边华彬

（神华鄂尔多斯煤制油分公司，内蒙古鄂尔多斯017209）

0 引言

随着我国经济的持续快速发展，我国能源消费也持续保持较快的增长速度。基于富煤、少气、贫油的基本国情，我国科研机构、大学和企业经过十余年的协作与努力，成功开发了煤炭直接液化、煤炭间接液化等技术，并成为世界新型煤化工产业规模最大、门类最多、技术先进的国家，越来越多的煤化工项目在国内建设并投入生产。

1 电费的构成

根据内蒙古西部电网销售电价表（表1）配置的自备电厂的大型煤化工企业用电主要由两个方面组成，分别为外购和自发自用电价。关于外购电量电价，大型煤化工企业用电分类为大工业用电，执行两部制电价，由电度电价和基本电费两部分组成。其中，电度电价执行蒙西电网大工业110～220 kV以下电价；电度电价中的办公照明用电，执行蒙西电网一般工商业35～110 kV以下电价。基本电费按照最大需量收取，即单价28元/（kW·月）方式收取。以上总外购电量均需缴纳政府性代征基金：农网还贷资金0.02元/kWh，重大水利建设基金0.002 3元/kWh，水库移民后期扶持资金0.001 125元/kWh，可再生能源发展基金0.019元/kWh。自发自用电量电价包含系统备用费0.027元/kWh和上述四项基金。

表1 内蒙古西部电网销售电价表

2 电能全部外购和配置自备电厂的煤化工企业电费对比与分析

本文以用电峰值为155 MW、年用电量为12亿kWh的煤化工企业为基准进行电费测算。因煤化工行业各公司采用的非生产性一般工商业用电和自备电厂的模式各有不同，若要据实对比还需自行核算。

2.1 以年用电量12亿kWh进行电费实际测算

（1）未配置自备电厂：年用电量×（大工业电价+一般工商业电价+最大需量电价+四项基金价格）=551 862 720元。

（2）配置自备电厂、以自发自用电量10亿kWh，购网2亿kWh进行测算：自发自用电量×（自发电成本单价+系统备用价格+四项基金价格）+年购网电量×（大工业电价+一般工商业电价+最大需量电价+四项基金价格）=429 201 970元。

2.2 全部外购电和配置自备电厂的成本对比

从年总用电量费用来看，配置自备电厂的煤化工企业年度节省电费资金支出122 660 750元。主要体现在外购电度电价和自发电成本形成了鲜明的对比，外购的电度电价中大工业电价为0.420 8元/kWh，自发自用电价=自发电成本+系统备用费+四项基金，自发电单价成本为0.341 425元/kWh。自发电成本相对应的外购成本较低，基本电费对比全部外购电价形成的负荷曲线也有较大下降。

3 两部制电价中基本电费的选择与分析

2018年3月28日，国家发改委为了提高两部制电价的灵活性，以减轻企业电费负担，在《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号文）中，在原有的两部制电力用户可自愿选择按变压器容量或合同最大需量缴纳电费的基础上，增加了第三种按实际最大需量缴纳基本电费的方式。

3.1 按变压器容量计费

按变压器容量进行计费，用户需要提前与地方电力部门约定变压器容量，一般按用户的主变容量总和计算。用户主变压器容量S（kVA）乘以基本电费容量单价Us（内蒙古蒙西执行19元/kVA），即为用户每月需缴纳的基本电费Vs（元）。具体计算公式：Vs=S×Us。

3.2 按合同最大需量计费

按合同最大需量计算基本电费，用户需要提前与电力部门约定最大需量值，每月将抄录周期内的实际最大需量值PR（kW）与合同约定最大需量值进行比较，若实际最大需量值超过合同约定的最大需量值的105%时，则按基本电费加一倍收取；若实际最大需量值小于合同约定最大需量值的105%时，则按照双方合同约定最大需量值Pc（kW）乘以基本电价需量电价Up（28元/kW）作为用户每个月需要交纳的基本电费，若用户申请最大需量核定值低于变压器容量和高压电动机容量总和的40%时，按容量总和的40%核定合同最大需量；对按最大需量计费的两路及以上进线用户，各路进线分别计算最大需量，累加计收基本电费。基本电费Vp为：

3.3 按实际最大需量计费

利用用户生产的实际用电负荷进行计算，地方用电部门会对各行业执行两部制电价的用电企业用具备最大需量记录的表计进行在线监控，以当月每15 min平均最大用电功率值作为最大需量计算值。根据抄表周期内的实际最大需量值PR乘以基本电费需量单价Up（28元/kW），即为用户每月需缴纳的基本电费Vp（元）。具体计算公式：Vp=PR×UP。

3.4 基本电费计费方式的选择

从上述3个模式下的基本电费计收方式来看，在容量计收和需量计收的平衡点是两种方式电费一致时，即Vs=Vp，以2×120 MVA主变的煤化工企业作为实际测算基础数据。

计算公式：S×Us=PR×UP，PR=240 000×19/28≈162 MW，PR=67.8%S，即当实际最大需量与变压器容量之比X（X=PR/S）小于67.8%时，选择按变压器容量计收基本电费较为经济合理；当实际最大需量小于变压器容量67.8%时，选择按最大需量计收基本电费更有优势。图1为3种计费模式下需量和容量的对比图。以容量电费Vs作为参考值，当最大需量与变压器容量之比小于0.4时，应选择按最大需量计费，基本电费约为0.6Vs；当最大需量与变压器之比介于0.400～0.678时，同样应该选择按最大需量计费，此时基本电费为X×1.5Vs；当最大需量与变压器容量之比大于0.678时，应选择按容量计收基本电费，此时基本电费为Vs。

图1 3种计费模式下需量和容量的对比图

4 电力多边交易在煤化工企业中的应用

4.1 电力交易的模式及品种

电力多边交易品种包括电力中长期交易和电力现货交易，以上两个品种主要以协商、集中竞价、挂牌及新能源等交易模式为主。电力中长期交易指多年、年度、季度、月度等日以上的周期的电力直接交易；中长期的年度交易需要满足年购网电量20亿kWh以上，季度交易需要满足自治区制定的分行业准入条件。煤化工企业因其行业的特殊性，目前只能满足电力中长期交易中月度交易品种，采取协商和集中竞价的模式参加电力多边交易。

4.2 交易电量划分及价差情况

蒙西电网发电上网标杆电价为0.282 9元/kWh时，交易电价由协商和竞价单位报价。协商：月度申报量在1 000万kWh及以上的，总量的60%进行协商交易，剩余40%由交易中心进行竞价。月度申报电量在1 000万kWh以下的，全部由交易中心进行竞价。价格区间为0.244 5～0.321 3元/kWh，如协商单位上报0.259 9元/kWh（该项价格可以按照企业用电量大小与对应的发电企业进行协商），用电单位每交易1 kWh可优惠0.282 9-0.259 9=0.023元/kWh。以竞价方式取得发电指标的单位报价在0.263 8元/kWh左右，优惠额度在0.019 1元/kWh左右（该项价格由电力中心组织发电企业进行竞价，非固定值）。

4.3 月度交易模式及计算公式

合同上限电量电费=合同电量上限×成交价格

用电企业负合同偏差电量电费=用电企业负合同偏差量×成交价格

用电企业正合同偏差考核电费=|（用网电量-合同电量上限）×成交价格|×Lt1

用电企业负合同偏差考核电费=|（用网电量-成交电量×Lt）×成交价格|×Lt2

式中：Lt、Lt1、Lt2为用电企业违约考核系数，由自治区电力直管部门会同华北监管局确定，按年度发布，初期暂定：Lt=0.95，Lt1=0，Lt2=0.5。

4.4 参与电力多边交易的成效

（1）上报量精准度高。如本月上报量为1 000万kWh，实际购网1 000万kWh。交易中心计算如下：协商部分为（10 000 000×0.6）×（0.282 9-0.259 9）=138 000元；竞价部分为（10 000 000×0.4）×（0.2829-0.2638）=76400元。合计节省费用支出214400元。

（2）上报量少，实际购网量多。如本月上报量为1 000万kWh，实际购网1500万kWh。交易中心计算如下：协商部分为10000000×1.05×0.6×（0.282 9-0.259 9）=144 900元；竞价部分为10 000 000×1.05×0.4×（0.282 9-0.263 8）=80 220元。合计节省费用支出225 120元。

（3）上报量多，实际购网量少。如本月上报量为1 000万kWh，实际购网500万kWh。交易中心计算如下：|（5000000-10000000×0.95）×0.263 8|×0.5=593 550元。电力交易中心会考核用电企业电费593 550元。

4.5 优化思路

一般执行月度交易的煤化工企业用户均配置了自备电厂，通常会在自备电厂锅炉、发电机组检修和冬季用气量较大的时候网购电量。一般情况下参与交易电量只能占60%左右，对于一个年购电量在2亿kWh的煤化工企业，无形之中就减少了8 000万kWh的电力交易优惠。企业加强计划检修，合理分配参与交易的用电量，提高交易电量的占比例，能够有效降低企业用电成本。

5 结语

本文介绍的几种电力优化方式，为新建以及投运的煤化工企业提供了参考。作为煤化工企业的一名电气管理人员，应该为煤化工企业降低生产运行成本做出贡献。