlutfall hans af heildarkostnaði við orkuframleiðslu er um 15%-25% og helstu áhrifaþættirnir eru tæknilegt stig búnaðar og staðsetningarhlutfall.

Frá sjónarhóli kaup á búnaði hefur kjarnatækni þungavinnu gastúrbína lengi verið í eigu alþjóðlegra risafyrirtækja og verð á innfluttum búnaði og lykilíhlutum er enn hátt. Stöðugur fjárfestingarkostnaður á kílóvatta einingu fyrir eina milljón kílóvatta samsetta raforkuframleiðsluverkefni er um 4500-5500 júan, þar af eru gastúrbínur og stuðningsúrgangshitakatlar um 45% af heildarfjárfestingu í búnaði. Á undanförnum árum hafa innlend fyrirtæki hraðað tækniframförum. Fyrirtæki eins og Weichai Power og Shanghai Electric hafa smám saman áttað sig á því að staðsetja meðalstóra og léttvirka jarðgasframleiðslueiningar og kjarnaíhluti, sem lækkar kaupkostnað á svipuðum búnaði um 15%-20% samanborið við innfluttar vörur, sem lækkar í raun heildarfjárfestingarkostnað í byggingariðnaði. Að auki hafa einingargeta og uppsetningaraðstæður einnig áhrif á byggingarkostnað. Dreifðar litlar einingar hafa stutta uppsetningarferla (aðeins 2-3 mánuði), lága fjárfestingu í byggingarverkfræði og lægri fjárfestingarkostnað á kílóvatta einingu en stórar miðlægar virkjanir; Þó að stórar samsettar hringrásareiningar kosti mikla upphafsfjárfestingu, þá hafa þær verulega kosti í skilvirkni orkuframleiðslu og geta afskrifað fjárfestingarkostnað með stórfelldri orkuframleiðslu.

(III) Rekstrar- og viðhaldskostnaður: Langtíma samfelld fjárfesting, mikið svigrúm fyrir tæknilega hagræðingu

Rekstrar- og viðhaldskostnaður er samfelld fjárfesting yfir allan líftíma búnaðarins, aðallega vegna skoðunar og viðhalds búnaðar, varahlutaskipta, launakostnaðar, notkunar smurolíu, umhverfisverndar og svo framvegis. Hlutfall hans af kostnaði við orkuframleiðslu yfir allan líftíma búnaðarins er um 5%-10%. Frá sjónarhóli iðnaðarvenju er kjarnakostnaður rekstrar- og viðhaldskostnaðar að skipta út lykilhlutum og viðhaldsþjónustu, þar á meðal getur meðalviðhaldskostnaður einnar stórrar gastúrbínu náð 300 milljónum júana, og endurnýjunarkostnaður kjarnaíhluta er tiltölulega hár.

Einingar með mismunandi tæknistig hafa verulegan mun á rekstrar- og viðhaldskostnaði: þó að afkastamiklar rafstöðvar hafi hærri upphafsfjárfestingu er smurolíunotkun þeirra aðeins 1/10 af venjulegum einingum, með lengri olíuskiptiferlum og minni líkum á bilun og lokun, sem getur dregið úr launakostnaði og lokunartapi á áhrifaríkan hátt; þvert á móti eru tæknilega vanþróaðar einingar með tíð bilun, sem ekki aðeins eykur kostnað við að skipta um hluta, heldur hefur einnig áhrif á tekjur af raforkuframleiðslu vegna lokunar, sem óbeint ýtir upp heildarkostnaðinn. Á undanförnum árum, með uppfærslu á staðbundinni rekstrar- og viðhaldstækni og notkun snjallra greiningarkerfa, hefur rekstrar- og viðhaldskostnaður innlendra jarðgasframleiðslueininga smám saman lækkað. Bætt sjálfstæð viðhaldshlutfall kjarnaíhluta hefur lækkað endurnýjunarkostnað um meira en 20% og viðhaldsbilið hefur verið lengt í 32.000 klukkustundir, sem þjappar enn frekar rými fyrir rekstrar- og viðhaldskostnað.

II. Lykilbreytur sem hafa áhrif á kostnað við raforkuframleiðslu

Auk ofangreindra kjarnaþátta eru orkukostnaður jarðgasframleiðslueininga einnig undir áhrifum margra breyta eins og gasverðkerfis, stefnumótunar, þróun kolefnismarkaðar, svæðisbundins skipulags og nýtingartíma eininga, þar á meðal eru áhrif gasverðkerfis og þróunar kolefnismarkaðar víðtækust.

(I) Gasverðkerfi og ábyrgð á gasuppsprettu

Stöðugleiki jarðgasverðs og innkaupalíkana ræður beint þróun eldsneytiskostnaðar og hefur síðan áhrif á heildarkostnað raforkuframleiðslu. Eins og er hefur innlent jarðgasverð myndað tengikerfi „viðmiðunarverðs + fljótandi verðs“. Viðmiðunarverðið er tengt alþjóðlegu verði á hráolíu og fljótandi jarðgasi og fljótandi verðið er leiðrétt í samræmi við framboð og eftirspurn á markaði. Verðsveiflur berast beint til kostnaðarframleiðslunnar. Ábyrgðargeta gasframleiðslunnar hefur einnig áhrif á kostnað. Í svæðum eins og Yangtze-fljótsdelta og Perlufljótsdelta eru móttökustöðvar LNG þéttar, tengingarstig leiðslukerfisins hátt, flutnings- og dreifingarkostnaður lágur, framboð gasframleiðslunnar stöðugt og eldsneytiskostnaðurinn tiltölulega stjórnanlegur; en á norðvestursvæðinu, þar sem dreifing gasframleiðslu og flutnings- og dreifingarmannvirki takmarkast, er flutnings- og dreifingarkostnaður jarðgass tiltölulega hár, sem ýtir undir orkuframleiðslukostnað raforkuframleiðslueininga á svæðinu. Að auki geta fyrirtæki læst gasverði með því að gera langtímasamninga um gasframleiðslu og forðast þannig kostnaðaráhættu sem stafar af sveiflum í alþjóðlegu gasverði.

(II) Stefnumótun og markaðskerfi

Stefnumótunarkerfi hafa aðallega áhrif á heildarkostnað og tekjustig jarðgasframleiðslueininga í gegnum kostnaðarflutning og tekjubætur. Á undanförnum árum hefur Kína smám saman stuðlað að umbótum á tvíþættu rafmagnsverði fyrir jarðgasframleiðslu, sem fyrst hefur verið innleitt í héruðum eins og Shanghai, Jiangsu og Guangdong. Fastur kostnaðarendurheimtur er tryggður með afkastagetuverði og orkuverðið er tengt gasverði til að flytja eldsneytiskostnað. Meðal þeirra hefur Guangdong hækkað afkastagetuverðið úr 100 júan/kW/ári í 264 júan/kW/ári, sem getur staðið undir 70%-80% af föstum kostnaði verkefnisins, sem dregur í raun úr vandamálinu með kostnaðarflutning. Á sama tíma hefur bótastefna fyrir hraðvirkar ræsingar- og stöðvunareiningar á markaði fyrir aukaþjónustu bætt tekjuuppbyggingu gasorkuverkefna enn frekar. Hámarksreglubætur á sumum svæðum hafa náð 0,8 júan/kWh, sem er verulega hærra en tekjur af hefðbundinni raforkuframleiðslu.

(III) Þróun kolefnismarkaðarins og lágkolefnisávinningur

Með sífelldum umbótum á markaði með viðskipti með losunarheimildir fyrir kolefnislosun hefur kolefniskostnaður smám saman verið innleiddur og orðið mikilvægur þáttur sem hefur áhrif á hlutfallslega hagkvæmni jarðgasframleiðslueininga. Losunarstyrkur koltvísýrings á einingu jarðgasframleiðslueininga er um 50% af losun kolaorku (um 380 grömm af CO₂/kWh samanborið við um 820 grömm af CO₂/kWh fyrir kolaorku). Í ljósi hækkandi kolefnisverðs eru lágkolefniskostir þess áfram áberandi. Núverandi kolefnisverð innanlands er um 50 júan/tonn af CO₂ og er gert ráð fyrir að það hækki í 150-200 júan/tonn fyrir árið 2030. Ef við tökum eina 600.000 kílóvatta einingu með árlegri losun upp á um 3 milljónir tonna af CO₂ sem dæmi, þá mun kolaorkuframleiðsla þurfa að bera 450-600 milljónir júana aukalega í kolefniskostnaði á ári á þeim tíma, en gasorkuframleiðsla er aðeins 40% af kolaorkuframleiðslu og kostnaðarmunurinn á gasorkuframleiðslu og kolaorku mun minnka enn frekar. Að auki geta gasorkuverkefni aflað sér aukatekna með því að selja umframkolefniskvóta í framtíðinni, sem er gert ráð fyrir að muni lækka jafnaðar kostnað raforku yfir líftíma hennar um 3%-5%.

(IV) Notkunartímar einingarinnar

Nýtingarstundir á einingu hafa bein áhrif á afskriftaráhrif fastakostnaðar. Því hærri sem nýtingarstundirnar eru, því lægri er kostnaður við orkuframleiðslu á einingu. Nýtingarstundir jarðgasframleiðslueininga eru nátengdar notkunarsviðsmyndunum: miðlægar virkjanir, sem hámarksaflgjafar með reglulegri stjórnun, hafa almennt nýtingarstundir upp á 2500-3500 klukkustundir; dreifðar virkjanir, sem eru nálægt álagsþörf iðnaðargarða og gagnavera, geta náð nýtingarstundum upp á 3500-4500 klukkustundir og kostnaðurinn við orkuframleiðslu á einingu getur lækkað um 0,03-0,05 júan/kWh. Ef nýtingarstundirnar eru færri en 2000 klukkustundir er ekki hægt að afskrifa fastakostnaðinn á áhrifaríkan hátt, sem mun leiða til verulegrar hækkunar á heildarkostnaði við orkuframleiðslu og jafnvel taps.

III. Núverandi kostnaðarstaða í greininni

Í samanburði við núverandi gögn úr atvinnulífinu, miðað við viðmiðunarsviðsmynd þar sem verð á jarðgasi er 2,8 júan/rúmmetra, nýtingartímar eru 3000 klukkustundir og kolefnisverð er 50 júan/tonn af CO₂, er jafnaður kostnaður við rafmagn yfir líftíma dæmigerðra verkefna með samsettri hringrás gastúrbína (CCGT) um 0,52-0,60 júan/kWh, sem er örlítið hærra en fyrir kolaorku (um 0,45-0,50 júan/kWh), en verulega lægra en heildarkostnaður endurnýjanlegrar orku með orkugeymslu (um 0,65-0,80 júan/kWh).

Frá sjónarhóli svæðisbundins munar, þar sem stöðugt framboð á gasi, bættum stefnumótunarstuðningi og háu kolefnisverði er til staðar, er hægt að stjórna heildarlíftíma jafnri orkukostnaði gasorkuvera á svæðum eins og Yangtze-fljótsdelta og Perlufljótsdelta við 0,45-0,52 júan/kWh, sem hefur efnahagslegan grundvöll fyrir samkeppni við kolorku. Sem tilraunaverkefni í kolefnisviðskiptum náði meðalkolefnisverð í Guangdong árið 2024 95 júan/tonn, og ásamt afkastagetujöfnunarkerfinu er kostnaðarhagurinn augljósari. Á norðvestursvæðinu, þar sem ábyrgð á gasi og flutnings- og dreifingarkostnaði er takmörkuð, er kostnaður við orkuframleiðslu á einingu almennt hærri en 0,60 júan/kWh og hagkerfi verkefnisins er veikt.

Frá sjónarhóli iðnaðarins í heild sýnir orkukostnaður jarðgasframleiðslueininga hagræðingarþróun sem er „lágur til skamms tíma og batnandi til langs tíma“: Til skamms tíma, vegna hárs gasverðs og fárra nýtingarstunda á sumum svæðum, er hagnaðarrými takmarkað; til meðallangs og langs tíma, með fjölbreytni gaslinda, staðsetningu búnaðar, hækkun kolefnisverðs og umbótum á stefnumótunarkerfum, mun kostnaðurinn smám saman lækka. Gert er ráð fyrir að árið 2030 verði innri ávöxtunarkrafa (IRR) skilvirkra gasorkuverkefna með getu til kolefnisstjórnunar stöðug á bilinu 6%-8%.

IV. Meginleiðbeiningar um kostnaðarhagræðingu

Í samvinnu við kostnaðarsamsetningu og áhrifaþætti þarf hagræðing á orkuframleiðslukostnaði jarðgasframleiðslueininga að einbeita sér að fjórum kjarnaþáttum: „að stjórna eldsneyti, draga úr fjárfestingum, hámarka rekstur og viðhald og njóta stefnu“ og átta sig á stöðugri lækkun á heildarkostnaði með tækninýjungum, samþættingu auðlinda og tengingu stefnu.

Í fyrsta lagi að koma á stöðugleika í framboði á gaslindum og stjórna eldsneytiskostnaði. Efla samstarf við helstu innlenda jarðgasbirgja, undirrita langtímasamninga um gasframboð til að festa verð á gaslindum; stuðla að fjölbreyttri uppsetningu gaslinda, treysta á aukna framleiðslu á innlendri skifergasi og bæta langtímasamninga um innflutning á fljótandi jarðgasi til að draga úr ósjálfstæði gagnvart alþjóðlegum staðgreiðsluverði á gasi; á sama tíma að hámarka brennslukerfi eininganna, bæta skilvirkni raforkuframleiðslu og draga úr eldsneytisnotkun á hverja raforkuframleiðslueiningu.

Í öðru lagi, stuðla að staðbundinni nýtingu búnaðar og draga úr fjárfestingum í byggingarframkvæmdum. Auka stöðugt fjárfestingar í rannsóknum og þróun á kjarnatækni, brjóta niður flöskuháls við staðbundinni nýtingu lykilþátta í þungavinnu gastúrbínum og draga enn frekar úr kostnaði við kaup á búnaði; hámarka hönnunar- og uppsetningarferli verkefna, stytta byggingarferlið og afskrifa fjármögnunarkostnað og fjárfestingar í mannvirkjagerð; velja afkastagetu eininga á sanngjarnan hátt í samræmi við notkunarsvið til að ná jafnvægi milli fjárfestingar og hagkvæmni.

Í þriðja lagi, uppfæra rekstrar- og viðhaldslíkanið og þjappa rekstrar- og viðhaldskostnaði saman. Byggja upp snjallan greiningarvettvang, treysta á stór gögn og 5G tækni til að fá nákvæma snemmbúna viðvörun um heilsufar búnaðar og stuðla að umbreytingu rekstrar- og viðhaldslíkansins úr „óvirku viðhaldi“ í „virka snemmbúna viðvörun“; stuðla að staðbundinni notkun rekstrar- og viðhaldstækni, setja upp faglegt rekstrar- og viðhaldsteymi, bæta sjálfstæða viðhaldsgetu kjarnaíhluta og draga úr viðhalds- og varahlutakostnaði; velja afkastamiklar einingar til að draga úr líkum á bilun, stöðvun og notkun rekstrarvara.

Í fjórða lagi, tengjið stefnur nákvæmlega við reglur og aflað aukatekna. Bregðist virkt við stefnu eins og tvíþættum rafmagnsverðs- og hámarksreglugerðarbótum og stefni að stuðningi við kostnaðarflutning og tekjubót; skipuleggið fyrirbyggjandi kerfi fyrir kolefniseignastjórnun, notið kolefnismarkaðskerfisins til fulls til að afla aukatekna með því að selja umframkolefniskvóta og taka þátt í kolefnisfjármálagerningum og hámarkið kostnaðaruppbygginguna enn frekar; eflið fjölorkuuppbyggingu sem felur í sér „gas-ljós-vetni“, bætið nýtingartíma eininga og afskrifið fastakostnað.

V. Niðurstaða

Kostnaður við orkuframleiðslu jarðgasframleiðslueininga miðast við eldsneytiskostnað, sem studdur er af fjárfestingum í byggingum og rekstrar- og viðhaldskostnaði, og er sameiginlega undir áhrifum margra þátta eins og gasverðs, stefnu, kolefnismarkaðar og svæðisbundins skipulags. Hagkerfi þess er ekki aðeins háð tæknilegu stigi þess og stjórnunargetu, heldur einnig af ítarlegri tengingu orkumarkaðarins og stefnumótun. Þó að orkuframleiðslukostnaður jarðgasframleiðslueininga sé aðeins hærri en kolaorku, þá munu lágkolefnis- og efnahagslegir kostir þess smám saman verða áberandi með framþróun markmiðsins um „tvíþætt kolefni“, hækkun kolefnisverðs og byltingu í staðsetningu búnaðar.

Í framtíðinni, með stöðugum umbótum á framleiðslu-, framboðs-, geymslu- og markaðskerfi jarðgass og dýpkun umbóta á orkumarkaði og kolefnismarkaði, verður orkukostnaður jarðgasframleiðslueininga smám saman hámarkaður og verður mikilvægur stuðningur við að tengja saman endurnýjanlega orku með miklu hlutfalli og orkuöryggi. Fyrir iðnaðarfyrirtæki er nauðsynlegt að skilja nákvæmlega þá þætti sem hafa áhrif á kostnað, einbeita sér að kjarna hagræðingarstefnum og stöðugt lækka heildarkostnað orkuframleiðslu með tækninýjungum, samþættingu auðlinda og stefnumótun, bæta samkeppnishæfni jarðgasframleiðslueininga á markaði og stuðla að byggingu nýs orkukerfis og umbreytingu orkuskipanarinnar.