新電價背景下對工商業用電電費優化分析

內蒙古電力（集團）有限責任公司巴彥淖爾供電分公司 張 超

當前，蒙西地區工商業電力客戶執行電價基本分為兩種，即相應電壓等級的“工商業及其它（單一制）電價”和“工商業及其它（兩部制）電價”。兩部制電價包括電度電價、基本電費電價和力率調整電費電價（特殊政策減免除外）三部分。

隨著放開電力市場化交易相關政策的出臺，電度電價是每用一度電所需計收的電價，電度電價由之前的度電銷售單價，變為輸配電價、交易電價和政府性基金及附加和交叉補貼幾部分組成，其中，輸配電價（即過網費）和政府性基金及附加和交叉補貼的單價在每一個電力監管周期內是相對固定的，而交易電價是隨著電力市場的波動而波動的；分時電價也是基于交易電價基礎上分時段比例而執行的。

分時電價是結合當前蒙西地區發供電和用電特性，緩解存在的尖峰用電緊張局面，結合國家相關電力改革政策開展的分時段的電價政策，旨在通過價格的高低，激勵一些用電客戶改善用電曲線優化，鼓勵用電客戶在生產、生活過程中避峰用電，提升普遍能效意識。

基本電價是根據用電變壓器容量（或最大需量）的大小計收電網固定成本的一種電價，其制定是為了規范在用電過程中出現容量報裝不符合實際用電需求，造成長期系統備用容量資源占用太多而產生資源浪費的情況，促使電力用戶按照用電需求接入使用變壓器。

力率調整電費根據用電側加權平均功率因素的高低按照標準進行的一種“獎懲型”電價，是為了補償電網系統無功平衡和維持系統電壓的穩定，提升設備利用率。

1 分時電價對電費的影響

按照當前蒙西地區分時電價標準，分時電價執行范圍為除國家有專門規定的電氣化鐵路牽引用電外的100千伏安及以上工商業用戶。分時電價政策的執行，不僅會對一些負荷特性企業的用電成本增加，也會對一些用電企業可以從中收益。

1.1 分時電價時段和價格比例

時段。大風季（1～5月、9～12月），峰時段4小時：17：00～21：00，平時段11小時：4：00～10：00、15：00～17：00、21：00～24：00，谷時段9小時：0：00～4：00、10：00～15：00；小風季（6～8月），峰時段6小時：5：00～7：00、17：00～21：00，平時 段13小 時：7：00～10：00、15：00～17：00、21：00～次日5：00，谷時段5小時：10：00～15：00；尖峰電價為每年6～8月實施尖峰電價，尖峰時段為每日18：00～20：00。可見，蒙西地區當前分時電價政策中，平、谷時段占全天時間的比例較大，大風季的峰時段占一天小時數比例為17%，小風季尖、峰時段占一天小時數比例為25%。

價格比例。大風季峰平谷交易價格比為1.48：1：0.79；小風季峰平谷交易價格比為1.48：1：0.47，尖峰電價在峰段價格基礎上上浮20%，平段價格為平時段平均交易價格。

1.2 電價影響電費支出的分析

根據當下分時電價政策，合理安排企業生產用電比例，對每月電費的支出有很大的影響，以大風季為例，假如企業是三班制生產制度且各個時段生產效率相同，P為平時段平均交易價格，結合不同時段的生產安排，交易平均電價占平時段平均交易價格P 的比例（生產時段／平均電價占比）如下：峰生產1.48×P；峰、平生產1.13×P；峰、平、谷生產1.001×P；峰、谷生產1.002×P；平生產1×P；平、谷生產0.91×P；谷生產0.79×P。

相應的，小風季時平均電價占平均交易價格P 的比例（生產時段／平均電價占比）如下：尖生產1.776×P；峰生產1.48×P；尖、峰、平生產1.183×P；峰、平生產1.113×P；尖、峰、平、谷生產1.034×P；尖、峰、谷生產1.075×P；平生產1×P；峰、平、谷生產0.967×P；尖、平、谷生產0.945×P；峰、谷生產0.919×P；平、谷生產0.853×P；谷生產0.47×P。

對以上數據分析可知，在峰時段的用電比例越大交易平均電價越高，反之谷時段用電比例越大交易平均電價越低。峰時段生產電價是谷時段電價的1.87倍。當只在平、谷兩時段生產用電的情況下，執行分時電價較平時段平均交易價格P 降低9%；當在峰、平、谷全時段運行和只在峰、谷兩時段運行時，在電價方面其實和平時段平均交易價格P 是幾乎相等的，這一點也尤為重要，證明當前的分時電價政策對三班制生產企業的交易平均電價影響其實很小。

針對除三班制工商業生產企業，如片面追求較低的交易平均電價，如只在谷時段安排生產，會出現每日停工時間較長、影響整個企業的生產進度和經營效益。那么，如何權衡一個既能保證足量生產、又能有效結合分時電價政策降低交易平均電價，對電費的支出影響就顯得尤為重要了。

2 市場化電價對電費支出的影響

工商業電力客戶的度電電價不再執行之前固定的銷售電價，而是執行“輸配電價（過網費）+交易電價+政府性基金及附加（交叉補貼）”的電價。

由圖1可見，交易電價是隨著市場電價而波動的。而且自2021年8月份開始，隨著國際燃煤價格的升高，燃煤機組發電成本的增加，交易電價也相應增加，火電機組發電的度電成本超過燃煤機組標桿上網電價，這就是電力市場化進程下電價上漲的直觀體現。期間出現上游燃煤機組發電企業虧損的情況，發電出力不夠，不利于電網企業的平穩運行，更不利于用電企業的生產經營，一系列循環導致對整體市場經濟產生負面影響。于是國家積極響應、宏觀調控，出臺了一系列關于燃煤機組市場化電價的改革政策，促進電力供需矛盾有效緩解。隨著國家新的電力市場化政策的落地，工商業電力客戶被推動全部進入內蒙古電力交易市場參與電力市場交易，交易電價變為“基準價+上下浮動20%”的規則開展。

圖1 某市場化交易電力企業2021年每月交易電價統計圖

交易電價的多少直接影響企業的電費支出，用電企業應在市場化電力交易的進程中積極主動進入交易平臺開展交易，及時了解相關部門出臺的關于電力市場化電價改革的最新政策，充分分析自身生產的產品類型和用電計劃，擬合負荷預測曲線，通過相關部門的認定，確定產品是否滿足一定的交易優惠。

合理利用交易規則，降低交易電價，利用新興特色產品交易、綠電交易等特殊類別的交易政策，尋求市場中的較低交易價格。也可以通過中長期交易、掛牌交易、售電公司代理交易等參與交易的方式，尋求市場中的較低交易價格。相反，針對國家淘汰落后產能產業，是否考慮及時升級改造設備和企業轉型，重新得到相關部門的認定進入交易，避免在交易過程中出現類似高耗能企業，交易電價沒有上浮20%的限制而出現按照相近行業較高的交易電價交易的情況，使電費成本陡然增加。

根據現行交易規則，用電企業還應根據計劃和用電情況，及時、合理、分時段準確申報交易電量，避免出現忘記申報交易電量，被動按照相近產品交易電價以“超用偏差電費”的形式交易；或因電量超差導致偏差電費違約金等考核電費的產生，造成后續企業電費支出被罰，資金周轉困難，拖欠電費等一系列問題。

對違約金偏差電費影響交易平均電價的程度舉例進行說明：企業當月交易電價為X、交易申報電量為Y，當按照用電計劃完成電量計劃指標后，當月的交易電費Z1=Y×X，不存在任何偏差考核電費；當企業因客觀原因違約，只完成交易申報電量Y 的50%時，則交易電費為Z2=0.5×Y×X,偏差電費違約金為Z3=(95%×Y-50%×Y)×X×0.5=0.225×Y×X；那么，如該企業因偏差電費的原因，本月交易電價平均值增加為（Z2+Z3）/（50%×Y）=1.45X，每度電的交易電價增加了原來交易價格的0.45倍。

如企業對自身生產負荷情況及參加電力交易操作存有困難的話，建議選擇由專業售電公司代理參加交易，會很大程度上幫助企業避免不必要的交易損失。企業還要隨時關注當下交易電價的平均水平，及時調整當月電費預繳額度，避免因交易電價的增高帶來的電費支出相關問題。

蒙西地區將構建新能源儲能發電大量并網的新型電力系統，根據新型電力系統下的電力需求側特征，進一步將開展電力現貨市場交易，交易電價的隨機性、波動性和市場化性的體現將進一步明顯。可見，用電企業及時關注電力市場化政策改革、有效運用電力交易平臺交易規則進行電力交易，對用電企業節約用電成本來說是很重要的。

3 基本電費及力調電費分析

按照當前蒙西地區電價政策，基本電費分為容量基本電價（19元/kWh）、實際最大需量基本電價(28元/kW)、合同最大需量基本電價(28元/kW)。假設用電企業變壓器容量為X，最大需量（所在周期內最大的一個15分鐘負荷平均值）為Y=[0.3X,1.2X]，按照當前蒙西地區基本電費電價標準，當28Y=19X 時,Y ≈0.679X。

由容量電費和需量電費關系圖可知，當變壓器容量使用率達到總容量的67.9%以上時，選擇容量基本電價比較節約電費支出。當變壓器容量使用率低于總容量的67.9%時，選擇需量電價計收基本電費比較節約電費支出。選擇需量電費時，按照現行電價政策，如用電負荷比較平穩，那么選擇合同最大需量比較合適，如用電負荷波動較大，選擇執行實際最大需量比較合適。

當然基本電價的執行中，還需要根據地方電價政策的具體情況，按照用電容量實際使用情況，向當地供電營業廳及時進行用電變更（如暫停、減容等），能減免暫停或減容期間的相應容量的基本電費，在合理使用變壓器容量的基礎上，也能給節約基本電費支出提供一定積極作用。實際功率因素以國家政策標準為基準，大于標準時進行力調電費的獎勵，小于標準時進行相應的力調電費懲罰，調整率為0時不獎不罰，這就是力調電費的基本原理。當然，力調電費旨在從經濟角度，激勵促進電力客戶能節約電能，合理使用電力設備，促進電網安全穩定運行。

電力客戶應根據自身感性用電設備的使用情況，動態調整投入合適的功率因素補償裝置（如SVC、SVG 等），對進入電網側的無功功率進行適當補償。功率因素達到國家政策標準后，會有一定的力調電費獎勵。如，某企業的功率因素標準值為0.9，本月實際功率因素為0.95，那么按照蒙西地區現行功率因素調整率政策執行，會有0.75%的電費獎勵金返還在力調電費里面。可見降低力調電費的支出、相應增加力調電費的獎勵，對電力企業在用電成本節約上有一定實質性意義。

4 結語

綜上得出以下結論：

隨著分時電價的落地，用電企業應合理安排生產時段區間，在生產經營特點基礎上盡量使用趨于低電價類別的谷時段電量，正常使用平時段電量，非必要不使用尖、峰時段電量，這樣既不影響生產進度，還能節約企業電費支出、提高經濟效益，并能緩解當前蒙西電網狀況下在用電高峰時段的電能供需壓力。

近期對電力市場化改革的推進是空前的、深入的，體現了國家在電力資源合理配置的宏觀意愿上的決心。在市場化推進進程中，企業首先應嚴格落實好國家各項電改政策。在電力市場化進程中應做到及時、合理申報交易電量，盡量通過直接參與交易或者通過售電公司代理交易的方式開展，合理利用交易規則，使市場充滿活力，讓每月電力交易順利開展。

要根據自身用電特性及變壓器使用率合理選擇基本電費計收方式，變更用電要及時向供電部門提出申請，減免相應停運容量的基本電費支出。并合理進行功率因素的補償，降低力調電費成本。用電企業在嚴格響應落實國家政策的基礎上，加強電價分析管理，結合自身生產效率和市場電價變動情況，綜合分析電價成本占比，尋找營收電價成本平衡點，合理安排生產進度，提升企效益。