陈愚
2018年，湖南曾出现过200万千瓦电力缺口，拉闸限电19天。
2020年8月4日晚，湖南用电负荷最高值为3332万千瓦，对部分工业用户实施了6天的有序用电，最大错避峰负荷103万千瓦。
12月2日，湖南省发改委、省应急厅联合召开湖南电力迎峰度冬动员暨防冻融冰视频会议，预计2020-2021迎峰度冬期间，最大可供电力3000万千瓦，存在300-400万千瓦电力缺口。12月8日，最高用电负荷3093万千瓦，湖南启动有序用电，破冬季历史记录。12月14日，最高用电负荷达到3150万千瓦，再创新高。
本文对湖南拉闸限电的原因进行简要分析，并利用电力电量平衡，展望“十四五”电力供需局势。
首先回顾一下湖南用电负荷的增长情况。2015-2020年迅速增长，年均负荷增速为7.75%，高于2015-2019年用电量年均增速5.19%。2018-2020年，最大用电负荷增长324万千瓦。
注：2020年电量数据为预估
2018-2020年，湖南新增的可稳定出力的本省装机或外送电，几乎为零。
先看本省装机。2018-2020年，湖南装机容量增长了277万千瓦；其中，水电装机新增14万千瓦，火电装机降低20万千瓦，可提供稳定出力的电源不增反减；增长的主力是风电和光伏，均为波动性电源，无法稳定出力，电力平衡时，风电出力仅能按5%考虑，光伏出力按0考虑（晚高峰无法出力）。本省新增装机可提供的稳定出力，可忽略不计。
注：2020年11月数据为估算值，火电装机中，煤电2023万千瓦，其他火电装机241万千瓦，包含：气电、油电、余热余压余气（152万千瓦）、生物质、垃圾发电。
再看外送电。湖南接受祁韶直流、湘鄂联络线电力，鲤鱼江火电向广东送电。其中，祁韶直流2017年投产，2018年送电能力为400万千瓦，2020年维持不变。
2019年，湖南的三产和生活用电合计占比高达46.1%，远高于全国30.6%的平均水平，制冷和采暖需求拉动尖峰负荷。以湖南省会长沙为例，2018年夏季空调负荷占比54%，冬季采暖负荷占比46%。因此，湖南迎峰度夏/冬的用电负荷，易受气温影响。
2018-2020年，湖南的电力系统无新增出力，用电负荷快速增长，再度出现电力缺口，在所难免。
湖南是水电大省，水电装机1492万千瓦，占比31%。夏季丰水季，水电大发，因此2020年夏季的电力缺口较小。
湖南电力迎峰度冬动员会预计：2020-2021年迎峰度冬季节，全省气温偏低、雨水偏少，有中等到严重程度覆冰。秋冬本就是枯水季，加上雨水偏少，水电出力低。冰冻情况下，风电出力下降。2020年12月的低温天气，拉动空调负荷增长，而水电、风电出力下降，同时岳阳电厂、宝庆电厂机组近日故障，多重原因叠加，导致湖南近期的大规模拉闸限电。
（一）“十四五”初，常温年紧平衡
近期湖南拟新增的稳定出力的电源包括：四川送华中的雅中直流，送电能力800万千瓦，分电江西、湖南；本省在建永州、平江煤电，拟建岳阳煤电。
其中，雅中直流的问题是，湖南用电负荷有冬夏两个高峰；四川是水电大省，水电装机、电量占比超80%，秋冬枯水期外送电能力下降，对湖南的迎峰度冬助益有限。而且四川“十四五”初面临缺电，外送意愿可能下降。详见《川渝滇拟"截留"白鹤滩，是川渝滇、江浙粤整体缺电的先兆》。
上述项目陆续投产，预计可部分缓解电力缺口，“十四五”初，常温年电力系统紧平衡；遭遇酷热或严寒天气时，依然可能出现电力缺口。
（二）煤电利用小时长期低位运行
“十三五”期间，湖南煤电利用小时在3500-4000小时区间低位运行时，已经出现电力缺口。
英美德法等发达国家，用电结构是二产、三产和生活用电各占1/3。2015年湖南的三产和生活用电合计占比37.6%，2019年提高至46.1%，预计未来将继续提高，需求侧的用电结构变化，将导致夏季和冬季的尖峰负荷更陡峭。同时，新增装机以风电、光伏为主，发电侧能提供稳定出力的电源占比持续下降；煤电在提供电量的同时，需提供更多的调峰服务，湖南的煤电平衡小时将继续下行，“十四五”甚至可能跌破3500小时。详见《重置煤电平衡小时、设置容量电价，避免误判电力供需形势》。
