12月7日，湖南省發改委發布的《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》（以下簡稱《通知》）顯示，全省最大負荷已達3093萬千瓦，超過冬季歷史紀錄，日最大用電量6.06億千瓦時，同比增長14.1%，電力供應存在較大缺口，為保障全省電網平穩運行和電力可靠供應，湖南啟動有序用電。

值得注意的是，湖南并非個案。據記者了解，除了湖南，江西、浙江、內蒙古等省區，近期也相繼出現拉閘限電。其中，內蒙古烏蘭察布地區由于系統出力不足，預計用電缺額300萬千瓦，按照目前蒙西電網結構和電源裝機結構情況，缺電將會常態化。另外，有業內人士預測，四川、重慶、江蘇、云南、湖北、廣東等地“十四五”時期電力同樣將出現缺口，供應形勢嚴峻。

事實上，多地同時出現拉閘限電在我國曾有先例。早在2002年，全國范圍內先后就有12個省區執行“拉閘限電”，彼時全國發電裝機不足3.6億千瓦；此后十余年間，我國電力裝機容量迅速增長。中電聯數據顯示，截至今年10月底，全國發電裝機容量達21億千瓦，已告別本世紀初工廠“開三停四”、用電高峰期“商場停電梯，路燈開一半”的電荒局面。在此背景下，湖南突如其來的限電引發了全國范圍的關注——18年來，全國發電裝機容量增長6倍有余且仍在保持快速增長，“拉閘限電”的歷史卻為何重演？

早在12月2日舉行的“2020年湖南電力迎峰度冬動員暨防凍融冰視頻會”上，國網湖南省電力有限公司電力調控中心副主任陳浩即表示，2020-2021年迎峰度冬期間，湖南電網最高用電負荷將突破電力供應極限，存在300-400萬千瓦缺口。

數百萬千瓦級的“缺口”從何而來？陳浩指出，隨著抗疫形勢好轉，湖南復工復產成效明顯，用電量快速穩定增長。中電聯數據顯示，今年1-2月，受新冠疫情影響，湖南用電量增速同比下滑6.7%，到了4月，隨著我國疫情防控取得階段性勝利，湖南用電量增速由負轉正至6.6%，11月增速進一步攀升至9%。

除了工業生產的迅速恢復，極端天氣也是供需失衡的一個直接原因。某電力企業知情人士表示：“據中央氣象臺消息，截至12月上旬，我國冷空氣活動比常年略多。入冬以來，湖南全省平均氣溫比去年同期低3攝氏度，寒冬提前來臨，導致負荷激增。”

此外，該知情人士還指出，湖南特殊的用電結構，進一步放大了天氣因素對用電負荷的影響。“湖南再電氣化比例位居全國前列。2019年，湖南居民用電量在全社會用電量中的占比接近30%，在國網經營區內排名第一，其三產和居民生活用電量合計占比高達46.1%，遠高于全國30.6%的平均水平。近兩年，長沙夏季空調、冬季采暖在高峰期的負荷占比可以達到50%左右。”

上述各項因素疊加，迅速拉高了湖南用電高峰時段的負荷水平。《通知》發出后不久，長沙、湘潭、岳陽、株洲、常德等市陸續發布倡議，呼吁居民盡量不同時使用高耗能電器，共渡用電難關。

電力需求激增的同時，湖南電力供應是否跟得上？

根據國網湖南公司統計，截至2019年底，湖南省內清潔能源裝機規模為2594萬千瓦，占全省總發電裝機容量的54.8%，其中水電裝機1744萬千瓦，新能源規模達850萬千瓦；湖南每10度電中有5.1度電來自清潔能源，清潔能源電量占比排名全國第四。

“清潔能源消費占比的不斷提高在給湖南帶來綠色電力的同時，也增加了電網應對冬季用電高峰的壓力。”某業內人士表示，“與夏季汛期不同，湖南水電難以在冬季枯水期提高出力水平，而水電裝機占到湖南全省電力總裝機三成以上；風電、光伏發電出力不穩定，應對尖峰負荷，風光是指望不上的。”

雪上加霜的是，落地湖南的我國第一條大規模輸送新能源電力的特高壓直流輸電通道——祁韶特高壓也難堪大任。

湖南省一位從事電力規劃的專家告訴記者，祁韶特高壓的實際送電能力一直不及預期，從近兩年的運行結果看，目前這條線路的全年輸電能力最多為450萬千瓦左右，僅為設計能力800萬千瓦的一半多一點。“遠親不如近鄰，解決電力缺口還得靠本地電源。”

作為保供主力，湖南省統調煤電機組現已全額并網。而統計顯示，“十三五”期間，長株潭地區用電負荷年均增速達10%以上，但電源裝機容量幾乎未變；2016年至2019年，由于淘汰落后小機組等原因，湖南省內火電裝機容量不升反降，從2322萬千瓦掉至2300萬千瓦以下。

上述業內人士向記者透露，在國家能源局每年發布的《煤電規劃建設風險預警》中，湖南的經濟性指標、充裕度指標、資源約束指標均為“綠色預警”級別，但受湖南動力煤價格偏高、煤電利用小時數較低等因素影響，當地煤電投資意愿低下，導致近年來幾乎沒有新建大型煤電機組。

華南地區某發電企業燃料部負責人則認為，限電與湖南“捉襟見肘”的用煤形勢有關。“湖南每年需要從外省調入6000-7000萬噸煤炭，原先湖南本地還有2000萬噸左右的產量，近年來湖南本地煤礦全都關停；近兩年湖南省每年只有50萬噸進口煤指標，且只減不增。這些因素都使得湖南電煤供應、價格形勢愈發緊張，煤電投資效益難以保障。”

湖南省發改委有關負責人表示，目前湖南14家統調火電企業的電煤庫存能夠基本滿足近段時間的用煤需求。但受重慶礦難影響，近期部分省份煤礦陸續停產，本就偏緊的電煤供應壓力繼續增加，電煤價格持續上漲。12月11日，中電聯CECI沿海指數5500大卡綜合價較上期上漲12元/噸，達到609元/噸，創下今年新高，這也是該指數近兩年來首次超過600元/噸。

電規總院2019年發布的《中國電力發展報告2018》即預測，我國東中部多個省份和地區未來三年內將持續或迎來電力供需偏緊、緊張。多位業內人士日前在接受記者采訪時也一致預測，“十四五”時期我國或面臨大面積“缺電”的難題。

華北電力大學經濟管理學院教授袁家海表示：“華中地區‘缺電’早有預言，如今缺的不是電量，而是電力。從一定意義上說，電力供應不可能一直是‘十二五’和‘十三五’時期非常寬松的狀態，適度偏緊有利于暴露當前電力供應的深層次結構性矛盾，加速、倒逼改革和轉型進程。”

當前電力供應究竟面臨哪些深層次矛盾？上述電力規劃工作人員指出：“湖南缺電，是電力系統有效容量不足的集中體現，這個問題會隨著新能源大比例并網愈發突出。可再生能源發電在系統出力的穿透率上升，將對系統的靈活性，特別是對快速爬坡能力和容量備用提出前所未有的高要求。然而，現行電源側電價機制執行的是單一制電能量價格，隨著利用小時的下降，電源項目的投資回收逐漸遇到障礙，已有不少煤電企業陸續破產。”

上述專家指出：“解決問題，并不意味著要‘大快干上’再上一批煤電。在我國能源轉型的過程中，傳統能源與可再生能源的角色和責任將發生結構性變化，應同步規劃研究‘十四五’可再生能源發展的發電容量成本回收機制設計。”

中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟認為，治本之策在于加快電力市場化改革，激發存量資產的活力。“當可再生能源發電占比提高到一定程度，可再生能源帶來的出力、價格的波動，只能通過電力市場有效反映。否則，行業持續發展與系統負荷水平和特性變化之間會‘冷不丁’地爆發一些沖突。當前電力市場的建設必須高度重視如何融合可再生能源發電。這既是個挑戰，也是電力市場建設的突破口。”