王志轩：防范能源电力转型中的“灰犀牛”“黑天鹅”

 

近年来，大量中外研究表明，提高电能在终端能源消费中的比重是加快向低碳化社会转型的重大措施和重要标志。我国与发达国家的这一比重当前约为25%左右，预计到2050年这一比重会提高到50%以上。显然，用传统的全社会用电量的预测方法与能源电力转型要求不相适应。由于全社会用电量预测值是能源电力规划的具有基础性的“根目标”，直接影响到规划内容的全部，包括增量电力资源的时空配置和存量电力资源的改造，影响到国家能源总量和结构、布局、投资、重大项目、政策等，也影响到能源电力转型过程中的风险防范，必须引起高度重视。采用什么样的全社会用电量预测方法既是一个老问题也是一个新问题。传统的预测方法基本上是模型计算，人工调整，专家咨询，领导拍板。但分析各个时期的五年规划和中长期目标的落实情况时，预测与实际情况出入较大。从以往的预测结果看，不同预测机构和专家对中国2050年的全社会用电量预测可相差30%左右（如12万亿千瓦时和16万亿千瓦时），绝对量相差约4万亿千瓦时。如此差距对“30 · 60目标”的路径及措施的设计产生重大影响。我在2013年发表在《中国电力企业管理》第15期上的《2050年中国煤电发展的战略思考》的文章中，预测全社会用电量在2020年、2030年、2040年、2050年分别为7.5、11、14及16万亿千瓦时，在当时是一枝独高。现在看来，2020年达到接近7.5万亿千瓦时（7.4与7.5之间）既成实事，对2030年、2040年、2050年预测值已与部分机构及专家最近的预测相近。这是因为，我在当时预测时已在文章中表达了新电化发展趋势及电力工业的功能随着低碳发展要求不断强化对电气化发展的促进作用。但现在看来，对能源低碳电力转型速度加快趋势的判断不准，难以与“30 · 60目标”要求相适应。因此，对全社会用电量的预测更要有新的思路和方法。

 

面对能源电力这样巨大、带有根本性、长期性、系统性的转型变化，传统的经济、社会、环境之间的规律性、经验关系式、技术、经济参数都将发生重大变化，模型本身的架构需要做重大调整，与此为基础的预测和决策方法也需要改进。传统预测模型参数赋值、各种关系式中系数、计算结果和图表等，实际上也是基于人的基本判推断而来，所以在预测方法的改进中上重点是要发挥人的综合判断力，尤其是要关注电、碳、经济、社会关系的重大调整后对电力需求的影响，以及可再生能源大规模应用后，能源电力技术变革引起的能源电力系统结构的重大变化。提几点具体建议：

 

一是全社会用电量的内涵要重新定义，相应统计指标要修订。统计指标不修订，统计体系不改革，一些新情况造成的基础数据不全或者不准难以支持能源电力转型决策。如，储能的充电和放电（能）情况——“充电”是电能的吸收，而“放电”则可能是电也可能是热、氢、功、电的联合输出；再如，接入大电网的电源和网外电源情况——传统的电力日需求的曲线与接入光伏发电等分布式电源后，由于自发自用多余上网的模式，对电力日需求曲线会产生“鸭型”或其它特性的改变；还如，储能装置能源转换过程的电力消耗量越来越大也需要在电力平衡中考虑。

 

二是要更加重视全社会用电量结构的变化。我国的长期用电量结构是以第二产业为主，未来第二产业用电比重会显著下降，第三产业、生活用电、新兴产业用电、非储能的电能转型能源和材料用电等比重会提高，用电负荷特性随之发生较大变化。

 

三是要充分考虑到储能和分布式能源发展对终端电力需求的正反馈作用。新能源发展需要各种形式的储能，而储能发展又会刺激电力需求，进而又会刺激全社会用电量需求，激发各种以电能应用为动力的技术创新。这种正反馈机制与高铁建设对交通出行、经济社会的正反馈影响机制一样，起到了互相促进作用。但是正反馈不会一直持续下去，受技术条件和经济性制约到一定程度之后会停止。之所以提出这个问题，主要是提醒决策者在全社会用电量预测中要结合综合因素和正反馈机制，正确把握全社会用电量需求预测的方向性和不确定性，用以采取安全备用电力、电量措施。