建立公共库存的首要意义在于保障安全供应,其次公共库存也发挥着调节市场供给和价格的作用。国内外有关公共库存的研究以粮食和药品公共储备居多, 针对煤炭公共库存的探讨较少。煤炭储备按照储备目的, 可以分为战略储备与应急储备。战略储备是针对影响国家安全的急缺煤炭资源所建立的有战略意义的储备; 应急储备是为降低突发事件或季节变动造成的经济损失所建立的储备,主要基于城市资源安全和经济安全的角度考虑。

     煤炭公共库存的已有研究多涉及煤炭储备体系构建理论、储备规模与布局优化。钱平凡等探讨了数字化配煤的储备模式。马运志等提出了煤炭储备思路和总体布局及政策建议, 形成了煤炭储备理论的研究体系。基于我国煤炭储备现状和供需特点, 煤炭储备可实行国家、省市区和企业的三级煤炭储备体系。以应急保障功能为主的煤炭应急储备建设也是研究的重点, 研究内容多侧重于应急储备规模与布局选择, 模型构建多涉及选址定容方法分析。盛福杰等考虑我国煤炭资源供求现状以及自然灾害、季节变动对煤炭供应的影响,提出应将应急储备作为我国煤炭储备方式。武装等构建了国家宏观层面应急物资储备选址规划模型, 并通过变邻域搜索算法进行模型求解。钱慧琳等以政企联合储备模式下的非耐用型应急物资为研究对象, 构建了政府和物资储备企业的演化博弈模型。王雷基于应急设施选址基础模型, 以建设成本与应急反应成本之和最小为目标, 以储备基地最大存储能力等为约束条件, 构建了华中地区煤炭应急储备基地选址模型。张甜甜以总应急响应时间最短和系统总成本最小为目标函数, 综合考虑运输工具装载容量限制等约束, 构建了应急物流选址路径库存问题的多目标混合整数规划模型。综上可以看出, 已有研究对应急需求下的选址、定容、路径优化问题已有较多解决方案, 但对于电煤跨省联动的库存优化, 尤其是考虑区域间协调响应的公共库存建设研究仍有缺失。完善电煤储备能力需要煤电产业链与供应链以及区域间的协调配合,以减少重复建设和资源浪费。

     因此, 本文以华中地区为例, 探讨公共库存建设策略, 构建了发电需求激增背景下的区域公共库存决策模型。首先, 考虑华中地区的电力供需形势与电煤补充方式, 结合极端天气发生时的电力需求现状和各运输方式下的运力分析, 计算电煤短缺所造成的经济损失以及建设运营公共库存的成本。其次, 以社会总成本最低为目标函数, 引入库存规模与电煤运输约束, 构建了华中地区公共库存决策模型, 通过计算不同规模公共库存的建设运营成本和缺电损失成本、电煤运力补充量, 得到公共库存对于华中地区电力保供的影响。然后对极端天气持续天数和运输能力进行敏感性分析, 比较不同情景公共库存对华中地区社会总效益的影响。最后基于研究结果, 提出华中地区建设公共库存的建议, 为华中地区以及其他区域的电力安全保供提供决策参考。

2.1 华中地区电力供需形势

     2020 年以来, 我国电力供应在夏、冬用电高峰期, 均出现供应偏紧的现象, 且局部地区出现了较为严峻的电力供应紧张局面。随着负荷需求尖峰化、双峰化特性逐步加强和供应侧不可控电源比例不断扩大, 电力保供压力将持续存在且急剧增加。华中地区在迎峰度夏、度冬期间, 电力供需偏紧的形势都十分严峻。2018年华中地区电力最大负荷已增长到15065万kW, 其中湖南最大电力缺口为总用电负荷的1/8。2020年华中地区电力最大负荷16459. 9 万 kW; 2020 年12月, 湖南、江西电力供应偏紧, 推出“限电举措”。“十三五” 时期, 江西季节性电力紧缺已成为常态。预计“十四五”时期, 湖南、 江西等地区冬季枯水期存在数十亿千瓦时的电量缺口; 到 “十四五” 中后期, 电力供应紧张区域呈扩大趋势。 

     随着全球各地极端天气的频发, 夏、冬两季的用电需求将逐渐增大, 且尖峰负荷持续时间也将呈现增长趋势。极端事件出现频次较小, 以高温干旱为例, 一年中仅在夏季少数几周存在一定程度的高温干旱天气, 但极端偶发的小样本事件却会给系统保供带来致命冲击。2021年湖南、江西因供电能力不足, 短时出现尖峰电力缺口, 最大分别达到324 万kW、164 万kW, 部分用户被强制切负荷,造成严重的经济损失。华中地区的主要电源类型为煤电、水电、风电和光伏, 其中煤电装机容量占总装机容量一半以上, 预计2025 年湖北、湖南和江西实现电力平衡需要的煤电装机容量分别为3935万、3317万和2533 万kW。水电作为华中地区的第二大电源,装机容量占比较高, 截至2020年年末, 华中地区水电装机达到6406万kW。水电出力受气候、来水及水库调节等因素影响较大, 如在冬季枯水期, 水力发电严重受阻; 而新能源因其特性, 无法可靠稳定参与电力平衡。因此华中地区在面临极端天气激增的用电需求时, 主要依赖煤电保障电力供应, 电煤保障情况对电力供需平衡的影响较大。

 2.2 华中地区电煤运输方式及运力分析

     华中地区的煤炭资源禀赋差, 煤炭自给能力严重不足, 主要依赖外省调煤满足发电需求。2022年1—5月, 华中地区外省来煤中, 湖北、湖南、江西省电煤对外依存度分别为100%、86%、97. 8%。其中, 江西省地处全国能源末端, 在迎峰度夏、度冬时段, 火电日耗煤达16万t, 受铁路运力和水路采购周期长等因素影响, 煤炭往往不能满足市场需求。

     华中地区外来煤主要通过国铁、“海进江”和浩吉铁路3种运输方式进行补充。国铁与浩吉铁路运力波动性较小, 主要受铁路支线消纳煤炭量、集疏运系统能力以及车辆匹配等因素影响, 见表1。国铁运输通道主要是京九线、 京广线和焦柳线, 3条铁路均为客货联运, 非运煤专线, 且运输时间长, 存在较大局限性。浩吉铁路受集疏运通道制约等因素影响, 运价总体偏高, 通道经济性尚未充分显现, 2019年、2020年湘鄂赣调入量分别仅为600万t、2400 万t左右, 预计 “十四五”期间对煤炭“海进江”的年代替规模在5000万t左右。浩吉铁路的到达运量集中于华中地区, 90%分布于南昌局 (江西及湖南、 湖北部分)、广州局 (湖南)、和武汉局(湖北大部分和豫南)。2022年, 浩吉铁路万吨重载列车开行后,单趟最高发送量由6000t提高至1.2万t。浩吉铁路具有运输距离与运输时间上的优势,通过该线路直接陆运至荆州储运基地,再转运至各目的地,仅需2~3天。“海进江”运输受极端天气、枯水期等季节性因素影响,运力波动性较大。“十三五”以来,长江航运条件不断改善,煤炭“海进江”运输已成为长江中游地区煤炭供应的重要路径;尤其是在水电季节性波动、冬季耗煤高峰等时期,需求增量基本依赖“海进江”调入。2019年,湖南省煤炭调入方式中,“海进江”总量达4600万t;由长江口至岳阳城陵矶港,由京广线、焦柳/洛湛线调运的煤炭量分别为2000万t、3600万t。2020年,湖北省水运调入约3800万t,占比33%;江西省水运调入4000万t,占比51%,见表2。

     “海进江”运输方式为华中地区的电煤需求提供了重要保障。但在冬季枯水期,存在运力部分受阻的情况;遭遇极端天气时,运力受阻更为严峻。2022年7—8月,长江流域受到极端天气影响,出现“汛期反枯”现象,部分码头水深过低,基本处于断航状态,煤炭保供运输通道受阻,厂内煤炭库存持续低位运行,严重影响电厂正常运营。因此,遭遇极端天气时,存在短期内“海进江”运输方式无法及时供应电煤,从而造成部分电量缺口的可能。

3.1 模型假设

     在上述华中地区电力供需及电煤运力分析的基础上,并考虑公共库存的建设运营成本以及拉闸限电造成的经济损失,以社会总成本最小为目标函数,以公共库存选址及规模、极端天气下各省用电需求以及各运输方式下的电煤运力等为约束,并考虑不同缺电成本、极端天气持续天数下华中地区的电煤补充情况,构建华中地区电煤公共库存优化模型。为了使构建的模型能够反映华中地区煤炭公共库存决策实际而具备实践价值,对研究问题与模型边界进行了一定简化,提出以下假设。

     1)煤炭公共库存的建设成本较高,库存选定后,在相当长时间内不会发生变动。

     2)极端天气持续时间内,各省用电需求量保持高位不变。

     3)煤炭从公共库存运输到各省电厂的时间为1天之内。

     4)极端天气发生时,各省安全库存已降至最低点,仅通过消耗外来煤满足发电需求。

     5)在需求激增时段,除日常用煤来源外,不考虑其他外运煤炭进行短期补充。

 3.2 目标函数

    根据华中地区电煤供需情况以及各运输方式所承担的运输能力,以社会总成本最小为目标函数,由公共库存建设成本和缺电惩罚成本构成。

式中:f为总成本;C₁为建设各个公共库存所产生的总成本;C₂为燃煤无法得到及时供应时产生的总缺电惩罚成本。

     1)建设成本。

式中:i为公共库存备选点(1为武汉,2为宜昌, 3为襄阳,4为荆州,5为长沙,6为岳阳,7为新余,8为九江);j为所供给电煤的省份(1为湖北, 2为湖南,3为江西);z为极端天气持续的天数; X_i为0~1变量,当备选点i被选中时,X_i取值为1,否则取值为0;c_i为备选点i的单位建设成本;为各公共库存备选点的储备规模。

      2)缺电惩罚成本。

式中:P_j,z为第j省第z天的缺电量;s_j为第j省的单位缺电成本。

式中:q为运输方式(1为浩吉铁路,2为国铁,3为“海进江”);GW_j,z为j省份的煤电装机容量; w_j,z为极端天气下j省份第z天煤电装机容量利用率; h_j,z为j省份第z天发电小时数; P_S,j,z为第j省第z天燃煤发电可供电量;y_j,z为第j省第z天的消耗电煤库存;z为第j省第z天通过3种运输方式补充的电煤总量; 为第j省第z天通过各公共库存补充的电煤总量;m_j为j省份供电煤耗。

3.3 约束条件

     模型主要考虑公共库存、电厂库存、运力、港口作业能力等约束。其中,公共库存约束为库存建设规模的上下限约束,电厂库存约束为极端天气持续时间内电厂库存供给的电煤数量上限,运力约束为3种运输方式可供给的电煤数量上限,港口作业能力约束为各港口装卸转运的电煤数量上限。

     1)公共库存约束。

式中:x_ij,z为公共库存i在第z天向j省份供给的电煤量;为公共库存i的储备规模;U₀为电煤储备基地的最大容量;U₁为电煤储备基地的最大容量。

     2)电厂库存约束。

式中:M_j为j省份的电煤库存量;SS_j为j省份电煤安全库存下限。

     3)运力约束。

式中:ε_j为j省份日常煤电装机容量利用率。

     4)港口作业能力约束。

式中:n_j3,z为j省份第z天的“海进江”运输煤炭量;P_j为j省份“海进江”港口作业能力上限,通过“海进江”补充的煤炭量不能超过相应的港口作业能力。

3.4 关键参数设定

3.4.1 公共库存单位建设成本

     公共库存建设成本与当地的土地价格、人力成本以及物价水平有关。本文采用华中地区各公共库存备选点的人均GDP指标进行设定。依据《国家煤炭应急储备管理暂行办法》以及浩吉铁路铁水联运储备基地选择8个公共库存备选点,分别为武汉、宜昌、襄阳、荆州、长沙、岳阳、新余、九江。公共库存候选点的人均GDP数据取自《湖北省统计年鉴2022》《湖南省统计年鉴2022》《江西省统计年鉴2022》,将该指标进行标准化处理,计算得出各个备选点单位建设成本,见表3。

3.4.2 单位缺电成本

      采用GDP/总供电量的评估模型对拉闸限电所造成的经济损失进行评估,单位缺电成本参考各省GDP与总发电量进行计算,由此估算缺电时所产生的单位成本。基于各省统计年鉴数据,得到2021年湖北、湖南、江西的全社会用电量分别为2471.54亿、2154.54亿、1 862.52亿kW·h, GDP分别为5.00亿、4.61亿、2.96亿元,由此计算出湖北、湖南、江西的单位缺电成本分别为20.2、21.4、15.9元/(kW·h)。

3.4.3 供电煤耗

      参考《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平(2022年版)》中燃煤发电领域的供电煤耗,设定湖北、湖南、江西的供电煤耗均为320 gce/(kW·h)。

4.1 结果分析

     基准情景参数设定:湖北省煤电装机容量3935万kW,湖南省煤电装机容量3317万kW,江西省煤电装机容量2533万kW,华中地区极端天气下煤电装机容量利用率100%,日常煤电装机容量利用率为70%,公共库存规模下限和上限分别为50万t、300万t,极端天气持续天数7天,各省电煤库存量等于安全库存下限。将上述参数输入模型,利用Matlab+Gurobi进行编程求解,得出华中地区煤炭公共库存选址定容模型中决策变量与目标函数结果,见表4。

     通过基准情景的模型求解结果可知,从8个备选点中选取荆州建立公共库存,规模为157.81万t,总建设成本和总缺电成本之和最小,总成本为5144.73万元。在极端天气持续的7天内,该公共库存以每天固定数量向湖北、湖南、江西供给电煤,分别为9.07万、7.64万、5.83万t。

4.2 敏感性分析

4.2.1 极端天气持续时间对公共库存选址定容的影响　　

     极端天气对华中地区电煤供应影响主要与其持续时间长短相关。当极端天气持续时间较短时,建设运营公共库的成本高,该类电煤应急补充方式经济性差,企业可能选择通过停运的方式来控制燃料耗用。但由于各省总缺电基数大,导致缺电成本相对过高,因此各省份可通过共建公共库存来合理储备电煤,如图1所示,当极端天气仅持续3天时,各省3天内的总缺电基数仍相对较大,使得总缺电成本相应较大,因此选择荆州建设公共库存。当极端天气持续时间较长时,企业面临的电煤缺口相应增长,建立公共库存控制缺电损失成为相对经济的选择。如图1所示,当极端天气持续天数由3天增长到8天时,公共库存的选址容量由荆州储备68.63万~158.81万t增长到荆州储备180.36万~ 300万t、九江储备120.83万t,此时公共库存的单位建设成本相对升高。这是由于在确立建设公共库存的前提下,建设成本更低的区域会被优先选择;而随着公共库存容量需求的进一步增大以及达到备选点最大容量的限制,只能继续选择建设成本高的区域。极端天气持续时间对公共库存电煤补充量的影响如图2所示。

4.2.2 铁路及海进江运力对公共库存选址定容的影响　　

     华中地区运力的波动对公共库存的选址定容影响较大,如枯水期导致海进江运力显著受限、浩吉铁路集疏运通道制约等促使电厂电煤需求缺口增大,公共库存承担补充数量相应增加,以规避缺电所带来的巨大损失。结果表明,公共库存的容量随着日运力的减少而增大,但受到容量上下限与单位建设成本的约束,如图3所示。当运力减少至日常可供给电煤数量的40%左右时,有必要建设多个公共库存来分担储备压力。一方面,在运力补充电煤数量不足时,建设多个适当规模的公共库存的总成本比建设集中库存的总成本更低;且考虑各省距公共库存的实际距离,分散建设多个公共库存,提高了对各省电煤需求的响应及时性。另一方面,建设多个合理规模的公共库存,有利于提高库存运转效率以及库存周转率,减少因煤炭风化变质、自燃等造成的损失。华中地区电煤运力对公共库存数量及容量的影响如图3所示,不同运力下公共库存供给的华中地区电煤补充量如图4所示。

     从确保能源电力安全供应看,应在华中地区建设煤炭公共库存,提升华中地区电力供应韧性。后疫情时代,全国各地生产生活节奏恢复,经济快速回暖,电力需求将保持刚性增长,确保电力安全供应对经济复苏和高质量发展至关重要。新能源发电短期内难以成为电力供应主力;碳中和愿景下,浩吉铁路运力难以持续释放。在此背景下,建设煤炭公共库存能够实现华中地区电煤的及时供应;在需求激增期间,能够满足各行业用电需求,确保生产生活平稳有序,促进华中地区经济发展。相较于电煤供给不足引发拉闸限电多造成的巨大经济损失,公共库存的建设具有一定的成本优势,能更为高效地发挥煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节性作用,保障华中地区用能安全。此外,可考虑在其他远离煤源且对煤电依赖较大的地区建立公共库存以提升地区电力韧性、保障地区用能安全。

     从应对气候变化看,需要适当增加公共库存数量和规模,以应对高不确定性,避免巨大的经济损失。随着未来全球气候变化加剧,极端天气的发生概率和强度都将有所增加,我国电力安全可能受到严重威胁。如极端高温下水力发电严重受限,夏季枯水期提前等现状,可能造成部分地区电力供需严重失衡。因此,随着极端天气持续时间的增长以及枯水期提前导致的运力减少,煤炭公共库存的数量和规模都需相应增加,总成本也会相应增长。单位缺货成本的变化对公共库存选址影响小,对总成本影响同样较小,因为缺电造成的经济损失巨大,在能够建设公共库存来保障电煤供应的情况下,应当全力避免缺电所造成的部分成本损失。 

     从社会综合价值看,需完善煤炭公共库存建设机制,更好发挥煤炭储备的综合效益。除了在用电需求高峰期及时补充电厂短缺,发挥煤电的基础性调节性作用外,公共库存还可以发挥“稳定器”的作用,在需求高峰外的时段储存煤炭,平抑煤价波动。在用煤淡季储煤,可防止煤炭价格大幅降低;用煤旺季释放煤炭储备,可保障供给,防止煤炭价格大幅升高。随着电力燃料耗用波动性的增大,煤炭储备的重要性持续凸显,但目前煤炭储备仍面临着建设运营模式复杂、储备代价高、回报机制不明、企业建设积极性不高等难题。完善煤炭储备能力还需要各用煤行业、企业积极实现资源和信息共享,减少重复建设和资源浪费,以区域为整体考虑跨省协同联动,提升煤炭储备基地的生存发展能力。