Ampleksa Analizo de Elektrogeneradaj Kostoj de Naturaj Gasgeneraj Unuoj

I. Kerna Konsisto de Kostoj de Elektroproduktado

La kosto de elektroproduktado de tergasaj generatoroj uzas la niveligitan koston de elektro dum la tuta vivciklo (LCOE) kiel la kernan kontadan indikilon, kovrante tri kernajn sektorojn: fuelkoston, konstruinvestan koston kaj funkciigan kaj bontenan koston. La proporcio de la tri montras evidentan diferencigan distribuon, inter kiuj fuelkosto dominas kaj rekte determinas la totalan kostnivelon.

(I) Kosto de brulaĵo: Kerno de kosto-proporcio, plej signifa efiko de fluktuoj

La kosto de brulaĵo estas la plej granda proporcio de la kosto de elektroproduktado de tergasaj unuoj. Industriaj kalkuldatumoj montras, ke ĝia proporcio ĝenerale atingas 60%-80%, kaj povas superi 80% en iuj ekstremaj merkataj medioj, igante ĝin la plej kritika variablo influanta la fluktuon de la kostoj de elektroproduktado. La kalkulado de la kosto de brulaĵo ĉefe dependas de la prezo de tergaso (inkluzive de la aĉetprezo kaj la transdono- kaj distribuokosto) kaj la efikeco de la unuo de elektroproduktado. La kerna kalkulformulo estas: Kosto de brulaĵo (juanoj/kWh) = Unuoprezo de tergaso (juanoj/kuba metro) ÷ Efikeco de la unuo de elektroproduktado (kWh/kuba metro).

Kombinite kun la nuna ĉefa industria nivelo, la averaĝa hejma tergasprezo por la uzino estas ĉirkaŭ 2.8 juanoj/kuba metro. La elektrogenera efikeco de tipaj kombinciklaj gasturbinoj (KKT) estas ĉirkaŭ 5.5-6.0 kWh/kuba metro, kio respondas al la kosto de unuo por elektrogenera fuelo de ĉirkaŭ 0.47-0.51 juanoj; se oni adoptas distribuitajn eksplodmotorojn, la elektrogenera efikeco estas ĉirkaŭ 3.8-4.2 kWh/kuba metro, kaj la kosto de unuo por elektrogenera fuelo altiĝas al 0.67-0.74 juanoj. Indas rimarki, ke ĉirkaŭ 40% de la hejma tergaso dependas de importado. Fluktuoj en internaciaj LNG-punktaj prezoj kaj ŝanĝoj en la produktado, provizado, stokado kaj merkatado de la hejmaj gasfontoj estos rekte transdonitaj al la fuelkostoj. Ekzemple, dum la akra altiĝo de aziaj kombinciklaj punktaj prezoj en 2022, la kosto de unuo por elektrogenera fuelo de hejmaj gasenergiaj entreprenoj iam superis 0.6 juanojn, multe superante la rentaŭgajn intervalojn.

(II) Kosto de Investado en Konstruado: Stabila Proporcio de Fiksa Investado, Malkresko Helpita de Lokalizo

La kosto de konstruinvesto estas unufoja fiksa investo, ĉefe inkluzivas aĉeton de ekipaĵo, konstruinĝenierikon, instaladon kaj funkciigon, terakiron kaj financajn kostojn. Ĝia proporcio en la plenvivcikla kosto de elektroproduktado estas ĉirkaŭ 15%-25%, kaj la kernaj influaj faktoroj estas la teknika nivelo de ekipaĵo kaj la lokaliza indico.

El la perspektivo de aĉeto de ekipaĵo, la kerna teknologio de pezaj gasturbinoj delonge estas monopoligita de internaciaj gigantoj, kaj la prezoj de importitaj ekipaĵoj kaj ŝlosilaj komponantoj restas altaj. La unuo-kilovatta statika investa kosto de unu milion-kilovatta kombincikla elektrogenera projekto estas ĉirkaŭ 4500-5500 juanoj, inter kiuj la gasturbino kaj subtena varmokaldrono konsistigas ĉirkaŭ 45% de la totala ekipaĵinvesto. En la lastaj jaroj, hejmaj entreprenoj akcelis teknologiajn sukcesojn. Entreprenoj kiel Weichai Power kaj Shanghai Electric iom post iom realigis la lokalizon de mezpezaj kaj malpezaj tergasgeneraj unuoj kaj kernaj komponantoj, reduktante la aĉetkoston de simila ekipaĵo je 15%-20% kompare kun importitaj produktoj, efike malaltigante la totalan konstruinvestan koston. Krome, unuokapacito kaj instalaj scenaroj ankaŭ influas konstrukostojn. Distribuitaj malgrandaj unuoj havas mallongajn instalajn ciklojn (nur 2-3 monatoj), malaltajn investojn en civila inĝenierado, kaj pli malaltajn unuo-kilovattajn investajn kostojn ol grandaj centralizitaj elektrocentraloj; kvankam grandaj kombinciklaj unuoj havas altan komencan investon, ili havas signifajn avantaĝojn en elektroproduktada efikeco kaj povas amortizi unuoinvestajn kostojn per grandskala elektroproduktado.

(III) Kosto de Funkciado kaj Prizorgado: Longtempa Kontinua Investo, Granda Spaco por Teknologia Optimigo

La kosto de funkciigo kaj bontenado estas kontinua investo en la plena vivciklo, ĉefe inkluzive de ekipaĵa inspektado kaj bontenado, anstataŭigo de partoj, laborkosto, konsumo de lubrika oleo, mediprotekta traktado, ktp. Ĝia proporcio en la plena vivciklo de elektroproduktado estas ĉirkaŭ 5%-10%. El la perspektivo de industria praktiko, la kerna elspezo de funkciigo kaj bontenado estas la anstataŭigo de ŝlosilaj komponantoj kaj bontenaj servoj, inter kiuj la meza bontenadokosto de unuopa granda gasturbino povas atingi 300 milionojn da juanoj, kaj la anstataŭigokosto de kernaj komponantoj estas relative alta.

Unuoj kun malsamaj teknikaj niveloj havas signifajn diferencojn en funkciigaj kaj bontenaj kostoj: kvankam alt-efikecaj generatoroj havas pli altan komencan investon, ilia lubrika oleokonsumo estas nur 1/10 de tiu de ordinaraj unuoj, kun pli longaj oleoŝanĝaj cikloj kaj pli malalta probableco de paneo post haltigo, kio povas efike redukti laborkostojn kaj perdojn post haltigo; male, teknologie malantaŭenirantaj unuoj havas oftajn paneojn, kiuj ne nur pliigas la koston de anstataŭigo de partoj, sed ankaŭ influas la enspezojn de elektroproduktado pro haltigo, nerekte altigante la ampleksan koston. En la lastaj jaroj, kun la ĝisdatigo de lokigita funkciiga kaj bontenada teknologio kaj la apliko de inteligentaj diagnozaj sistemoj, la funkciigaj kaj bontenaj kostoj de hejmaj tergasgeneratoroj iom post iom malpliiĝis. La plibonigo de la sendependa bontenado-rapideco de kernaj komponantoj reduktis la anstataŭigan koston je pli ol 20%, kaj la bontenada intervalo estis plilongigita al 32,000 horoj, plue kunpremante la spacon por funkciigaj kaj bontenaj elspezoj.

II. Ŝlosilaj Variabloj Influantaj Kostojn de Elektroproduktado

Aldone al la supre menciitaj kernaj komponantoj, la kostoj de elektroproduktado de tergasaj generatorunuoj ankaŭ estas influitaj de pluraj variabloj kiel ekzemple gaspreza mekanismo, politika orientiĝo, karbonmerkata disvolviĝo, regiona aranĝo kaj unuuzo-horoj, inter kiuj la efiko de gaspreza mekanismo kaj karbonmerkata disvolviĝo estas la plej ampleksa.

(I) Gaspreza Mekanismo kaj Gasfonta Garantio

La stabileco de prezoj de tergaso kaj aĉetmodeloj rekte determinas la tendencon de fuelkostoj, kaj poste influas la ĝeneralajn kostojn de elektroproduktado. Nuntempe, la enlanda prezo de tergaso formis ligmekanismon de "komparnorma prezo + ŝveba prezo". La komparnorma prezo estas ligita al internaciaj prezoj de nafto kaj LNG, kaj la ŝveba prezo estas adaptita laŭ merkata provizo kaj postulo. Prezaj fluktuoj estas rekte transdonitaj al la fino de la kostoj de elektroproduktado. La garantiita kapacito de gasfonto ankaŭ influas kostojn. En regionoj de ŝarĝcentroj kiel la Jangzia Riverdelto kaj la Perlo-Riverdelto, la LNG-ricevstacioj estas densaj, la nivelo de interkonekto de la duktoreto estas alta, la kostoj de transdono kaj distribuo estas malaltaj, la gasfonta provizo estas stabila, kaj la fuelkosto estas relative kontrolebla; dum en la nordokcidenta regiono, limigita de gasfonta distribuo kaj instalaĵoj de transdono kaj distribuo, la kostoj de transdono kaj distribuo de tergaso estas relative altaj, puŝante supren la kostojn de elektroproduktado de generaj unuoj en la regiono. Krome, entreprenoj povas fiksi gasfontajn prezojn per subskribado de longdaŭraj gasprovizaj interkonsentoj, efike evitante la kostriskojn kaŭzitajn de fluktuoj en internaciaj gasprezoj.

(II) Politika Orientiĝo kaj Merkata Mekanismo

Politikaj mekanismoj ĉefe influas la ampleksajn kostojn kaj enspeznivelojn de tergasaj generaj unuoj per kostotransdono kaj enspezkompenso. En la lastaj jaroj, Ĉinio iom post iom antaŭenigis la reformon de la duparta elektroprezo por tergasa elektrogenerado, kiu unue estis efektivigita en provincoj kiel Ŝanhajo, Ĝjangsuo kaj Gŭangdongo. La reakiro de fiksaj kostoj estas garantiita per la kapacitprezo, kaj la energiprezo estas ligita al la gasprezo por transdoni fuelkostojn. Inter ili, Gŭangdongo levis la kapacitprezon de 100 juanoj/kW/jaro al 264 juanoj/kW/jaro, kio povas kovri 70%-80% de la fiksaj kostoj de la projekto, efike mildigante la problemon de kostotransdono. Samtempe, la kompenspolitiko por rapidaj start-haltigaj unuoj en la helpserva merkato plu plibonigis la enspezstrukturon de gasenergiaj projektoj. La pinta reguliga kompensprezo en iuj regionoj atingis 0.8 juanojn/kWh, kio estas signife pli alta ol la enspezoj de konvencia elektrogenerado.

(III) Disvolviĝo de Karbona Merkato kaj Malaltkarbonaj Avantaĝoj

Kun la kontinua plibonigo de la nacia merkato por komercado de karbonaj emisirajtoj, la karbonaj kostoj iom post iom internaliĝis, fariĝante grava faktoro influanta la relativan ekonomion de tergasaj generatoroj. La unuo de karbondioksida emisia intenseco de tergasaj generatoroj estas ĉirkaŭ 50% de tiu de karboelektra energio (ĉirkaŭ 380 gramoj da CO₂/kWh kontraŭ ĉirkaŭ 820 gramoj da CO₂/kWh por karboelektra energio). Kontraŭ la fono de altiĝantaj karbonprezoj, ĝiaj malalt-karbonaj avantaĝoj daŭre estas elstaraj. La nuna hejma karbona prezo estas ĉirkaŭ 50 juanoj/tuno da CO₂, kaj oni atendas, ke ĝi altiĝos al 150-200 juanoj/tuno antaŭ 2030. Prenante unuopan 600 000-kilovatan unuon kun jara emisio de ĉirkaŭ 3 milionoj da tunoj da CO₂ kiel ekzemplon, karboelektro devos porti pliajn 450-600 milionojn da juanoj da karbonaj kostoj jare tiutempe, dum gaselektro estas nur 40% de tiu de karboelektro, kaj la kosta diferenco inter gaselektro kaj karboelektro plue malpliiĝos. Krome, gaselektroprojektoj povas atingi pliajn enspezojn per vendado de superfluaj karbonaj kvotoj en la estonteco, kio oni atendas redukti la plenvivciklan niveligitan koston de elektro je 3%-5%.

(IV) Horoj de Uzado de Unuoj

La uzhoroj de unuo rekte influas la amortizan efikon de fiksaj kostoj. Ju pli altaj estas la uzhoroj, des pli malalta estas la kosto de unuo-generado. La uzhoroj de tergasaj generatoroj estas proksime rilataj al la aplikaj scenaroj: centralizitaj elektrocentraloj, kiel pintaj reguligaj elektrofontoj, ĝenerale havas uzhorojn de 2500-3500 horoj; distribuitaj elektrocentraloj, kiuj estas proksimaj al la fina ŝarĝopostulo de industriaj parkoj kaj datencentroj, povas atingi uzhorojn de 3500-4500 horoj, kaj la kosto de unuo-generado povas esti reduktita je 0,03-0,05 juanoj/kWh. Se la uzhoroj estas malpli ol 2000 horoj, la fiksaj kostoj ne povas esti efike amortizitaj, kio kondukos al signifa pliiĝo de la ampleksa kosto de elektrogenerado kaj eĉ perdoj.

III. Aktuala Industria Kosta Stato

Kombinite kun nunaj industriaj datumoj, sub la referenca scenaro de tergasprezo de 2.8 juanoj/kuba metro, utiligohoroj de 3000 horoj kaj karbona prezo de 50 juanoj/tuno da CO₂, la plenvivcikla niveligita kosto de elektro de tipaj kombinciklaj gasturbinoj (CCGT) projektoj estas ĉirkaŭ 0.52-0.60 juanoj/kWh, iomete pli alta ol tiu de karboenergio (ĉirkaŭ 0.45-0.50 juanoj/kWh), sed signife pli malalta ol la ampleksa kosto de renovigebla energio kun energiakumulado (ĉirkaŭ 0.65-0.80 juanoj/kWh).

El la perspektivo de regionaj diferencoj, profitante de stabila gasfonta provizo, plibonigita politika subteno kaj alta akcepto de karbona prezo, la tutvivcikla niveligita kosto de elektro de gascentraloj en ŝarĝcentraj regionoj kiel la Jangzia Riverdelto kaj la Perloriverdelto povas esti kontrolita je 0,45-0,52 juanoj/kWh, kio havas ekonomian bazon por konkurenco kun karboenergio; inter ili, kiel karbonkomerca pilotprogramo, la averaĝa karbona prezo de Gŭangdongo en 2024 atingis 95 juanojn/tunon, kombinite kun la kapacita kompensmekanismo, la kostavantaĝo estas pli evidenta. En la nordokcidenta regiono, limigita de gasfonta garantio kaj transmisiaj kaj distribuaj kostoj, la unuokosto de elektroproduktado estas ĝenerale pli alta ol 0,60 juanoj/kWh, kaj la projekta ekonomio estas malforta.

El la perspektivo de la tuta industrio, la kosto de elektroproduktado de tergasaj generatoroj montras optimumigan tendencon de "malalta mallongtempe kaj pliboniĝanta longtempe": mallongtempe, pro altaj gasprezoj kaj malaltaj utiligaj horoj en iuj regionoj, la profitspaco estas limigita; meze kaj longtempe, kun la diversigo de gasfontoj, lokalizo de ekipaĵo, altiĝo de karbonprezoj kaj plibonigo de politikaj mekanismoj, la kosto iom post iom malpliiĝos. Oni atendas, ke antaŭ 2030, la interna rendimento-procento (IRR) de efikaj gasenergiprojektoj kun kapabloj por administri karbonajn aktivaĵoj estos stabile en la intervalo de 6%-8%.

IV. Kernaj Direktoj por Kosto-Optimigo

Kombinite kun kosto-konsisto kaj influaj faktoroj, la optimumigo de la kostoj de elektroproduktado de tergasaj generatorunuoj devas fokusiĝi al la kvar kernoj de "kontrolo de fuelo, redukto de investoj, optimumigo de funkciado kaj bontenado, kaj ĝuado de politikoj", kaj realigi la kontinuan redukton de ampleksaj kostoj per teknologia novigado, rimeda integriĝo kaj politika konekto.

Unue, stabiligu la provizon de gaso kaj kontrolu la kostojn de fuelo. Fortigu kunlaboron kun gravaj hejmaj tergasprovizantoj, subskribu longdaŭrajn gasprovizajn interkonsentojn por fiksi la prezojn de gaso; antaŭenigu la diversigitan aranĝon de gasfontoj, fidu je la kresko de hejma produktado de ardezargila gaso kaj la plibonigo de longdaŭraj interkonsentoj pri LNG-importado por redukti la dependecon de internaciaj punktaj gasprezoj; samtempe, optimumigu la unuo-bruligadsistemon, plibonigu la efikecon de elektroproduktado, kaj reduktu la fuelkonsumon por ĉiu unuo de elektroproduktado.

Due, antaŭenigi ekipaĵan lokalizon kaj redukti konstruinvestojn. Kontinue pliigi investojn en kerna teknologia esplorado kaj disvolviĝo, rompi la proplempunkton de lokalizo de ŝlosilaj komponantoj de pezaj gasturbinoj, kaj plue redukti ekipaĵajn aĉetkostojn; optimumigi projektajn dezajnajn kaj instalajn procezojn, mallongigi la konstruciklon, kaj amortizi financajn kostojn kaj konstruinĝenierikajn investojn; racie elekti unuokapaciton laŭ aplikaj scenaroj por atingi ekvilibron inter investo kaj efikeco.

Trie, ĝisdatigi la modelon de funkciigo kaj bontenado kaj kunpremi la kostojn de funkciigo kaj bontenado. Konstrui inteligentan diagnozan platformon, fidi je grandaj datumoj kaj 5G-teknologio por realigi precizan fruan averton pri la sanstato de ekipaĵo, kaj antaŭenigi la transformon de la modelo de funkciigo kaj bontenado de "pasiva bontenado" al "aktiva frua averto"; antaŭenigi la lokalizon de funkciiga kaj bontenada teknologio, starigi profesian teamon de funkciigo kaj bontenado, plibonigi la sendependan bontenan kapaciton de kernaj komponantoj, kaj redukti la kostojn de bontenado kaj anstataŭigo de partoj; elekti alt-efikecajn aparatojn por redukti la probablecon de paneo, haltigo kaj konsumado de konsumaĵoj.

Kvare, precize konektiĝu kun politikoj kaj ricevu pliajn enspezojn. Aktive respondu al politikoj kiel la duparta kompenso por elektroprezo kaj pinta reguligo, kaj strebu al subteno por kosttransdono kaj enspezkompenso; proaktive aranĝu la sistemon por administri karbonajn aktivaĵojn, plene utiligu la mekanismon de la karbona merkato por atingi pliajn enspezojn per vendado de superfluaj karbonaj kvotoj kaj partopreno en karbonaj financaj instrumentoj, kaj plu optimumigu la kostostrukturon; antaŭenigu la multenergian komplementan aranĝon "gaso-fotovoltaika-hidrogena", plibonigu la horojn da uzado de unuoj, kaj amortizu fiksajn kostojn.

V. Konkludo

La kosto de elektroproduktado de tergasaj generatoroj centriĝas sur la fuelkosto, subtenata de konstruinvestoj kaj funkciigaj kaj bontenaj kostoj, kaj estas kune influata de pluraj faktoroj kiel gasprezo, politiko, karbona merkato kaj regiona aranĝo. Ĝia ekonomio dependas ne nur de sia propra teknika nivelo kaj administra kapablo, sed ankaŭ de la profunda ligado inter la energimerkata ŝablono kaj politika orientiĝo. Nuntempe, kvankam la kosto de elektroproduktado de tergasaj generatoroj estas iomete pli alta ol tiu de karboenergio, kun la antaŭeniro de la celo "duobla karbono", la altiĝo de karbonprezoj kaj la sukceso en ekipaĵa lokalizo, ĝiaj malaltkarbonaj avantaĝoj kaj ekonomiaj avantaĝoj iom post iom elstarigos.

En la estonteco, kun la kontinua plibonigo de la sistemoj de produktado, provizado, stokado kaj merkatado de tergaso kaj la profundigo de la reformo de la elektromerkato kaj karbona merkato, la kosto de elektroproduktado de tergasaj generatoroj estos iom post iom optimumigita, fariĝante grava subteno por konekti alt-proporcian renovigebla energio kaj energian sekurecon. Por industriaj entreprenoj, necesas precize kompreni la faktorojn, kiuj influas kostojn, fokusiĝi sur la kernaj optimumigaj direktoj, kaj kontinue redukti la ampleksan koston de elektroproduktado per teknologia novigado, rimeda integriĝo kaj politika konekto, plibonigi la merkatan konkurencivon de tergasaj generatoroj, kaj helpi la konstruadon de la nova elektrosistemo kaj la transformon de la energia strukturo.