胜利油田合同能源

中国石化胜利油田合同能源管理（EMC）调查在河口采油厂电力管理科副科长甄东胜眼中，要做的事情很多：全厂500多台高耗能变压器该治理了；许多电机也到点该淘汰了；而注水系统、输油系统、污水外输系统等等可以优化的地方还有很多，问题在于，这都需要花钱。

钱从哪里来？上级部门能投资当然最好，但这个渠道已经越来越窄。

厂里能挤出点来也好，可河口厂连续11年上产，全厂上下需要花钱的地方实在太多。

打新井建产能需要投资，让人头疼的是稠油、特稠油区块上得越来越多，油稠得采出来拿刀切都切不烂，耗电格外多。

措施上产当然也需要大把资金，而那些在地下埋头苦干了几十年的井筒情况也已经很糟了……节能技改，位置不够靠前。

既缺资金，又要技改，就在矛盾纠结时，合同能源管理（EMC）提供了一条解决之道——“借鸡下蛋”，即节能企业掏钱来完成改造，再从节约出的电费中收回投资。

试点：两条线路年可节约电费178万元油田生产真正意义上的第一个合同能源管理项目，是河口采油厂大北三线、四线节能改造项目，2009年1月由技术监督处选定。

之所以选择这两条线路，是因为它们很“干净”，没有私接乱挂和违规用电，而且很“单纯”，就是供大王北油田97口抽油机井生产用电。

大王北油田是河口厂西北端一个低渗透滩海油田，年产量20多万吨，长期以来，“高耗能变压器多、高耗能电机多、功能缺失的控制柜多”的“三多”问题一直困扰着这个油田。

技术检测中心作为权威第三方，对大北三线、四线的抽油机进行全面节能检测，结果显示：变压器、电动机的容量较大，负载率只有22%，属严重的“大马拉小车”，而且40台明令淘汰的变压器还在使用；电机的功率因数过低，平均只有0.39；抽油泵充满系数较低，小于0.4的有 51口。

这些都使得设备高耗、低效、故障频发，亟待节能改造。

根据技术检测中心提供的方案，河口厂对两条线路实施节能改造，于2009年12月改造完毕。

2010年的检测结果表明，两条线路改造后，变压器容量节约一半还多，油井节电率达21.6%，超过15%的预期目标，两项合计每年可节约电费178万元。

项目改造需要资金430多万元，由双方选定的一家节能企业投资并施工。

只需两年半，采油厂节约的资金就可支付全部改造成本。

也就是说，河口厂没有花一分钱，只用两年半时间完成两条线路的节能改造，并开始享有每年178万元的节能收益。

优点：采油厂零投资、低风险在大北三线、四线节能改造中，河口采油厂作为受益方，完全享受到EMC机制的好处，也就是零投资、低风险。

表面上看，采油厂也是花了430多万元，但这是节能收益，与自己拿出430万元来投资节能改造是完全两回事。

暂且不说采油厂有没有能力拿出这笔投资，就算有能力也未必能达到预期效果。

EMC机制下，这笔资金则是有充分保证的，而且是分期付款，因为改造效果必须达到要求，节能企业才能从节约的电费中分一杯羹。

更重要的是，花同样的钱，买到的服务不一样。

如果是采油厂直接投资，买来的产品也就保修一年，EMC则将节能企业和采油厂一同绑了进来，两家至少在合同期内是利益共同体。

EMC的合同期限一般是2年至3年，这期间产品出了任何问题，节能企业会第一时间赶到现场处理。

这就要求节能企业所使用的技术必须是成熟的、新的、适用的，确保能用上，能用得住，还能用得好。

尽管如此，但甄东胜还是不满足，采油厂最希望节能效果最大化，但节能收益高了，节能企业的投资回收期必然要变短，这恰恰又是采油厂不希望的，因为在投资回收期内，节能设备相当于租赁，节能企业必须提供无偿维修服务，时间长对设备性能也是考验，当协议结束后，设备成了采油厂的，势必会增加维护工作量和成本。

虽然有些纠结，但EMC模式无疑要比采油厂直接投资效果好很多。

让甄东胜更高兴的是，当初节能认定两条线每年可节电101万千瓦时，实际运行效果更好，年节电在120万千瓦时以上。

难点：计量与节能效果界定实际效果好于预期，采油厂当然高兴，可万一低于设计呢？这就牵扯到EMC最关键也是最难的地方：计量与节能效果界定。

这直接关乎采油厂节能技改的效果，也关乎节能企业是否能收回投资。

尽管大北三线、四线既“干净”又“单纯”，但计量并界定节能效果还是困难重重，这是油田生产企业的性质决定的。

97口油井，每口井都不一样，每天也都不一样，比如一口井含水变化了、冲次变化了，提液量、耗电量也会变化，影响注水、输油系统也有变化。

负责节能效果界定的技术检测中心首席专家闫敬东说，对每口井设置计量点进行完全意义上的精准计量当然可以做，但却要耗费大量人力物力，检测是门学问，不是简单地“过秤”，中心为此研究多种科学准确的测试方法，做了多套方案。

最终，问题得到简单处理，选择大北三线、四线的出口电量——也就是给供电公司交费的口，作为计量基准。

即使各方对计量方法达成一致，节能效果认定也颇费周折，谈判不下三个回合。

采油厂方面最后召集合同、财务、纪委监察等科室的正职负责人，和技术检测中心、节能企业几家相关人员坐在一起，最终才确定一个科学合理、可信、有说服力，并且大家共同认可的节能效果测试评价方案。

改变：不只是能耗，还有观念以EMC模式改造大北两条线路，对甄东胜触动颇大。

钱就放在那里，与其被动地多支付电费，不如拿出来搞优化，设备长期在节能状态运行。

EMC机制改变的，绝不仅仅是能耗，更重要的是观念转变。

河口厂义一注有台1000千伏安高压变频设备，有一次输出模块坏了，维修要60万元。

按照传统思路，采油厂有严格的财务制度，要维修设备就必须使用维修资金，这块资金用完了就只能干着急。

甄东胜算账发现，使用这台设备年可节电100万千瓦时，电费是70万元，也就是说，如果不维修也不优化，一年要多花70万元，反之则第一年有10万元效益，此后每年有70万元的效益，于是决定从电费里拿一块资金来维修，采油厂总成本其实是不变的，这只是基于可预见效益的成本支付。

这种做法表面看来再平常不过，但要转变观念又谈何容易。

60万元维修费和60万元电费有什么区别？只是人为贴上不同的标签罢了。

企业有各种各样的制度，传统认为都是铁板一块，可打开思路后，在油田政策允许范围内其实都可以做到更好。

再如，稠油井降黏可以加药，也可以使用电热杆，后者费用高，但药剂费又有限。

去年4月，采油厂拿出部分电费对28口井实施加药降黏，分析发现，4月到10月，加药费用182万元，但停用电热杆节省电费却是360万元，总成本节约178万元。

看到效果，今年河口厂将拿出390万元电费支持加药降黏，预计减少电热杆用电1100万千瓦时，节约电费770万元，降本增效380万元。

节能：油田一直在努力河口采油厂的努力，是全油田的一个缩影。

事实上，油田一直将节能减排视作国有特大型企业义不容辞的政治责任和社会责任，不断加大工作力度。

2006年3月份，油田启动用电项目组，先后推行农电治理、电力线路改造、高耗电设备优化、机电系统效率提升、内部节电等工作，当年即实现少增长电量3000万千瓦时，2007年实现电量负增长，同比降电近1亿千瓦时。

2010年，油田推进“一体化”治电，加强节电项目筛选，完成电泵优化治理、电加热治理、提液潜力评价等节电措施1200余井次，日均节电2.14万千瓦时。

自2010年开始，油田实施用电管理工作考核，对电量节支单位奖励，超支单位扣罚奖金。

今年，油田进一步加强考核和监控，要求各二级单位像运行原油生产一样运行用电管理工作，要像监控原油产量一样监控用电量的变化，并切实抓好全员参与和群众性挖潜活动。

“十一五”期间，油田初步搭建起了节约型企业框架模式，建立起了机采、集输等六个系统的一体化节能示范区，主要耗能系统效率提高了0.5到2个百分点。

通过营造浓厚氛围，全员节能意识明显提高，节能管理更加精细有效，涌现出了油田“十大节能标兵”和“十大节能志愿者”。

在上下共同努力下，油田全面完成山东省、集团公司下达的“十一五”节能考核指标，多次获得集团公司、石油化工行业、山东省节能先进称号。

EMC：大有可为，正当其时尽管油田近年来在用电治理上下了非常大的工夫，但仅仅靠油田和各单位自身的力量是远远不够的，因此推进EMC、借助专业节能企业的力量，可以说大有可为，正当其时。

大有可为，因为油田既是产能大户又是耗能大户，年生产用电近50亿千瓦时，能耗费用占油田可变成本的近30%，并且在油田开发中后期越来越难以控制。

目前，油田整体用能水平与国内外先进水平尚有一定差距，系统效率低、单耗指标高的问题依然突出。

也正是因为投入不足，油田现有大量高耗低效电动机、高耗能配电变压器等仍在使用，形势非常严峻。

当前，油田新能源开发利用率还不到0.5%，与国家规划在2020年实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标差距甚远，而生产过程中产生的污水余热、伴生气、风能、太阳能等资源也有待合理回收和利用。

同时也要看到，油田庞大的生产规模也决定了节能潜力是巨大的。

拿抽油机拖动系统来说，电机功率实际需求不到10千瓦，但配备的电机额定功率都在30千瓦以上，高配只是为了抽油机可靠启动。

为缓解“大马拉小车”现象，一些单位采用加装电容补偿柜的方法，但一个费用就是8000元，以油田庞大的基数来看代价高昂，可如果将电机更换为永磁电机，功率因数可达0.85以上，对供电网络有很好的补偿作用，费用上也划算得多。

再如供电线路，检测发现，当线路电压波动超过10%时，线路上抽油机的电机多耗电约2%。

2%很微小，但乘以油田庞大的基数就是很可观的数字。

因此更新35千伏变压器时可以更换有载自动调压变压器，成本会增加4%，但可以有效确保电压稳定。

正当其时，因为节能减排是缓解能源供给紧张矛盾、解决环境污染问题的现实选择，更是落实科学发展观、转变经济发展方式的内在要求。

党的十七届五中全会审议通过的“十二五”规划建议中明确提出，加快推行合同能源管理。

形容“十二五”期间油田的节能减排难度，用“逆水行舟”来说再贴切不过。

据预测，受特高含水开发阶段各种因素影响，油田能耗量今后每年将有5万吨标煤左右的刚性增长，而随着精细管理不断深入开展，节能降耗已进入“靠投入换产出，靠科技进步换产出”阶段，投入不足的矛盾会更加尖锐。

另外，随着国家节能减排政策和标准不断提高，以及黄河三角洲高效生态经济区建设全面启动，油田节能减排面临的外部环境要求更加苛刻。

因此，必须采取革命性措施，节能减排才能取得实质性、突破性进展。

EMC，无疑是可供选择的措施之一。

推广：油田拟建EMC示范区正是看到EMC试点运行效果非常好，技术监督处节能科科长周长敬介绍，油田今年将以建立合同能源管理示范区的方式，推进EMC实施。

具体来讲，就是按照三种项目规模（设备、系统、区块）、三种投资方式（技术服务方、二级单位、油田）、三种效益回报形式（分期、分成、一次性），推行节能降耗投资新机制，拓宽融资渠道，积极筹集节能技改资金，在采油节电、集输污水余热利用、公共场所供暖制冷等领域建立合同能源管理示范区。