中国电力产能过剩为何还限电？
中国电力装机容量早已突破25亿千瓦，稳居世界第一，从总量看确实存在产能过剩。但现实中，部分地区仍会在特定时段采取限电措施，这一矛盾背后，是多重因素交织下的结构性失衡。首先是能源结构的“先天短板”。中国电力体系长期以火电为主，煤电占比超六成，而风电、光伏等可再生能源占比虽逐年提升，却受自然条件制约，出力波动极大——白天光照强时光伏满发，夜晚则近乎“停摆”；冬季风小时风电出力骤降，夏季却可能因弃风限电。这种“靠天吃饭”的特性，导致电网需要火电频繁调峰。但多数煤电机组设计为基荷电源，灵活调峰能力有限，当可再生能源出力突降、用电需求陡增时，即便火电总装机充足，能即时调用的有效出力却可能不足，局部电网便会陷入“巧妇难为米之炊”的困境。
其次是区域供需的“空间错配”。中国能源分布呈“西电东送”格局：西部资源富集区建有大量火电厂和风光基地，东部经济发达地区则是用电主力。但跨区输电通道的输送能力是刚性的，当东部用电需求激增，而输电线路已满负荷运转时，即便西部电厂仍有剩余产能，也法及时送达，东部局部电网只能通过限电缓压力。比如2021年沿海省份限电，就与当时跨区输电能力不足、本地电源支撑有限直接相关。
更深层的逻辑在于产业调控的“主动选择”。部分高耗能行业用电占比超四成，这些产业单位GDP能耗高、碳排放量大，与“双碳”目标存在冲突。当地方政府需要能耗总量、成减排指标时，限电便成为引导产业转型的工具——通过限制高耗能企业用电，倒逼其技术升级或产能出清。这种限电并非“电可用”，而是“不让用”，目的是推动经济结构向低碳转型，与总量过剩的产能形成了政策层面的对冲。
此外，成本与市场机制的“现实制约”也不容忽视。煤电仍是主力电源，但煤炭价格受国际局势、产业链波动影响较大，当煤价高企时，发电企业可能因亏损而减少出力，导致实际发电量低于装机产能。2021年部分电厂“发一度亏一度”，即便装机充足也不愿满负荷运行，间接加剧了电力紧张。
可见，“产能过剩”与“限电”并存的表象下，是能源结构、区域布局、产业政策与市场机制共同作用的结果。它本质上反映了中国电力系统从“量”的扩张向“质”的提升转型中，需要决的结构性、系统性问题。