ในระบบปฏิบัติการเหมืองแร่สมัยใหม่ การสกัดและขนส่งแร่เหล็กเป็นวงจรปิดทางอุตสาหกรรมที่ใช้พลังงานสูงมาก ภายในปี 2026 ความผันผวนของราคาพลังงานส่งผ่านแรงกดดันด้านเงินเฟ้อไปยังโครงสร้างต้นทุนของแร่เหล็กอย่างมีประสิทธิภาพผ่านช่องทางทางกายภาพและเศรษฐกิจที่สำคัญสามประการดังนี้:
ประการแรก ผลกระทบของต้นทุนน้ำมันดีเซลในขั้นตอนการทำเหมืองและการขนส่งภายในประเทศ ไม่ว่าจะเป็นการเจาะ การระเบิด และการบรรทุกในระหว่างการทำเหมือง การขนส่งแร่จากบ่อเหมืองไปยังสถานีบดย่อยด้วยรถบรรทุกเหมืองขนาดใหญ่ หรือการลากแร่สำเร็จรูปไปยังท่าเรือด้วยหัวรถจักรดีเซลผ่านเส้นทางรถไฟระยะทางหลายร้อยกิโลเมตร ห่วงโซ่โลจิสติกส์ต้นน้ำทั้งหมดตั้งแต่การทำเหมืองจนถึงการขนส่งภายในประเทศล้วนพึ่งพาน้ำมันดีเซลอย่างมาก เมื่อราคาน้ำมันดิบระหว่างประเทศทะลุ 100 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล สัดส่วนของน้ำมันดีเซลในต้นทุนการดำเนินงานเหมืองโดยรวมเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ส่งผลให้แรงกดดันด้านต้นทุนเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ
ประการที่สอง การส่งผ่านต้นทุนไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติในขั้นตอนการแต่งแร่และการอัดก้อน ทรัพยากรแร่เหล็กที่มีเกรดแตกต่างกันมีความลึกในการแปรรูปที่แตกต่างกัน แร่แมกนีไทต์เกรดต่ำต้องผ่านกระบวนการแต่งแร่เชิงลึก เช่น การบดย่อย การแยกด้วยแม่เหล็ก และการลอยแร่ ซึ่งล้วนพึ่งพาไฟฟ้าอย่างมาก ในกระบวนการแปลงหัวแร่เหล็กเม็ดละเอียดให้เป็นเม็ดอัดหรือซินเตอร์ที่เหมาะสำหรับการถลุงเหล็กในเตาถลุง จำเป็นต้องเผาที่อุณหภูมิสูงเกิน 1,300°C ในอุปกรณ์ เช่น เตาตะกรับโซ่และเตาเผาแบบหมุน ขั้นตอนการอัดก้อนนี้พึ่งพาพลังงานความร้อนจากก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหินอย่างมาก ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตเม็ดแร่มีความยืดหยุ่นสูงมากต่อการเปลี่ยนแปลงราคาก๊าซธรรมชาติ
ประการที่สาม ความผันผวนของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกำมะถันต่ำในขั้นตอนการขนส่งทางเรือข้ามมหาสมุทร ในฐานะสินค้าเทกองแห้งที่มีปริมาณการค้าโลกมากที่สุดประเภทหนึ่ง ต้นทุนส่งถึงท่าเรือปลายทาง (CFR/CIF) ของแร่เหล็กได้รับอิทธิพลอย่างมากจากต้นทุนการขนส่ง ในเดือนมีนาคม 2026 เนื่องจากการขาดดุลอุปทานน้ำมันดิบและการเปลี่ยนเส้นทางเดินเรือที่เกิดจากความขัดแย้งในตะวันออกกลาง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกำมะถันต่ำมาก (VLSFO) ทั่วโลกพุ่งสูงขึ้นอย่างรุนแรง 30% ถึง 60% ภายในสัปดาห์เดียว การเปลี่ยนแปลงนี้ปรับเปลี่ยนความสามารถในการแข่งขันเชิงเปรียบเทียบของแร่เหล็กจากแหล่งผลิตต่าง ๆ ในตลาดผู้บริโภคหลัก เช่น จีนและยุโรป อย่างถอนรากถอนโคน
ณ กลางเดือนเมษายน 2569 ตลาดพลังงานมหภาคโลกอยู่ ณ จุดเปลี่ยนสำคัญที่การปรับโครงสร้างเชิงลึกตัดกับความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ ความขัดแย้งที่ทวีความรุนแรงในตะวันออกกลางได้เผยให้เห็นความเปราะบางของห่วงโซ่อุปทานพลังงานโลก ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบ ก๊าซธรรมชาติ และแหล่งพลังงานทดแทนอย่างถ่านหินปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรงแบบไม่เป็นเชิงเส้นเกินความคาดหมาย
ตลาดน้ำมันดิบแสดงความอ่อนไหวอย่างเด่นชัดเป็นพิเศษ ก่อนเกิดความขัดแย้ง ปัจจัยพื้นฐานของตลาดน้ำมันดิบโลกค่อนข้างมีเสถียรภาพ โดยราคาน้ำมันดิบเบรนท์เคลื่อนไหวอยู่ในช่วง 70-77 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลในช่วงเดือนมกราคมถึงต้นเดือนกุมภาพันธ์ อย่างไรก็ตาม เมื่อความขัดแย้งทวีความรุนแรงอย่างต่อเนื่องและการเดินเรือผ่านช่องแคบฮอร์มุซถูกขัดขวาง ราคาสัญญาซื้อขายล่วงหน้าน้ำมันดิบเบรนท์พุ่งขึ้นเกือบแตะ 120 ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรลในช่วงต้นเดือนมีนาคม ตลาดก๊าซธรรมชาติก็ได้รับผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญเช่นกัน กาตาร์ซึ่งเป็นผู้ส่งออกก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) รายสำคัญ มีโรงงานผลิตหลักบนฝั่ง (โรงงานก๊าซราสลัฟฟาน) ถูกโจมตีด้วยโดรนและหยุดดำเนินการทั้งหมด ทำให้การส่งมอบ LNG ต้องระงับ ราคาก๊าซธรรมชาติ รวมถึง Asia-JKM และ Europe-TTF เพิ่มขึ้นเป็นสองเท่าภายในสองสัปดาห์ การพุ่งขึ้นของต้นทุนแบบไม่เป็นเชิงเส้นนี้มีความเป็นไปได้สูงที่จะบีบให้เหมืองต้นทุนสูงระดับชายขอบบางแห่งลดการผลิต ส่งผลให้อุปทานแร่เหล็กรวมของโลกหดตัว และเป็นแรงหนุนเชิงแนวโน้มที่แข็งแกร่งต่อศูนย์กลางราคาตลาดล่วงหน้า
II. ผลกระทบที่แตกต่างของความผันผวนราคาพลังงานต่อตลาดแร่เหล็ก: มุมมองตามประเภทแร่
คาดว่าทุกๆ การเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดิบ 10 ดอลลาร์สหรัฐ จะทำให้ต้นทุนการทำเหมืองต่อตันของเหมืองแร่เหล็กขนาดใหญ่เพิ่มขึ้นเฉลี่ย 0.3 ดอลลาร์สหรัฐ ขณะที่ต้นทุนของเหมืองขนาดเล็กคาดว่าจะเพิ่มขึ้น ประมาณ 2.85 ดอลลาร์สหรัฐ.เหมืองขนาดเล็กต้นทุนสูง โดยเฉพาะผู้ผลิตแร่เหล็กเข้มข้น มีความเปราะบางสูงต่อแรงกระแทกด้านต้นทุน และเหมืองที่ผลิตสินค้าประเภทต่างกันได้รับผลกระทบในระดับที่แตกต่างกัน
ในการประเมินผลกระทบของราคาพลังงานต่อตลาดแร่เหล็ก จำเป็นต้องวิเคราะห์อย่างครอบคลุมในหลายมิติ ได้แก่ ภูมิทัศน์อุปทานโลก ส่วนผสมผลิตภัณฑ์ (แร่ก้อน แร่ละเอียด แร่อัดเม็ด) และกระบวนการทำเหมืองของแต่ละเหมือง เนื่องจากความแตกต่างโดยธรรมชาติที่ถูกจำกัดด้วยทรัพยากรที่มีอยู่ เหมืองต่างๆ แสดงความแตกต่างอย่างมีนัยสำคัญในด้านความยืดหยุ่นในการดำเนินงานและความเปราะบางด้านต้นทุนเมื่อเผชิญกับวัฏจักรเงินเฟ้อพลังงานเดียวกัน
คุณสมบัติทางกายภาพและเคมีของแร่เหล็กเป็นปัจจัยพื้นฐานที่กำหนดความซับซ้อนของกระบวนการทำเหมืองและการแต่งแร่ รวมถึงโครงสร้างการใช้พลังงาน ความแตกต่างเชิงโครงสร้างนี้ส่งผลต่อการพึ่งพาและความอ่อนไหวด้านราคาต่อพลังงานประเภทต่างๆ ของแต่ละเหมือง เมื่อจำแนกตามประเภทแร่ สินทรัพย์แร่เหล็กหลักของโลกสามารถแบ่งออกเป็นสองประเภทกว้างๆ ได้แก่ แร่เหล็กฮีมาไทต์ส่งตรง (DSO) และแร่เหล็กแมกนีไทต์เข้มข้น
แร่ส่งตรง (DSO) ต้องการเพียงการบดและคัดขนาดทางกายภาพอย่างง่ายก่อนบรรทุกส่งออกโดยตรง โดยไม่ต้องผ่านกระบวนการแต่งแร่ที่ซับซ้อน ในแง่ของการกระจายการผลิต ภูมิภาคพิลบาราของออสเตรเลียเป็นพื้นที่ผลิตหลักของแร่เหล็กฮีมาไทต์ DSO ระดับโลก ปริมาณสำรองแร่เหล็กของภูมิภาคนี้กระจุกตัวอยู่ในเทือกเขาแฮเมอร์สลีย์ ออสเตรเลียตะวันตกเป็นหลัก เหมืองคาราฌัสในบราซิลซึ่งดำเนินการโดยบริษัทเหมืองแร่ยักษ์ใหญ่ของบราซิลอย่างเวเล่ เป็นเหมืองแร่เหล็กที่ใหญ่ที่สุดในโลกที่ยังดำเนินการอยู่
ในแง่ของส่วนผสมพลังงาน กระบวนการผลิต DSO มีความเข้มข้นสูงในการทำเหมืองเปิด การบรรทุก และการขนส่งด้วยรถบรรทุก ทำให้ต้นทุนดำเนินงานมีความอ่อนไหวต่อราคาดีเซลอย่างมาก ที่น่าสังเกตคือเหมืองคาราฌัสพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าพลังน้ำจากเขื่อนตูกูรูอีเป็นหลัก ซึ่งช่วยลดผลกระทบโดยตรงจากความผันผวนของราคาน้ำมันได้ในระดับหนึ่ง ในทางตรงกันข้าม เหมืองในภูมิภาคพิลบาราของออสเตรเลีย เนื่องจากตั้งอยู่ในพื้นที่ห่างไกลและมีการเข้าถึงระบบสายส่งไฟฟ้าอย่างจำกัด จึงพึ่งพาดีเซลสำหรับการดำเนินงานเหมือง (การเจาะและระเบิด การบรรทุก และการขนส่งด้วยรถบรรทุกขนาดใหญ่พิเศษ) มากกว่า ต้นทุนเชื้อเพลิงดีเซลคิดเป็นประมาณ 15% ถึง 25% ของต้นทุนดำเนินงานรวมของการทำเหมืองแร่เหล็กทั่วไปในพิลบารา สำหรับพื้นที่เหมืองห่างไกลที่มีระยะทางขนส่งยาวกว่า สัดส่วนนี้จะยิ่งสูงขึ้น
สินทรัพย์แมกนีไทต์ มีเส้นทางการทำเหมืองและการแปรรูปที่พึ่งพาไฟฟ้ามากกว่าเชื้อเพลิงอย่างมาก แมกนีไทต์ต้องผ่านกระบวนการบดย่อย การบดด้วยลูกบอล และการแยกด้วยแม่เหล็กอย่างกว้างขวางก่อนเข้าสู่กระบวนการถลุง โดยทั่วไป แร่เหล็กแมกนีไทต์เข้มข้นต้องบดแร่ให้ละเอียดถึง 32–45 ไมครอน เพื่อผลิตแร่เข้มข้นคุณภาพสูงที่มีปริมาณซิลิกอนต่ำผลกระทบของกระบวนการนี้ต่อการใช้พลังงานมีนัยสำคัญ เมื่อเทียบกับเฮมาไทต์ การแต่งแร่และแปรรูปแมกนีไทต์ใช้พลังงานมากกว่าประมาณ 30–40% แต่เม็ดแร่ที่ผลิตได้มีปริมาณซิลิกาต่ำกว่า 2% ส่งผลให้คุณภาพผลิตภัณฑ์ขั้นสุดท้ายเหนือกว่า ในแง่ของต้นทุนการแปรรูป การแปรรูปแมกนีไทต์มีต้นทุนประมาณ 50–70 ดอลลาร์ต่อตัน สูงกว่าเฮมาไทต์ที่ 20–30 ดอลลาร์อย่างมาก
จากมุมมองการวิเคราะห์ความอ่อนไหวด้านพลังงาน เนื่องจากการใช้พลังงานหลักในการผลิตสินแร่แมกนีไทต์เข้มข้นกระจุกตัวอยู่ในกระบวนการบดและแยกแม่เหล็กที่ใช้ไฟฟ้าเข้มข้น การพึ่งพาดีเซลโดยตรงจึงค่อนข้างต่ำ สัดส่วนการเชื่อมโยงของต้นทุนดีเซลในต้นทุนรวมประเมินไว้ที่ประมาณ 6–10% อย่างไรก็ตาม นี่ไม่ได้หมายความว่าเหมืองแมกนีไทต์สามารถหลีกเลี่ยงวิกฤตพลังงานได้อย่างสมบูรณ์ หากโครงข่ายไฟฟ้าในภูมิภาคพึ่งพาก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหินในการผลิตไฟฟ้าเป็นอย่างมาก ราคาไฟฟ้าที่สูงขึ้นก็จะส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อโครงสร้างต้นทุนเช่นกัน
III. การเปรียบเทียบโครงสร้างต้นทุนระหว่างเหมืองของจีนกับผู้ผลิตรายใหญ่สี่รายภายใต้กลไกการส่งผ่านราคาพลังงาน
ภายใต้สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเพิ่มขึ้น 30–40 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ต้นทุน C1 ของแร่เหล็กคาดว่าจะเพิ่มขึ้นประมาณ 1–3 ดอลลาร์ต่อตัน คิดเป็นอัตราเพิ่มขึ้น 5%–15% จากสัดส่วนต้นทุนดีเซลและกลไกการส่งผ่านพลังงาน ผู้ที่ได้รับผลกระทบมากที่สุดคือเหมืองขนาดเล็ก (ดีเซลคิดเป็น 25%–40% ของต้นทุน C1 พึ่งพารถบรรทุกระยะไกลและอุปกรณ์ที่มีอัตราส่วนการเปิดหน้าดินสูงอย่างมาก) ตามด้วยเหมืองอย่าง BHP และ FMG ที่พึ่งพาอุปกรณ์หนักขับเคลื่อนด้วยดีเซลเป็นอย่างมาก แม้ว่าการดำเนินงานเหมืองของ Rio Tinto จะพึ่งพาดีเซลเช่นกัน แต่ธุรกิจเหมืองแร่ที่หลากหลายช่วยเจือจางผลกระทบในระดับหนึ่ง กระจายต้นทุนเฉลี่ยของแร่เหล็ก เหมืองอย่าง Vale ที่ใช้ไฟฟ้าสีเขียวในการดำเนินงานเหมืองมีความยืดหยุ่นต่อราคาพลังงานค่อนข้างดี แต่การดำเนินงานทางรถไฟและกองยานพาหนะที่กว้างขวางยังคงมีความเสี่ยงจากดีเซล เหมืองในประเทศจีนพึ่งพาการทำเหมืองใต้ดินและการแปรรูปแร่ที่ใช้ไฟฟ้าสูงเป็นหลัก ดังนั้นดีเซลจึงมีผลกระทบค่อนข้างปานกลาง
เหมืองในประเทศจีน
ในโครงสร้างต้นทุนการผลิตของเหมืองในประเทศจีน การใช้ดีเซลกระจุกตัวอยู่ในขั้นตอนการทำเหมืองเปิดเป็นหลัก โดยเฉพาะการขนส่งแร่และดินเปิดหน้าเหมืองด้วยรถบรรทุกเหมือง ซึ่งเป็นการใช้ดีเซลหลัก ส่วนการทำเหมืองใต้ดินใช้ไฟฟ้าเป็นพลังงานหลัก โดยมีการใช้ดีเซลน้อยมากในขณะเดียวกัน เนื่องจากระดับการใช้ไฟฟ้าที่สูง แร่ในประเทศแทบไม่ใช้น้ำมันดีเซลในขั้นตอนการแต่งแร่ และต้นทุนดีเซลส่งผลกระทบเฉพาะต่อองค์ประกอบต้นทุนการทำเหมืองเท่านั้น ในแง่สัดส่วน ต้นทุนการทำเหมืองโดยทั่วไปคิดเป็น 30%–40% ของต้นทุนรวมทั้งหมดของสินแร่เหล็กเข้มข้น ขณะที่ค่าใช้จ่ายดีเซลคิดเป็นเพียง 15%–20% ของต้นทุนการทำเหมือง จากการประมาณการปริมาณการใช้จริงในอุตสาหกรรม การใช้ดีเซลสำหรับการขุดและขนส่งแร่ดิบ 1 ตันอยู่ที่ประมาณ 2–3 ลิตร ดังนั้นผลกระทบของความผันผวนของราคาดีเซลต่อต้นทุนรวมทั้งหมดของเหมืองในประเทศจึงค่อนข้างจำกัด
เหมืองนอกประเทศจีน
เมื่อเปรียบเทียบกับเหมืองนอกประเทศจีน ในระบบอุปทานแร่เหล็กโลก บริษัทเหมืองแร่รายใหญ่ 4 แห่ง ได้แก่ BHP, Rio Tinto, Vale และ FMG มีส่วนสนับสนุนรวมกันประมาณ 60% ของอุปทานแร่เหล็กทางทะเลทั่วโลก ทั้ง 4 บริษัทมีความแตกต่างกันในด้านประเภททรัพยากร กระบวนการผลิต การลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน และส่วนผสมพลังงาน ทำให้อยู่ในตำแหน่งที่แตกต่างกันอย่างชัดเจนบนเส้นต้นทุน ตัวชี้วัดหลักสำหรับการวัดประสิทธิภาพของผู้ผลิตแร่เหล็กคือต้นทุนเงินสด C1 (กล่าวคือ ต้นทุนการผลิตโดยตรงตั้งแต่บ่อเหมืองถึงท่าเรือ ไม่รวมรายจ่ายลงทุน ค่าภาคหลวง และค่าขนส่ง)
BHP
ต้นทุนต่อหน่วย C1 ของ BHP สำหรับเหมืองแร่เหล็กในออสเตรเลียตะวันตก (WAIO) ในปีงบประมาณ 2025 (สิ้นสุดเดือนมิถุนายน 2025) อยู่ที่ 17.29 ดอลลาร์ต่อตัน ยืนยันอีกครั้งว่าเป็นผู้ผลิตแร่เหล็กรายใหญ่ที่มีต้นทุนต่ำที่สุดในโลก
แกนหลักของความได้เปรียบด้านต้นทุนของ BHP มาจากการประหยัดต่อขนาดและโครงสร้างพื้นฐานที่บูรณาการสูง เขตเหมืองแร่ Pilbara มีเหมืองขนาดใหญ่ 5 แห่ง ซึ่งร่วมกับระบบรางและท่าเรือเฉพาะทางก่อตัวเป็นห่วงโซ่อุปทานแบบครบวงจร ในปี 2025 เหมืองยังเดินหน้าติดตั้งรถบรรทุกขนส่งอัตโนมัติอย่างเต็มรูปแบบ ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงานยิ่งขึ้น อย่างไรก็ตาม แม้ระบบอัตโนมัติจะช่วยลดต้นทุนแรงงาน แต่ BHP ยังคงพึ่งพาดีเซลสูง โดยเครื่องจักรหนักในขั้นตอนการขุด การบรรทุก และการขนส่งยังคงใช้ดีเซลเป็นหลัก
ข้อมูลในอดีตยืนยันความอ่อนไหวของ BHP ต่อราคาน้ำมัน ในปีงบประมาณ 2022 เมื่อราคาน้ำมันพุ่งสูงขึ้นจากความขัดแย้งรัสเซีย-ยูเครน ต้นทุนต่อหน่วย C1 ของ WAIO เพิ่มขึ้นจาก 12.98 ดอลลาร์ต่อตันในปีก่อนหน้าเป็น 15.05 ดอลลาร์ต่อตัน โดยหนึ่งในปัจจัยขับเคลื่อนหลักคือราคาดีเซลที่สูงขึ้น ควบคู่กับต้นทุนการเพิ่มกำลังการผลิตของเหมือง South Flankด้วยเหตุนี้ BHP จึงได้ทดลองใช้น้ำมันพืชไฮโดรจิเนต (HVO) เป็นทางเลือกแทนดีเซลที่เหมืองแร่เหล็ก Yandi โดยมีเป้าหมายลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างค่อยเป็นค่อยไป แม้การทดแทนในระดับใหญ่ยังต้องใช้เวลา สำหรับปีงบประมาณ 2026 BHP ให้แนวทางต้นทุนต่อหน่วยของ WAIO อยู่ในช่วง 18.25–19.75 ดอลลาร์ต่อตัน โดยยอมรับผลกระทบจากต้นทุนแรงงานที่เพิ่มขึ้นแบบล่าช้า
FMG (Fortescue)
การดำเนินงานหลักของ FMG ตั้งอยู่ในภูมิภาค Pilbara เช่นเดียวกับ BHP แต่มีความแตกต่างหลายประการในโครงสร้างต้นทุน FMG สร้างสถิติการส่งออกแร่เหล็กทั้งปีสูงสุดที่ 198.4 ล้านตันในปีงบประมาณ 2025 โดยต้นทุน C1 ของแร่เหล็กฮีมาไทต์ลดลงเหลือ 17.99 ดอลลาร์ต่อตันเปียก ซึ่งเป็นการลดต้นทุนรายปีครั้งแรกของบริษัทนับตั้งแต่ปีงบประมาณ 2020 ทำให้สามารถรักษาตำแหน่งผู้ผลิตต้นทุนต่ำที่สุดในอุตสาหกรรมได้ โครงการแร่แมกนีไทต์เข้มข้น Iron Bridge ของ FMG (เกรดผลิตภัณฑ์ประมาณ 67% Fe) กำลังเพิ่มกำลังการผลิตอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะช่วยปรับปรุงส่วนผสมผลิตภัณฑ์ แต่ในขณะเดียวกันก็เพิ่มการใช้ไฟฟ้า ทำให้โครงสร้างพลังงานโดยรวมของ FMG มีความซับซ้อนมากขึ้น
ในระดับกลยุทธ์ด้านพลังงาน แนวทางของ FMG เชิงรุกที่สุดในบรรดาบริษัทเหมืองแร่รายใหญ่ทั้งสี่ บริษัทประกาศข้อตกลงความร่วมมือมูลค่า 2.8 พันล้านดอลลาร์กับ Liebherr เพื่อร่วมพัฒนาอุปกรณ์เหมืองแร่ปล่อยมลพิษเป็นศูนย์ ครอบคลุมระบบพลังงานแบตเตอรี่ โดยรถบรรทุกอัตโนมัติรุ่นแรกได้เข้าสู่ขั้นตอนการใช้งานแล้ว อย่างไรก็ตาม FMG ยอมรับต้นทุนของการปรับกลยุทธ์ โดยบริษัทตัดสินใจระงับโครงการไฮโดรเจนสีเขียวในแอริโซนาและโครงการ Gladstone PEM50 เนื่องจากนโยบายสนับสนุนพลังงานสีเขียวของสหรัฐฯ ถูกถอยกลับและตลาดพลังงานสีเขียวโลกพัฒนาช้า ในปัจจุบัน การพึ่งพาดีเซลของ FMG มีลักษณะคล้ายคลึงกับ BHP และกลไกการส่งผ่านความผันผวนของราคาพลังงานไปยังต้นทุน C1 มีความใกล้เคียงกันอย่างมาก
Vale
โครงสร้างพลังงานของ Vale มีเอกลักษณ์มากที่สุดในบรรดาบริษัทเหมืองแร่รายใหญ่ทั้งสี่ และด้วยเหตุนี้จึงมีความอ่อนไหวต่อพลังงานที่แตกต่างอย่างชัดเจนเมื่อเทียบกับอีกสามราย
Vale บรรลุเป้าหมายการใช้พลังงานหมุนเวียน 100% ในทุกการดำเนินงานในบราซิลในปี 2023 โดยไฟฟ้ามาจากสินทรัพย์พลังน้ำ พลังลม และพลังงานแสงอาทิตย์ของบริษัทเอง ด้วยกำลังการผลิตติดตั้งรวม 2.6 กิกะวัตต์โดยเฉพาะที่เหมือง Carajás การดำเนินงานพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าพลังน้ำจากเขื่อน Tucuruí เป็นอย่างมาก ซึ่งหมายความว่าต้นทุนไฟฟ้าสำหรับกระบวนการแต่งแร่ การบด และการขนส่งด้วยสายพานลำเลียงของ Vale ไม่ได้ผูกติดกับราคาน้ำมันระหว่างประเทศ แต่เชื่อมโยงอย่างใกล้ชิดกับทรัพยากรพลังน้ำภายในประเทศบราซิลและราคาไฟฟ้าที่ถูกควบคุม
อย่างไรก็ตาม เกราะป้องกันจากพลังงานสะอาดนี้ไม่สามารถป้องกันผลกระทบจากความผันผวนของราคาพลังงานฟอสซิลได้อย่างสมบูรณ์ รายการใช้พลังงานมากที่สุดของ Vale คือไฟฟ้า ตามด้วยดีเซล ดีเซลใช้เป็นหลักในการขับเคลื่อนรถบรรทุกขนาดใหญ่พิเศษในเหมืองเปิดและหัวรถจักรรถไฟที่เชื่อมต่อ Carajás กับท่าเรือในรัฐ Maranhão ทางรถไฟสายนี้ยาวประมาณ 900 กิโลเมตร กล่าวอีกนัยหนึ่ง แม้ต้นทุนไฟฟ้าของ Vale จะแยกตัวจากราคาน้ำมันเป็นส่วนใหญ่ แต่เมื่อใดก็ตามที่ราคาดีเซลปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ กองยานขุดเหมืองขนาดใหญ่และระบบขนส่งทางรถไฟยังคงได้รับแรงกดดันด้านต้นทุนอย่างเห็นได้ชัด
Rio Tinto
เมื่อเปรียบเทียบกับเหมืองอีกสามแห่ง ต้นทุนเงินสด C1 ของ Rio Tinto ในเขต Pilbara เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 23.7 ดอลลาร์ต่อตัน สูงกว่า BHP และ FMG ราว 5 ดอลลาร์ ส่วนต่างต้นทุนนี้มีสาเหตุหลายประการ ประการแรก ส่วนผสมแร่ใน Pilbara ของ Rio Tinto มีความซับซ้อนกว่า BHP โดยครอบคลุมแร่หลายประเภท ได้แก่ แร่เฮมาไทต์ Brockman แร่ผสม Marra Mamba และแร่ Channel Iron Deposits ความยากในการทำเหมือง ปริมาณความชื้น และข้อกำหนดในการแต่งแร่ของแร่แต่ละชนิดแตกต่างกันอย่างมาก จึงผลักดันต้นทุนเฉลี่ยให้สูงขึ้น ในแนวทางผลประกอบการปี 2024 บริษัทระบุอย่างชัดเจนว่า "ความเข้มข้นในการดำเนินงานเหมืองที่ Pilbara ที่เพิ่มขึ้น และอัตราเงินเฟ้อด้านแรงงานและอะไหล่ที่ยังคงดำเนินต่อในรัฐเวสเทิร์นออสเตรเลีย" เป็นปัจจัยหลักที่ผลักดันต้นทุนให้สูงขึ้น ประการที่สอง Rio Tinto ดำเนินธุรกิจแร่ที่หลากหลายพร้อมกัน ทั้งอะลูมิเนียม ทองแดง และแร่ไทเทเนียม การมุ่งเน้นด้านขนาดและความเชี่ยวชาญด้านโครงสร้างพื้นฐานในส่วนแร่เหล็กจึงมีความเข้มข้นน้อยกว่า BHP และ FMG ซึ่งบั่นทอนความได้เปรียบด้านต้นทุนในระดับหนึ่ง
ความแตกต่างในการส่งผ่านราคาพลังงานของผู้ผลิตแร่รายใหญ่สี่ราย
เมื่อพิจารณาโครงสร้างต้นทุนของทั้งสี่บริษัทโดยรวม กลไกการส่งผ่านความผันผวนของราคาพลังงานในหมู่ผู้ผลิตแร่รายใหญ่สี่รายแสดงให้เห็นความแตกต่างอย่างชัดเจน
BHP และ FMG มีความอ่อนไหวต่อราคาน้ำมันมากที่สุด ทั้งสองบริษัทมีสินแร่เหล็กฮีมาไทต์ DSO จากเขตพิลบาราในออสเตรเลียเป็นสินทรัพย์หลัก โดยกระบวนการผลิตพึ่งพาอุปกรณ์เหมืองขนาดใหญ่ที่ใช้ดีเซลเป็นอย่างมาก ในสถานการณ์ที่ราคาน้ำมันดิบระหว่างประเทศปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ (เช่น 30–40 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล) จากค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านในอดีตของ BHP ในปี 2022 ต้นทุน C1 ของเหมืองทั้งสองแห่งอาจได้รับผลกระทบโดยตรง 1–3 ดอลลาร์ต่อตัน ซึ่งเทียบเท่ากับต้นทุนที่เพิ่มขึ้นประมาณ 5%–15%
ความเสี่ยงด้านพลังงานของ Vale มีโครงสร้างแบบ "สองส่วน" ในกระบวนการที่ใช้ไฟฟ้าเข้มข้น แทบไม่มีความเสี่ยงโดยตรงต่อราคาน้ำมัน อย่างไรก็ตาม การพึ่งพาดีเซลของรถบรรทุกเหมืองและหัวรถจักรรถไฟยังคงเป็นความเสี่ยงแฝงที่ไม่อาจมองข้ามได้ นอกจากนี้ หากภัยแล้งส่งผลกระทบต่อระดับน้ำในอ่างเก็บน้ำ ต้นทุนไฟฟ้าที่พึ่งพาพลังน้ำอาจปรับตัวสูงขึ้นอย่างไม่คาดคิด ซึ่งเป็นความเสี่ยงด้านสภาพภูมิอากาศเฉพาะตัวที่เหมืองในออสเตรเลียไม่ต้องเผชิญ
ความเสี่ยงด้านพลังงานของ Rio Tinto มีคุณลักษณะสองด้านทั้งราคาน้ำมันและราคาไฟฟ้า การดำเนินงานเหมืองในเขตพิลบาราพึ่งพาดีเซล ขณะที่ธุรกิจเหมืองอะลูมิเนียมและทองแดงในแคนาดา ยุโรปเหนือ และมองโกเลียพึ่งพาไฟฟ้าเป็นอย่างมาก ทำให้เกิดความเสี่ยงด้านพลังงานแบบผสมในระดับกลุ่มบริษัท ในสถานการณ์ที่ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้นเพียงอย่างเดียว เส้นทางการส่งผ่านต้นทุนของธุรกิจแร่เหล็กของ Rio Tinto คล้ายคลึงกับ BHP แต่ระดับผลกระทบโดยรวมต่ำกว่าเล็กน้อยเนื่องจากการกระจายตัวของธุรกิจที่หลากหลาย
สำหรับเหมืองขนาดเล็ก การใช้ดีเซลโดยทั่วไปคิดเป็นสัดส่วน 25% ถึง 40% ของต้นทุนดำเนินงานเงินสด C1เหมืองขนาดเล็กโดยทั่วไปขาดงบลงทุน (CapEx) เพียงพอในการสร้างหรือเช่าเส้นทางรถไฟเฉพาะ ตั้งแต่การบรรทุกที่ปากเหมืองจนถึงการส่งมอบที่ท่าเรือ แร่ของพวกเขาพึ่งพารถบรรทุกขนาดใหญ่ที่ใช้ดีเซลในการขนส่งทางถนนระยะไกลเป็นอย่างมาก ซึ่งทำให้สัดส่วนของดีเซลในต้นทุนต่อตันเพิ่มสูงขึ้น ในขณะเดียวกัน เนื่องจากแหล่งแร่ฝังตัวลึกกว่าหรือเกรดต่ำกว่า อัตราส่วนการขุดเปิดหน้าดินที่สูงขึ้นจำเป็นต้องเคลื่อนย้ายหินเปล่ามากขึ้นเพื่อผลิตแร่เหล็กน้ำหนักเท่ากัน ส่งผลให้การใช้เชื้อเพลิงต่อหน่วยผลผลิตของอุปกรณ์เจาะ ระเบิด และบรรทุกสูงขึ้น
IV. ต้นทุนการขนส่งที่เพิ่มขึ้นจากน้ำมันดิบและความเสี่ยงด้านการเดินเรือจะส่งผลกระทบต่อต้นทุนแร่เหล็ก CFR จีนมากที่สุด
จากมุมมองมหภาค เหมืองแร่รายใหญ่ทั้งสี่แห่งยังได้รับผลกระทบเพิ่มเติมจากความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนดอลลาร์ออสเตรเลีย/เรอัลบราซิลเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ การอ่อนค่าของสกุลเงินท้องถิ่นสามารถทำหน้าที่เป็นเครื่องมือป้องกันความเสี่ยงที่มีประสิทธิภาพเมื่อต้นทุนพลังงานเพิ่มขึ้น และในทางกลับกัน นี่ยังอธิบายได้ว่าเหตุใดในช่วงวัฏจักรเงินเฟ้อพลังงานเดียวกัน ต้นทุน C1 ที่คิดเป็นดอลลาร์สหรัฐจึงมักไม่เคลื่อนไหวสอดคล้องกับการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดิบอย่างเต็มที่ นอกจากนี้ แร่เหล็กต้องผ่านขั้นตอนการขนส่งทางเรือก่อนถึงท่าเรือจีน ต้นทุนน้ำมันเตาที่เพิ่มขึ้นส่งผลโดยตรงต่อการเพิ่มขึ้นของค่าระวางเรือในเส้นทาง C3 (บราซิลไปจีน) และ C5 (ออสเตรเลียตะวันตกไปจีน) ในขณะเดียวกัน ความตึงเครียดทางภูมิรัฐศาสตร์ที่ทวีความรุนแรงในตะวันออกกลางทำให้ความเสี่ยงด้านการเดินเรือเพิ่มสูงขึ้น และเบี้ยประกันภัยที่พุ่งสูงขึ้นก็ผลักดันต้นทุนการนำเข้าแร่เหล็กให้เพิ่มขึ้นไปพร้อมกัน ผลกระทบจากหลายปัจจัยที่ซ้อนทับกันอาจทำให้ค่าระวางเรือแร่เหล็กในเส้นทางที่เกี่ยวข้องสูงเกิน 10-15 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน
โดยสรุป ผลกระทบของการเปลี่ยนแปลงราคาพลังงานต่อต้นทุนการผลิตของเหมืองมีความเกี่ยวข้องอย่างใกล้ชิดกับประเภทผลิตภัณฑ์เฉพาะและอุปกรณ์การทำเหมืองที่ใช้ เหมืองขนาดใหญ่ได้รับผลกระทบจากการเพิ่มขึ้นของราคาพลังงานน้อยกว่าเหมืองขนาดกลางและขนาดเล็กอย่างมีนัยสำคัญ ในทางตรงกันข้าม การเคลื่อนไหวของอัตราแลกเปลี่ยนและการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนการขนส่งมีความอ่อนไหวต่อราคาพลังงานมากกว่า และยังเป็นปัจจัยขับเคลื่อนความผันผวนของราคาแร่เหล็กโดยรวมได้โดยตรงมากกว่า
