蒙西電網下煤化工企業電力優化策略分析

邊華彬

（神華鄂爾多斯煤制油分公司，內蒙古鄂爾多斯017209）

0 引言

隨著我國經濟的持續快速發展，我國能源消費也持續保持較快的增長速度。基于富煤、少氣、貧油的基本國情，我國科研機構、大學和企業經過十余年的協作與努力，成功開發了煤炭直接液化、煤炭間接液化等技術，并成為世界新型煤化工產業規模最大、門類最多、技術先進的國家，越來越多的煤化工項目在國內建設并投入生產。

1 電費的構成

根據內蒙古西部電網銷售電價表（表1）配置的自備電廠的大型煤化工企業用電主要由兩個方面組成，分別為外購和自發自用電價。關于外購電量電價，大型煤化工企業用電分類為大工業用電，執行兩部制電價，由電度電價和基本電費兩部分組成。其中，電度電價執行蒙西電網大工業110～220 kV以下電價；電度電價中的辦公照明用電，執行蒙西電網一般工商業35～110 kV以下電價。基本電費按照最大需量收取，即單價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：農網還貸資金0.02元/kWh，重大水利建設基金0.002 3元/kWh，水庫移民后期扶持資金0.001 125元/kWh，可再生能源發展基金0.019元/kWh。自發自用電量電價包含系統備用費0.027元/kWh和上述四項基金。

表1 內蒙古西部電網銷售電價表

2 電能全部外購和配置自備電廠的煤化工企業電費對比與分析

本文以用電峰值為155 MW、年用電量為12億kWh的煤化工企業為基準進行電費測算。因煤化工行業各公司采用的非生產性一般工商業用電和自備電廠的模式各有不同，若要據實對比還需自行核算。

2.1 以年用電量12億kWh進行電費實際測算

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

（2）配置自備電廠、以自發自用電量10億kWh，購網2億kWh進行測算：自發自用電量×（自發電成本單價+系統備用價格+四項基金價格）+年購網電量×（大工業電價+一般工商業電價+最大需量電價+四項基金價格）=429 201 970元。

2.2 全部外購電和配置自備電廠的成本對比

從年總用電量費用來看，配置自備電廠的煤化工企業年度節省電費資金支出122 660 750元。主要體現在外購電度電價和自發電成本形成了鮮明的對比，外購的電度電價中大工業電價為0.420 8元/kWh，自發自用電價=自發電成本+系統備用費+四項基金，自發電單價成本為0.341 425元/kWh。自發電成本相對應的外購成本較低，基本電費對比全部外購電價形成的負荷曲線也有較大下降。

3 兩部制電價中基本電費的選擇與分析

2018年3月28日，國家發改委為了提高兩部制電價的靈活性，以減輕企業電費負擔，在《國家發展改革委關于降低一般工商業電價有關事項的通知》（發改價格〔2018〕500號文）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的基礎上，增加了第三種按實際最大需量繳納基本電費的方式。

3.1 按變壓器容量計費

按變壓器容量進行計費，用戶需要提前與地方電力部門約定變壓器容量，一般按用戶的主變容量總和計算。用戶主變壓器容量S（kVA）乘以基本電費容量單價Us（內蒙古蒙西執行19元/kVA），即為用戶每月需繳納的基本電費Vs（元）。具體計算公式：Vs=S×Us。

3.2 按合同最大需量計費

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

3.3 按實際最大需量計費

利用用戶生產的實際用電負荷進行計算，地方用電部門會對各行業執行兩部制電價的用電企業用具備最大需量記錄的表計進行在線監控，以當月每15 min平均最大用電功率值作為最大需量計算值。根據抄表周期內的實際最大需量值PR乘以基本電費需量單價Up（28元/kW），即為用戶每月需繳納的基本電費Vp（元）。具體計算公式：Vp=PR×UP。

3.4 基本電費計費方式的選擇

從上述3個模式下的基本電費計收方式來看，在容量計收和需量計收的平衡點是兩種方式電費一致時，即Vs=Vp，以2×120 MVA主變的煤化工企業作為實際測算基礎數據。

計算公式：S×Us=PR×UP，PR=240 000×19/28≈162 MW，PR=67.8%S，即當實際最大需量與變壓器容量之比X（X=PR/S）小于67.8%時，選擇按變壓器容量計收基本電費較為經濟合理；當實際最大需量小于變壓器容量67.8%時，選擇按最大需量計收基本電費更有優勢。圖1為3種計費模式下需量和容量的對比圖。以容量電費Vs作為參考值，當最大需量與變壓器容量之比小于0.4時，應選擇按最大需量計費，基本電費約為0.6Vs；當最大需量與變壓器之比介于0.400～0.678時，同樣應該選擇按最大需量計費，此時基本電費為X×1.5Vs；當最大需量與變壓器容量之比大于0.678時，應選擇按容量計收基本電費，此時基本電費為Vs。

圖1 3種計費模式下需量和容量的對比圖

4 電力多邊交易在煤化工企業中的應用

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期交易和電力現貨交易，以上兩個品種主要以協商、集中競價、掛牌及新能源等交易模式為主。電力中長期交易指多年、年度、季度、月度等日以上的周期的電力直接交易；中長期的年度交易需要滿足年購網電量20億kWh以上，季度交易需要滿足自治區制定的分行業準入條件。煤化工企業因其行業的特殊性，目前只能滿足電力中長期交易中月度交易品種，采取協商和集中競價的模式參加電力多邊交易。

4.2 交易電量劃分及價差情況

蒙西電網發電上網標桿電價為0.282 9元/kWh時，交易電價由協商和競價單位報價。協商：月度申報量在1 000萬kWh及以上的，總量的60%進行協商交易，剩余40%由交易中心進行競價。月度申報電量在1 000萬kWh以下的，全部由交易中心進行競價。價格區間為0.244 5～0.321 3元/kWh，如協商單位上報0.259 9元/kWh（該項價格可以按照企業用電量大小與對應的發電企業進行協商），用電單位每交易1 kWh可優惠0.282 9-0.259 9=0.023元/kWh。以競價方式取得發電指標的單位報價在0.263 8元/kWh左右，優惠額度在0.019 1元/kWh左右（該項價格由電力中心組織發電企業進行競價，非固定值）。

4.3 月度交易模式及計算公式

合同上限電量電費=合同電量上限×成交價格

用電企業負合同偏差電量電費=用電企業負合同偏差量×成交價格

用電企業正合同偏差考核電費=|（用網電量-合同電量上限）×成交價格|×Lt1

用電企業負合同偏差考核電費=|（用網電量-成交電量×Lt）×成交價格|×Lt2

式中：Lt、Lt1、Lt2為用電企業違約考核系數，由自治區電力直管部門會同華北監管局確定，按年度發布，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）上報量精準度高。如本月上報量為1 000萬kWh，實際購網1 000萬kWh。交易中心計算如下：協商部分為（10 000 000×0.6）×（0.282 9-0.259 9）=138 000元；競價部分為（10 000 000×0.4）×（0.2829-0.2638）=76400元。合計節省費用支出214400元。

（2）上報量少，實際購網量多。如本月上報量為1 000萬kWh，實際購網1500萬kWh。交易中心計算如下：協商部分為10000000×1.05×0.6×（0.282 9-0.259 9）=144 900元；競價部分為10 000 000×1.05×0.4×（0.282 9-0.263 8）=80 220元。合計節省費用支出225 120元。

（3）上報量多，實際購網量少。如本月上報量為1 000萬kWh，實際購網500萬kWh。交易中心計算如下：|（5000000-10000000×0.95）×0.263 8|×0.5=593 550元。電力交易中心會考核用電企業電費593 550元。

4.5 優化思路

一般執行月度交易的煤化工企業用戶均配置了自備電廠，通常會在自備電廠鍋爐、發電機組檢修和冬季用氣量較大的時候網購電量。一般情況下參與交易電量只能占60%左右，對于一個年購電量在2億kWh的煤化工企業，無形之中就減少了8 000萬kWh的電力交易優惠。企業加強計劃檢修，合理分配參與交易的用電量，提高交易電量的占比例，能夠有效降低企業用電成本。

5 結語

本文介紹的幾種電力優化方式，為新建以及投運的煤化工企業提供了參考。作為煤化工企業的一名電氣管理人員，應該為煤化工企業降低生產運行成本做出貢獻。