ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල බලශක්ති උත්පාදන පිරිවැය පිළිබඳ සවිස්තරාත්මක විශ්ලේෂණයක්

I. විදුලිබල උත්පාදන පිරිවැයේ මූලික සංයුතිය

ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල විදුලි උත්පාදන පිරිවැය, සම්පූර්ණ ජීවන චක්‍ර මට්ටමේ විදුලි පිරිවැය (LCOE) මූලික ගිණුම්කරණ දර්ශකය ලෙස ගන්නා අතර එය මූලික අංශ තුනක් ආවරණය කරයි: ඉන්ධන පිරිවැය, ඉදිකිරීම් ආයෝජන පිරිවැය සහ මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු පිරිවැය. තුනෙහි අනුපාතය පැහැදිලි අවකල ව්‍යාප්තියක් පෙන්නුම් කරන අතර, ඒ අතර ඉන්ධන පිරිවැය ප්‍රමුඛ වන අතර සමස්ත පිරිවැය මට්ටම සෘජුවම තීරණය කරයි.

(I) ඉන්ධන පිරිවැය: පිරිවැය අනුපාතයේ හරය, උච්චාවචනයන්ගෙන් වඩාත්ම වැදගත් බලපෑම

ඉන්ධන පිරිවැය යනු ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල විදුලි උත්පාදන පිරිවැයෙන් විශාලතම අනුපාතයයි. කර්මාන්ත ගණනය කිරීමේ දත්තවලින් පෙනී යන්නේ එහි අනුපාතය සාමාන්‍යයෙන් 60%-80% දක්වා ළඟා වන අතර සමහර ආන්තික වෙළඳපල පරිසරයන් තුළ 80% ඉක්මවිය හැකි අතර එය විදුලි උත්පාදන පිරිවැයේ උච්චාවචනයට බලපාන වඩාත්ම තීරණාත්මක විචල්‍යය බවට පත් කරයි. ඉන්ධන පිරිවැය ගිණුම්කරණය ප්‍රධාන වශයෙන් ස්වාභාවික වායු මිල (මිලදී ගැනීමේ මිල සහ සම්ප්‍රේෂණ සහ බෙදා හැරීමේ ගාස්තුව ඇතුළුව) සහ ඒකක විදුලි උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාව මත රඳා පවතී. මූලික ගණනය කිරීමේ සූත්‍රය වන්නේ: ඉන්ධන පිරිවැය (යුවාන්/kWh) = ස්වාභාවික වායු ඒකක මිල (යුවාන්/ඝන මීටරය) ÷ ඒකක බල උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාව (kWh/ඝන මීටරය).

වත්මන් ප්‍රධාන ධාරාවේ කර්මාන්ත මට්ටම සමඟ ඒකාබද්ධව, බලාගාරයේ සාමාන්‍ය දේශීය ස්වාභාවික ගෑස් මිල යුවාන් 2.8/ඝන මීටරයක් ​​පමණ වේ. සාමාන්‍ය ඒකාබද්ධ චක්‍රීය ගෑස් ටර්බයින (CCGT) ඒකකවල බල උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාව 5.5-6.0 kWh/ඝන මීටරයක් ​​පමණ වන අතර එය යුවාන් 0.47-0.51 ක පමණ ඒකක බල උත්පාදන ඉන්ධන පිරිවැයට අනුරූප වේ; බෙදා හරින ලද අභ්‍යන්තර දහන එන්ජින් ඒකක භාවිතා කරන්නේ නම්, බල උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාව 3.8-4.2 kWh/ඝන මීටරයක් ​​පමණ වන අතර ඒකක බල උත්පාදන ඉන්ධන පිරිවැය යුවාන් 0.67-0.74 දක්වා ඉහළ යයි. දේශීය ස්වාභාවික ගෑස් වලින් 40% ක් පමණ ආනයන මත රඳා පවතින බව සඳහන් කිරීම වටී. ජාත්‍යන්තර LNG ස්ථාන මිලෙහි උච්චාවචනයන් සහ දේශීය ගෑස් ප්‍රභව නිෂ්පාදනය, සැපයුම, ගබඩා කිරීම සහ අලෙවිකරණ රටාවේ වෙනස්කම් ඉන්ධන පිරිවැය අවසානයට සෘජුවම සම්ප්‍රේෂණය වේ. උදාහරණයක් ලෙස, 2022 දී ආසියානු JKM ස්ථාන මිල ගණන් තියුනු ලෙස ඉහළ යාමේදී, දේශීය ගෑස් මත ක්‍රියාත්මක වන බලශක්ති ව්‍යවසායන්හි ඒකක විදුලි උත්පාදන ඉන්ධන පිරිවැය වරක් යුවාන් 0.6 ඉක්මවා ගිය අතර එය බිඳවැටීමේ පරාසය බෙහෙවින් ඉක්මවා ගියේය.

(II) ඉදිකිරීම් ආයෝජන පිරිවැය: ස්ථාවර ආයෝජනවල ස්ථාවර අනුපාතය, ප්‍රාදේශීයකරණය මගින් ආධාර ලබන පහත වැටීම

ඉදිකිරීම් ආයෝජන පිරිවැය යනු එක් වරක් පමණක් කළ හැකි ස්ථාවර ආයෝජනයක් වන අතර, ප්‍රධාන වශයෙන් උපකරණ මිලදී ගැනීම, සිවිල් ඉංජිනේරු විද්‍යාව, ස්ථාපනය සහ කොමිස් කිරීම, ඉඩම් අත්පත් කර ගැනීම සහ මූල්‍යකරණ වියදම් ඇතුළත් වේ. පූර්ණ ජීවන චක්‍ර විදුලි උත්පාදන පිරිවැයෙන් එහි අනුපාතය 15%-25% පමණ වන අතර, මූලික වශයෙන් බලපාන සාධක වන්නේ උපකරණ තාක්ෂණික මට්ටම සහ ප්‍රාදේශීයකරණ අනුපාතයයි.

උපකරණ මිලදී ගැනීමේ දෘෂ්ටි කෝණයෙන් බලන කල, බර වැඩ කරන ගෑස් ටර්බයිනවල මූලික තාක්ෂණය දිගු කලක් ජාත්‍යන්තර දැවැන්තයින් විසින් ඒකාධිකාරී කර ඇති අතර, ආනයනික උපකරණ සහ ප්‍රධාන සංරචකවල මිල ඉහළ මට්ටමක පවතී. එක් මිලියනයක කිලෝවොට් ඒකාබද්ධ චක්‍ර බල උත්පාදන ව්‍යාපෘතියක ඒකක කිලෝවොට් ස්ථිතික ආයෝජන පිරිවැය යුවාන් 4500-5500 ක් පමණ වන අතර, ඒ අතර ගෑස් ටර්බයිනය සහ ආධාරක අපද්‍රව්‍ය තාප බොයිලේරු මුළු උපකරණ ආයෝජනයෙන් 45% ක් පමණ වේ. මෑත වසරවලදී, දේශීය ව්‍යවසායන් තාක්ෂණික දියුණුව වේගවත් කර ඇත. වයිචායි පවර් සහ ෂැංහයි ඉලෙක්ට්‍රික් වැනි ව්‍යවසායන් මධ්‍යම හා සැහැල්ලු ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකක සහ මූලික සංරචක දේශීයකරණය කිරීම ක්‍රමයෙන් අවබෝධ කරගෙන ඇති අතර, ආනයනික නිෂ්පාදන හා සසඳන විට සමාන උපකරණ මිලදී ගැනීමේ පිරිවැය 15%-20% කින් අඩු කරමින්, සමස්ත ඉදිකිරීම් ආයෝජන පිරිවැය ඵලදායී ලෙස අඩු කරයි. ඊට අමතරව, ඒකක ධාරිතාව සහ ස්ථාපන අවස්ථා ද ඉදිකිරීම් පිරිවැයට බලපායි. බෙදා හරින ලද කුඩා ඒකකවල කෙටි ස්ථාපන චක්‍ර (මාස 2-3 ක් පමණි), අඩු සිවිල් ඉංජිනේරු ආයෝජන සහ විශාල මධ්‍යගත බලාගාරවලට වඩා අඩු ඒකක කිලෝවොට් ආයෝජන පිරිවැයක් ඇත; විශාල ඒකාබද්ධ චක්‍ර ඒකක සඳහා ඉහළ ආරම්භක ආයෝජනයක් තිබුණද, ඒවාට බලශක්ති උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාවයේ සැලකිය යුතු වාසි ඇති අතර මහා පරිමාණ විදුලි උත්පාදනය හරහා ඒකක ආයෝජන පිරිවැය ක්‍රමක්ෂය කළ හැකිය.

(III) මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු පිරිවැය: දිගුකාලීන අඛණ්ඩ ආයෝජනය, තාක්ෂණික ප්‍රශස්තිකරණය සඳහා විශිෂ්ට ඉඩක්

මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු පිරිවැය යනු සම්පූර්ණ ජීවන චක්‍රයේ අඛණ්ඩ ආයෝජනයක් වන අතර, ප්‍රධාන වශයෙන් උපකරණ පරීක්ෂා කිරීම සහ නඩත්තු කිරීම, කොටස් ප්‍රතිස්ථාපනය, ශ්‍රම පිරිවැය, ලිහිසි තෙල් පරිභෝජනය, පාරිසරික ආරක්ෂණ ප්‍රතිකාර ආදිය ඇතුළත් වේ. පූර්ණ ජීවන චක්‍ර බලශක්ති උත්පාදන පිරිවැයේ එහි අනුපාතය 5%-10% පමණ වේ. කර්මාන්ත පරිචයේ දෘෂ්ටිකෝණයෙන්, මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු පිරිවැයේ මූලික වියදම වන්නේ ප්‍රධාන සංරචක සහ නඩත්තු සේවා ප්‍රතිස්ථාපනය කිරීමයි, ඒ අතර තනි විශාල ගෑස් ටර්බයිනයක මධ්‍යම නඩත්තු පිරිවැය යුවාන් මිලියන 300 දක්වා ළඟා විය හැකි අතර මූලික සංරචක ප්‍රතිස්ථාපන පිරිවැය සාපේක්ෂව ඉහළ ය.

විවිධ තාක්ෂණික මට්ටම් සහිත ඒකකවල මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු වියදම්වල සැලකිය යුතු වෙනස්කම් ඇත: ඉහළ කාර්යසාධනයක් සහිත ජනන ඒකකවල ආරම්භක ආයෝජනය ඉහළ ගියද, ඒවායේ ලිහිසි තෙල් පරිභෝජනය සාමාන්‍ය ඒකකවලට වඩා 1/10 ක් පමණක් වන අතර, දිගු තෙල් වෙනස් කිරීමේ චක්‍ර සහ අසාර්ථක වසා දැමීමේ අඩු සම්භාවිතාවක් ඇති අතර එමඟින් ශ්‍රම පිරිවැය සහ වසා දැමීමේ පාඩු ඵලදායී ලෙස අඩු කළ හැකිය; ඊට ප්‍රතිවිරුද්ධව, තාක්ෂණිකව පසුගාමී ඒකක නිතර අසාර්ථක වන අතර, එය කොටස් ප්‍රතිස්ථාපන පිරිවැය වැඩි කරනවා පමණක් නොව, වසා දැමීම හේතුවෙන් විදුලි උත්පාදන ආදායමට ද බලපාන අතර, එය පුළුල් පිරිවැය වක්‍රව ඉහළ නංවයි. මෑත වසරවලදී, දේශීය මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු තාක්ෂණය වැඩිදියුණු කිරීම සහ බුද්ධිමත් රෝග විනිශ්චය පද්ධති යෙදීමත් සමඟ, ගෘහස්ථ ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු වියදම් ක්‍රමයෙන් අඩු වී ඇත. මූලික සංරචකවල ස්වාධීන නඩත්තු අනුපාතය වැඩිදියුණු කිරීම ප්‍රතිස්ථාපන පිරිවැය 20% කට වඩා අඩු කර ඇති අතර, නඩත්තු පරතරය පැය 32,000 දක්වා දීර්ඝ කර ඇති අතර, මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු වියදම් සඳහා අවකාශය තවදුරටත් සම්පීඩනය කරයි.

II. විදුලිබල උත්පාදන පිරිවැයට බලපාන ප්‍රධාන විචල්‍යයන්

ඉහත මූලික සංරචක වලට අමතරව, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල විදුලි උත්පාදන පිරිවැය ගෑස් මිල යාන්ත්‍රණය, ප්‍රතිපත්ති දිශානතිය, කාබන් වෙළඳපොළ සංවර්ධනය, කලාපීය පිරිසැලසුම සහ ඒකක භාවිත වේලාවන් වැනි බහු විචල්‍යයන් මගින් ද බලපාන අතර, ඒ අතර ගෑස් මිල යාන්ත්‍රණයේ සහ කාබන් වෙළඳපොළ සංවර්ධනයේ බලපෑම වඩාත් දුරදිග යන එකකි.

(I) ගෑස් මිල යාන්ත්‍රණය සහ ගෑස් ප්‍රභව සහතිකය

ස්වාභාවික ගෑස් මිල ගණන් සහ ප්‍රසම්පාදන ආකෘතිවල ස්ථායිතාව ඉන්ධන පිරිවැයේ ප්‍රවණතාවය සෘජුවම තීරණය කරන අතර පසුව සමස්ත විදුලි උත්පාදන පිරිවැයට බලපායි. වර්තමානයේ, දේශීය ස්වාභාවික ගෑස් මිල "මිණුම් සලකුණු මිල + පාවෙන මිල" යන සම්බන්ධක යාන්ත්‍රණයක් පිහිටුවා ඇත. මිණුම් සලකුණු මිල ජාත්‍යන්තර බොරතෙල් සහ LNG මිල ගණන් සමඟ සම්බන්ධ වී ඇති අතර, පාවෙන මිල වෙළඳපල සැපයුම සහ ඉල්ලුම අනුව සකස් කරනු ලැබේ. මිල උච්චාවචනයන් සෘජුවම විදුලි උත්පාදන පිරිවැය අවසානයට සම්ප්‍රේෂණය වේ. ගෑස් ප්‍රභව සහතික කිරීමේ ධාරිතාව පිරිවැයට ද බලපායි. යැංසි ගංගා ඩෙල්ටා සහ පර්ල් ගංගා ඩෙල්ටා වැනි බර මධ්‍යස්ථාන කලාපවල, LNG ලැබීමේ මධ්‍යස්ථාන ඝන වන අතර, නල මාර්ග ජාල අන්තර් සම්බන්ධතා මට්ටම ඉහළ ය, සම්ප්‍රේෂණ සහ බෙදා හැරීමේ පිරිවැය අඩු ය, ගෑස් ප්‍රභව සැපයුම ස්ථාවර වන අතර ඉන්ධන පිරිවැය සාපේක්ෂව පාලනය කළ හැකිය; ගෑස් ප්‍රභව බෙදාහැරීම සහ සම්ප්‍රේෂණ සහ බෙදා හැරීමේ පහසුකම් මගින් සීමා කර ඇති වයඹ දිග කලාපයේ, ස්වාභාවික ගෑස් සම්ප්‍රේෂණ සහ බෙදා හැරීමේ පිරිවැය සාපේක්ෂව ඉහළ ය, එමඟින් කලාපයේ ජනන ඒකකවල විදුලි උත්පාදන පිරිවැය ඉහළ යයි. ඊට අමතරව, ජාත්‍යන්තර ගෑස් මිල ගණන් වල උච්චාවචනයන් නිසා ඇතිවන පිරිවැය අවදානම් ඵලදායී ලෙස වළක්වා ගනිමින්, දිගුකාලීන ගෑස් සැපයුම් ගිවිසුම් අත්සන් කිරීමෙන් ව්‍යවසායන් ගෑස් ප්‍රභව මිල ගණන් අගුළු දැමිය හැකිය.

(II) ප්‍රතිපත්ති දිශානතිය සහ වෙළඳපොළ යාන්ත්‍රණය

ප්‍රතිපත්ති යාන්ත්‍රණයන් ප්‍රධාන වශයෙන් පිරිවැය සම්ප්‍රේෂණය සහ ආදායම් වන්දි හරහා ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල විස්තීර්ණ පිරිවැය සහ ආදායම් මට්ටම් කෙරෙහි බලපායි. මෑත වසරවලදී, චීනය ස්වභාවික ගෑස් බල උත්පාදනය සඳහා කොටස් දෙකක විදුලි මිල ප්‍රතිසංස්කරණය ක්‍රමයෙන් ප්‍රවර්ධනය කර ඇති අතර, එය මුලින්ම ෂැංහයි, ජියැන්ග්සු සහ ගුවැන්ඩොං වැනි පළාත්වල ක්‍රියාත්මක කර ඇත. ස්ථාවර පිරිවැය ප්‍රතිසාධනය ධාරිතා මිල හරහා සහතික කර ඇති අතර, ඉන්ධන පිරිවැය සම්ප්‍රේෂණය කිරීම සඳහා බලශක්ති මිල ගෑස් මිලට සම්බන්ධ කර ඇත. ඒ අතර, ගුවැන්ඩොං විසින් ධාරිතා මිල යුවාන් 100/kW/වසරක සිට යුවාන් 264/kW/වසරකට ඉහළ නංවා ඇති අතර, එමඟින් ව්‍යාපෘතියේ ස්ථාවර පිරිවැයෙන් 70%-80% ක් ආවරණය කළ හැකි අතර, පිරිවැය සම්ප්‍රේෂණය පිළිබඳ ගැටළුව ඵලදායී ලෙස සමනය කරයි. ඒ සමඟම, සහායක සේවා වෙළඳපොලේ වේගවත් ආරම්භක-නැවතුම් ඒකක සඳහා වන්දි ප්‍රතිපත්තිය ගෑස් මත ක්‍රියාත්මක වන විදුලි ව්‍යාපෘතිවල ආදායම් ව්‍යුහය තවදුරටත් වැඩිදියුණු කර ඇත. සමහර කලාපවල උපරිම නියාමන වන්දි මිල යුවාන්/kWh 0.8 දක්වා ළඟා වී ඇති අතර එය සාම්ප්‍රදායික විදුලි උත්පාදන ආදායමට වඩා සැලකිය යුතු ලෙස වැඩි ය.

(III) කාබන් වෙළඳපොළ සංවර්ධනය සහ අඩු කාබන් වාසි

ජාතික කාබන් විමෝචන අයිතිවාසිකම් වෙළඳ වෙළඳපොළේ අඛණ්ඩ වැඩිදියුණුවත් සමඟ, කාබන් පිරිවැය ක්‍රමයෙන් අභ්‍යන්තරීකරණය වී ඇති අතර, ස්වාභාවික වායු උත්පාදක ඒකකවල සාපේක්ෂ ආර්ථිකයට බලපාන වැදගත් සාධකයක් බවට පත්ව ඇත. ස්වාභාවික වායු උත්පාදක ඒකකවල ඒකක කාබන් ඩයොක්සයිඩ් විමෝචන තීව්‍රතාවය ගල් අඟුරු බලයෙන් 50% ක් පමණ වේ (CO₂/kWh ග්‍රෑම් 380 ක් පමණ එදිරිව ගල් අඟුරු බලය සඳහා CO₂/kWh ග්‍රෑම් 820 ක් පමණ). කාබන් මිල ඉහළ යාමේ පසුබිමට එරෙහිව, එහි අඩු කාබන් වාසි තවමත් කැපී පෙනේ. වත්මන් දේශීය කාබන් මිල CO₂ ටොන් 50ක් පමණ වන අතර, 2030 වන විට එය 150-200 යුවාන්/ටොන් දක්වා ඉහළ යනු ඇතැයි අපේක්ෂා කෙරේ. උදාහරණයක් ලෙස වාර්ෂිකව ටොන් මිලියන 3ක් පමණ CO₂ විමෝචනය කරන කිලෝවොට් 600,000ක තනි ඒකකයක් ගතහොත්, ගල් අඟුරු බලයට එම කාලය තුළ වසරකට අමතර යුවාන් මිලියන 450-600ක කාබන් පිරිවැයක් දැරීමට සිදුවනු ඇති අතර, ගෑස් බලය ගල් අඟුරු බලයෙන් 40%ක් පමණක් වන අතර, ගෑස් බලය සහ ගල් අඟුරු බලය අතර පිරිවැය පරතරය තවදුරටත් අඩු වනු ඇත. මීට අමතරව, ගෑස් බලයෙන් ක්‍රියාත්මක වන බලශක්ති ව්‍යාපෘතිවලට අනාගතයේදී අතිරික්ත කාබන් කෝටා විකිණීමෙන් අමතර ආදායමක් ලබා ගත හැකි අතර, එමඟින් සම්පූර්ණ ආයුකාල චක්‍ර මට්ටමේ විදුලි පිරිවැය 3%-5% කින් අඩු කිරීමට අපේක්ෂා කෙරේ.

(IV) ඒකක උපයෝගිතා පැය

ඒකක භාවිත පැය සෘජුවම ස්ථාවර පිරිවැයේ ක්‍රමක්ෂය කිරීමේ බලපෑමට බලපායි. භාවිත පැය වැඩි වන තරමට ඒකක විදුලි උත්පාදන පිරිවැය අඩු වේ. ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල භාවිත පැය යෙදුම් අවස්ථා සමඟ සමීපව සම්බන්ධ වේ: මධ්‍යගත බලාගාර, උපරිම නියාමන බලශක්ති ප්‍රභවයන් ලෙස, සාමාන්‍යයෙන් පැය 2500-3500 ක භාවිත පැය ඇත; කාර්මික උද්‍යාන සහ දත්ත මධ්‍යස්ථානවල පර්යන්ත භාර ඉල්ලුමට ආසන්නව ඇති බෙදා හරින ලද බලාගාර, පැය 3500-4500 ක භාවිත පැය කරා ළඟා විය හැකි අතර, ඒකක විදුලි උත්පාදන පිරිවැය යුවාන්/kWh 0.03-0.05 කින් අඩු කළ හැකිය. භාවිත පැය පැය 2000 ට වඩා අඩු නම්, ස්ථාවර පිරිවැය ඵලදායී ලෙස ක්‍රමක්ෂය කළ නොහැකි අතර, එය පුළුල් විදුලි උත්පාදන පිරිවැයේ සැලකිය යුතු වැඩි වීමක් සහ පාඩු පවා ඇති කරයි.

III. වත්මන් කර්මාන්ත පිරිවැය තත්ත්වය

වර්තමාන කර්මාන්ත දත්ත සමඟ ඒකාබද්ධව, ස්වාභාවික ගෑස් මිල යුවාන් 2.8/ඝන මීටරය, භාවිත පැය 3000 සහ කාබන් මිල යුවාන්/ටොන් CO₂ යන මිණුම් ලකුණ යටතේ, සාමාන්‍ය ඒකාබද්ධ චක්‍ර ගෑස් ටර්බයින (CCGT) ව්‍යාපෘතිවල සම්පූර්ණ ජීවන චක්‍ර මට්ටමේ විදුලිය පිරිවැය යුවාන්/kWh 0.52-0.60 පමණ වන අතර එය ගල් අඟුරු බලයට වඩා තරමක් වැඩි යුවාන්/kWh පමණ වේ, නමුත් බලශක්ති ගබඩා කිරීම (යුවාන් 0.65-0.80/kWh පමණ) පුනර්ජනනීය බලශක්තියේ පුළුල් පිරිවැයට වඩා සැලකිය යුතු ලෙස අඩුය.

කලාපීය වෙනස්කම්වල දෘෂ්ටිකෝණයෙන්, ස්ථාවර ගෑස් ප්‍රභව සැපයුම, වැඩිදියුණු කළ ප්‍රතිපත්ති සහාය සහ ඉහළ කාබන් මිල පිළිගැනීමෙන් ප්‍රතිලාභ ලබන, යැංසි ගංගා ඩෙල්ටා සහ පර්ල් ගංගා ඩෙල්ටා වැනි බර මධ්‍යස්ථාන කලාපවල ගෑස්-උත්පාදන බලාගාරවල සම්පූර්ණ ජීවන චක්‍ර මට්ටමේ විදුලි පිරිවැය 0.45-0.52 යුවාන්/kWh කින් පාලනය කළ හැකි අතර, එය ගල් අඟුරු-උත්පාදන බලය සමඟ තරඟ කිරීම සඳහා ආර්ථික පදනමක් ඇත; ඔවුන් අතර, කාබන් වෙළඳ නියමුවෙකු ලෙස, 2024 දී ගුවැන්ඩොං හි සාමාන්‍ය කාබන් මිල 95 යුවාන්/ටොන් දක්වා ළඟා වූ අතර, ධාරිතා වන්දි යාන්ත්‍රණය සමඟ ඒකාබද්ධව, පිරිවැය වාසිය වඩාත් පැහැදිලිය. ගෑස් ප්‍රභව සහතිකය සහ සම්ප්‍රේෂණ සහ බෙදා හැරීමේ පිරිවැය මගින් සීමා වූ වයඹ කලාපයේ, ඒකක බල උත්පාදන පිරිවැය සාමාන්‍යයෙන් 0.60 යුවාන්/kWh ට වඩා වැඩි වන අතර, ව්‍යාපෘති ආර්ථිකය දුර්වලයි.

සමස්තයක් ලෙස කර්මාන්තයේ දෘෂ්ටිකෝණයෙන්, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල විදුලි උත්පාදන පිරිවැය "කෙටි කාලීනව අඩු සහ දිගු කාලීනව වැඩිදියුණු වීමේ" ප්‍රශස්තිකරණ ප්‍රවණතාවක් පෙන්නුම් කරයි: කෙටි කාලීනව, ඉහළ ගෑස් මිල ගණන් සහ සමහර කලාපවල අඩු භාවිත පැය ගණන හේතුවෙන්, ලාභ අවකාශය සීමිතය; මධ්‍යම හා දිගු කාලීනව, ගෑස් ප්‍රභවයන් විවිධාංගීකරණය කිරීම, උපකරණ දේශීයකරණය කිරීම, කාබන් මිල ඉහළ යාම සහ ප්‍රතිපත්ති යාන්ත්‍රණයන් වැඩිදියුණු කිරීමත් සමඟ, පිරිවැය ක්‍රමයෙන් අඩු වනු ඇත. 2030 වන විට, කාබන් වත්කම් කළමනාකරණ හැකියාවන් සහිත කාර්යක්ෂම ගෑස්-උත්පාදන බල ව්‍යාපෘතිවල අභ්‍යන්තර ප්‍රතිලාභ අනුපාතය (IRR) 6%-8% පරාසයක ස්ථාවරව පවතිනු ඇතැයි අපේක්ෂා කෙරේ.

IV. පිරිවැය ප්‍රශස්තිකරණය සඳහා මූලික උපදෙස්

පිරිවැය සංයුතිය සහ බලපාන සාධක සමඟ ඒකාබද්ධව, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල බලශක්ති උත්පාදන පිරිවැය ප්‍රශස්ත කිරීම සඳහා "ඉන්ධන පාලනය කිරීම, ආයෝජන අඩු කිරීම, මෙහෙයුම් සහ නඩත්තුව ප්‍රශස්ත කිරීම සහ ප්‍රතිපත්ති භුක්ති විඳීම" යන මූලික කරුණු හතර කෙරෙහි අවධානය යොමු කළ යුතු අතර, තාක්ෂණික නවෝත්පාදනය, සම්පත් ඒකාබද්ධ කිරීම සහ ප්‍රතිපත්ති සම්බන්ධතාවය හරහා පුළුල් පිරිවැය අඛණ්ඩව අඩු කිරීම සාක්ෂාත් කර ගත යුතුය.

පළමුව, ගෑස් ප්‍රභව සැපයුම ස්ථාවර කිරීම සහ ඉන්ධන පිරිවැය පාලනය කිරීම. ප්‍රධාන දේශීය ස්වාභාවික ගෑස් සැපයුම්කරුවන් සමඟ සහයෝගීතාව ශක්තිමත් කිරීම, ගෑස් ප්‍රභව මිල ගණන් අගුළු දැමීම සඳහා දිගුකාලීන ගෑස් සැපයුම් ගිවිසුම් අත්සන් කිරීම; ගෑස් ප්‍රභවයන්ගේ විවිධාංගීකරණය වූ පිරිසැලසුම ප්‍රවර්ධනය කිරීම, දේශීය ෂේල් ගෑස් නිෂ්පාදනය වැඩිවීම සහ ජාත්‍යන්තර ස්ථානීය ගෑස් මිල මත යැපීම අඩු කිරීම සඳහා LNG ආනයන දිගුකාලීන ගිවිසුම් වැඩිදියුණු කිරීම මත විශ්වාසය තැබීම; ඒ සමඟම, ඒකක දහන පද්ධතිය ප්‍රශස්ත කිරීම, බලශක්ති උත්පාදන කාර්යක්ෂමතාව වැඩි දියුණු කිරීම සහ ඒකකයකට ඉන්ධන පරිභෝජනය අඩු කිරීම.

දෙවනුව, උපකරණ දේශීයකරණය ප්‍රවර්ධනය කිරීම සහ ඉදිකිරීම් ආයෝජන අඩු කිරීම. මූලික තාක්ෂණ පර්යේෂණ සහ සංවර්ධනය සඳහා ආයෝජන අඛණ්ඩව වැඩි කිරීම, බර වැඩ කරන ගෑස් ටර්බයිනවල ප්‍රධාන සංරචක දේශීයකරණය කිරීමේ බාධකය බිඳ දැමීම සහ උපකරණ මිලදී ගැනීමේ පිරිවැය තවදුරටත් අඩු කිරීම; ව්‍යාපෘති සැලසුම් සහ ස්ථාපන ක්‍රියාවලීන් ප්‍රශස්ත කිරීම, ඉදිකිරීම් චක්‍රය කෙටි කිරීම සහ මූල්‍යකරණ පිරිවැය සහ සිවිල් ඉංජිනේරු ආයෝජන ක්‍රමක්ෂය කිරීම; ආයෝජනය සහ කාර්යක්ෂමතාව අතර සමතුලිතතාවයක් ඇති කර ගැනීම සඳහා යෙදුම් අවස්ථා අනුව සාධාරණ ලෙස ඒකක ධාරිතාව තෝරා ගැනීම.

තෙවනුව, මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු ආකෘතිය වැඩිදියුණු කිරීම සහ මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු වියදම් සම්පීඩනය කිරීම. බුද්ධිමත් රෝග විනිශ්චය වේදිකාවක් ගොඩනඟන්න, උපකරණ සෞඛ්‍ය තත්ත්වය පිළිබඳ නිවැරදි පූර්ව අනතුරු ඇඟවීම සාක්ෂාත් කර ගැනීම සඳහා විශාල දත්ත සහ 5G තාක්ෂණය මත රඳා සිටින්න, සහ මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු ආකෘතිය "නිෂ්ක්‍රීය නඩත්තු" සිට "ක්‍රියාකාරී පූර්ව අනතුරු ඇඟවීම" දක්වා පරිවර්තනය කිරීම ප්‍රවර්ධනය කරන්න; මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු තාක්ෂණයේ ප්‍රාදේශීයකරණය ප්‍රවර්ධනය කිරීම, වෘත්තීය මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු කණ්ඩායමක් පිහිටුවීම, මූලික සංරචකවල ස්වාධීන නඩත්තු ධාරිතාව වැඩි දියුණු කිරීම සහ නඩත්තු සහ කොටස් ප්‍රතිස්ථාපන පිරිවැය අඩු කිරීම; අසාර්ථක වසා දැමීමේ සහ පරිභෝජන පරිභෝජනයේ සම්භාවිතාව අඩු කිරීම සඳහා ඉහළ කාර්ය සාධන ඒකක තෝරන්න.

හතරවනුව, ප්‍රතිපත්ති සමඟ නිවැරදිව සම්බන්ධ වී අමතර ආදායමක් ලබා ගන්න. කොටස් දෙකක විදුලි මිල සහ උපරිම නියාමන වන්දි වැනි ප්‍රතිපත්තිවලට ක්‍රියාකාරීව ප්‍රතිචාර දක්වන්න, සහ පිරිවැය සම්ප්‍රේෂණය සහ ආදායම් වන්දි සහාය සඳහා උත්සාහ කරන්න; කාබන් වත්කම් කළමනාකරණ පද්ධතිය කල්තියා සකස් කරන්න, අතිරික්ත කාබන් කෝටා විකිණීමෙන් සහ කාබන් මූල්‍ය උපකරණවලට සහභාගී වීමෙන් අමතර ආදායමක් ලබා ගැනීම සඳහා කාබන් වෙළඳපොළ යාන්ත්‍රණය සම්පූර්ණයෙන්ම භාවිතා කරන්න, සහ පිරිවැය ව්‍යුහය තවදුරටත් ප්‍රශස්ත කරන්න; "ගෑස්-ප්‍රකාශ වෝල්ටීයතා-හයිඩ්‍රජන්" බහු-ශක්ති අනුපූරක පිරිසැලසුම ප්‍රවර්ධනය කිරීම, ඒකක භාවිත වේලාවන් වැඩිදියුණු කිරීම සහ ස්ථාවර වියදම් ක්‍රමක්ෂය කිරීම.

V. නිගමනය

ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල බල උත්පාදන පිරිවැය, ඉදිකිරීම් ආයෝජන සහ මෙහෙයුම් සහ නඩත්තු වියදම් මගින් සහාය වන ඉන්ධන පිරිවැය මත කේන්ද්‍රගත වන අතර, ගෑස් මිල, ප්‍රතිපත්ති, කාබන් වෙළඳපොළ සහ කලාපීය පිරිසැලසුම වැනි බහු සාධක මගින් ඒකාබද්ධව බලපායි. එහි ආර්ථිකය රඳා පවතින්නේ තමන්ගේම තාක්ෂණික මට්ටම සහ කළමනාකරණ ධාරිතාව මත පමණක් නොව, බලශක්ති වෙළඳපොළ රටාව සහ ප්‍රතිපත්ති දිශානතියේ ගැඹුරු බැඳීම මත ය. වර්තමානයේ, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල බල උත්පාදන පිරිවැය ගල් අඟුරු බලයට වඩා තරමක් වැඩි වුවද, "ද්විත්ව කාබන්" ඉලක්කයේ දියුණුවත් සමඟ, කාබන් මිල ඉහළ යාම සහ උපකරණ ප්‍රාදේශීයකරණයේ ඉදිරි ගමන, එහි අඩු කාබන් වාසි සහ ආර්ථික වාසි ක්‍රමයෙන් කැපී පෙනෙනු ඇත.

අනාගතයේදී, ස්වාභාවික වායු නිෂ්පාදනය, සැපයුම, ගබඩා කිරීම සහ අලෙවිකරණ පද්ධතියේ අඛණ්ඩ වැඩිදියුණු කිරීම සහ බලශක්ති වෙළඳපොළ සහ කාබන් වෙළඳපොළ ප්‍රතිසංස්කරණය ගැඹුරු වීමත් සමඟ, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල බලශක්ති උත්පාදන පිරිවැය ක්‍රමයෙන් ප්‍රශස්ත කරනු ලබන අතර, ඉහළ අනුපාතයකින් යුත් පුනර්ජනනීය බලශක්තිය සහ බලශක්ති ආරක්ෂාව සම්බන්ධ කිරීම සඳහා වැදගත් ආධාරකයක් බවට පත්වේ. කර්මාන්ත ව්‍යවසායන් සඳහා, පිරිවැයට බලපාන සාධක නිවැරදිව ග්‍රහණය කර ගැනීම, මූලික ප්‍රශස්තිකරණ දිශාවන් කෙරෙහි අවධානය යොමු කිරීම සහ තාක්ෂණික නවෝත්පාදනය, සම්පත් ඒකාබද්ධ කිරීම සහ ප්‍රතිපත්ති සම්බන්ධතාවය හරහා පුළුල් බලශක්ති උත්පාදන පිරිවැය අඛණ්ඩව අඩු කිරීම, ස්වාභාවික වායු උත්පාදන ඒකකවල වෙළඳපල තරඟකාරිත්වය වැඩි දියුණු කිරීම සහ නව බල පද්ධතිය ඉදිකිරීමට සහ බලශක්ති ව්‍යුහයේ පරිවර්තනයට උපකාර කිරීම අවශ්‍ය වේ.