HB公司燃煤自備電廠降低用能成本的思考與實踐

■曹 波

（中國石油化工股份有限公司湖北化肥分公司）

自2002年電力體制改革實施以來，強有力地破除了電力行業獨家辦電的體制束縛，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。國家和地方有關部門陸續出臺了一系列既有開放性、又有約束性的政策，對于擁有燃煤自備電廠（以下簡稱“自備電廠”）的大工業用戶即兩部制電力用戶來講，有喜有憂，一方面，在電度電價上，電力市場化交易降低了企業用電成本，最新發布的湖北省2020年電力市場化年度交易成交結果表明，成交電量676.50億千瓦時，發電側讓利7.85億元，其中大用戶占比31.28%。在基本電價上，放開了諸多限制條件，繳納方式更加靈活。另一方面，提出了加強和規范自備電廠監管要求，嚴格執行國家節能和環保排放標準，足額繳納政府性基金、系統備用費等，自備電廠負擔加重，經營困難。企業是市場經濟的基本單元，降成本是企業自備電廠的核心價值。本文以一家建設運營22年的自備電廠在國有企業轉型發展的歷程為例，分析研討采取的降本增效措施。

1 自備電廠的形成

作為我國火電行業的重要組成部分，自備電廠除了滿足自身需要提供動力供應、降低生產成本的同時，還可以兼顧周邊企業和社會的用電用熱需求。早期建設的自備電廠主要集中在化工行業，均為熱電聯產機組。

HB公司是20世紀70年代初從國外引進成套設備和技術建設的13家大型化肥生產企業之一，90年代已具備年產30萬噸合成氨、56萬噸尿素的生產能力，投產之初以油為燃料、原料。隨著社會主義市場經濟改革不斷深化，產品競爭日趨激烈，生態文明建設日益加強，企業生產成本居高不下，開始探索發展方式轉變。1994年5月國家成品油價格體制改革后，油價持續上漲，為降低成本，先后實施燃料、原料路線“煤代油”改造。國內化肥行業產能過剩，為求生存謀發展，2014年實施產品結構調整，退出尿素市場，依托煤化工裝置，向化工轉型，乙二醇裝置建設投產。近期，受國際油價下跌及產能釋放影響，乙二醇產品價格腰斬，調整生產方式后，產品更加單一。

熱電聯產機組隨生產方式變化而建設運營，隨節能環保達標而升級改造，隨用能成本增加而開展優化。蒸汽和電作為熱電聯產機組的主要產品，向煤化工生產裝置提供能源輸出，形成成本傳導。在滿足內部用能需求后，富余時，熱電聯產機組還向周邊企業供應熱源、發電上網；不足時，則需向電力企業購電，補充能源需求，滿足生產需要。總體上，伴隨著熱電聯產機組而建的自備電廠共經歷了三個階段的建設改造期。

第一階段，初始建設期。熱電聯產機組始建于1998年12月，以燃料路線“煤代油”改造為標志，以煤頂替重油和柴油作為熱源。建設規模為2臺240噸/小時的高壓煤粉鍋爐、1臺25兆瓦雙抽冷凝式汽輪發電機組，配套建設煤炭運輸鐵路專用線、110KV輸電線路和變電站等，以熱定電，實行熱電聯產。2000年6月建成投產，并與湖北省電力公司簽訂并網經濟協議，小火電熱電聯產資格在2004年12月獲得了原湖北省經委的認定，后期按照有關規范要求申辦完成發電類業務許可證。

第二階段，產能擴建期。以原料路線“煤代油”改造為標志，以煤頂替輕油作為原料，新建的煤氣化等生產裝置需新增用汽、用電。為彌補負荷缺口，保障工藝裝置安全穩定運行，提高整體經濟效益，2004年熱電聯產機組啟動擴建，新增1臺220噸/小時的高壓煤粉鍋爐、1臺25兆瓦雙抽冷凝式汽輪發電機組，配套建設煙氣脫硫除塵環保設施。工程于2007年9月建成，但熱電聯產機組受國家發改委“上大壓小”的政策約束，未能獲得認定資格，投用至今只能發揮供熱作用，自備電廠形成閑置資產。

第三階段，升級改造期。以節能減排行動計劃為標志，以節約、清潔、安全為目標，持續開展技術攻關改造。國家發改委等三部門分別在2014年9月發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》，2015年12月發布《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，要求到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時，中部地區具備改造條件的燃煤電廠力爭在2018年前基本完成超低排放。近些年，HB公司不斷加大資金投入，陸續實施煤鍋爐引風機永磁調速、煙氣超低排放、高效節能電機更新等改造項目，提高生產裝置運行可靠性和經濟性，履行經濟責任、政治責任和社會責任。

2 自備電廠的作用

自備電廠投用后發揮了重要作用，主要表現在以下三個方面。

一是保障了生產穩定可靠。在電力供應緊張的情況下，自備電廠提高了企業用電的可靠性，保證了生產安全穩定。湖北省能源資源匱乏，面臨“煤缺、油少、氣乏、水盡”的局面。煤炭總量不足全國的1%，石油僅占全國儲量的0.8%，天然氣更少只有0.06%，水電資源盡管豐富，居全國第4位，但基本開發完畢，且所發電力大量外送。在能源短缺狀況下，自備電廠采購湖北省外煤炭資源，增加自發電量，解決了燃眉之急，滿足了生產需求，保障了化工生產裝置安全穩定運行。特別是在外界電網波動或者檢修時，自備電廠更是起到了定海神針的作用。

二是提高了能源利用效率。自備電廠充分利用了高壓蒸汽的位能，實現了熱能的梯級利用，在為企業提供生產熱源的同時，還產生電能，提供電力支持。除了保障自身能源安全和供應外，還向周邊企業提供熱源，實現能源共享，減少大氣污染。近些年，湖北省開展了燃煤鍋爐專項整治行動，大力推動實施燃煤鍋爐集中供熱替代等政策，各地的燃煤小鍋爐必須全部淘汰或改造。周邊企業受此影響，面臨停產整頓、資金困難等問題，通過政府牽線搭橋，開展互利合作，HB公司將循環利用的低位熱能向周邊用戶管輸，自2012年以來，累計供應低壓蒸汽105萬噸，在節約資源、改善環境、提高效益等方面具有積極意義。

三是降低了企業生產成本。降本增效是企業永恒的主題，熱電聯產機組在企業轉型發展各個階段始終以降成本為主要目標。自備電廠以自發自用電量為主，相比電網公司的電力價格，成本優勢明顯，大大減輕了企業的經營負擔。湖北省資源短缺，對外依存度高，較大程度上影響了電價高低，再加上輸配電價、政府性基金及附加等，在電價傳導機制下，需求側用電成本遠遠高于自發自用成本。因此，自備電廠在提高企業經濟效益，降低生產成本方面貢獻突出。

3 面臨的降本壓力

自備電廠也面臨著諸多的生存壓力，體現在用能成本上主要有以下三個方面。

一是技術標準嚴苛。如前文所說，政府監管要求越來越高，設定了節能環保限值，企業自備電廠為實現達標生產，必須投入大量資金進行升級改造，日常還需加強設備檢修維護保養，比如，脫硫脫硝裝置腐蝕性高，需定期更換管線機泵等。一邊改造一邊生產，勢必影響機組運轉率和負荷率，導致生產效率低下。此外，管理成本和運行成本也在增加，除了增加相應的管理、技術、操作人員外，各種物料和能源消耗也需不斷投入，增加了自備電廠的發電成本。

二是煤炭資源短缺。燃煤成本占HB公司熱電聯產機組總成本的70%以上。從煤炭轉換成熱能再轉換成電能，煤炭是源頭，控制好了源頭，抓住了重點，降本就起到了事半功倍的作用。除了加強生產過程中的精益管理、精心操作外，關鍵是降低煤炭采購成本。湖北省不僅煤炭資源少，還關閉了煤礦，HB公司所需用煤來自陜西、山西等區域，運輸成本占采購總成本的28%。

三是收費政策從緊。湖北省明確指出，擁有并網自備電廠的企業要與電網企業協商確定備用容量，并按約定的備用容量向電網企業支付系統備用費,標準按大工業基本電價執行，自發自用電量均應承擔并足額繳納國家規定的政府性基金、附加及政策性交叉補貼，政府性基金及附加具體征收標準按照現行目錄電價表中大工業用電類別征收標準執行，政策性交叉補貼征收相關事項待國家發展改革委明確標準后另行發文確定。執行政策后，企業自備電廠成本明顯增加。

4 采取的降本增效措施

4.1 內部挖潛，提升發電效益

（1）加強煤炭管理。加大煤炭采購、運輸、采制、混配、上煤、結算等各個環節的控制，在保證熱電聯產機組用煤安全的同時最大限度地節約發電成本。一是落實煤炭資源，實現安全保供。由于煤源在省外，有針對性地培育重點優質供應商，與規模大、信譽好的礦點建立戰略伙伴關系十分重要，加強與鐵路、煤礦等單位的協調，提高煤炭計劃執行率，確保煤炭供應安全。二是樹立經營煤炭理念，節約采購成本。以煤質為根本，以價格為杠桿，找到煤質與煤價的最佳結合點。建立煤炭全生命周期成本測算模型，通過鍋爐燃燒，對比分析節能環保指標完成情況、經濟效益數據，為最大量地采購性價比最優的煤炭品種提供決策依據。三是做好運行調整，減少停工損失。制定預案，特別是煤質波動大，影響熱電聯產機組穩定運行時，更要精心優化調整，避免因運行不穩定導致機組停工，造成安全隱患和經濟損失。

（2）調峰發電增效。調峰發電是自備電廠應盡的義務和責任，也是享有正當收益的途徑。按照監管要求，自備電廠要服從電力調度機構的運行安排，提供調峰等輔助服務，并按規定參與分攤，獲得收益。企業自備電廠執行湖北省分時電價方案劃分的時段，峰段為10:00—12:00，18:00—22:00；平段為8:00—10:00，12:00—18:00，22:00—24:00；谷段為0:00—8:00；比例為6:10:8。以發電上網峰段電量為基數，平段電量、谷段電量分別與峰段電量相除計算比值，即峰平谷比例=1:（平段電量/峰段電量）：（谷段電量/峰段電量）。要實現發電效益最大化，除嚴格執行上網發電計劃外，自備電廠通常會以自然月為單位，以給定的峰平谷比例為基準值，建立上網電量計算模型，每日跟蹤觀察，每周統計數據，發現偏差時，及時調整，確保合格電量。

（3）錯峰用電降本。電力用戶與電力公司簽訂供用電協議，在自發自用電量不足時，通過電網購電，執行峰平谷分時電價。分時電價具有刺激和鼓勵電力用戶移峰填谷、優化用電方式的作用。以目前湖北省110KV大工業用戶為例，平段電價為0.5738元/千瓦時，峰段電價則為平段電價的180%，即1.0328元/千瓦時，谷段電價為平段電價的48%，即0.2754元/千瓦時。峰平谷電價相差過大，優化用電方式成為降本的重要手段。間歇性開啟的大功率耗電設備，如磨煤制粉盡可能安排在谷段啟用。

4.2 外部借力，用足政策紅利

隨著電力供給側結構性改革加快推進，電改紅利不斷釋放，電力用戶獲得了政策利好，但由于自備電廠的特殊身份，還需結合自身發電機組的運行穩定性和經濟性、化工生產裝置用電需求的變化等，深入研究政策，針對性地制定方案。近些年來，在電度電價和基本電價方面進行了摸索與實踐，降低用能成本取得了顯著成效。

（1）參與開展電力直接交易。湖北省2014年啟動了電力直接交易工作，為促進經濟發展，逐步擴大了交易規模，降低了準入門檻，每年的交易政策常有新變化。2016年，HB公司作為年用電量超過1.5億千瓦時的工業用戶，經申請核準后首次獲得了參與資格，但由于交易電量供不應求，在年度交易中鎩羽而歸，而后在下半年度的電力直接交易中獲得了年度計劃電量的一半即9000萬千瓦時，與峰平谷分時電價相比，實際降本408萬元。2017年，電力直接交易呈現供需缺口繼續擴大、用戶數量倍增、高新企業優先的特點，售電側的大型電廠更傾向于需求量大、高新企業的電力用戶，年度交易再次失敗。經此一役，HB公司轉變思路，著眼長遠，與大型電廠洽談，謀劃建立長期穩定的合作伙伴關系，2017年7月與某國有大型電廠簽訂為期五年的能源合作意向書，并爭取了下半年的交易電量9400萬千瓦時。截至2020年6月，HB公司自2016年參與電力直接交易以來累計降本2038萬元。

（2）改進基本電價繳納方式。HB公司現有4臺合計10.3萬千伏安的變壓器，長期以來，自備電廠系統備用費隨基本電價繳納，執行變壓器容量標準28元/千伏安.月，每月固定支出288.4萬元。隨著兩部制電價用戶基本電價執行方式政策松綁，電力用戶可以自愿選擇按變壓器容量或合同最大需量繳納電費，也可選擇按實際最大需量繳納電費，選擇按實際最大需量繳納電費方式的不受“變壓器容量和高壓電動機容量總和的40%下限”限制，以實際最大需量值計收電費。為此，HB公司模擬測算，選擇“基本電價按實際最大需量繳納，系統備用費按發電企業全部報裝容量繳納”新方式，提出申請并獲得認可，自2020年1月起執行。在合成氨乙二醇聯產模式下，自備電廠正常穩定運行的情況下，企業實際最大需量小于2.5萬千瓦時，即使自備電廠發生故障停機，極端工況下，最大需量小于5萬千瓦時。繳納方式的變更，在生產方式調整為單一產品模式、購電需求大幅減少后，降本成效更直接更明顯，截至2020年6月，在裝置波動頻繁、用電需求不穩定、自備電廠降負荷、產品結構調整的情況下，同比去年降本873萬元。

表1

5 結 論

自備電廠的形成有其特殊的歷史成因，在國有企業轉型發展的過程中，在電力行業加快推進供給側結構性改革的背景下，降低用能成本正是自備電廠存在的核心價值所在，也是永恒的主題。