2024年4月12日,国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》,《意见》提出,到2027年,初步建立煤炭产能储备制度,有序核准建设一批产能储备煤矿项目,形成一定规模的可调度产能储备;到2030年,力争形成3亿吨/年左右的可调度产能储备。 笔者关注到,这与多年前提出的“煤炭储运中心”是两个完全不同的概念,从“储运”到“储能”,一字之差其实是管理思维的蜕变,彰显了国家能源管理的新举措,也开启了我国煤炭产能储备制度体系建设的新阶段。 多年前的“煤炭储运中心”建设其实并不顺利,其中各个环节的成本、效益和分配计算难以达成一致。煤矿把煤发到储运中心,多数不是市场行为,而是行政指令,以什么价格来计价也不是煤矿所能左右的,储运中心的地位也难以明确。是市场主体还是政府管控?煤炭存放时间久了,热值会降低,部分煤种还有自燃的危险,这就给“储运”带来难以调和的利益矛盾,所以建设“储运中心”往往起点很高,期望也很高,但正常运营却举步维艰,甚至有的不得不关闭。山东济宁曾作为国家煤炭储备建设的标杆地之一,汶上县当地4个煤矿均配备相应储备能力,但长期储煤占用资金大,测算市场煤价1000元/吨,储备60天就会增加财务和损耗等综合成本为51元/吨,超出客户可接收价格,更何况还有煤质下降、煤炭自燃、客户需求等其他因素的影响,因此很难实现煤炭的长期储煤。 “煤炭储能”打破了这种尴尬的局面。所谓“储能”是产能的储备,并不需要把储存的煤炭生产能力马上释放,而是在常规产能基础之上预留的规模适度、用于调峰的产能,应急状态下按国家统一调度与常规产能同步释放,实现煤矿的“弹性增产”。 ★ 可解决三个层面的问题: 一是,增强煤炭弹性生产能力,保障能源稳定供应。煤炭生产由于多数是井工开采,受到众多自然条件的限制和影响,超强开采极易产生安全隐患,采掘比例失调又不能保障持续稳定的供应能力,储能简单地说就是在煤炭需求紧张的时候,靠储备的产能顺利出煤,不至于在电厂“燃煤之急”时,机组面临关停、无煤可烧的风险。产能储备煤矿的设计产能,由常规产能和储备产能两部分组成。《意见》并不干涉煤矿的常规产能,即非应急状态下煤矿正常生产的产能,由企业根据市场情况自主组织生产,不纳入国家统一调度范围。而纳入储备产能是指当供需形势由总体平衡转向紧张时,国家能源管理机构根据煤炭市场供需形势,煤炭价格合理区间等情况,对储备产能统一调度,确定储备产能的应急释放区域、生产规模、供应目标等,保障国家能源安全。这就给了煤矿一个“定心丸”,不必担心常规生产的煤炭被“行政”化调拨而失去市场价值。 二是,平抑煤炭价格,维护市场稳定。我们国家有粮食储备、猪肉储备、蛋类储备等,就是在市场急缺时,国家向社会投放储备资源,平抑市场价格,保障供应稳定。但煤炭储备由于受到占地面积、热值变化、环境污染、运输线路等诸多限制,煤炭难以实现地面的大量仓储。而产能储备巧妙地解决了以上问题。国家管理层依靠产能储备3亿吨煤炭,在资源紧缺时,及时启动储能部分生产投放市场,快速达到平抑煤炭价格、维护市场稳定的作用。 三是,作为电力调峰的稳定器,保障电力安全。前几年提出的“双碳”目标,一些地方政府在执行上片面地认为“减碳就是减煤、低碳就要关井”。事实上,近年来我国在大力发展风能、光伏等可再生能源的同时,煤电机组建设不仅没有停步反而在逐年增加。2024年《政府工作报告》明确指出要发挥煤炭、煤电兜底作用,进一步明确了煤电作为电力安全压舱石的历史地位不动摇。这也就意味着,一刀切、机械式的煤电去产能强度将被弱化。而随着煤电去产能被弱化,一大批煤电项目审批解冻,2024年中国将再次迎来煤电建设的高潮。根本目的就是能源安全需要必要的兜底保障电源,确保电力供应的稳定性和可靠性。近年来风电、太阳能等新能源占比不断提高,装机率已达到51.9%,但不可否认的是,由于电能储存技术受限,电力波峰波谷发生巨大变化时,还得依靠燃煤机组调峰来稳定电力系统平衡,近一半的燃煤机组却提供了70%以上的电力保障。特别是近年来,极端气候频发,高温、极寒、风暴、洪水等对能源供应造成了潜在隐患,加上新能源出力不均衡,对电力系统的稳定性造成极大威胁,使得能源系统对煤电需求的影响被阶段性放大,这时候就需要煤炭储能“登场”来平抑巨大的波动。 2023年我国已具备煤炭产能58.4亿吨,其中有效产能50.0亿吨,2023年我国煤炭产量47.1亿吨,有效产能利用率94.2%。如此大的煤炭产量,也不能完全保证在特殊时段的供应会平稳顺畅。煤炭产能储备建设,可以说是国家能源管理推出的具有战略意义新机制,发挥调控能源市场、起到应对市场巨幅波动、平抑煤价的“兜底工具”和“调节器”作用,是保障电力稳定供应的有效举措。当然,在执行环节还有许多问题有待解决,但这个顶层设计极大地彰显了煤炭在保障经济社会平稳运行、支撑新能源发展、确保国家能源安全、稳住国计民生基本盘等方面的非凡作用和重大意义。 |