王志轩 中国电力企业联合会专职副理事长

习近平主席在2020年9月22日及12月12日，分两次向全世界宣布：中国提高国家自主贡献力度，力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。到2030年，中国单位GDP二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。习主席的这两次宣布，标志着中国“国家自主贡献”（NDC）承诺进一步提高（以下简称“30 · 60目标”）。

习近平总书记强调：“能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要”。他提出的关于能源发展的“四个革命、一个合作”的战略思想，与党的十九大提出的构建清洁低碳、安全高效的能源体系的要求，以及“30 · 60目标”是一脉相承的。都是要求以系统性思维来推动能源电力转型，即以保障能源安全为目的，把清洁、低碳、安全、高效率、高效益之间协调统起来，不可顾此失彼。

习近平总书记在《国家中长期经济社会发展战略若干重大问题》的文章指出：“国民经济要正常运转，必须增强防灾备灾意识。天有不测风云，人有旦夕祸福。要大力加强防灾备灾体系和能力建设，舍得花钱，舍得下功夫，宁肯十防九空，有些领域要做好应对百年一遇灾害的准备。”而在2019年1月21日，习近平总书记在坚持底线思维着力防范化解重大风险的专题讲话中就提到，“既要高度警惕‘黑天鹅’事件，也要防范‘灰犀牛’事件"。毫无疑问，在能源电力转型中防止大概率且影响巨大“灰犀牛”事件及小概率高风险的“黑天鹅”事件也是实现“30 · 60目标”的应有之义。

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改进全社会用电量预测方法

是保障电力安全的基础工作

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。

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要防范能源电力低碳转型中的

“灰犀牛”“黑天鹅”

关于能源安全的内涵和外延，在不同国家、不同发展阶段、不同的能源目标、不同的内外部环境，或者不同研究者针对不同的研究问题都有所不同。但总体来看，研究能源安全问题，主要针对影响能源供应的充足性可靠性、价格可承受性及稳定性因素进行风险概率分析和提出预警及防范的措施等。这里所指的风险，应当是指风险一旦发生，可能会对经济、社会、人民生活的正常秩序产生的极为严重破坏。

以往的能源安全风险，一方面体现在自然灾害、国际金融危机、地缘政治、国际政治经济形、国内经济和产业结构调整等影响上，尤其是对于对外依存度较高的石油和天然气能源这种风险更为敏感和重要；另一方面，主要来自于技术风险，尤其是电力系统的安全稳定风险，包括电源与电网不协调，电网不够坚强，以及来自于生产运行操作等技术层面。由于我国政府、行业、企业对煤炭、石油、燃气、电力等能源供应中安全风险防范和能源价格波动的安全风险防范高度重视，有系统性应对措施，总体效果卓著，使得我国这个世界上最大的电力系统没有出现大的能源电力安全问题。但是，在“30 · 60目标”下，由于可再生能源将大规模、大比例进入能源电力系统，使得能源安全问题的性质在发生着新的重大变化。新能源的大规模应用后，一方面就全国而言能源自主供给比例加大，可以逐步减轻由能源对外依存度大带来的各种风险；就局部而言，也会降低一些地区在传统能源配置方式下能源借给不足的风险。但是，另一方面，一种风险却骤然加大。这种风险主要由两类情况构成，第一类情况是大概率事件造成的风险，即“灰犀牛”事件。风电、光伏等新能源发电的波动性、不稳定性、随机性对电力系统安全稳定造成的影响。目前对这种影响的研究和对策研究，主要是针对日周期和严重的季节性高峰时段。在小范围、低比重可再生能源电力系统中，日周期和季节性高峰时段的影响原则上不能称为能源电力安全风险。但随着大比例再生能源的发展，电力系统难以满足安全稳定要求，发生大面积电力系统崩溃风险的概率增大，使短周期的风险叠加酿成能源安全大风险。第二类情况是由小概率自然现象引起的能源安全大风险，即“黑天鹅”事件。如大面积、持续性长时间的阴天、雨天、静风天对光伏、风电为主体的电力系统造成重大电力断供风险。对“灰犀牛”事件，电力行业尤其是电网方面已有高度认知，且对策研究较多，但仍然处于破解难题阶段。而对“黑天鹅”事件，各方面的认识远远不够，国家体制性、战略性的对应也几乎是空白。对未来可再生能源发电占比到底多大，不同专家的看法分歧很大，一些专家认为是接近百分百，而有些专家认为化石能源发电仍占较大比例，造成这种分歧的原因很大程度反映出对新的能源安全风险认知的不同。

“黑天鹅”事件虽然是小概率事件，但是一旦发生破坏性很大。传统的电力不足造成的严重缺电主要是制约经济发展，而在大比例可再生能源发电由于长期的大范围的自然环境变化引起的大面缺电则是对经济社会和日常生活带来的灾难性风险。

对“黑天鹅”事件认识不足原因我认为主要有四个方面：

一是传统的能源安全风险防范与传统的能源电力发展模式相匹配。传统的电力供应安全体系，是建立在以煤电、水电、气电、核电为基础的“源随荷动”的模式之上的，“源”供应的安全性稳定性决定了电力系统的整体的安全性。

二是由于可再生能源发电虽然过去十年的发展速度很快，但占比仍然不大，装机占比约20%，电量占比不到10%，电力系统仍然是一个以煤电为主体的电力系统，煤电发挥着兜底保障作用，从煤电利用小时下降也可以明显看到煤电对电网安全的支撑作用。虽然发生了“黑天鹅”事件的自然条件，但并没有造成太大的影响。尽管在一些地区，对电力调度和煤电企业来讲，风险造成的压力已经非常大，已如利剑高悬，但就全社会来看，并没有意识到“黑天鹅”逼近。

三是决策者、电力系统、新能源企业等不同主体，对这种风险性质的认识还停留在技术层面，且认为是电力系统甚至是电网的技术性问题。2020年新执行的《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》虽然考虑了新能源场站接入对电力系统安全稳定造成影响的技术性规定和防范要求，包括提出了电力系统静态稳定储备标准和电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准；提出了“应在重要负荷中心配置一定规模的具有支撑和调节能力的电源。各类电源装机应根据其功能定位，确定适当的配置比例，保证合理电源结构和布局”的要求，但总体来看还是基于传统能源安全内涵和基本防范要求之上的技术性规定。对于大面积、长时间天气原因造成的新的能源电力安全风险仅靠电力系统、电网企业是不可独立防范的。

要深刻认识“黑天鹅”事件是大面积供应短缺为主要特征与电网安全稳定相叠加的复合型风险，这种风险是自然规律引起的，不以人的意愿为转移。终端能源电力化程度越高、光伏风能发电占比越高范围越大、气候变化引起的气象要素的变化越大、长期性可调节电源越少时，这种风险就越高。

这种大面积、长时间的气象条件的风险发生的频率如何，只要简单地查阅有关信息资料就可以做出直观判断。

解决重大的能源安全风险说到底是风险与经济性的平衡问题。人类社会之所以要应对气候变化，归根结底是避免人类生存和发展的风险，因此，必须要避免应对气候变化身的措施对经济社会产生的重大风险。要有预防“百年一遇”风险，做好“宁可十防九空” 的准备。

一是坚持能源多元化战略，这是人类社会保障能源安全最基本、最宝贵的经验，也是我国“四个革命、一个合作”中提出的“推动能源供给革命，建立多元供应体系”的要求；对于“30 · 60目标”下的电力系统更应坚持多元战略不动摇。达到碳中和时，中国的电力系统应当是一个由可再生能源为主体，并与水电、核电、火电、储能等源、网、储为一体的多元低碳电力供应系统，其中必须要有基荷电源做基本支撑，以源、网、荷多元储能方式为灵活性调节支撑。二是构建以省（区域）防范为与大电网防范为主体的重大风险防范格局，尽可能将重大风险范围控制在较小范围，同时，分散风险防范的经济承受能力。三是要有一定的连续可行的电源，如火电、核电、水电备用做为备用支撑。

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政策建议

充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，激发各类市场主体活力是中国发展社会主义市场经济的基本原则，实现“30 · 60目标”必须把握这个原则。我国《可再生能源法》颁布的十多年间，在大力推进风电、光伏为主体的可再生能源发展方面积累了丰富的政策经验。扶持政策直接引导了我国新能源发展达到世界第一，技术水平总体进入世界第一梯队。与此同时，发展中也积累了一些矛盾和问题，有些已经大规模出现，有些还在爆发的前夜，有些埋藏了隐患。如新能源发展中的补贴拖欠问题，煤电灵活改造的投资回收机制问题，储能价值的体现问题，机组安全备用的政策落实问题，能源转型成本的分摊机制等。这些都是能源转型中遇到的新情况产生的新问题，也是“学费”的一部分。面对“30 · 60目标”，如何在实现目标的过程中守住能源电力安全的底线，政策的作用是不可替代的。总体来看，我们还处在能源电力转型的初期，政策设计要针对这时期的特点，政策的根子上要正，导向要明，具有一定灵活性，好钢要使在刀刃上。

首先是要明确政府和市场主体在保障能源电力安全中的责任。责任是政策的“靶心”，只有责任明确才能精准施策。在市场配置资源、发挥政府作用，激发市场主体活力三个市场经济发展要素中，市场起决定性作用，但激发市场主体和活力却取决于政府制定的政策，包括市场规则制定、界限划分、政策导向、市场必要干预、市场监管、市场失灵部分的纠正等都是政府的责任。离开了政府的责任和作用，市场的作用也无从谈起。对于保障能源电力安全防范大灾大难这样的世纪性任务，政府责任无可替代，政府的作用处于优先地位。政府的责任主要体现在安全风险防范战略、规划的制定，并将其体现在能源电力发展的各个重要环节之中；分解中央政府、各级地方政府在安全中的责任；领导、协调各政府部门及全社会各方面预防风险。

实现低碳甚至零碳发展目标，要保障能源供应安全、经济可承受、保障就业和民生、公平转型、社会付出最低成本最低等要求，是全世界应对气候变化的共同价值认可。我国能源电力转型的风险防范是我国在新发展阶段提出的高质量发展要求和系统性思维要求，也与世界上共同价值认可一致。

其次是完善以能源商品属性为导向的电价政策。“30 · 60目标”实现过程，必然也是以电价为引导能源电力转型过程。历史表明，中国电力改革史就是一部电价改革史，电价顺则电力发展顺利，反之亦然。如中国燃煤电厂的污染控制水平和过程、可再生能源发展的速度等与电价政策导向是完全一致的。电能作为商品，它不仅体现在电量大小上，也体现用提供或者使用电量的时间点上、体现在电压、频率等稳定性上，也包括为了保持电能安全可靠的备用电力系统上，犹如房屋的成本中包含消防系统的成本一样。因此，能源电力转型中的各种风险控制成本就是能源转型的成本，且最终必然要传导到终端电力用户上。对于与电网相连接的电源来讲，只计算发电端的电量成本并以此衡量是否“平价”，对估计电力转型成本的大小和艰难程度是不正确的，对防范电力转型中的风险防范是不利的。同时，没有将电能全成本传导到终端用户，则不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识，也会间接影响到碳价格，进而影响到碳市场的正常运行。因此，电价政策改革要以电能商品属性为依据逐步完善，并完善交叉补贴政府，高度重视系统支撑和风险防范的成本传导。

再次，要深入研究在能源电力转型中和风险防范中电网的作用，出台相关政策。“30 · 60目标”对于电网的作用应当重新评估，电网格局应当重新布局。当前进行的电力体制改革框架设计，主要是把电网看成电力系统的“中间”环节，看成只是一个输电的通道。这种认识如果在能源电力转型中需要进行大的调整。可再生能源的大比重接入、各种储能大规模应用、分布式微网与电网相接、巨量电动汽车充电、区域间基于维护电力系统的稳定性及风险防范的电力资源配置等，都使得电网的功能和作用发生重大变化。与此相适应，电力体制改革应当适应生产力发展的要求，使电网在能源电力转型中发挥更大的作用。

最后，关于十四五规划中的政策定位。传统的五年计划与今日的五年规划已经发生了本质性的变化。在市场机制下，有什么样的政策导向就会有什么样的结果，这也是为什么“十三五”规划有的很快就完成了（如可再生能源发电规划），有的规划却相差很远的原因（如煤电机组的灵活性改造完成不到三分之一）。因此，十四五规划的重点应当是提出指导思想和基本原则、与目标相一致的指标体系、划定关键要素的底线和边界（如风险防范）、在边界内给出规划指标的预期性数量范围、明确国家（政府）支持的重大科技迎新项目和示范项目、提出政策框架甚至具体政策。

在能源电力转型初期，新能源发展、储能技术和低碳发展技术创新、商业模式创新虽然日新月异，但与传统的能源电力的竞争还存在较大差距，政策体系也很不完备，因此，在“十四五”期间，政府应当继续在规划、政策、标准方面，营造良好支持创新的市场环境，有针对性地改革完善监督管理体系。

习近平主席在气候雄心峰上引用了中国古语“天不言而四时行，地不语而百物生”。在积极推动能源电力转型过程中，我们不能违背能源电力转型的客观规律，一方面要对“30 · 60目标”充满信心，对未来的技术发展充满信心；另一方面也要系统考虑，脚踏实地，做好能源电力转型中的“灰犀牛”“黑天鹅”事件的防范。

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