Բնական գազի արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի համապարփակ վերլուծություն

I. Էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի հիմնական կազմը

Բնական գազի արտադրող կայանքների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը որպես հիմնական հաշվապահական ցուցանիշ ընդունում է էլեկտրաէներգիայի լրիվ կյանքի ցիկլի հարթեցված արժեքը (LCOE), որը ընդգրկում է երեք հիմնական ոլորտներ՝ վառելիքի արժեքը, շինարարության ներդրումների արժեքը և շահագործման ու պահպանման արժեքը: Երեքի համամասնությունը ցույց է տալիս ակնհայտ դիֆերենցիալ բաշխում, որոնց մեջ գերիշխող է վառելիքի արժեքը և ուղղակիորեն որոշում է ընդհանուր ծախսերի մակարդակը:

(I) Վառելիքի արժեքը. Արժեքի համամասնության միջուկը, տատանումների ամենակարևոր ազդեցությունը

Վառելիքի արժեքը բնական գազ արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքի ամենամեծ մասն է կազմում: Արդյունաբերության հաշվարկային տվյալները ցույց են տալիս, որ դրա մասնաբաժինը սովորաբար հասնում է 60%-80%-ի և կարող է գերազանցել 80%-ը որոշ ծայրահեղ շուկայական միջավայրերում, ինչը այն դարձնում է էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի տատանումների վրա ազդող ամենակարևոր փոփոխականը: Վառելիքի ծախսերի հաշվառումը հիմնականում կախված է բնական գազի գնից (ներառյալ գնման գինը և փոխանցման ու բաշխման վճարը) և միավոր էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետությունից: Հաշվարկման հիմնական բանաձևն է. Վառելիքի արժեք (յուան/կՎտժ) = Բնական գազի միավորի գին (յուան/խորանարդ մետր) ÷ միավոր էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետություն (կՎտժ/խորանարդ մետր):

Արդյունաբերության ներկայիս հիմնական մակարդակի հետ միասին, կայանի համար ներքին բնական գազի միջին գինը կազմում է մոտ 2.8 յուան/խորանարդ մետր: Համակցված ցիկլի գազային տուրբինների (CCGT) տիպիկ ագրեգատների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետությունը կազմում է մոտ 5.5-6.0 կՎտժ/խորանարդ մետր, ինչը համապատասխանում է մոտ 0.47-0.51 յուան ​​հզորության վառելիքի միավոր արժեքին. եթե ընդունվեն բաշխված ներքին այրման շարժիչային ագրեգատներ, էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետությունը կկազմի մոտ 3.8-4.2 կՎտժ/խորանարդ մետր, իսկ միավոր հզորության արտադրության վառելիքի արժեքը կբարձրանա մինչև 0.67-0.74 յուան: Հարկ է նշել, որ ներքին բնական գազի մոտ 40%-ը կախված է ներմուծումից: Միջազգային հեղուկացված բնական գազի (ՀԲԳ) սպոտ գների տատանումները և ներքին գազի աղբյուրների արտադրության, մատակարարման, պահեստավորման և շուկայավարման փոփոխությունները ուղղակիորեն կփոխանցվեն վառելիքի արժեքին: Օրինակ՝ 2022 թվականին ասիական JKM սպոտ գների կտրուկ աճի ժամանակ ներքին գազով աշխատող էներգետիկ ձեռնարկությունների էլեկտրաէներգիայի արտադրության միավոր վառելիքի արժեքը մի ժամանակ գերազանցել է 0.6 յուանը, ինչը զգալիորեն գերազանցում է հավասարակշռության սահմանը:

(II) Շինարարության ներդրումային արժեքը. ֆիքսված ներդրումների կայուն համամասնությունը, անկումը պայմանավորված է տեղայնացմամբ

Շինարարության ներդրումային արժեքը միանվագ ֆիքսված ներդրում է, որը հիմնականում ներառում է սարքավորումների գնումը, քաղաքացիական ճարտարագիտության, տեղադրման և շահագործման, հողի ձեռքբերման և ֆինանսավորման ծախսերը: Դրա մասնաբաժինը էլեկտրաէներգիայի արտադրության ամբողջական ցիկլի արժեքում կազմում է մոտ 15%-25%, և հիմնական ազդող գործոններն են սարքավորումների տեխնիկական մակարդակը և տեղայնացման մակարդակը:

Սարքավորումների գնման տեսանկյունից, ծանր գազային տուրբինների հիմնական տեխնոլոգիան երկար ժամանակ մենաշնորհված է եղել միջազգային հսկաների կողմից, և ներմուծված սարքավորումների և հիմնական բաղադրիչների գները մնում են բարձր: Մեկ միլիոն կիլովատտ հզորությամբ համակցված ցիկլով էլեկտրաէներգիայի արտադրության նախագծի մեկ կիլովատտ ստատիկ ներդրումային արժեքը կազմում է մոտ 4500-5500 յուան, որոնց թվում գազային տուրբինը և օժանդակ ջերմային կաթսան կազմում են սարքավորումների ընդհանուր ներդրման մոտ 45%-ը: Վերջին տարիներին տեղական ձեռնարկությունները արագացրել են տեխնոլոգիական առաջընթացը: Weichai Power-ի և Shanghai Electric-ի նման ձեռնարկությունները աստիճանաբար իրականացրել են միջին և թեթև բնական գազի արտադրող միավորների և հիմնական բաղադրիչների տեղայնացումը՝ նմանատիպ սարքավորումների գնման արժեքը 15%-20%-ով կրճատելով ներմուծված արտադրանքի համեմատ, արդյունավետորեն նվազեցնելով շինարարության ընդհանուր ներդրումային արժեքը: Բացի այդ, միավորի հզորությունը և տեղադրման սցենարները նույնպես ազդում են շինարարության ծախսերի վրա: Բաշխված փոքր միավորներն ունեն կարճ տեղադրման ցիկլեր (ընդամենը 2-3 ամիս), ցածր քաղաքացիական ճարտարագիտական ​​ներդրումներ և ավելի ցածր կիլովատտ ներդրումային ծախսեր, քան խոշոր կենտրոնացված էլեկտրակայանները: Չնայած խոշոր համակցված ցիկլի կայանքները ունեն բարձր սկզբնական ներդրում, դրանք ունեն զգալի առավելություններ էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետության առումով և կարող են ամորտիզացնել միավորի ներդրումային ծախսերը մեծածավալ էլեկտրաէներգիայի արտադրության միջոցով։

(III) Շահագործման և սպասարկման ծախսեր. Երկարաժամկետ շարունակական ներդրում, տեխնոլոգիական օպտիմալացման մեծ հնարավորություններ

Շահագործման և սպասարկման արժեքը շարունակական ներդրում է ամբողջ կյանքի ցիկլի ընթացքում, որը հիմնականում ներառում է սարքավորումների ստուգումը և սպասարկումը, մասերի փոխարինումը, աշխատուժի արժեքը, քսայուղերի սպառումը, շրջակա միջավայրի պաշտպանության մշակումը և այլն: Դրա մասնաբաժինը ամբողջ կյանքի ցիկլի էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքում կազմում է մոտ 5%-10%: Արդյունաբերական պրակտիկայի տեսանկյունից, շահագործման և սպասարկման ծախսերի հիմնական ծախսերը հիմնական բաղադրիչների փոխարինումն ու սպասարկման ծառայություններն են, որոնց թվում մեկ մեծ գազային տուրբինի միջին սպասարկման արժեքը կարող է հասնել 300 միլիոն յուանի, իսկ հիմնական բաղադրիչների փոխարինման արժեքը համեմատաբար բարձր է:

Տարբեր տեխնիկական մակարդակներ ունեցող բլոկները զգալի տարբերություններ ունեն շահագործման և սպասարկման ծախսերի առումով. չնայած բարձր արդյունավետությամբ արտադրող բլոկներն ունեն ավելի բարձր սկզբնական ներդրում, դրանց քսայուղերի սպառումը կազմում է սովորական բլոկների սպառման միայն 1/10-ը՝ ավելի երկար յուղի փոխարինման ցիկլերով և խափանումների անջատման ավելի ցածր հավանականությամբ, ինչը կարող է արդյունավետորեն նվազեցնել աշխատուժի ծախսերը և անջատման կորուստները։ Ընդհակառակը, տեխնոլոգիապես հետամնաց բլոկներն ունեն հաճախակի խափանումներ, որոնք ոչ միայն մեծացնում են մասերի փոխարինման արժեքը, այլև ազդում են անջատման պատճառով էլեկտրաէներգիայի արտադրության եկամտի վրա՝ անուղղակիորեն բարձրացնելով համապարփակ արժեքը։ Վերջին տարիներին, տեղայնացված շահագործման և սպասարկման տեխնոլոգիաների արդիականացման և ինտելեկտուալ ախտորոշման համակարգերի կիրառման շնորհիվ, կենցաղային բնական գազի արտադրող բլոկների շահագործման և սպասարկման ծախսերը աստիճանաբար նվազել են։ Հիմնական բաղադրիչների անկախ սպասարկման մակարդակի բարելավումը կրճատել է փոխարինման արժեքը ավելի քան 20%-ով, իսկ սպասարկման միջակայքը երկարաձգվել է մինչև 32,000 ժամ, ինչը էլ ավելի է սեղմում շահագործման և սպասարկման ծախսերի տարածքը։

II. Էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի վրա ազդող հիմնական փոփոխականներ

Բացի վերը նշված հիմնական բաղադրիչներից, բնական գազ արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի վրա ազդում են նաև բազմաթիվ փոփոխականներ, ինչպիսիք են գազի գնի մեխանիզմը, քաղաքականության կողմնորոշումը, ածխածնի շուկայի զարգացումը, տարածաշրջանային դասավորությունը և բլոկների օգտագործման ժամերը, որոնց թվում գազի գնի մեխանիզմի և ածխածնի շուկայի զարգացման ազդեցությունն ամենաընդգրկունն է։

(I) Գազի գնի մեխանիզմ և գազի աղբյուրի երաշխիք

Բնական գազի գների կայունությունը և գնման մոդելները անմիջականորեն որոշում են վառելիքի ծախսերի միտումը, ապա ազդում են էլեկտրաէներգիայի արտադրության ընդհանուր ծախսերի վրա: Ներկայումս ներքին բնական գազի գինը ձևավորել է «հիմնական գին + լողացող գին» կապի մեխանիզմ: Հիմնական գինը կապված է հում նավթի և հեղուկացված բնական գազի միջազգային գների հետ, իսկ լողացող գինը ճշգրտվում է շուկայի առաջարկի և պահանջարկի համաձայն: Գնի տատանումները անմիջականորեն փոխանցվում են էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերին: Գազի աղբյուրի երաշխիքային հզորությունը նույնպես ազդում է ծախսերի վրա: Բեռնվածության կենտրոնի շրջաններում, ինչպիսիք են Յանցզի գետի դելտան և Պերլ գետի դելտան, հեղուկացված բնական գազի ընդունման կայանները խիտ են, խողովակաշարային ցանցի փոխկապակցվածության մակարդակը բարձր է, փոխանցման և բաշխման արժեքը ցածր է, գազի աղբյուրի մատակարարումը կայուն է, իսկ վառելիքի արժեքը համեմատաբար կառավարելի է. մինչդեռ հյուսիս-արևմտյան շրջանում, որը սահմանափակված է գազի աղբյուրի բաշխմամբ և փոխանցման ու բաշխման կայաններով, բնական գազի փոխանցման և բաշխման արժեքը համեմատաբար բարձր է, ինչը բարձրացնում է տարածաշրջանում արտադրող միավորների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը: Բացի այդ, ձեռնարկությունները կարող են ամրագրել գազի աղբյուրի գները՝ կնքելով գազի մատակարարման երկարաժամկետ պայմանագրեր, արդյունավետորեն խուսափելով միջազգային գազի գների տատանումներից առաջացած ծախսերի ռիսկերից:

(II) Քաղաքականության կողմնորոշում և շուկայական մեխանիզմ

Քաղաքականության մեխանիզմները հիմնականում ազդում են բնական գազ արտադրող բլոկների համապարփակ ծախսերի և եկամտի մակարդակի վրա՝ ծախսերի փոխանցման և եկամտի փոխհատուցման միջոցով: Վերջին տարիներին Չինաստանը աստիճանաբար խթանել է բնական գազով էլեկտրաէներգիայի արտադրության երկմաս էլեկտրաէներգիայի գնի բարեփոխումը, որն առաջին անգամ ներդրվել է այնպիսի նահանգներում, ինչպիսիք են Շանհայը, Ցզյանսու և Գուանդունը: Ֆիքսված ծախսերի վերականգնումը երաշխավորվում է հզորության գնի միջոցով, իսկ էներգիայի գինը կապված է գազի գնի հետ՝ փոխանցման վառելիքի ծախսերի համար: Դրանց թվում՝ Գուանդունը հզորության գինը 100 յուան/կՎտ/տարի բարձրացրել է մինչև 264 յուան/կՎտ/տարի, որը կարող է ծածկել նախագծի ֆիքսված ծախսերի 70%-80%-ը՝ արդյունավետորեն մեղմելով ծախսերի փոխանցման խնդիրը: Միևնույն ժամանակ, օժանդակ ծառայությունների շուկայում արագ մեկնարկ-կանգառ բլոկների փոխհատուցման քաղաքականությունը էլ ավելի է բարելավել գազով աշխատող էլեկտրաէներգիայի նախագծերի եկամտի կառուցվածքը: Որոշ շրջաններում գագաթնակետային կարգավորման փոխհատուցման գինը հասել է 0.8 յուան/կՎտժ-ի, ինչը զգալիորեն բարձր է ավանդական էլեկտրաէներգիայի արտադրության եկամուտներից:

(III) Ածխածնային շուկայի զարգացում և ցածր ածխածնային առավելություններ

Ազգային ածխածնի արտանետումների իրավունքների առևտրի շուկայի շարունակական բարելավման հետ մեկտեղ, ածխածնի ծախսերը աստիճանաբար ներքինացվել են՝ դառնալով բնական գազ արտադրող բլոկների համեմատական ​​​​տնտեսության վրա ազդող կարևոր գործոն: Բնական գազ արտադրող բլոկների ածխաթթու գազի արտանետումների միավոր ինտենսիվությունը կազմում է ածխով աշխատող էլեկտրաէներգիայի մոտ 50%-ը (մոտ 380 գրամ CO₂/կՎտժ՝ ածխով աշխատող էլեկտրաէներգիայի մոտ 820 գրամ CO₂/կՎտժ-ի դիմաց): Ածխածնի գների աճի ֆոնին, դրա ցածր ածխածնային առավելությունները շարունակում են ակնառու լինել: Ներկայիս ներքին ածխածնի գինը կազմում է մոտ 50 յուան/տոննա CO₂, և կանխատեսվում է, որ այն կբարձրանա մինչև 150-200 յուան/տոննա մինչև 2030 թվականը: Օրինակ՝ 600,000 կիլովատտ հզորությամբ մեկ բլոկը, որի տարեկան արտանետումները կազմում են մոտ 3 միլիոն տոննա CO₂, այդ ժամանակ ածխային էլեկտրաէներգիան պետք է կրի տարեկան լրացուցիչ 450-600 միլիոն յուան ​​ածխածնային ծախսեր, մինչդեռ գազային էլեկտրաէներգիան կազմում է ածխային էլեկտրաէներգիայի միայն 40%-ը, և գազային և ածխային էլեկտրաէներգիայի միջև արժեքային տարբերությունը կնվազի: Բացի այդ, գազային էլեկտրաէներգիայի նախագծերը կարող են լրացուցիչ եկամուտ ստանալ՝ ապագայում վաճառելով ավելցուկային ածխածնային քվոտաներ, ինչը, կանխատեսումների համաձայն, էլեկտրաէներգիայի ամբողջ կյանքի ցիկլի հարթեցված արժեքը կնվազեցնի 3%-5%-ով:

(IV) Միավորի օգտագործման ժամեր

Միավորի օգտագործման ժամերը անմիջականորեն ազդում են ֆիքսված ծախսերի ամորտիզացիայի ազդեցության վրա: Որքան բարձր են օգտագործման ժամերը, այնքան ցածր է միավորի էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը: Բնական գազի արտադրող բլոկների օգտագործման ժամերը սերտորեն կապված են կիրառման սցենարների հետ. կենտրոնացված էլեկտրակայանները, որպես գագաթնակետային կարգավորման էլեկտրաէներգիայի աղբյուրներ, սովորաբար ունեն 2500-3500 ժամ օգտագործման ժամեր. բաշխված էլեկտրակայանները, որոնք մոտ են արդյունաբերական պարկերի և տվյալների կենտրոնների տերմինալային բեռնվածության պահանջարկին, կարող են հասնել 3500-4500 ժամ օգտագործման ժամերի, և միավորի էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը կարող է կրճատվել 0.03-0.05 յուան/կՎտժ-ով: Եթե օգտագործման ժամերը 2000 ժամից պակաս են, ֆիքսված ծախսերը չեն կարող արդյունավետորեն ամորտիզացվել, ինչը կհանգեցնի էլեկտրաէներգիայի արտադրության համապարփակ արժեքի զգալի աճի և նույնիսկ կորուստների:

III. Արդյունաբերության ներկայիս ծախսերի կարգավիճակը

Արդյունաբերության ներկայիս տվյալների հետ համատեղ, բնական գազի 2.8 յուան/խորանարդ մետր գնի, 3000 ժամ օգտագործման ժամերի և CO₂-ի 50 յուան/տոննա ածխածնի գնի չափանիշային սցենարի դեպքում, համակցված ցիկլի գազային տուրբինների (CCGT) տիպիկ նախագծերի էլեկտրաէներգիայի լրիվ կյանքի ցիկլի հարթեցված արժեքը կազմում է մոտ 0.52-0.60 յուան/կՎտժ, որը մի փոքր ավելի բարձր է, քան ածխով աշխատող էլեկտրաէներգիայի արժեքը (մոտ 0.45-0.50 յուան/կՎտժ), բայց զգալիորեն ցածր է, քան էներգիայի կուտակմամբ վերականգնվող էներգիայի համապարփակ արժեքը (մոտ 0.65-0.80 յուան/կՎտժ):

Տարածաշրջանային տարբերությունների տեսանկյունից, գազի կայուն մատակարարումից, քաղաքականության աջակցության բարելավումից և ածխածնի բարձր գնի ընդունումից օգտվելով՝ Յանցզի գետի դելտայի և Պերլ գետի դելտայի նման բեռնվածության կենտրոնային շրջաններում գազով աշխատող էլեկտրակայանների էլեկտրաէներգիայի ամբողջական կյանքի ցիկլի հավասարեցված արժեքը կարող է կարգավորվել 0.45-0.52 յուան/կՎտժ-ի սահմաններում, ինչը տնտեսական հիմք ունի ածխով աշխատող էլեկտրաէներգիայի հետ մրցակցելու համար. դրանց թվում, որպես ածխածնի առևտրի փորձնական ծրագիր, Գուանդուն նահանգում ածխածնի միջին գինը 2024 թվականին հասել է 95 յուանի/տոննայի, հզորության փոխհատուցման մեխանիզմի հետ միասին՝ արժեքի առավելությունն ավելի ակնհայտ է: Հյուսիսարևմտյան շրջանում, որը սահմանափակված է գազի աղբյուրի երաշխիքով և փոխանցման ու բաշխման ծախսերով, միավոր էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը սովորաբար ավելի բարձր է, քան 0.60 յուան/կՎտժ-ը, և նախագծի տնտեսությունը թույլ է:

Արդյունաբերության ընդհանուր տեսանկյունից, բնական գազ արտադրող կայանների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը ցույց է տալիս «կարճաժամկետ հեռանկարում ցածր և երկարաժամկետ հեռանկարում բարելավվող» օպտիմալացման միտում. կարճաժամկետ հեռանկարում, որոշ տարածաշրջաններում գազի բարձր գների և օգտագործման ցածր ժամերի պատճառով, շահույթի տարածքը սահմանափակ է. միջնաժամկետ և երկարաժամկետ հեռանկարում, գազի աղբյուրների դիվերսիֆիկացիայի, սարքավորումների տեղայնացման, ածխածնի գների բարձրացման և քաղաքականության մեխանիզմների կատարելագործման հետ մեկտեղ, արժեքը աստիճանաբար կնվազի: Ակնկալվում է, որ մինչև 2030 թվականը ածխածնային ակտիվների կառավարման հնարավորություններով գազով աշխատող արդյունավետ էներգետիկ նախագծերի ներքին եկամտաբերության մակարդակը (ՆԵՆ) կայուն կերպով կկազմի 6%-8% սահմաններում:

IV. Արժեքի օպտիմալացման հիմնական ուղղությունները

Բնական գազի արտադրող կայանների էլեկտրաէներգիայի արտադրության ծախսերի օպտիմալացումը, ծախսերի կազմի և ազդող գործոնների հետ մեկտեղ, պետք է կենտրոնանա չորս հիմնական սկզբունքների վրա՝ «վառելիքի վերահսկում, ներդրումների կրճատում, շահագործման և սպասարկման օպտիմալացում և քաղաքականության կիրառում», և իրականացնի համապարփակ ծախսերի շարունակական կրճատում՝ տեխնոլոգիական նորարարության, ռեսուրսների ինտեգրման և քաղաքականության կապի միջոցով։

Նախ՝ կայունացնել գազի մատակարարումը և վերահսկել վառելիքի ծախսերը։ Ամրապնդել համագործակցությունը խոշոր ներքին բնական գազի մատակարարների հետ, կնքել գազի մատակարարման երկարաժամկետ պայմանագրեր՝ գազի աղբյուրների գները ֆիքսելու համար, խթանել գազի աղբյուրների դիվերսիֆիկացված դասավորությունը, հույսը դնել ներքին թերթաքարային գազի արտադրության ավելացման և հեղուկացված բնական գազի ներմուծման երկարաժամկետ պայմանագրերի բարելավման վրա՝ միջազգային սպոտային գազի գներից կախվածությունը նվազեցնելու համար։ Միաժամանակ օպտիմալացնել միավորային այրման համակարգը, բարելավել էլեկտրաէներգիայի արտադրության արդյունավետությունը և կրճատել վառելիքի սպառումը մեկ միավոր էլեկտրաէներգիայի արտադրության համար։

Երկրորդ՝ խթանել սարքավորումների տեղայնացումը և կրճատել շինարարության մեջ ներդրումները: Անընդհատ ավելացնել հիմնական տեխնոլոգիաների հետազոտությունների և զարգացման մեջ ներդրումները, հաղթահարել ծանր գազային տուրբինների հիմնական բաղադրիչների տեղայնացման խոչընդոտը և հետագայում կրճատել սարքավորումների գնման ծախսերը, օպտիմալացնել նախագծի նախագծման և տեղադրման գործընթացները, կրճատել շինարարության ցիկլը և մարել ֆինանսավորման և քաղաքացիական շինարարության ներդրումները, ողջամտորեն ընտրել միավորի հզորությունը՝ համաձայն կիրառման սցենարների՝ ներդրումների և արդյունավետության միջև հավասարակշռություն ապահովելու համար:

Երրորդ՝ արդիականացնել շահագործման և սպասարկման մոդելը և սեղմել շահագործման և սպասարկման ծախսերը։ Կառուցել ինտելեկտուալ ախտորոշման հարթակ, հիմնվել մեծ տվյալների և 5G տեխնոլոգիայի վրա՝ սարքավորումների վիճակի ճշգրիտ վաղ նախազգուշացում ստանալու համար, և խթանել շահագործման և սպասարկման մոդելի վերափոխումը «պասիվ սպասարկումից» «ակտիվ վաղ նախազգուշացման»։ Խթանել շահագործման և սպասարկման տեխնոլոգիայի տեղայնացումը, ստեղծել մասնագիտական ​​շահագործման և սպասարկման թիմ, բարելավել հիմնական բաղադրիչների անկախ սպասարկման հզորությունը և կրճատել սպասարկման և մասերի փոխարինման ծախսերը։ Ընտրել բարձր արդյունավետությամբ միավորներ՝ խափանումների անջատման և սպառվող նյութերի սպառման հավանականությունը նվազեցնելու համար։

Չորրորդ՝ ճշգրիտ կապ հաստատել քաղաքականությունների հետ և ստանալ լրացուցիչ եկամուտ։ Ակտիվորեն արձագանքել այնպիսի քաղաքականություններին, ինչպիսիք են էլեկտրաէներգիայի երկմաս գնի և գագաթնակետային կարգավորման փոխհատուցումը, և ձգտել ծախսերի փոխանցման և եկամուտների փոխհատուցման աջակցությանը։ Նախաձեռնողաբար նախագծել ածխածնային ակտիվների կառավարման համակարգը, լիարժեք օգտագործել ածխածնային շուկայի մեխանիզմը՝ լրացուցիչ եկամուտ ստանալու համար՝ վաճառելով ավելցուկային ածխածնային քվոտաներ և մասնակցելով ածխածնային ֆինանսական գործիքներին, և հետագայում օպտիմալացնել ծախսերի կառուցվածքը։ Խթանել «գազ-ֆոտովոլտային-ջրածնային» բազմաէներգետիկ լրացուցիչ դասավորությունը, բարելավել միավորների օգտագործման ժամերը և ամորտիզացնել ֆիքսված ծախսերը։

V. Եզրակացություն

Բնական գազ արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը կենտրոնացած է վառելիքի արժեքի վրա, որը պայմանավորված է շինարարության ներդրումներով, շահագործման և պահպանման ծախսերով, և համատեղ ազդվում է բազմաթիվ գործոններով, ինչպիսիք են գազի գինը, քաղաքականությունը, ածխածնային շուկան և տարածաշրջանային դասավորությունը: Դրա տնտեսությունը կախված է ոչ միայն սեփական տեխնիկական մակարդակից և կառավարման կարողություններից, այլև էներգետիկ շուկայի կառուցվածքի և քաղաքականության կողմնորոշման խորը կապից: Ներկայումս, չնայած բնական գազ արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը մի փոքր ավելի բարձր է, քան ածխով աշխատող էլեկտրաէներգիայի արժեքը, «երկակի ածխածնային» նպատակի առաջխաղացման, ածխածնի գների աճի և սարքավորումների տեղայնացման առաջընթացի հետ մեկտեղ, դրա ցածր ածխածնային և տնտեսական առավելությունները աստիճանաբար կդառնան ակնառու:

Ապագայում, բնական գազի արտադրության, մատակարարման, պահեստավորման և մարքեթինգի համակարգի շարունակական կատարելագործման և էլեկտրաէներգետիկ շուկայի ու ածխածնային շուկայի բարեփոխումների խորացման հետ մեկտեղ, բնական գազի արտադրող բլոկների էլեկտրաէներգիայի արտադրության արժեքը աստիճանաբար կօպտիմալացվի՝ դառնալով բարձր համամասնությամբ վերականգնվող էներգիայի և էներգետիկ անվտանգության միացման կարևոր հենարան։ Արդյունաբերական ձեռնարկությունների համար անհրաժեշտ է ճշգրիտ հասկանալ ծախսերին ազդող գործոնները, կենտրոնանալ օպտիմալացման հիմնական ուղղությունների վրա և անընդհատ կրճատել էլեկտրաէներգիայի արտադրության համապարփակ արժեքը՝ տեխնոլոգիական նորարարության, ռեսուրսների ինտեգրման և քաղաքականության միացման միջոցով, բարելավել բնական գազի արտադրող բլոկների շուկայական մրցունակությունը և օգնել նոր էներգետիկ համակարգի կառուցմանը և էներգետիկ կառուցվածքի վերափոխմանը։