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。
