การวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอย่างครอบคลุมของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ

I. องค์ประกอบหลักของต้นทุนการผลิตไฟฟ้า

ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ใช้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งาน (LCOE) เป็นตัวชี้วัดหลัก โดยครอบคลุมสามภาคส่วนหลัก ได้แก่ ต้นทุนเชื้อเพลิง ต้นทุนการลงทุนก่อสร้าง และต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษา สัดส่วนของทั้งสามภาคส่วนนี้แสดงให้เห็นถึงการกระจายตัวที่แตกต่างกันอย่างชัดเจน โดยต้นทุนเชื้อเพลิงเป็นปัจจัยหลักและกำหนดระดับต้นทุนโดยรวมโดยตรง

(I) ต้นทุนเชื้อเพลิง: แก่นหลักของสัดส่วนต้นทุน ได้รับผลกระทบมากที่สุดจากความผันผวน

ต้นทุนเชื้อเพลิงเป็นสัดส่วนที่ใหญ่ที่สุดของต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ข้อมูลการคำนวณจากอุตสาหกรรมแสดงให้เห็นว่าสัดส่วนโดยทั่วไปอยู่ที่ 60%-80% และอาจเกิน 80% ในสภาวะตลาดที่รุนแรงบางอย่าง ทำให้เป็นตัวแปรที่สำคัญที่สุดที่ส่งผลต่อความผันผวนของต้นทุนการผลิตไฟฟ้า การคำนวณต้นทุนเชื้อเพลิงส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับราคาก๊าซธรรมชาติ (รวมถึงราคาซื้อและค่าธรรมเนียมการส่งและจำหน่าย) และประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย สูตรการคำนวณหลักคือ: ต้นทุนเชื้อเพลิง (หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง) = ราคาก๊าซธรรมชาติต่อหน่วย (หยวน/ลูกบาศก์เมตร) ÷ ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วย (กิโลวัตต์ชั่วโมง/ลูกบาศก์เมตร)

เมื่อพิจารณาร่วมกับระดับอุตสาหกรรมกระแสหลักในปัจจุบัน ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติในประเทศสำหรับโรงไฟฟ้าอยู่ที่ประมาณ 2.8 หยวน/ลูกบาศก์เมตร ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของหน่วยกังหันก๊าซแบบวงจรผสม (CCGT) ทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 5.5-6.0 กิโลวัตต์ชั่วโมง/ลูกบาศก์เมตร ซึ่งสอดคล้องกับต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยประมาณ 0.47-0.51 หยวน หากใช้หน่วยเครื่องยนต์สันดาปภายในแบบกระจาย ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าจะอยู่ที่ประมาณ 3.8-4.2 กิโลวัตต์ชั่วโมง/ลูกบาศก์เมตร และต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยจะเพิ่มขึ้นเป็น 0.67-0.74 หยวน ที่สำคัญคือ ก๊าซธรรมชาติในประเทศประมาณ 40% พึ่งพาการนำเข้า ความผันผวนของราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลก และการเปลี่ยนแปลงในรูปแบบการผลิต การจัดหา การจัดเก็บ และการตลาดของแหล่งก๊าซในประเทศ จะส่งผลกระทบโดยตรงต่อต้นทุนเชื้อเพลิง ตัวอย่างเช่น ในช่วงที่ราคาน้ำมันดิบ JKM ในเอเชียพุ่งสูงขึ้นอย่างรวดเร็วในปี 2022 ต้นทุนเชื้อเพลิงต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซในประเทศเคยสูงเกิน 0.6 หยวน ซึ่งสูงกว่าจุดคุ้มทุนมาก

(II) ต้นทุนการลงทุนก่อสร้าง: สัดส่วนการลงทุนคงที่ ลดลงเนื่องจากการพัฒนาในพื้นที่

ต้นทุนการลงทุนด้านการก่อสร้างเป็นการลงทุนคงที่ครั้งเดียว ซึ่งส่วนใหญ่รวมถึงการซื้ออุปกรณ์ วิศวกรรมโยธา การติดตั้งและการทดสอบระบบ การจัดซื้อที่ดิน และค่าใช้จ่ายทางการเงิน สัดส่วนของต้นทุนนี้ในต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งานอยู่ที่ประมาณ 15%-25% และปัจจัยหลักที่มีอิทธิพลคือระดับเทคโนโลยีของอุปกรณ์และอัตราการใช้งานในพื้นที่

จากมุมมองของการจัดซื้ออุปกรณ์ เทคโนโลยีหลักของกังหันก๊าซขนาดใหญ่ถูกผูกขาดโดยบริษัทข้ามชาติยักษ์ใหญ่มาเป็นเวลานาน และราคาของอุปกรณ์นำเข้าและส่วนประกอบสำคัญยังคงสูงอยู่ ต้นทุนการลงทุนคงที่ต่อกิโลวัตต์ของโครงการผลิตไฟฟ้าแบบวงจรผสมขนาด 1 ล้านกิโลวัตต์อยู่ที่ประมาณ 4500-5500 หยวน โดยที่กังหันก๊าซและหม้อไอน้ำใช้ความร้อนเหลือทิ้งที่ใช้เป็นส่วนประกอบคิดเป็นประมาณ 45% ของการลงทุนด้านอุปกรณ์ทั้งหมด ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา บริษัทในประเทศได้เร่งพัฒนาเทคโนโลยีอย่างก้าวกระโดด บริษัทต่างๆ เช่น Weichai Power และ Shanghai Electric ได้ค่อยๆ ตระหนักถึงการผลิตหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติขนาดกลางและขนาดเล็ก รวมถึงส่วนประกอบหลักในประเทศ ซึ่งช่วยลดต้นทุนการจัดซื้ออุปกรณ์ที่คล้ายกันลง 15%-20% เมื่อเทียบกับผลิตภัณฑ์นำเข้า ทำให้ต้นทุนการลงทุนในการก่อสร้างโดยรวมลดลงอย่างมีประสิทธิภาพ นอกจากนี้ กำลังการผลิตของหน่วยและสถานการณ์การติดตั้งก็ส่งผลต่อต้นทุนการก่อสร้างเช่นกัน หน่วยขนาดเล็กแบบกระจายมีวงจรการติดตั้งสั้น (เพียง 2-3 เดือน) การลงทุนด้านวิศวกรรมโยธาต่ำ และต้นทุนการลงทุนต่อกิโลวัตต์ต่ำกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่แบบรวมศูนย์ แม้ว่าหน่วยผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดใหญ่จะมีต้นทุนการลงทุนเริ่มต้นสูง แต่ก็มีข้อได้เปรียบที่สำคัญในด้านประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า และสามารถชดเชยต้นทุนการลงทุนต่อหน่วยได้ด้วยการผลิตไฟฟ้าในปริมาณมาก

(III) ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและการบำรุงรักษา: การลงทุนต่อเนื่องในระยะยาว มีโอกาสในการปรับปรุงเทคโนโลยีอย่างมาก

ต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษาเป็นการลงทุนอย่างต่อเนื่องตลอดวงจรชีวิต โดยส่วนใหญ่ประกอบด้วยการตรวจสอบและบำรุงรักษาอุปกรณ์ การเปลี่ยนชิ้นส่วน ค่าแรง การใช้น้ำมันหล่อลื่น การรักษาสิ่งแวดล้อม ฯลฯ สัดส่วนของต้นทุนนี้ในต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดวงจรชีวิตอยู่ที่ประมาณ 5%-10% จากมุมมองของการปฏิบัติในอุตสาหกรรม ค่าใช้จ่ายหลักของต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษาคือการเปลี่ยนชิ้นส่วนสำคัญและบริการบำรุงรักษา ซึ่งต้นทุนการบำรุงรักษาปานกลางของกังหันก๊าซขนาดใหญ่เครื่องเดียวอาจสูงถึง 300 ล้านหยวน และต้นทุนการเปลี่ยนชิ้นส่วนหลักนั้นค่อนข้างสูง

หน่วยผลิตไฟฟ้าที่มีระดับเทคโนโลยีแตกต่างกันจะมีต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษาที่แตกต่างกันอย่างมาก: แม้ว่าหน่วยผลิตไฟฟ้าประสิทธิภาพสูงจะมีเงินลงทุนเริ่มต้นสูงกว่า แต่การใช้น้ำมันหล่อลื่นกลับน้อยกว่าหน่วยทั่วไปถึง 1/10 โดยมีรอบการเปลี่ยนถ่ายน้ำมันที่ยาวนานกว่าและโอกาสการหยุดทำงานเนื่องจากความเสียหายต่ำกว่า ซึ่งสามารถลดต้นทุนแรงงานและความสูญเสียจากการหยุดทำงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ ในทางตรงกันข้าม หน่วยที่ล้าหลังทางเทคโนโลยีมักเกิดความเสียหายบ่อยครั้ง ซึ่งไม่เพียงแต่เพิ่มต้นทุนในการเปลี่ยนชิ้นส่วนเท่านั้น แต่ยังส่งผลกระทบต่อรายได้จากการผลิตไฟฟ้าเนื่องจากการหยุดทำงาน ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนโดยรวมสูงขึ้นทางอ้อม ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ด้วยการยกระดับเทคโนโลยีการดำเนินงานและการบำรุงรักษาในระดับท้องถิ่นและการประยุกต์ใช้ระบบวินิจฉัยอัจฉริยะ ต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษาของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติในประเทศจึงลดลงอย่างต่อเนื่อง การปรับปรุงอัตราการบำรุงรักษาชิ้นส่วนหลักด้วยตนเองได้ลดต้นทุนการเปลี่ยนชิ้นส่วนลงมากกว่า 20% และขยายช่วงเวลาการบำรุงรักษาเป็น 32,000 ชั่วโมง ซึ่งช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและการบำรุงรักษาลงได้อีก

II. ตัวแปรสำคัญที่มีผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า

นอกเหนือจากส่วนประกอบหลักข้างต้นแล้ว ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติยังได้รับผลกระทบจากตัวแปรหลายอย่าง เช่น กลไกราคาก๊าซ ทิศทางนโยบาย การพัฒนาตลาดคาร์บอน โครงสร้างภูมิภาค และชั่วโมงการใช้งานของหน่วยผลิต ซึ่งในจำนวนนี้ ผลกระทบจากกลไกราคาก๊าซและการพัฒนาตลาดคาร์บอนนั้นกว้างขวางที่สุด

(I) กลไกราคาก๊าซและการรับประกันแหล่งก๊าซ

ความเสถียรของราคาก๊าซธรรมชาติและรูปแบบการจัดหาเป็นตัวกำหนดแนวโน้มของต้นทุนเชื้อเพลิงโดยตรง และส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวม ในปัจจุบัน ราคาก๊าซธรรมชาติในประเทศได้สร้างกลไกการเชื่อมโยงแบบ "ราคาอ้างอิง + ราคาลอยตัว" โดยราคาอ้างอิงเชื่อมโยงกับราคาน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลก และราคาลอยตัวจะถูกปรับตามอุปสงค์และอุปทานของตลาด ความผันผวนของราคาส่งผลโดยตรงต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ความสามารถในการรับประกันแหล่งก๊าซก็ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเช่นกัน ในภูมิภาคที่เป็นศูนย์กลางการใช้ไฟฟ้า เช่น เขตสามเหลี่ยมปากแม่น้ำแยงซีและเขตสามเหลี่ยมปากแม่น้ำเพิร์ล มีสถานีรับ LNG หนาแน่น มีเครือข่ายท่อส่งเชื่อมต่อสูง ต้นทุนการส่งและจำหน่ายต่ำ แหล่งก๊าซมีความเสถียร และต้นทุนเชื้อเพลิงค่อนข้างควบคุมได้ ในขณะที่ในภูมิภาคตะวันตกเฉียงเหนือ มีข้อจำกัดด้านแหล่งก๊าซและสิ่งอำนวยความสะดวกในการส่งและจำหน่าย ทำให้ต้นทุนการส่งและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติค่อนข้างสูง ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของหน่วยผลิตในภูมิภาคสูงขึ้น นอกจากนี้ บริษัทต่างๆ สามารถล็อกราคาก๊าซได้โดยการลงนามในข้อตกลงจัดหาก๊าซระยะยาว ซึ่งช่วยหลีกเลี่ยงความเสี่ยงด้านต้นทุนที่เกิดจากความผันผวนของราคาก๊าซในตลาดโลกได้อย่างมีประสิทธิภาพ

(II) การวางแนวทางนโยบายและกลไกตลาด

กลไกนโยบายส่วนใหญ่ส่งผลกระทบต่อต้นทุนและรายได้โดยรวมของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติผ่านการส่งผ่านต้นทุนและการชดเชยรายได้ ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา จีนได้ส่งเสริมการปฏิรูปราคาไฟฟ้าแบบสองส่วนสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติอย่างค่อยเป็นค่อยไป ซึ่งเริ่มดำเนินการครั้งแรกในมณฑลต่างๆ เช่น เซี่ยงไฮ้ เจียงซู และกวางตุ้ง การชดเชยต้นทุนคงที่ได้รับการรับประกันผ่านราคากำลังการผลิต และราคาพลังงานเชื่อมโยงกับราคาก๊าซเพื่อส่งผ่านต้นทุนเชื้อเพลิง ในจำนวนนี้ กวางตุ้งได้เพิ่มราคากำลังการผลิตจาก 100 หยวน/กิโลวัตต์/ปี เป็น 264 หยวน/กิโลวัตต์/ปี ซึ่งสามารถครอบคลุมต้นทุนคงที่ของโครงการได้ 70%-80% ช่วยบรรเทาปัญหาการส่งผ่านต้นทุนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ในขณะเดียวกัน นโยบายการชดเชยสำหรับหน่วยสตาร์ท-หยุดเร็วในตลาดบริการเสริมได้ปรับปรุงโครงสร้างรายได้ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซให้ดียิ่งขึ้นไปอีก ราคาชดเชยการควบคุมช่วงเวลาสูงสุดในบางภูมิภาคสูงถึง 0.8 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งสูงกว่ารายได้จากการผลิตไฟฟ้าแบบดั้งเดิมอย่างมาก

(III) การพัฒนาตลาดคาร์บอนและข้อดีของการลดคาร์บอน

ด้วยการพัฒนาอย่างต่อเนื่องของตลาดซื้อขายสิทธิ์การปล่อยก๊าซคาร์บอนในระดับประเทศ ต้นทุนคาร์บอนจึงค่อยๆ ถูกรวมเข้ามาและกลายเป็นปัจจัยสำคัญที่ส่งผลต่อความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจของโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซธรรมชาติ ความเข้มข้นของการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ประมาณ 50% ของโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ประมาณ 380 กรัม CO₂/kWh เทียบกับประมาณ 820 กรัม CO₂/kWh สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหิน) ท่ามกลางราคาคาร์บอนที่เพิ่มสูงขึ้น ข้อดีของการปล่อยคาร์บอนต่ำของโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซธรรมชาติจึงยังคงโดดเด่น ปัจจุบันราคาคาร์บอนในประเทศอยู่ที่ประมาณ 50 หยวนต่อตัน CO₂ และคาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น 150-200 หยวนต่อตันภายในปี 2030 ยกตัวอย่างเช่น โรงไฟฟ้าขนาด 600,000 กิโลวัตต์ ที่ปล่อยก๊าซ CO₂ ประมาณ 3 ล้านตันต่อปี โรงไฟฟ้าถ่านหินจะต้องแบกรับต้นทุนคาร์บอนเพิ่มขึ้น 450-600 ล้านหยวนต่อปี ในขณะที่โรงไฟฟ้าก๊าซมีต้นทุนเพียง 40% ของโรงไฟฟ้าถ่านหิน และช่องว่างต้นทุนระหว่างโรงไฟฟ้าก๊าซและโรงไฟฟ้าถ่านหินจะแคบลงเรื่อยๆ นอกจากนี้ โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซยังสามารถสร้างรายได้เพิ่มเติมจากการขายโควตาคาร์บอนส่วนเกินในอนาคต ซึ่งคาดว่าจะลดต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุการใช้งานของไฟฟ้าลง 3%-5%

(IV) ชั่วโมงการใช้งานหน่วย

ชั่วโมงการใช้งานของหน่วยผลิตไฟฟ้าส่งผลโดยตรงต่อผลของการคิดค่าเสื่อมราคาของต้นทุนคงที่ ยิ่งชั่วโมงการใช้งานสูง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยก็จะยิ่งต่ำลง ชั่วโมงการใช้งานของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมีความสัมพันธ์อย่างใกล้ชิดกับสถานการณ์การใช้งาน: โรงไฟฟ้าแบบรวมศูนย์ ซึ่งใช้เป็นแหล่งพลังงานสำรองในช่วงเวลาที่มีความต้องการสูงสุด โดยทั่วไปจะมีชั่วโมงการใช้งาน 2500-3500 ชั่วโมง; โรงไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ ซึ่งอยู่ใกล้กับความต้องการใช้ไฟฟ้าของนิคมอุตสาหกรรมและศูนย์ข้อมูล สามารถใช้งานได้ถึง 3500-4500 ชั่วโมง และต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยสามารถลดลงได้ 0.03-0.05 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง หากชั่วโมงการใช้งานน้อยกว่า 2000 ชั่วโมง ต้นทุนคงที่จะไม่สามารถคิดค่าเสื่อมราคาได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะนำไปสู่การเพิ่มขึ้นอย่างมากของต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวม และอาจนำไปสู่การขาดทุนได้

III. สถานะต้นทุนอุตสาหกรรมในปัจจุบัน

เมื่อพิจารณาร่วมกับข้อมูลอุตสาหกรรมในปัจจุบัน ภายใต้สถานการณ์มาตรฐานที่ราคาก๊าซธรรมชาติ 2.8 หยวน/ลูกบาศก์เมตร ชั่วโมงการใช้งาน 3,000 ชั่วโมง และราคาก๊าซคาร์บอน 50 หยวน/ตัน CO₂ ต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุการใช้งานของการผลิตไฟฟ้าจากโครงการกังหันก๊าซแบบวงจรผสม (CCGT) ทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 0.52-0.60 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งสูงกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินเล็กน้อย (ประมาณ 0.45-0.50 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง) แต่ต่ำกว่าต้นทุนโดยรวมของพลังงานหมุนเวียนที่มีระบบกักเก็บพลังงานอย่างมาก (ประมาณ 0.65-0.80 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง)

จากมุมมองของความแตกต่างในระดับภูมิภาค การได้รับประโยชน์จากแหล่งก๊าซที่มีเสถียรภาพ การสนับสนุนนโยบายที่ดีขึ้น และการยอมรับราคาคาร์บอนที่สูง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าตลอดอายุการใช้งานของโรงไฟฟ้าพลังงานก๊าซในภูมิภาคศูนย์กลางการใช้ไฟฟ้า เช่น เขตสามเหลี่ยมปากแม่น้ำแยงซีและเขตสามเหลี่ยมปากแม่น้ำเพิร์ล สามารถควบคุมได้ที่ 0.45-0.52 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งมีพื้นฐานทางเศรษฐกิจที่สามารถแข่งขันกับโรงไฟฟ้าพลังงานถ่านหินได้ ยิ่งไปกว่านั้น ในฐานะโครงการนำร่องการซื้อขายคาร์บอน ราคาคาร์บอนเฉลี่ยของมณฑลกวางตุ้งในปี 2024 สูงถึง 95 หยวน/ตัน เมื่อรวมกับกลไกการชดเชยกำลังการผลิตแล้ว ข้อได้เปรียบด้านต้นทุนจึงชัดเจนยิ่งขึ้น ในภูมิภาคตะวันตกเฉียงเหนือ ซึ่งมีข้อจำกัดด้านการรับประกันแหล่งก๊าซและต้นทุนการส่งและจำหน่าย ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยโดยทั่วไปสูงกว่า 0.60 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง และความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจของโครงการจึงอ่อนแอ

จากมุมมองของอุตสาหกรรมโดยรวม ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติแสดงให้เห็นแนวโน้มการปรับให้เหมาะสมในลักษณะ "ต่ำในระยะสั้นและดีขึ้นในระยะยาว": ในระยะสั้น เนื่องจากราคาก๊าซสูงและชั่วโมงการใช้งานต่ำในบางภูมิภาค ทำให้พื้นที่กำไรมีจำกัด ในระยะกลางและระยะยาว ด้วยการกระจายแหล่งก๊าซ การจัดหาอุปกรณ์ในท้องถิ่น การเพิ่มขึ้นของราคาคาร์บอน และการปรับปรุงกลไกนโยบาย ต้นทุนจะค่อยๆ ลดลง คาดว่าภายในปี 2030 อัตราผลตอบแทนภายใน (IRR) ของโครงการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซที่มีประสิทธิภาพและมีศักยภาพในการบริหารจัดการสินทรัพย์คาร์บอนจะอยู่ในช่วง 6%-8% อย่างมีเสถียรภาพ

IV. แนวทางหลักในการเพิ่มประสิทธิภาพด้านต้นทุน

เมื่อพิจารณาร่วมกับองค์ประกอบต้นทุนและปัจจัยที่มีอิทธิพล การเพิ่มประสิทธิภาพต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจำเป็นต้องมุ่งเน้นไปที่สี่แกนหลัก ได้แก่ "การควบคุมเชื้อเพลิง การลดการลงทุน การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานและการบำรุงรักษา และการได้รับประโยชน์จากนโยบาย" และตระหนักถึงการลดต้นทุนโดยรวมอย่างต่อเนื่องผ่านนวัตกรรมทางเทคโนโลยี การบูรณาการทรัพยากร และการเชื่อมโยงนโยบาย

ประการแรก ต้องรักษาเสถียรภาพของแหล่งก๊าซและควบคุมต้นทุนเชื้อเพลิง เสริมสร้างความร่วมมือกับผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติรายใหญ่ในประเทศ ลงนามในข้อตกลงจัดหาก๊าซระยะยาวเพื่อตรึงราคาก๊าซ ส่งเสริมการวางแผนแหล่งก๊าซที่หลากหลาย อาศัยการเพิ่มขึ้นของการผลิตก๊าซหินในประเทศและการปรับปรุงข้อตกลงระยะยาวในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อลดการพึ่งพาราคาก๊าซในตลาดโลก ในขณะเดียวกัน ต้องปรับปรุงระบบการเผาไหม้ของหน่วยผลิตไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า และลดการใช้เชื้อเพลิงต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้า

ประการที่สอง ส่งเสริมการผลิตอุปกรณ์ในประเทศและลดการลงทุนด้านการก่อสร้าง เพิ่มการลงทุนอย่างต่อเนื่องในการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีหลัก ก้าวข้ามอุปสรรคในการผลิตชิ้นส่วนสำคัญของกังหันก๊าซขนาดใหญ่ในประเทศ และลดต้นทุนการจัดซื้ออุปกรณ์ลงอีก ปรับปรุงกระบวนการออกแบบและติดตั้งโครงการให้เหมาะสม ลดระยะเวลาการก่อสร้าง และกระจายต้นทุนทางการเงินและการลงทุนด้านวิศวกรรมโยธา เลือกขนาดกำลังการผลิตต่อหน่วยให้เหมาะสมกับสถานการณ์การใช้งาน เพื่อให้เกิดความสมดุลระหว่างการลงทุนและประสิทธิภาพ

ประการที่สาม ปรับปรุงรูปแบบการดำเนินงานและการบำรุงรักษา และลดต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษา สร้างแพลตฟอร์มการวินิจฉัยอัจฉริยะ โดยอาศัยข้อมูลขนาดใหญ่และเทคโนโลยี 5G เพื่อให้สามารถแจ้งเตือนสถานะสุขภาพของอุปกรณ์ได้อย่างแม่นยำ และส่งเสริมการเปลี่ยนแปลงรูปแบบการดำเนินงานและการบำรุงรักษาจาก "การบำรุงรักษาเชิงรับ" ไปสู่ ​​"การแจ้งเตือนล่วงหน้าเชิงรุก" ส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีการดำเนินงานและการบำรุงรักษาในระดับท้องถิ่น จัดตั้งทีมดำเนินงานและบำรุงรักษาที่มีความเชี่ยวชาญ ปรับปรุงความสามารถในการบำรุงรักษาชิ้นส่วนหลักด้วยตนเอง และลดต้นทุนการบำรุงรักษาและการเปลี่ยนชิ้นส่วน เลือกใช้หน่วยที่มีประสิทธิภาพสูงเพื่อลดโอกาสการหยุดทำงานเนื่องจากความล้มเหลวและการสิ้นเปลืองวัสดุสิ้นเปลือง

ประการที่สี่ เชื่อมโยงกับนโยบายอย่างแม่นยำและสร้างรายได้เพิ่มเติม ตอบสนองต่อนโยบายต่างๆ เช่น ราคาไฟฟ้าสองส่วนและการชดเชยการควบคุมช่วงเวลาที่มีความต้องการสูงสุดอย่างกระตือรือร้น และมุ่งมั่นที่จะสนับสนุนการส่งผ่านต้นทุนและการชดเชยรายได้ วางแผนระบบการจัดการสินทรัพย์คาร์บอนอย่างเชิงรุก ใช้กลไกตลาดคาร์บอนอย่างเต็มที่เพื่อสร้างรายได้เพิ่มเติมจากการขายโควตาคาร์บอนส่วนเกินและการเข้าร่วมในเครื่องมือทางการเงินคาร์บอน และปรับโครงสร้างต้นทุนให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ส่งเสริมการวางแผนการใช้พลังงานแบบผสมผสาน "ก๊าซ-เซลล์แสงอาทิตย์-ไฮโดรเจน" ปรับปรุงชั่วโมงการใช้งานต่อหน่วย และตัดจำหน่ายต้นทุนคงที่

V. บทสรุป

ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติขึ้นอยู่กับต้นทุนเชื้อเพลิงเป็นหลัก โดยมีต้นทุนการลงทุนในการก่อสร้าง ต้นทุนการดำเนินงานและการบำรุงรักษาเป็นส่วนสนับสนุน และได้รับผลกระทบจากหลายปัจจัยร่วมกัน เช่น ราคาก๊าซ นโยบาย ตลาดคาร์บอน และโครงสร้างภูมิภาค เศรษฐกิจของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติไม่ได้ขึ้นอยู่กับระดับเทคนิคและความสามารถในการบริหารจัดการของตนเองเท่านั้น แต่ยังขึ้นอยู่กับการเชื่อมโยงอย่างลึกซึ้งของรูปแบบตลาดพลังงานและทิศทางนโยบายด้วย ปัจจุบัน แม้ว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติจะสูงกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินเล็กน้อย แต่ด้วยความก้าวหน้าของเป้าหมาย "คาร์บอนคู่" การเพิ่มขึ้นของราคาคาร์บอน และความก้าวหน้าของการผลิตอุปกรณ์ในประเทศ ข้อดีด้านคาร์บอนต่ำและข้อได้เปรียบทางเศรษฐกิจของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติจะค่อยๆ เด่นชัดขึ้น

ในอนาคต ด้วยการปรับปรุงอย่างต่อเนื่องของระบบการผลิต การจัดหา การจัดเก็บ และการตลาดก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการปฏิรูปตลาดพลังงานและตลาดคาร์บอนอย่างลึกซึ้ง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจะค่อยๆ ลดลง และกลายเป็นปัจจัยสำคัญในการเชื่อมโยงพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูงและความมั่นคงทางพลังงาน สำหรับผู้ประกอบการในอุตสาหกรรม จำเป็นต้องเข้าใจปัจจัยที่มีผลต่อต้นทุนอย่างแม่นยำ มุ่งเน้นทิศทางการปรับปรุงที่สำคัญ และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมอย่างต่อเนื่องผ่านนวัตกรรมทางเทคโนโลยี การบูรณาการทรัพยากร และการเชื่อมโยงนโยบาย เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันในตลาดของหน่วยผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ และช่วยในการสร้างระบบไฟฟ้าใหม่และการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างพลังงาน