1、上半年能耗雙控執行不徹底，未完成指標而突擊限電的情況還存在;
2、煤炭?jì)r(jià)格提升，導致電廠(chǎng)成本顯著(zhù)增加，虧損發(fā)電導致區域內火電廠(chǎng)發(fā)電意愿弱;
3、光伏等新能源發(fā)電的供給能力仍舊不穩定。
隨著(zhù)電力結構的持續優(yōu)化，新能源和儲能市場(chǎng)的發(fā)展，哪些新能源正蓄勢待發(fā)呢?
目前，碳排放占比較高的發(fā)電仍以煤電為主，今年1-7月，火電占比72%，水電占比13%，風(fēng)電占比8%，相對于2020年火電仍然是主流的供電形式，風(fēng)電由于基數小相對而言增速提高比較快。
值得注意的是近年來(lái)，棄風(fēng)棄光率有顯著(zhù)的下降。
根據國家能源局統計，2017年棄風(fēng)率為12%、棄光率為6%;2018年棄風(fēng)率為7%、棄光率為3%;2019年棄風(fēng)率降至4%、棄光率降至2%;2020年全國平均棄風(fēng)率為3.5%、棄光率為2%，全國平均棄風(fēng)率和棄電率持續“雙降”。雙控政策完善了獎懲制度，鼓勵地方新能源電量的消納，也將持續降低棄風(fēng)棄光率。
同時(shí)，國家發(fā)展改革委在這一輪拉閘限電的舉措方面，也體現了明確的政策指向。
國家發(fā)展改革委的定調主要體現了兩個(gè)方面方向，一是保障火電出力，另一方面積極推動(dòng)光伏等清潔能源發(fā)展。
從裝機來(lái)看，2020年風(fēng)電+光伏裝機為5.35億千瓦，而到2030年預期要達到12億千瓦，增量翻倍接近目前火電的裝機量。
從持續優(yōu)化的內生動(dòng)力來(lái)看，我們認為電力結構演變趨勢背后的推動(dòng)因素與關(guān)鍵催化劑也至關(guān)重要，一是成本，決定了行業(yè)發(fā)展動(dòng)力，二是調峰能力，決定了新能源的消納能力。以風(fēng)電為例，通過(guò)產(chǎn)業(yè)鏈看成本，通過(guò)輸出功率的峰谷來(lái)看調峰能力難度。風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈主要包括了上游零部件制造，中游整機制造及配套，以及下游的風(fēng)電運營(yíng)。調峰能力是決定新能源消納能力的關(guān)鍵指標。
成本端上來(lái)看，風(fēng)電成本持續下降。全球陸上風(fēng)電發(fā)電成本從2010年的0.086美元/千瓦時(shí)下降到了2019年的0.053美元/千瓦時(shí)，海上風(fēng)電由于沿海傳輸優(yōu)勢以及利用小時(shí)數優(yōu)勢成本更加低。成本降低的關(guān)鍵在于風(fēng)機的價(jià)格，2020年是我國風(fēng)電補貼的最后一年，年底行業(yè)出現了大規模的搶裝，同時(shí)隨著(zhù)風(fēng)機大型化，未來(lái)預計成本進(jìn)一步下降。
技術(shù)端上來(lái)看，調峰能力決定了新能源的消納能力，構建以新能源為主題的新型電力系統至關(guān)重要。其中，儲能系統技術(shù)服務(wù)主要應用于電源側、電網(wǎng)側和用戶(hù)側，用于提升新能源并網(wǎng)消納能力、電源調峰調頻能力，電網(wǎng)靈活調節和應急支撐能力，用戶(hù)側峰谷調節能力，以解決新能源并網(wǎng)時(shí)因其隨機性和波動(dòng)性對電網(wǎng)的沖擊。
展望未來(lái)，有機遇也有挑戰。其實(shí)新型儲能投資回報相比傳統抽水蓄能還是成本劣勢，同時(shí)，價(jià)格機制也有問(wèn)題，電網(wǎng)側儲能現在是沒(méi)有價(jià)格機制的，既不能進(jìn)入輸配電成本，也不能參與調峰調頻市場(chǎng)化價(jià)格調節，這些基本上是電網(wǎng)投資。但是技術(shù)在不斷發(fā)展，整個(gè)十幾年儲能成本有下降了70%~80%，我們看到了光伏和風(fēng)電投資成本的下降，棄風(fēng)棄光率的下降，以及未來(lái)裝機量的翻倍空間，電力結構的轉變趨勢有機遇也有挑戰，方向趨勢不會(huì )改變。
