新电价背景下对工商业用电电费优化分析

内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔供电分公司 张 超

当前，蒙西地区工商业电力客户执行电价基本分为两种，即相应电压等级的“工商业及其它（单一制）电价”和“工商业及其它（两部制）电价”。两部制电价包括电度电价、基本电费电价和力率调整电费电价（特殊政策减免除外）三部分。

随着放开电力市场化交易相关政策的出台，电度电价是每用一度电所需计收的电价，电度电价由之前的度电销售单价，变为输配电价、交易电价和政府性基金及附加和交叉补贴几部分组成，其中，输配电价（即过网费）和政府性基金及附加和交叉补贴的单价在每一个电力监管周期内是相对固定的，而交易电价是随着电力市场的波动而波动的；分时电价也是基于交易电价基础上分时段比例而执行的。

分时电价是结合当前蒙西地区发供电和用电特性，缓解存在的尖峰用电紧张局面，结合国家相关电力改革政策开展的分时段的电价政策，旨在通过价格的高低，激励一些用电客户改善用电曲线优化，鼓励用电客户在生产、生活过程中避峰用电，提升普遍能效意识。

基本电价是根据用电变压器容量（或最大需量）的大小计收电网固定成本的一种电价，其制定是为了规范在用电过程中出现容量报装不符合实际用电需求，造成长期系统备用容量资源占用太多而产生资源浪费的情况，促使电力用户按照用电需求接入使用变压器。

力率调整电费根据用电侧加权平均功率因素的高低按照标准进行的一种“奖惩型”电价，是为了补偿电网系统无功平衡和维持系统电压的稳定，提升设备利用率。

1 分时电价对电费的影响

按照当前蒙西地区分时电价标准，分时电价执行范围为除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户。分时电价政策的执行，不仅会对一些负荷特性企业的用电成本增加，也会对一些用电企业可以从中收益。

1.1 分时电价时段和价格比例

时段。大风季（1～5月、9～12月），峰时段4小时：17：00～21：00，平时段11小时：4：00～10：00、15：00～17：00、21：00～24：00，谷时段9小时：0：00～4：00、10：00～15：00；小风季（6～8月），峰时段6小时：5：00～7：00、17：00～21：00，平时 段13小 时：7：00～10：00、15：00～17：00、21：00～次日5：00，谷时段5小时：10：00～15：00；尖峰电价为每年6～8月实施尖峰电价，尖峰时段为每日18：00～20：00。可见，蒙西地区当前分时电价政策中，平、谷时段占全天时间的比例较大，大风季的峰时段占一天小时数比例为17%，小风季尖、峰时段占一天小时数比例为25%。

价格比例。大风季峰平谷交易价格比为1.48：1：0.79；小风季峰平谷交易价格比为1.48：1：0.47，尖峰电价在峰段价格基础上上浮20%，平段价格为平时段平均交易价格。

1.2 电价影响电费支出的分析

根据当下分时电价政策，合理安排企业生产用电比例，对每月电费的支出有很大的影响，以大风季为例，假如企业是三班制生产制度且各个时段生产效率相同，P为平时段平均交易价格，结合不同时段的生产安排，交易平均电价占平时段平均交易价格P 的比例（生产时段／平均电价占比）如下：峰生产1.48×P；峰、平生产1.13×P；峰、平、谷生产1.001×P；峰、谷生产1.002×P；平生产1×P；平、谷生产0.91×P；谷生产0.79×P。

相应的，小风季时平均电价占平均交易价格P 的比例（生产时段／平均电价占比）如下：尖生产1.776×P；峰生产1.48×P；尖、峰、平生产1.183×P；峰、平生产1.113×P；尖、峰、平、谷生产1.034×P；尖、峰、谷生产1.075×P；平生产1×P；峰、平、谷生产0.967×P；尖、平、谷生产0.945×P；峰、谷生产0.919×P；平、谷生产0.853×P；谷生产0.47×P。

对以上数据分析可知，在峰时段的用电比例越大交易平均电价越高，反之谷时段用电比例越大交易平均电价越低。峰时段生产电价是谷时段电价的1.87倍。当只在平、谷两时段生产用电的情况下，执行分时电价较平时段平均交易价格P 降低9%；当在峰、平、谷全时段运行和只在峰、谷两时段运行时，在电价方面其实和平时段平均交易价格P 是几乎相等的，这一点也尤为重要，证明当前的分时电价政策对三班制生产企业的交易平均电价影响其实很小。

针对除三班制工商业生产企业，如片面追求较低的交易平均电价，如只在谷时段安排生产，会出现每日停工时间较长、影响整个企业的生产进度和经营效益。那么，如何权衡一个既能保证足量生产、又能有效结合分时电价政策降低交易平均电价，对电费的支出影响就显得尤为重要了。

2 市场化电价对电费支出的影响

工商业电力客户的度电电价不再执行之前固定的销售电价，而是执行“输配电价（过网费）+交易电价+政府性基金及附加（交叉补贴）”的电价。

由图1可见，交易电价是随着市场电价而波动的。而且自2021年8月份开始，随着国际燃煤价格的升高，燃煤机组发电成本的增加，交易电价也相应增加，火电机组发电的度电成本超过燃煤机组标杆上网电价，这就是电力市场化进程下电价上涨的直观体现。期间出现上游燃煤机组发电企业亏损的情况，发电出力不够，不利于电网企业的平稳运行，更不利于用电企业的生产经营，一系列循环导致对整体市场经济产生负面影响。于是国家积极响应、宏观调控，出台了一系列关于燃煤机组市场化电价的改革政策，促进电力供需矛盾有效缓解。随着国家新的电力市场化政策的落地，工商业电力客户被推动全部进入内蒙古电力交易市场参与电力市场交易，交易电价变为“基准价+上下浮动20%”的规则开展。

图1 某市场化交易电力企业2021年每月交易电价统计图

交易电价的多少直接影响企业的电费支出，用电企业应在市场化电力交易的进程中积极主动进入交易平台开展交易，及时了解相关部门出台的关于电力市场化电价改革的最新政策，充分分析自身生产的产品类型和用电计划，拟合负荷预测曲线，通过相关部门的认定，确定产品是否满足一定的交易优惠。

合理利用交易规则，降低交易电价，利用新兴特色产品交易、绿电交易等特殊类别的交易政策，寻求市场中的较低交易价格。也可以通过中长期交易、挂牌交易、售电公司代理交易等参与交易的方式，寻求市场中的较低交易价格。相反，针对国家淘汰落后产能产业，是否考虑及时升级改造设备和企业转型，重新得到相关部门的认定进入交易，避免在交易过程中出现类似高耗能企业，交易电价没有上浮20%的限制而出现按照相近行业较高的交易电价交易的情况，使电费成本陡然增加。

根据现行交易规则，用电企业还应根据计划和用电情况，及时、合理、分时段准确申报交易电量，避免出现忘记申报交易电量，被动按照相近产品交易电价以“超用偏差电费”的形式交易；或因电量超差导致偏差电费违约金等考核电费的产生，造成后续企业电费支出被罚，资金周转困难，拖欠电费等一系列问题。

对违约金偏差电费影响交易平均电价的程度举例进行说明：企业当月交易电价为X、交易申报电量为Y，当按照用电计划完成电量计划指标后，当月的交易电费Z1=Y×X，不存在任何偏差考核电费；当企业因客观原因违约，只完成交易申报电量Y 的50%时，则交易电费为Z2=0.5×Y×X,偏差电费违约金为Z3=(95%×Y-50%×Y)×X×0.5=0.225×Y×X；那么，如该企业因偏差电费的原因，本月交易电价平均值增加为（Z2+Z3）/（50%×Y）=1.45X，每度电的交易电价增加了原来交易价格的0.45倍。

如企业对自身生产负荷情况及参加电力交易操作存有困难的话，建议选择由专业售电公司代理参加交易，会很大程度上帮助企业避免不必要的交易损失。企业还要随时关注当下交易电价的平均水平，及时调整当月电费预缴额度，避免因交易电价的增高带来的电费支出相关问题。

蒙西地区将构建新能源储能发电大量并网的新型电力系统，根据新型电力系统下的电力需求侧特征，进一步将开展电力现货市场交易，交易电价的随机性、波动性和市场化性的体现将进一步明显。可见，用电企业及时关注电力市场化政策改革、有效运用电力交易平台交易规则进行电力交易，对用电企业节约用电成本来说是很重要的。

3 基本电费及力调电费分析

按照当前蒙西地区电价政策，基本电费分为容量基本电价（19元/kWh）、实际最大需量基本电价(28元/kW)、合同最大需量基本电价(28元/kW)。假设用电企业变压器容量为X，最大需量（所在周期内最大的一个15分钟负荷平均值）为Y=[0.3X,1.2X]，按照当前蒙西地区基本电费电价标准，当28Y=19X 时,Y ≈0.679X。

由容量电费和需量电费关系图可知，当变压器容量使用率达到总容量的67.9%以上时，选择容量基本电价比较节约电费支出。当变压器容量使用率低于总容量的67.9%时，选择需量电价计收基本电费比较节约电费支出。选择需量电费时，按照现行电价政策，如用电负荷比较平稳，那么选择合同最大需量比较合适，如用电负荷波动较大，选择执行实际最大需量比较合适。

当然基本电价的执行中，还需要根据地方电价政策的具体情况，按照用电容量实际使用情况，向当地供电营业厅及时进行用电变更（如暂停、减容等），能减免暂停或减容期间的相应容量的基本电费，在合理使用变压器容量的基础上，也能给节约基本电费支出提供一定积极作用。实际功率因素以国家政策标准为基准，大于标准时进行力调电费的奖励，小于标准时进行相应的力调电费惩罚，调整率为0时不奖不罚，这就是力调电费的基本原理。当然，力调电费旨在从经济角度，激励促进电力客户能节约电能，合理使用电力设备，促进电网安全稳定运行。

电力客户应根据自身感性用电设备的使用情况，动态调整投入合适的功率因素补偿装置（如SVC、SVG 等），对进入电网侧的无功功率进行适当补偿。功率因素达到国家政策标准后，会有一定的力调电费奖励。如，某企业的功率因素标准值为0.9，本月实际功率因素为0.95，那么按照蒙西地区现行功率因素调整率政策执行，会有0.75%的电费奖励金返还在力调电费里面。可见降低力调电费的支出、相应增加力调电费的奖励，对电力企业在用电成本节约上有一定实质性意义。

4 结语

综上得出以下结论：

随着分时电价的落地，用电企业应合理安排生产时段区间，在生产经营特点基础上尽量使用趋于低电价类别的谷时段电量，正常使用平时段电量，非必要不使用尖、峰时段电量，这样既不影响生产进度，还能节约企业电费支出、提高经济效益，并能缓解当前蒙西电网状况下在用电高峰时段的电能供需压力。

近期对电力市场化改革的推进是空前的、深入的，体现了国家在电力资源合理配置的宏观意愿上的决心。在市场化推进进程中，企业首先应严格落实好国家各项电改政策。在电力市场化进程中应做到及时、合理申报交易电量，尽量通过直接参与交易或者通过售电公司代理交易的方式开展，合理利用交易规则，使市场充满活力，让每月电力交易顺利开展。

要根据自身用电特性及变压器使用率合理选择基本电费计收方式，变更用电要及时向供电部门提出申请，减免相应停运容量的基本电费支出。并合理进行功率因素的补偿，降低力调电费成本。用电企业在严格响应落实国家政策的基础上，加强电价分析管理，结合自身生产效率和市场电价变动情况，综合分析电价成本占比，寻找营收电价成本平衡点，合理安排生产进度，提升企效益。