Ολοκληρωμένη Ανάλυση του Κόστους Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας από Μονάδες Παραγωγής Φυσικού Αερίου

I. Βασική Σύνθεση του Κόστους Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας

Το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου λαμβάνει ως βασικό λογιστικό δείκτη το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας (LCOE) πλήρους κύκλου ζωής, καλύπτοντας τρεις βασικούς τομείς: το κόστος καυσίμων, το κόστος επενδύσεων σε κατασκευές και το κόστος λειτουργίας και συντήρησης. Η αναλογία των τριών παρουσιάζει σαφή διαφορική κατανομή, μεταξύ των οποίων το κόστος καυσίμων κυριαρχεί και καθορίζει άμεσα το συνολικό επίπεδο κόστους.

(I) Κόστος Καυσίμων: Πυρήνας του Ποσοστού Κόστους, Σημαντικότερη Επίδραση από Διακυμάνσεις

Το κόστος καυσίμων αποτελεί το μεγαλύτερο ποσοστό του κόστους παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου. Τα δεδομένα υπολογισμών της βιομηχανίας δείχνουν ότι το ποσοστό του φτάνει γενικά το 60%-80% και μπορεί να ξεπεράσει το 80% σε ορισμένα ακραία περιβάλλοντα αγοράς, καθιστώντας το την πιο κρίσιμη μεταβλητή που επηρεάζει τη διακύμανση του κόστους παραγωγής ενέργειας. Η λογιστική καταγραφή του κόστους καυσίμων εξαρτάται κυρίως από την τιμή του φυσικού αερίου (συμπεριλαμβανομένης της τιμής αγοράς και του τέλους μεταφοράς και διανομής) και την απόδοση της μονάδας παραγωγής ενέργειας. Ο βασικός τύπος υπολογισμού είναι: Κόστος Καυσίμου (γιουάν/kWh) = Τιμή Μονάδας Φυσικού Αερίου (γιουάν/κυβικό μέτρο) ÷ Απόδοση Μονάδας Παραγωγής Ενέργειας (kWh/κυβικό μέτρο).

Σε συνδυασμό με το τρέχον επίπεδο της κύριας βιομηχανίας, η μέση εγχώρια τιμή φυσικού αερίου για τη μονάδα είναι περίπου 2,8 γιουάν/κυβικό μέτρο. Η απόδοση παραγωγής ενέργειας των τυπικών μονάδων αεριοστροβίλων συνδυασμένου κύκλου (CCGT) είναι περίπου 5,5-6,0 kWh/κυβικό μέτρο, που αντιστοιχεί σε κόστος καυσίμου παραγωγής ενέργειας ανά μονάδα περίπου 0,47-0,51 γιουάν. Εάν υιοθετηθούν μονάδες κατανεμημένων κινητήρων εσωτερικής καύσης, η απόδοση παραγωγής ενέργειας είναι περίπου 3,8-4,2 kWh/κυβικό μέτρο και το κόστος καυσίμου παραγωγής ενέργειας ανά μονάδα αυξάνεται σε 0,67-0,74 γιουάν. Αξίζει να σημειωθεί ότι περίπου το 40% του εγχώριου φυσικού αερίου εξαρτάται από τις εισαγωγές. Οι διακυμάνσεις στις διεθνείς τιμές spot LNG και οι αλλαγές στο εγχώριο πρότυπο παραγωγής, προμήθειας, αποθήκευσης και εμπορίας φυσικού αερίου θα μεταδοθούν άμεσα στο τέλος του κόστους καυσίμου. Για παράδειγμα, κατά τη διάρκεια της απότομης αύξησης των τιμών spot JKM της Ασίας το 2022, το κόστος καυσίμου παραγωγής ενέργειας ανά μονάδα των εγχώριων επιχειρήσεων παραγωγής ενέργειας με καύσιμο φυσικό αέριο ξεπέρασε κάποτε τα 0,6 γιουάν, υπερβαίνοντας κατά πολύ το εύρος νεκρού σημείου.

(II) Κόστος Επένδυσης σε Κατασκευές: Σταθερό Ποσοστό Πάγιων Επενδύσεων, Μείωση που Υποβοηθείται από την Τοπική Ενσωμάτωση

Το κόστος επένδυσης σε κατασκευές είναι μια εφάπαξ πάγια επένδυση, η οποία περιλαμβάνει κυρίως την αγορά εξοπλισμού, τα έργα πολιτικού μηχανικού, την εγκατάσταση και θέση σε λειτουργία, την απόκτηση γης και το κόστος χρηματοδότησης. Το ποσοστό του στο κόστος παραγωγής ενέργειας πλήρους κύκλου ζωής είναι περίπου 15%-25% και οι βασικοί παράγοντες που επηρεάζουν είναι το τεχνικό επίπεδο του εξοπλισμού και ο ρυθμός εντοπισμού του.

Από την άποψη της αγοράς εξοπλισμού, η βασική τεχνολογία των βαρέων αεριοστροβίλων μονοπωλείται εδώ και καιρό από διεθνείς κολοσσούς και οι τιμές του εισαγόμενου εξοπλισμού και των βασικών εξαρτημάτων παραμένουν υψηλές. Το στατικό κόστος επένδυσης ανά κιλοβάτ ενός μόνο έργου παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας συνδυασμένου κύκλου ενός εκατομμυρίου κιλοβάτ είναι περίπου 4.500-5.500 γιουάν, μεταξύ των οποίων ο αεριοστρόβιλος και ο υποστηρικτικός λέβητας απορριπτόμενης θερμότητας αντιπροσωπεύουν περίπου το 45% της συνολικής επένδυσης σε εξοπλισμό. Τα τελευταία χρόνια, οι εγχώριες επιχειρήσεις έχουν επιταχύνει τις τεχνολογικές ανακαλύψεις. Επιχειρήσεις όπως η Weichai Power και η Shanghai Electric έχουν σταδιακά υλοποιήσει τον εντοπισμό μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου μεσαίας και ελαφριάς χρήσης και βασικών εξαρτημάτων, μειώνοντας το κόστος αγοράς παρόμοιου εξοπλισμού κατά 15%-20% σε σύγκριση με τα εισαγόμενα προϊόντα, μειώνοντας αποτελεσματικά το συνολικό κόστος επένδυσης στην κατασκευή. Επιπλέον, η χωρητικότητα της μονάδας και τα σενάρια εγκατάστασης επηρεάζουν επίσης το κόστος κατασκευής. Οι κατανεμημένες μικρές μονάδες έχουν σύντομους κύκλους εγκατάστασης (μόνο 2-3 μήνες), χαμηλές επενδύσεις σε πολιτικά μηχανικά έργα και χαμηλότερο κόστος επένδυσης ανά κιλοβάτ σε σχέση με τους μεγάλους κεντρικούς σταθμούς παραγωγής ενέργειας. Αν και οι μεγάλες μονάδες συνδυασμένου κύκλου έχουν υψηλή αρχική επένδυση, έχουν σημαντικά πλεονεκτήματα στην αποδοτικότητα της παραγωγής ενέργειας και μπορούν να αποσβέσουν το κόστος επένδυσης ανά μονάδα μέσω της παραγωγής ενέργειας μεγάλης κλίμακας.

(III) Κόστος Λειτουργίας και Συντήρησης: Μακροπρόθεσμη Συνεχής Επένδυση, Μεγάλο Περιθώριο για Τεχνολογική Βελτιστοποίηση

Το κόστος λειτουργίας και συντήρησης είναι μια συνεχής επένδυση σε ολόκληρο τον κύκλο ζωής, η οποία περιλαμβάνει κυρίως την επιθεώρηση και συντήρηση του εξοπλισμού, την αντικατάσταση εξαρτημάτων, το κόστος εργασίας, την κατανάλωση λιπαντικού λαδιού, την προστασία του περιβάλλοντος κ.λπ. Το ποσοστό του στο κόστος παραγωγής ενέργειας σε ολόκληρο τον κύκλο ζωής είναι περίπου 5%-10%. Από την άποψη της βιομηχανικής πρακτικής, οι βασικές δαπάνες του κόστους λειτουργίας και συντήρησης είναι η αντικατάσταση βασικών εξαρτημάτων και οι υπηρεσίες συντήρησης, μεταξύ των οποίων το μέσο κόστος συντήρησης ενός μεγάλου αεριοστροβίλου μπορεί να φτάσει τα 300 εκατομμύρια γιουάν, ενώ το κόστος αντικατάστασης των βασικών εξαρτημάτων είναι σχετικά υψηλό.

Οι μονάδες με διαφορετικά τεχνικά επίπεδα παρουσιάζουν σημαντικές διαφορές στο κόστος λειτουργίας και συντήρησης: αν και οι μονάδες παραγωγής υψηλής απόδοσης έχουν υψηλότερη αρχική επένδυση, η κατανάλωση λιπαντικού λαδιού είναι μόνο το 1/10 αυτής των συνηθισμένων μονάδων, με μεγαλύτερους κύκλους αλλαγής λαδιού και χαμηλότερη πιθανότητα διακοπής λειτουργίας από βλάβη, γεγονός που μπορεί να μειώσει αποτελεσματικά το κόστος εργασίας και τις απώλειες από διακοπή λειτουργίας. Αντίθετα, οι τεχνολογικά καθυστερημένες μονάδες έχουν συχνές βλάβες, οι οποίες όχι μόνο αυξάνουν το κόστος αντικατάστασης εξαρτημάτων, αλλά επηρεάζουν και τα έσοδα από την παραγωγή ενέργειας λόγω διακοπής λειτουργίας, αυξάνοντας έμμεσα το συνολικό κόστος. Τα τελευταία χρόνια, με την αναβάθμιση της τοπικής τεχνολογίας λειτουργίας και συντήρησης και την εφαρμογή έξυπνων συστημάτων διάγνωσης, το κόστος λειτουργίας και συντήρησης των οικιακών μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου έχει μειωθεί σταδιακά. Η βελτίωση του ανεξάρτητου ρυθμού συντήρησης των βασικών εξαρτημάτων έχει μειώσει το κόστος αντικατάστασης κατά περισσότερο από 20% και το διάστημα συντήρησης έχει παραταθεί στις 32.000 ώρες, συμπιέζοντας περαιτέρω τον χώρο για δαπάνες λειτουργίας και συντήρησης.

II. Βασικές Μεταβλητές που Επηρεάζουν το Κόστος Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας

Εκτός από τα παραπάνω βασικά στοιχεία, το κόστος παραγωγής ενέργειας από μονάδες παραγωγής φυσικού αερίου επηρεάζεται επίσης από πολλαπλές μεταβλητές όπως ο μηχανισμός τιμολόγησης του φυσικού αερίου, ο προσανατολισμός της πολιτικής, η ανάπτυξη της αγοράς άνθρακα, η περιφερειακή διάταξη και οι ώρες χρήσης της μονάδας, μεταξύ των οποίων η επίδραση του μηχανισμού τιμολόγησης του φυσικού αερίου και της ανάπτυξης της αγοράς άνθρακα είναι η πιο εκτεταμένη.

(I) Μηχανισμός Τιμών Φυσικού Αερίου και Εγγύηση Πηγής Φυσικού Αερίου

Η σταθερότητα των τιμών του φυσικού αερίου και των μοντέλων προμήθειας καθορίζουν άμεσα την τάση του κόστους καυσίμων και στη συνέχεια επηρεάζουν το συνολικό κόστος παραγωγής ενέργειας. Προς το παρόν, η εγχώρια τιμή του φυσικού αερίου έχει διαμορφώσει έναν μηχανισμό σύνδεσης "τιμή αναφοράς + κυμαινόμενη τιμή". Η τιμή αναφοράς συνδέεται με τις διεθνείς τιμές αργού πετρελαίου και LNG και η κυμαινόμενη τιμή προσαρμόζεται ανάλογα με την προσφορά και τη ζήτηση της αγοράς. Οι διακυμάνσεις των τιμών μεταδίδονται άμεσα στο κόστος παραγωγής ενέργειας. Η εγγυημένη χωρητικότητα της πηγής φυσικού αερίου επηρεάζει επίσης το κόστος. Σε περιοχές με κέντρο φορτίου, όπως το Δέλτα του ποταμού Γιανγκτσέ και το Δέλτα του ποταμού Περλ, οι σταθμοί παραλαβής LNG είναι πυκνοί, το επίπεδο διασύνδεσης του δικτύου αγωγών είναι υψηλό, το κόστος μεταφοράς και διανομής είναι χαμηλό, η προμήθεια πηγής φυσικού αερίου είναι σταθερή και το κόστος καυσίμου είναι σχετικά ελεγχόμενο. Ενώ στη βορειοδυτική περιοχή, που περιορίζεται από τις εγκαταστάσεις διανομής πηγής φυσικού αερίου και μεταφοράς και διανομής, το κόστος μεταφοράς και διανομής φυσικού αερίου είναι σχετικά υψηλό, αυξάνοντας το κόστος παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής στην περιοχή. Επιπλέον, οι επιχειρήσεις μπορούν να κλειδώσουν τις τιμές της πηγής φυσικού αερίου υπογράφοντας μακροπρόθεσμες συμφωνίες προμήθειας φυσικού αερίου, αποφεύγοντας αποτελεσματικά τους κινδύνους κόστους που προκαλούνται από τις διακυμάνσεις των διεθνών τιμών φυσικού αερίου.

(II) Προσανατολισμός Πολιτικής και Μηχανισμός Αγοράς

Οι μηχανισμοί πολιτικής επηρεάζουν κυρίως το συνολικό κόστος και τα επίπεδα εσόδων των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου μέσω της μεταφοράς κόστους και της αντιστάθμισης εσόδων. Τα τελευταία χρόνια, η Κίνα έχει προωθήσει σταδιακά τη μεταρρύθμιση της διμερούς τιμής ηλεκτρικής ενέργειας για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο, η οποία εφαρμόστηκε για πρώτη φορά σε επαρχίες όπως η Σαγκάη, η Τζιανγκσού και η Γκουανγκντόνγκ. Η ανάκτηση του σταθερού κόστους διασφαλίζεται μέσω της τιμής ισχύος και η τιμή της ενέργειας συνδέεται με την τιμή του φυσικού αερίου για το κόστος καυσίμου μεταφοράς. Μεταξύ αυτών, η Γκουανγκντόνγκ αύξησε την τιμή ισχύος από 100 γιουάν/kW/έτος σε 264 γιουάν/kW/έτος, η οποία μπορεί να καλύψει το 70%-80% του σταθερού κόστους του έργου, μετριάζοντας αποτελεσματικά το πρόβλημα της μεταφοράς κόστους. Ταυτόχρονα, η πολιτική αντιστάθμισης για μονάδες γρήγορης εκκίνησης-παύσης στην αγορά βοηθητικών υπηρεσιών έχει βελτιώσει περαιτέρω τη δομή εσόδων των έργων παραγωγής ενέργειας με καύση φυσικού αερίου. Η μέγιστη τιμή αντιστάθμισης ρύθμισης σε ορισμένες περιοχές έχει φτάσει τα 0,8 γιουάν/kWh, η οποία είναι σημαντικά υψηλότερη από τα έσοδα της συμβατικής παραγωγής ενέργειας.

(III) Ανάπτυξη της αγοράς άνθρακα και πλεονεκτήματα χαμηλών εκπομπών άνθρακα

Με τη συνεχή βελτίωση της εθνικής αγοράς εμπορίας δικαιωμάτων εκπομπών άνθρακα, το κόστος άνθρακα έχει σταδιακά εσωτερικευτεί, αποτελώντας έναν σημαντικό παράγοντα που επηρεάζει τη σχετική οικονομία των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου. Η ένταση εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα ανά μονάδα των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου είναι περίπου το 50% αυτής της ενέργειας από άνθρακα (περίπου 380 γραμμάρια CO₂/kWh έναντι περίπου 820 γραμμάρια CO₂/kWh για την ενέργεια από άνθρακα). Στο πλαίσιο των αυξανόμενων τιμών άνθρακα, τα πλεονεκτήματα χαμηλών εκπομπών άνθρακα εξακολουθούν να είναι εμφανή. Η τρέχουσα εγχώρια τιμή άνθρακα είναι περίπου 50 γιουάν/τόνο CO₂ και αναμένεται να αυξηθεί στα 150-200 γιουάν/τόνο έως το 2030. Λαμβάνοντας ως παράδειγμα μια μεμονωμένη μονάδα 600.000 κιλοβάτ με ετήσια εκπομπή περίπου 3 εκατομμυρίων τόνων CO₂, η παραγωγή ενέργειας από άνθρακα θα πρέπει να επιβαρυνθεί με επιπλέον κόστος άνθρακα 450-600 εκατομμυρίων γιουάν ετησίως εκείνη την εποχή, ενώ η παραγωγή ενέργειας από φυσικό αέριο αντιπροσωπεύει μόνο το 40% αυτού της παραγωγής ενέργειας από άνθρακα, και το χάσμα κόστους μεταξύ της παραγωγής ενέργειας από φυσικό αέριο και της παραγωγής ενέργειας από άνθρακα θα μειωθεί περαιτέρω. Επιπλέον, τα έργα παραγωγής ενέργειας από φυσικό αέριο μπορούν να επιτύχουν πρόσθετα έσοδα πουλώντας πλεονάζουσες ποσοστώσεις άνθρακα στο μέλλον, κάτι που αναμένεται να μειώσει το επίπεδο κόστους ηλεκτρικής ενέργειας σε ολόκληρο τον κύκλο ζωής κατά 3%-5%.

(IV) Ώρες Χρήσης Μονάδας

Οι ώρες χρήσης της μονάδας επηρεάζουν άμεσα την επίδραση απόσβεσης του πάγιου κόστους. Όσο υψηλότερες είναι οι ώρες χρήσης, τόσο χαμηλότερο είναι το κόστος παραγωγής ενέργειας της μονάδας. Οι ώρες χρήσης των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου σχετίζονται στενά με τα σενάρια εφαρμογής: οι κεντρικοί σταθμοί παραγωγής ενέργειας, ως πηγές ενέργειας με μέγιστη ρύθμιση, έχουν γενικά ώρες χρήσης 2500-3500 ωρών. οι κατανεμημένοι σταθμοί παραγωγής ενέργειας, οι οποίοι βρίσκονται κοντά στη ζήτηση φορτίου τερματικού σταθμού των βιομηχανικών πάρκων και των κέντρων δεδομένων, μπορούν να φτάσουν τις ώρες χρήσης 3500-4500 ωρών και το κόστος παραγωγής ενέργειας της μονάδας μπορεί να μειωθεί κατά 0,03-0,05 γιουάν/kWh. Εάν οι ώρες χρήσης είναι λιγότερες από 2000 ώρες, τα πάγια έξοδα δεν μπορούν να αποσβεστούν αποτελεσματικά, γεγονός που θα οδηγήσει σε σημαντική αύξηση του συνολικού κόστους παραγωγής ενέργειας και ακόμη και σε απώλειες.

III. Τρέχουσα Κατάσταση Κόστους Βιομηχανίας

Σε συνδυασμό με τα τρέχοντα δεδομένα του κλάδου, βάσει του σεναρίου αναφοράς με τιμή φυσικού αερίου 2,8 γιουάν/κυβικό μέτρο, ώρες χρήσης 3000 ώρες και τιμή άνθρακα 50 γιουάν/τόνο CO₂, το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας πλήρους κύκλου ζωής τυπικών έργων αεριοστροβίλων συνδυασμένου κύκλου (CCGT) είναι περίπου 0,52-0,60 γιουάν/kWh, ελαφρώς υψηλότερο από αυτό της ενέργειας με καύση άνθρακα (περίπου 0,45-0,50 γιουάν/kWh), αλλά σημαντικά χαμηλότερο από το συνολικό κόστος των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας με αποθήκευση ενέργειας (περίπου 0,65-0,80 γιουάν/kWh).

Από την οπτική γωνία των περιφερειακών διαφορών, επωφελούμενοι από τη σταθερή προμήθεια πηγών φυσικού αερίου, τη βελτιωμένη πολιτική υποστήριξης και την υψηλή αποδοχή των τιμών άνθρακα, το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας σε ολόκληρο τον κύκλο ζωής των σταθμών ηλεκτροπαραγωγής με καύση φυσικού αερίου σε περιοχές με κέντρο φορτίου, όπως το Δέλτα του ποταμού Γιανγκτσέ και το Δέλτα του ποταμού Περλ, μπορεί να ελεγχθεί στα 0,45-0,52 γιουάν/kWh, γεγονός που έχει οικονομική βάση για ανταγωνισμό με την ενέργεια από άνθρακα. Μεταξύ αυτών, ως πιλοτικό πρόγραμμα εμπορίας άνθρακα, η μέση τιμή άνθρακα της Γκουανγκντόνγκ το 2024 έφτασε τα 95 γιουάν/τόνο, σε συνδυασμό με τον μηχανισμό αντιστάθμισης δυναμικότητας, το πλεονέκτημα κόστους είναι πιο προφανές. Στη βορειοδυτική περιοχή, που περιορίζεται από την εγγύηση της πηγής φυσικού αερίου και το κόστος μεταφοράς και διανομής, το κόστος παραγωγής ενέργειας ανά μονάδα είναι γενικά υψηλότερο από 0,60 γιουάν/kWh και η οικονομία του έργου είναι αδύναμη.

Από την οπτική γωνία του κλάδου στο σύνολό του, το κόστος παραγωγής ενέργειας από μονάδες παραγωγής φυσικού αερίου παρουσιάζει μια τάση βελτιστοποίησης «χαμηλή βραχυπρόθεσμα και βελτίωση μακροπρόθεσμα»: βραχυπρόθεσμα, λόγω των υψηλών τιμών του φυσικού αερίου και των χαμηλών ωρών αξιοποίησης σε ορισμένες περιοχές, ο χώρος κέρδους είναι περιορισμένος. μεσοπρόθεσμα και μακροπρόθεσμα, με τη διαφοροποίηση των πηγών φυσικού αερίου, τον εντοπισμό εξοπλισμού, την αύξηση των τιμών άνθρακα και τη βελτίωση των μηχανισμών πολιτικής, το κόστος θα μειωθεί σταδιακά. Αναμένεται ότι έως το 2030, ο εσωτερικός ρυθμός απόδοσης (IRR) των αποδοτικών έργων παραγωγής ενέργειας με καύση φυσικού αερίου με δυνατότητες διαχείρισης περιουσιακών στοιχείων άνθρακα θα κυμαίνεται σταθερά στην περιοχή του 6%-8%.

IV. Βασικές Κατευθύνσεις για Βελτιστοποίηση Κόστους

Σε συνδυασμό με τη σύνθεση του κόστους και τους παράγοντες που επηρεάζουν, η βελτιστοποίηση του κόστους παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου πρέπει να επικεντρωθεί στους τέσσερις πυρήνες: «έλεγχος καυσίμων, μείωση επενδύσεων, βελτιστοποίηση λειτουργίας και συντήρησης και εφαρμογή πολιτικών», και να πραγματοποιήσει τη συνεχή μείωση του συνολικού κόστους μέσω της τεχνολογικής καινοτομίας, της ενσωμάτωσης πόρων και της σύνδεσης πολιτικών.

Πρώτον, σταθεροποίηση της προμήθειας πηγών φυσικού αερίου και έλεγχος του κόστους καυσίμων. Ενίσχυση της συνεργασίας με τους μεγάλους εγχώριους προμηθευτές φυσικού αερίου, υπογραφή μακροπρόθεσμων συμφωνιών προμήθειας φυσικού αερίου για τη σταθεροποίηση των τιμών των πηγών φυσικού αερίου· προώθηση της διαφοροποιημένης διάταξης των πηγών φυσικού αερίου, αξιοποίηση της αύξησης της εγχώριας παραγωγής σχιστολιθικού αερίου και της βελτίωσης των μακροπρόθεσμων συμφωνιών εισαγωγής ΥΦΑ για τη μείωση της εξάρτησης από τις διεθνείς τιμές spot φυσικού αερίου· ταυτόχρονα, βελτιστοποίηση του συστήματος καύσης μονάδων, βελτίωση της αποδοτικότητας της παραγωγής ενέργειας και μείωση της κατανάλωσης καυσίμου ανά μονάδα παραγωγής ενέργειας.

Δεύτερον, προώθηση της τοπικής προσαρμογής εξοπλισμού και μείωση των επενδύσεων σε κατασκευές. Συνεχής αύξηση των επενδύσεων στην έρευνα και ανάπτυξη βασικών τεχνολογιών, άρση των εμποδίων στην τοπική προσαρμογή βασικών εξαρτημάτων των βαρέων αεριοστροβίλων και περαιτέρω μείωση του κόστους αγοράς εξοπλισμού· βελτιστοποίηση των διαδικασιών σχεδιασμού και εγκατάστασης του έργου, συντόμευση του κύκλου κατασκευής και απόσβεση του κόστους χρηματοδότησης και των επενδύσεων σε έργα πολιτικού μηχανικού· εύλογη επιλογή της δυναμικότητας της μονάδας σύμφωνα με τα σενάρια εφαρμογής, για την επίτευξη ισορροπίας μεταξύ επένδυσης και αποδοτικότητας.

Τρίτον, αναβάθμιση του μοντέλου λειτουργίας και συντήρησης και συμπίεση του κόστους λειτουργίας και συντήρησης. Δημιουργία μιας έξυπνης πλατφόρμας διάγνωσης, αξιοποίηση των μεγάλων δεδομένων και της τεχνολογίας 5G για την επίτευξη ακριβούς έγκαιρης προειδοποίησης σχετικά με την κατάσταση της υγείας του εξοπλισμού και προώθηση του μετασχηματισμού του μοντέλου λειτουργίας και συντήρησης από «παθητική συντήρηση» σε «ενεργητική έγκαιρη προειδοποίηση». προώθηση του εντοπισμού της τεχνολογίας λειτουργίας και συντήρησης, σύσταση μιας επαγγελματικής ομάδας λειτουργίας και συντήρησης, βελτίωση της ανεξάρτητης ικανότητας συντήρησης των βασικών εξαρτημάτων και μείωση του κόστους συντήρησης και αντικατάστασης εξαρτημάτων. επιλογή μονάδων υψηλής απόδοσης για μείωση της πιθανότητας διακοπής λειτουργίας και κατανάλωσης αναλώσιμων.

Τέταρτον, συνδέστε με ακρίβεια τις πολιτικές και αξιοποιήστε πρόσθετα έσοδα. Ενεργός ανταπόκριση σε πολιτικές όπως η διμερής τιμή ηλεκτρικής ενέργειας και η αποζημίωση για την κορύφωση της ρύθμισης, και επιδίωξη υποστήριξης για τη μετάδοση του κόστους και την αποζημίωση εσόδων. Προληπτικός σχεδιασμός του συστήματος διαχείρισης περιουσιακών στοιχείων άνθρακα, πλήρης αξιοποίηση του μηχανισμού της αγοράς άνθρακα για την επίτευξη πρόσθετων εσόδων μέσω της πώλησης πλεονασματικών ποσοστώσεων άνθρακα και της συμμετοχής σε χρηματοοικονομικά μέσα άνθρακα, και περαιτέρω βελτιστοποίηση της δομής κόστους. Προώθηση της συμπληρωματικής διάταξης πολλαπλών ενεργειακών συστημάτων "αέριο-φωτοβολταϊκό-υδρογόνο", βελτίωση των ωρών αξιοποίησης των μονάδων και απόσβεση των πάγιων εξόδων.

V. Συμπέρασμα

Το κόστος παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου επικεντρώνεται στο κόστος καυσίμων, υποστηρίζεται από τις επενδύσεις στην κατασκευή και το κόστος λειτουργίας και συντήρησης, και επηρεάζεται από κοινού από πολλαπλούς παράγοντες όπως η τιμή του φυσικού αερίου, η πολιτική, η αγορά άνθρακα και η περιφερειακή διάταξη. Η οικονομία της εξαρτάται όχι μόνο από το δικό της τεχνικό επίπεδο και την ικανότητα διαχείρισης, αλλά και από την εις βάθος σύνδεση του προτύπου της αγοράς ενέργειας και τον προσανατολισμό της πολιτικής. Προς το παρόν, αν και το κόστος παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου είναι ελαφρώς υψηλότερο από αυτό της ενέργειας με καύση άνθρακα, με την προώθηση του στόχου του "διπλού άνθρακα", την άνοδο των τιμών του άνθρακα και την ανακάλυψη του εντοπισμού εξοπλισμού, τα πλεονεκτήματα χαμηλών εκπομπών άνθρακα και τα οικονομικά πλεονεκτήματά της θα γίνουν σταδιακά εμφανή.

Στο μέλλον, με τη συνεχή βελτίωση του συστήματος παραγωγής, προμήθειας, αποθήκευσης και εμπορίας φυσικού αερίου και την εμβάθυνση της μεταρρύθμισης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και της αγοράς άνθρακα, το κόστος παραγωγής ενέργειας των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου θα βελτιστοποιηθεί σταδιακά, αποτελώντας σημαντική υποστήριξη για τη σύνδεση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας υψηλού ποσοστού και την ενεργειακή ασφάλεια. Για τις βιομηχανικές επιχειρήσεις, είναι απαραίτητο να κατανοήσουν με ακρίβεια τους παράγοντες που επηρεάζουν το κόστος, να επικεντρωθούν στις βασικές κατευθύνσεις βελτιστοποίησης και να μειώσουν συνεχώς το συνολικό κόστος παραγωγής ενέργειας μέσω της τεχνολογικής καινοτομίας, της ενσωμάτωσης πόρων και της σύνδεσης πολιτικής, να βελτιώσουν την ανταγωνιστικότητα της αγοράς των μονάδων παραγωγής φυσικού αερίου και να βοηθήσουν στην κατασκευή του νέου συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας και στον μετασχηματισμό της ενεργειακής δομής.