Omvattende Analise van Kragopwekkingskoste van Natuurlike Gasopwekkingseenhede

I. Kernsamestelling van kragopwekkingskoste

Die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede neem die volle lewensiklus-geëvaliseerde koste van elektrisiteit (LCOE) as die kern rekeningkundige aanwyser, wat drie kernsektore dek: brandstofkoste, konstruksie-beleggingskoste en bedryfs- en onderhoudskoste. Die proporsie van die drie toon 'n duidelike differensiële verspreiding, waaronder brandstofkoste oorheers en direk die algehele kostevlak bepaal.

(I) Brandstofkoste: Kern van kosteverhouding, mees beduidende impak van skommelinge

Brandstofkoste is die grootste deel van die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede. Bedryfsberekeningsdata toon dat die verhouding daarvan oor die algemeen 60%-80% bereik, en in sommige uiterste markomgewings 80% kan oorskry, wat dit die mees kritieke veranderlike maak wat die skommelinge van kragopwekkingskoste beïnvloed. Die rekeningkunde van brandstofkoste hang hoofsaaklik af van die natuurlike gasprys (insluitend aankoopprys en transmissie- en verspreidingsfooi) en die kragopwekkingsdoeltreffendheid per eenheid. Die kernberekeningsformule is: Brandstofkoste (yuan/kWh) = Natuurlike Gas-eenheidsprys (yuan/kubieke meter) ÷ Kragopwekkingsdoeltreffendheid per eenheid (kWh/kubieke meter).

Gekombineer met die huidige hoofstroombedryfsvlak, is die gemiddelde binnelandse natuurlike gasprys vir die aanleg ongeveer 2.8 yuan/kubieke meter. Die kragopwekkingsdoeltreffendheid van tipiese gekombineerde siklus gasturbine (CCGT) eenhede is ongeveer 5.5-6.0 kWh/kubieke meter, wat ooreenstem met die brandstofkoste vir kragopwekking per eenheid van ongeveer 0.47-0.51 yuan; as verspreide binnebrandenjin-eenhede aangeneem word, is die kragopwekkingsdoeltreffendheid ongeveer 3.8-4.2 kWh/kubieke meter, en die brandstofkoste vir kragopwekking per eenheid styg tot 0.67-0.74 yuan. Dit is opmerklik dat ongeveer 40% van binnelandse natuurlike gas van invoere afhanklik is. Skommelinge in internasionale LNG-kontantpryse en veranderinge in die produksie-, voorsienings-, bergings- en bemarkingspatroon van binnelandse gasbronne sal direk na die brandstofkoste-kant oorgedra word. Byvoorbeeld, tydens die skerp styging in Asiatiese JKM-kontantpryse in 2022, het die brandstofkoste vir kragopwekking per eenheid van binnelandse gasaangedrewe kragondernemings eens 0.6 yuan oorskry, wat die gelykbreekpunt ver oorskry het.

(II) Konstruksie-beleggingskoste: Stabiele proporsie van vaste belegging, afname gehelp deur lokalisering

Konstruksie-beleggingskoste is 'n eenmalige vaste belegging, wat hoofsaaklik toerustingaankope, siviele ingenieurswese, installasie en inbedryfstelling, grondverkryging en finansieringskoste insluit. Die aandeel daarvan in die volle lewensiklus-kragopwekkingskoste is ongeveer 15%-25%, en die belangrikste beïnvloedende faktore is die tegniese vlak van toerusting en lokaliseringstempo.

Vanuit die oogpunt van toerustingaankope, is die kerntegnologie van swaar gasturbines lank reeds deur internasionale reuse gemonopoliseer, en die pryse van ingevoerde toerusting en sleutelkomponente bly hoog. Die statiese beleggingskoste per eenheid kilowatt van 'n enkele gekombineerde siklus-kragopwekkingsprojek van 'n miljoen kilowatt is ongeveer 4500-5500 yuan, waaronder die gasturbine en ondersteunende afvalhitteketel ongeveer 45% van die totale toerustingbelegging uitmaak. In onlangse jare het binnelandse ondernemings tegnologiese deurbrake versnel. Ondernemings soos Weichai Power en Shanghai Electric het geleidelik die lokalisering van medium- en ligte aardgasopwekkingseenhede en kernkomponente besef, wat die aankoopkoste van soortgelyke toerusting met 15%-20% verminder in vergelyking met ingevoerde produkte, wat die algehele konstruksiebeleggingskoste effektief verlaag. Daarbenewens beïnvloed eenheidskapasiteit en installasiescenario's ook konstruksiekoste. Verspreide klein eenhede het kort installasiesiklusse (slegs 2-3 maande), lae siviele ingenieursbelegging en laer eenheid kilowatt-beleggingskoste as groot gesentraliseerde kragstasies; Alhoewel groot gekombineerde sikluseenhede hoë aanvanklike belegging het, het hulle beduidende voordele in kragopwekkingsdoeltreffendheid en kan hulle eenheidsbeleggingskoste amortiseer deur grootskaalse kragopwekking.

(III) Bedryfs- en Onderhoudskoste: Langtermyn Deurlopende Belegging, Groot Ruimte vir Tegnologiese Optimalisering

Bedryfs- en onderhoudskoste is 'n deurlopende belegging in die volle lewensiklus, hoofsaaklik insluit toerustinginspeksie en -onderhoud, onderdelevervanging, arbeidskoste, smeerolieverbruik, omgewingsbeskermingsbehandeling, ens. Die aandeel daarvan in die volle lewensiklus se kragopwekkingskoste is ongeveer 5%-10%. Vanuit die perspektief van bedryfspraktyk is die kernuitgawe van bedryfs- en onderhoudskoste die vervanging van sleutelkomponente en onderhoudsdienste, waaronder die medium onderhoudskoste van 'n enkele groot gasturbine 300 miljoen yuan kan bereik, en die vervangingskoste van kernkomponente is relatief hoog.

Eenhede met verskillende tegniese vlakke het beduidende verskille in bedryfs- en onderhoudskoste: hoewel hoëprestasie-opwekkingseenhede 'n hoër aanvanklike belegging het, is hul smeerolieverbruik slegs 1/10 van dié van gewone eenhede, met langer olieverversingsiklusse en 'n laer waarskynlikheid van afskakeling tydens mislukking, wat arbeidskoste en afskakelverliese effektief kan verminder; inteendeel, tegnologies agterlike eenhede het gereelde mislukkings, wat nie net die koste van onderdelevervanging verhoog nie, maar ook die kragopwekkingsinkomste as gevolg van afskakeling beïnvloed, wat indirek die omvattende koste verhoog. In onlangse jare, met die opgradering van gelokaliseerde bedryfs- en onderhoudstegnologie en die toepassing van intelligente diagnosestelsels, het die bedryfs- en onderhoudskoste van huishoudelike aardgasopwekkingseenhede geleidelik afgeneem. Die verbetering van die onafhanklike onderhoudstempo van kernkomponente het die vervangingskoste met meer as 20% verminder, en die onderhoudsinterval is verleng tot 32 000 uur, wat die ruimte vir bedryfs- en onderhoudsuitgawes verder saamdruk.

II. Sleutelveranderlikes wat kragopwekkingskoste beïnvloed

Benewens die bogenoemde kernkomponente, word die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede ook beïnvloed deur verskeie veranderlikes soos die gasprysmeganisme, beleidsoriëntasie, koolstofmarkontwikkeling, streeksuitleg en eenheidsbenuttingsure, waaronder die impak van die gasprysmeganisme en koolstofmarkontwikkeling die verreikendste is.

(I) Gasprysmeganisme en Gasbronwaarborg

Die stabiliteit van natuurlike gaspryse en verkrygingsmodelle bepaal direk die tendens van brandstofkoste en beïnvloed dan die algehele kragopwekkingskoste. Tans het die plaaslike natuurlike gasprys 'n skakelmeganisme van "maatstafprys + swewende prys" gevorm. Die maatstafprys is gekoppel aan internasionale ru-olie- en LNG-pryse, en die swewende prys word aangepas volgens markaanbod en -vraag. Prysskommelings word direk na die kragopwekkingskoste-kant oorgedra. Gasbronwaarborgkapasiteit beïnvloed ook koste. In lasentrumstreke soos die Yangtze-rivierdelta en die Pêrelrivierdelta is LNG-ontvangstasies dig, die vlak van pyplynnetwerk-interkonneksie hoog, die transmissie- en verspreidingskoste laag, die gasbronvoorraad stabiel en die brandstofkoste relatief beheerbaar; terwyl in die noordwestelike streek, beperk deur gasbronverspreiding en transmissie- en verspreidingsfasiliteite, die natuurlike gasoordrag- en verspreidingskoste relatief hoog is, wat die kragopwekkingskoste van opwekkingseenhede in die streek opstoot. Daarbenewens kan ondernemings gasbronpryse vassluit deur langtermyn-gasvoorsieningsooreenkomste te teken, wat die kosterisiko's wat deur skommelinge in internasionale gaspryse veroorsaak word, effektief vermy.

(II) Beleidsoriëntasie en Markmeganisme

Beleidsmeganismes beïnvloed hoofsaaklik die omvattende koste en inkomstevlakke van natuurlike gasopwekkingseenhede deur middel van koste-oordrag en inkomstevergoeding. In onlangse jare het China geleidelik die hervorming van die tweedelige elektrisiteitsprys vir natuurlike gaskragopwekking bevorder, wat die eerste keer in provinsies soos Sjanghai, Jiangsu en Guangdong geïmplementeer is. Die vaste kosteherwinning word gewaarborg deur die kapasiteitsprys, en die energieprys is gekoppel aan die gasprys om brandstofkoste oor te dra. Onder andere het Guangdong die kapasiteitsprys van 100 yuan/kW/jaar tot 264 yuan/kW/jaar verhoog, wat 70%-80% van die vaste koste van die projek kan dek, wat die probleem van koste-oordrag effektief verlig. Terselfdertyd het die vergoedingsbeleid vir vinnige aanvang-stop-eenhede in die hulpdiensmark die inkomstestruktuur van gasaangedrewe kragprojekte verder verbeter. Die piekreguleringsvergoedingsprys in sommige streke het 0.8 yuan/kWh bereik, wat aansienlik hoër is as die konvensionele kragopwekkingsinkomste.

(III) Ontwikkeling van die koolstofmark en lae-koolstofvoordele

Met die voortdurende verbetering van die nasionale mark vir die handel in koolstofemissieregte, is koolstofkoste geleidelik geïnternaliseer, wat 'n belangrike faktor word wat die relatiewe ekonomie van natuurlike gasopwekkingseenhede beïnvloed. Die koolstofdioksied-emissie-intensiteit per eenheid van natuurlike gasopwekkingseenhede is ongeveer 50% van dié van steenkoolkrag (ongeveer 380 gram CO₂/kWh teenoor ongeveer 820 gram CO₂/kWh vir steenkoolkrag). Teen die agtergrond van stygende koolstofpryse bly die lae-koolstofvoordele daarvan prominent. Die huidige binnelandse koolstofprys is ongeveer 50 yuan/ton CO₂, en dit word verwag om teen 2030 tot 150-200 yuan/ton te styg. As ons 'n enkele 600 000 kilowatt-eenheid met 'n jaarlikse uitstoot van ongeveer 3 miljoen ton CO₂ as voorbeeld neem, sal steenkoolkrag op daardie tydstip 'n bykomende 450-600 miljoen yuan koolstofkoste per jaar moet dra, terwyl gaskrag slegs 40% van dié van steenkoolkrag is, en die kostegaping tussen gaskrag en steenkoolkrag sal verder vernou word. Daarbenewens kan gaskragprojekte in die toekoms bykomende inkomste genereer deur surplus koolstofkwotas te verkoop, wat na verwagting die volle lewensiklus-geëvolueerde koste van elektrisiteit met 3%-5% sal verminder.

(IV) Eenheidsbenuttingsure

Eenheidsbenuttingsure beïnvloed direk die amortisasie-effek van vaste koste. Hoe hoër die benuttingsure, hoe laer die eenheidskragopwekkingskoste. Die benuttingsure van natuurlike gasopwekkingseenhede hou nou verband met die toepassingscenario's: gesentraliseerde kragstasies, as piekreguleringskragbronne, het oor die algemeen benuttingsure van 2500-3500 uur; verspreide kragstasies, wat naby die terminale lasvraag van industriële parke en datasentrums is, kan benuttingsure van 3500-4500 uur bereik, en die eenheidskragopwekkingskoste kan met 0.03-0.05 yuan/kWh verminder word. As die benuttingsure minder as 2000 uur is, kan die vaste koste nie effektief geamortiseer word nie, wat sal lei tot 'n beduidende toename in die omvattende kragopwekkingskoste en selfs verliese.

III. Huidige bedryfskostestatus

Gekombineer met huidige bedryfsdata, onder die maatstafscenario van 'n natuurlike gasprys van 2.8 yuan/kubieke meter, gebruiksure van 3000 uur en 'n koolstofprys van 50 yuan/ton CO₂, is die volle lewensiklus-geëvolueerde koste van elektrisiteit van tipiese gekombineerde siklus gasturbine (CCGT) projekte ongeveer 0.52-0.60 yuan/kWh, effens hoër as dié van steenkoolkrag (ongeveer 0.45-0.50 yuan/kWh), maar aansienlik laer as die omvattende koste van hernubare energie met energieberging (ongeveer 0.65-0.80 yuan/kWh).

Vanuit die perspektief van streeksverskille, wat voordeel trek uit stabiele gasbronvoorsiening, verbeterde beleidsondersteuning en hoë koolstofprysaanvaarding, kan die volle lewensiklus-geëvolueerde koste van elektrisiteit van gasaangedrewe kragsentrales in lasentrumstreke soos die Yangtze-rivierdelta en die Pêrelrivierdelta beheer word teen 0.45-0.52 yuan/kWh, wat 'n ekonomiese basis het vir mededinging met steenkoolkrag; onder andere, as 'n koolstofhandel-loodsprojek, het Guangdong se gemiddelde koolstofprys in 2024 95 yuan/ton bereik, gekombineer met die kapasiteitskompensasiemeganisme, is die kostevoordeel meer voor die hand liggend. In die noordwestelike streek, beperk deur gasbronwaarborg en transmissie- en verspreidingskoste, is die eenheidkragopwekkingskoste oor die algemeen hoër as 0.60 yuan/kWh, en die projekekonomie is swak.

Vanuit die perspektief van die bedryf as geheel toon die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede 'n optimaliseringstendens van "laag op kort termyn en verbeter op lang termyn": op kort termyn, as gevolg van hoë gaspryse en lae gebruiksure in sommige streke, is die winsruimte beperk; op medium- en lang termyn, met die diversifikasie van gasbronne, lokalisering van toerusting, styging in koolstofpryse en verbetering van beleidsmeganismes, sal die koste geleidelik daal. Daar word verwag dat die interne opbrengskoers (IRR) van doeltreffende gasaangedrewe kragprojekte met koolstofbatebestuursvermoëns teen 2030 stabiel in die reeks van 6%-8% sal wees.

IV. Kernrigtings vir koste-optimalisering

Gekombineer met kostesamestelling en beïnvloedende faktore, moet die optimalisering van kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede fokus op die vier kerns van "brandstofbeheer, beleggings vermindering, bedryf en instandhouding optimalisering, en beleide geniet", en die voortdurende vermindering van omvattende koste deur tegnologiese innovasie, hulpbronintegrasie en beleidsverbinding realiseer.

Eerstens, stabiliseer die gasbronvoorsiening en beheer brandstofkoste. Versterk samewerking met groot binnelandse natuurlike gasverskaffers, teken langtermyn-gasvoorsieningsooreenkomste om gasbronpryse vas te sluit; bevorder die gediversifiseerde uitleg van gasbronne, vertrou op die toename in binnelandse skaliegasproduksie en die verbetering van langtermyn-ooreenkomste vir die invoer van LNG om die afhanklikheid van internasionale spotgaspryse te verminder; terselfdertyd, optimaliseer die eenheidsverbrandingstelsel, verbeter die doeltreffendheid van kragopwekking en verminder brandstofverbruik per eenheid kragopwekking.

Tweedens, bevorder toerustinglokalisering en verminder konstruksiebelegging. Verhoog voortdurend beleggings in kerntegnologie-navorsing en -ontwikkeling, breek deur die knelpunt van lokalisering van sleutelkomponente van swaar gasturbines, en verminder toerustingaankoopkoste verder; optimaliseer projekontwerp- en installasieprosesse, verkort die konstruksiesiklus, en amortiseer finansieringskoste en siviele ingenieursbelegging; kies eenheidskapasiteit redelik volgens toepassingscenario's om 'n balans tussen belegging en doeltreffendheid te bereik.

Derdens, gradeer die bedryfs- en onderhoudsmodel op en verminder die bedryfs- en onderhoudskoste. Bou 'n intelligente diagnoseplatform, vertrou op groot data en 5G-tegnologie om akkurate vroeë waarskuwing van toerusting se gesondheidstatus te realiseer, en bevorder die transformasie van die bedryfs- en onderhoudsmodel van "passiewe onderhoud" na "aktiewe vroeë waarskuwing"; bevorder die lokalisering van bedryfs- en onderhoudstegnologie, stel 'n professionele bedryfs- en onderhoudspan op, verbeter die onafhanklike onderhoudskapasiteit van kernkomponente, en verminder onderhouds- en onderdelevervangingskoste; kies hoëprestasie-eenhede om die waarskynlikheid van mislukking, afskakeling en verbruikbare verbruik te verminder.

Vierdens, skakel akkuraat met beleide en verkry addisionele inkomste. Reageer aktief op beleide soos die tweedelige elektrisiteitsprys- en piekreguleringskompensasie, en streef na koste-oordrag- en inkomstekompensasie-ondersteuning; ontwerp die koolstofbatebestuurstelsel proaktief, maak ten volle gebruik van die koolstofmarkmeganisme om addisionele inkomste te behaal deur surplus koolstofkwotas te verkoop en deel te neem aan koolstoffinansiële instrumente, en optimaliseer die kostestruktuur verder; bevorder die "gas-fotovoltaïese-waterstof" multi-energie-aanvullende uitleg, verbeter eenheidsbenuttingsure, en amortiseer vaste koste.

V. Gevolgtrekking

Die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede is gesentreer op brandstofkoste, ondersteun deur konstruksiebelegging en bedryfs- en onderhoudskoste, en word gesamentlik beïnvloed deur verskeie faktore soos gasprys, beleid, koolstofmark en streeksuitleg. Die ekonomie daarvan hang nie net af van sy eie tegniese vlak en bestuurskapasiteit nie, maar ook van die diepgaande binding van die energiemarkpatroon en beleidsoriëntasie. Tans, hoewel die kragopwekkingskoste van natuurlike gasopwekkingseenhede effens hoër is as dié van steenkoolkrag, sal die lae-koolstofvoordele en ekonomiese voordele geleidelik prominent word met die bevordering van die "dubbele koolstof"-doelwit, die styging van koolstofpryse en die deurbraak van toerustinglokalisering.

In die toekoms, met die voortdurende verbetering van die aardgasproduksie-, voorsienings-, bergings- en bemarkingstelsel en die verdieping van die hervorming van die kragmark en koolstofmark, sal die kragopwekkingskoste van aardgasopwekkingseenhede geleidelik geoptimaliseer word, wat 'n belangrike ondersteuning word vir die koppeling van hoë-proporsie hernubare energie en energiesekuriteit. Vir nywerheidsondernemings is dit nodig om die faktore wat koste beïnvloed akkuraat te begryp, te fokus op die kernoptimaliseringsrigtings, en die omvattende kragopwekkingskoste voortdurend te verminder deur tegnologiese innovasie, hulpbronintegrasie en beleidsverbinding, die markmededingendheid van aardgasopwekkingseenhede te verbeter, en die konstruksie van die nuwe kragstelsel en die transformasie van die energiestruktuur te help.