邊華彬

（神華鄂爾多斯煤制油分公司，內(nèi)蒙古鄂爾多斯017209）

0 引言

隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)的持續(xù)快速發(fā)展，我國(guó)能源消費(fèi)也持續(xù)保持較快的增長(zhǎng)速度。基于富煤、少氣、貧油的基本國(guó)情，我國(guó)科研機(jī)構(gòu)、大學(xué)和企業(yè)經(jīng)過十余年的協(xié)作與努力，成功開發(fā)了煤炭直接液化、煤炭間接液化等技術(shù)，并成為世界新型煤化工產(chǎn)業(yè)規(guī)模最大、門類最多、技術(shù)先進(jìn)的國(guó)家，越來越多的煤化工項(xiàng)目在國(guó)內(nèi)建設(shè)并投入生產(chǎn)。

1 電費(fèi)的構(gòu)成

根據(jù)內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)銷售電價(jià)表（表1）配置的自備電廠的大型煤化工企業(yè)用電主要由兩個(gè)方面組成，分別為外購和自發(fā)自用電價(jià)。關(guān)于外購電量電價(jià)，大型煤化工企業(yè)用電分類為大工業(yè)用電，執(zhí)行兩部制電價(jià)，由電度電價(jià)和基本電費(fèi)兩部分組成。其中，電度電價(jià)執(zhí)行蒙西電網(wǎng)大工業(yè)110～220 kV以下電價(jià)；電度電價(jià)中的辦公照明用電，執(zhí)行蒙西電網(wǎng)一般工商業(yè)35～110 kV以下電價(jià)。基本電費(fèi)按照最大需量收取，即單價(jià)28元/（kW·月）方式收取。以上總外購電量均需繳納政府性代征基金：農(nóng)網(wǎng)還貸資金0.02元/kWh，重大水利建設(shè)基金0.002 3元/kWh，水庫移民后期扶持資金0.001 125元/kWh，可再生能源發(fā)展基金0.019元/kWh。自發(fā)自用電量電價(jià)包含系統(tǒng)備用費(fèi)0.027元/kWh和上述四項(xiàng)基金。

表1 內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)銷售電價(jià)表

2 電能全部外購和配置自備電廠的煤化工企業(yè)電費(fèi)對(duì)比與分析

本文以用電峰值為155 MW、年用電量為12億kWh的煤化工企業(yè)為基準(zhǔn)進(jìn)行電費(fèi)測(cè)算。因煤化工行業(yè)各公司采用的非生產(chǎn)性一般工商業(yè)用電和自備電廠的模式各有不同，若要據(jù)實(shí)對(duì)比還需自行核算。

2.1 以年用電量12億kWh進(jìn)行電費(fèi)實(shí)際測(cè)算

（1）未配置自備電廠：年用電量×（大工業(yè)電價(jià)+一般工商業(yè)電價(jià)+最大需量電價(jià)+四項(xiàng)基金價(jià)格）=551 862 720元。

（2）配置自備電廠、以自發(fā)自用電量10億kWh，購網(wǎng)2億kWh進(jìn)行測(cè)算：自發(fā)自用電量×（自發(fā)電成本單價(jià)+系統(tǒng)備用價(jià)格+四項(xiàng)基金價(jià)格）+年購網(wǎng)電量×（大工業(yè)電價(jià)+一般工商業(yè)電價(jià)+最大需量電價(jià)+四項(xiàng)基金價(jià)格）=429 201 970元。

2.2 全部外購電和配置自備電廠的成本對(duì)比

從年總用電量費(fèi)用來看，配置自備電廠的煤化工企業(yè)年度節(jié)省電費(fèi)資金支出122 660 750元。主要體現(xiàn)在外購電度電價(jià)和自發(fā)電成本形成了鮮明的對(duì)比，外購的電度電價(jià)中大工業(yè)電價(jià)為0.420 8元/kWh，自發(fā)自用電價(jià)=自發(fā)電成本+系統(tǒng)備用費(fèi)+四項(xiàng)基金，自發(fā)電單價(jià)成本為0.341 425元/kWh。自發(fā)電成本相對(duì)應(yīng)的外購成本較低，基本電費(fèi)對(duì)比全部外購電價(jià)形成的負(fù)荷曲線也有較大下降。

3 兩部制電價(jià)中基本電費(fèi)的選擇與分析

2018年3月28日，國(guó)家發(fā)改委為了提高兩部制電價(jià)的靈活性，以減輕企業(yè)電費(fèi)負(fù)擔(dān)，在《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于降低一般工商業(yè)電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2018〕500號(hào)文）中，在原有的兩部制電力用戶可自愿選擇按變壓器容量或合同最大需量繳納電費(fèi)的基礎(chǔ)上，增加了第三種按實(shí)際最大需量繳納基本電費(fèi)的方式。

3.1 按變壓器容量計(jì)費(fèi)

按變壓器容量進(jìn)行計(jì)費(fèi)，用戶需要提前與地方電力部門約定變壓器容量，一般按用戶的主變?nèi)萘靠偤陀?jì)算。用戶主變壓器容量S（kVA）乘以基本電費(fèi)容量單價(jià)Us（內(nèi)蒙古蒙西執(zhí)行19元/kVA），即為用戶每月需繳納的基本電費(fèi)Vs（元）。具體計(jì)算公式：Vs=S×Us。

3.2 按合同最大需量計(jì)費(fèi)

按合同最大需量計(jì)算基本電費(fèi)，用戶需要提前與電力部門約定最大需量值，每月將抄錄周期內(nèi)的實(shí)際最大需量值PR（kW）與合同約定最大需量值進(jìn)行比較，若實(shí)際最大需量值超過合同約定的最大需量值的105%時(shí)，則按基本電費(fèi)加一倍收?。蝗魧?shí)際最大需量值小于合同約定最大需量值的105%時(shí)，則按照雙方合同約定最大需量值Pc（kW）乘以基本電價(jià)需量電價(jià)Up（28元/kW）作為用戶每個(gè)月需要交納的基本電費(fèi)，若用戶申請(qǐng)最大需量核定值低于變壓器容量和高壓電動(dòng)機(jī)容量總和的40%時(shí)，按容量總和的40%核定合同最大需量；對(duì)按最大需量計(jì)費(fèi)的兩路及以上進(jìn)線用戶，各路進(jìn)線分別計(jì)算最大需量，累加計(jì)收基本電費(fèi)。基本電費(fèi)Vp為：

3.3 按實(shí)際最大需量計(jì)費(fèi)

利用用戶生產(chǎn)的實(shí)際用電負(fù)荷進(jìn)行計(jì)算，地方用電部門會(huì)對(duì)各行業(yè)執(zhí)行兩部制電價(jià)的用電企業(yè)用具備最大需量記錄的表計(jì)進(jìn)行在線監(jiān)控，以當(dāng)月每15 min平均最大用電功率值作為最大需量計(jì)算值。根據(jù)抄表周期內(nèi)的實(shí)際最大需量值PR乘以基本電費(fèi)需量單價(jià)Up（28元/kW），即為用戶每月需繳納的基本電費(fèi)Vp（元）。具體計(jì)算公式：Vp=PR×UP。

3.4 基本電費(fèi)計(jì)費(fèi)方式的選擇

從上述3個(gè)模式下的基本電費(fèi)計(jì)收方式來看，在容量計(jì)收和需量計(jì)收的平衡點(diǎn)是兩種方式電費(fèi)一致時(shí)，即Vs=Vp，以2×120 MVA主變的煤化工企業(yè)作為實(shí)際測(cè)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

計(jì)算公式：S×Us=PR×UP，PR=240 000×19/28≈162 MW，PR=67.8%S，即當(dāng)實(shí)際最大需量與變壓器容量之比X（X=PR/S）小于67.8%時(shí)，選擇按變壓器容量計(jì)收基本電費(fèi)較為經(jīng)濟(jì)合理；當(dāng)實(shí)際最大需量小于變壓器容量67.8%時(shí)，選擇按最大需量計(jì)收基本電費(fèi)更有優(yōu)勢(shì)。圖1為3種計(jì)費(fèi)模式下需量和容量的對(duì)比圖。以容量電費(fèi)Vs作為參考值，當(dāng)最大需量與變壓器容量之比小于0.4時(shí)，應(yīng)選擇按最大需量計(jì)費(fèi)，基本電費(fèi)約為0.6Vs；當(dāng)最大需量與變壓器之比介于0.400～0.678時(shí)，同樣應(yīng)該選擇按最大需量計(jì)費(fèi)，此時(shí)基本電費(fèi)為X×1.5Vs；當(dāng)最大需量與變壓器容量之比大于0.678時(shí)，應(yīng)選擇按容量計(jì)收基本電費(fèi)，此時(shí)基本電費(fèi)為Vs。

圖1 3種計(jì)費(fèi)模式下需量和容量的對(duì)比圖

4 電力多邊交易在煤化工企業(yè)中的應(yīng)用

4.1 電力交易的模式及品種

電力多邊交易品種包括電力中長(zhǎng)期交易和電力現(xiàn)貨交易，以上兩個(gè)品種主要以協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)、掛牌及新能源等交易模式為主。電力中長(zhǎng)期交易指多年、年度、季度、月度等日以上的周期的電力直接交易；中長(zhǎng)期的年度交易需要滿足年購網(wǎng)電量20億kWh以上，季度交易需要滿足自治區(qū)制定的分行業(yè)準(zhǔn)入條件。煤化工企業(yè)因其行業(yè)的特殊性，目前只能滿足電力中長(zhǎng)期交易中月度交易品種，采取協(xié)商和集中競(jìng)價(jià)的模式參加電力多邊交易。

4.2 交易電量劃分及價(jià)差情況

蒙西電網(wǎng)發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)為0.282 9元/kWh時(shí)，交易電價(jià)由協(xié)商和競(jìng)價(jià)單位報(bào)價(jià)。協(xié)商：月度申報(bào)量在1 000萬kWh及以上的，總量的60%進(jìn)行協(xié)商交易，剩余40%由交易中心進(jìn)行競(jìng)價(jià)。月度申報(bào)電量在1 000萬kWh以下的，全部由交易中心進(jìn)行競(jìng)價(jià)。價(jià)格區(qū)間為0.244 5～0.321 3元/kWh，如協(xié)商單位上報(bào)0.259 9元/kWh（該項(xiàng)價(jià)格可以按照企業(yè)用電量大小與對(duì)應(yīng)的發(fā)電企業(yè)進(jìn)行協(xié)商），用電單位每交易1 kWh可優(yōu)惠0.282 9-0.259 9=0.023元/kWh。以競(jìng)價(jià)方式取得發(fā)電指標(biāo)的單位報(bào)價(jià)在0.263 8元/kWh左右，優(yōu)惠額度在0.019 1元/kWh左右（該項(xiàng)價(jià)格由電力中心組織發(fā)電企業(yè)進(jìn)行競(jìng)價(jià)，非固定值）。

4.3 月度交易模式及計(jì)算公式

合同上限電量電費(fèi)=合同電量上限×成交價(jià)格

用電企業(yè)負(fù)合同偏差電量電費(fèi)=用電企業(yè)負(fù)合同偏差量×成交價(jià)格

用電企業(yè)正合同偏差考核電費(fèi)=|（用網(wǎng)電量-合同電量上限）×成交價(jià)格|×Lt1

用電企業(yè)負(fù)合同偏差考核電費(fèi)=|（用網(wǎng)電量-成交電量×Lt）×成交價(jià)格|×Lt2

式中：Lt、Lt1、Lt2為用電企業(yè)違約考核系數(shù)，由自治區(qū)電力直管部門會(huì)同華北監(jiān)管局確定，按年度發(fā)布，初期暫定：Lt=0.95，Lt1=0，Lt2=0.5。

4.4 參與電力多邊交易的成效

（1）上報(bào)量精準(zhǔn)度高。如本月上報(bào)量為1 000萬kWh，實(shí)際購網(wǎng)1 000萬kWh。交易中心計(jì)算如下：協(xié)商部分為（10 000 000×0.6）×（0.282 9-0.259 9）=138 000元；競(jìng)價(jià)部分為（10 000 000×0.4）×（0.2829-0.2638）=76400元。合計(jì)節(jié)省費(fèi)用支出214400元。

（2）上報(bào)量少，實(shí)際購網(wǎng)量多。如本月上報(bào)量為1 000萬kWh，實(shí)際購網(wǎng)1500萬kWh。交易中心計(jì)算如下：協(xié)商部分為10000000×1.05×0.6×（0.282 9-0.259 9）=144 900元；競(jìng)價(jià)部分為10 000 000×1.05×0.4×（0.282 9-0.263 8）=80 220元。合計(jì)節(jié)省費(fèi)用支出225 120元。

（3）上報(bào)量多，實(shí)際購網(wǎng)量少。如本月上報(bào)量為1 000萬kWh，實(shí)際購網(wǎng)500萬kWh。交易中心計(jì)算如下：|（5000000-10000000×0.95）×0.263 8|×0.5=593 550元。電力交易中心會(huì)考核用電企業(yè)電費(fèi)593 550元。

4.5 優(yōu)化思路

一般執(zhí)行月度交易的煤化工企業(yè)用戶均配置了自備電廠，通常會(huì)在自備電廠鍋爐、發(fā)電機(jī)組檢修和冬季用氣量較大的時(shí)候網(wǎng)購電量。一般情況下參與交易電量只能占60%左右，對(duì)于一個(gè)年購電量在2億kWh的煤化工企業(yè)，無形之中就減少了8 000萬kWh的電力交易優(yōu)惠。企業(yè)加強(qiáng)計(jì)劃?rùn)z修，合理分配參與交易的用電量，提高交易電量的占比例，能夠有效降低企業(yè)用電成本。

5 結(jié)語

本文介紹的幾種電力優(yōu)化方式，為新建以及投運(yùn)的煤化工企業(yè)提供了參考。作為煤化工企業(yè)的一名電氣管理人員，應(yīng)該為煤化工企業(yè)降低生產(chǎn)運(yùn)行成本做出貢獻(xiàn)。