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、煤炭價格提升，導致電廠成本顯著增加，虧損發電導致區域內火電廠發電意愿弱;
3、光伏等新能源發電的供給能力仍舊不穩定。
隨著電力結構的持續優化，新能源和儲能市場的發展，哪些新能源正蓄勢待發呢?
目前，碳排放占比較高的發電仍以煤電為主，今年1-7月，火電占比72%，水電占比13%，風電占比8%，相對于2020年火電仍然是主流的供電形式，風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，棄風棄光率有顯著的下降。
根據國家能源局統計，2017年棄風率為12%、棄光率為6%;2018年棄風率為7%、棄光率為3%;2019年棄風率降至4%、棄光率降至2%;2020年全國平均棄風率為3.5%、棄光率為2%，全國平均棄風率和棄電率持續“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，也將持續降低棄風棄光率。
同時，國家發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。
國家發展改革委的定調主要體現了兩個方面方向，一是保障火電出力，另一方面積極推動光伏等清潔能源發展。
從裝機來看，2020年風電+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。
從持續優化的內生動力來看，我們認為電力結構演變趨勢背后的推動因素與關鍵催化劑也至關重要，一是成本，決定了行業發展動力，二是調峰能力，決定了新能源的消納能力。以風電為例，通過產業鏈看成本，通過輸出功率的峰谷來看調峰能力難度。風電產業鏈主要包括了上游零部件制造，中游整機制造及配套，以及下游的風電運營。調峰能力是決定新能源消納能力的關鍵指標。
成本端上來看，風電成本持續下降。全球陸上風電發電成本從2010年的0.086美元/千瓦時下降到了2019年的0.053美元/千瓦時，海上風電由于沿海傳輸優勢以及利用小時數優勢成本更加低。成本降低的關鍵在于風機的價格，2020年是我國風電補貼的最后一年，年底行業出現了大規模的搶裝，同時隨著風機大型化，未來預計成本進一步下降。
技術端上來看，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重要。其中，儲能系統技術服務主要應用于電源側、電網側和用戶側，用于提升新能源并網消納能力、電源調峰調頻能力，電網靈活調節和應急支撐能力，用戶側峰谷調節能力，以解決新能源并網時因其隨機性和波動性對電網的沖擊。
展望未來，有機遇也有挑戰。其實新型儲能投資回報相比傳統抽水蓄能還是成本劣勢，同時，價格機制也有問題，電網側儲能現在是沒有價格機制的，既不能進入輸配電成本，也不能參與調峰調頻市場化價格調節，這些基本上是電網投資。但是技術在不斷發展，整個十幾年儲能成本有下降了70%~80%，我們看到了光伏和風電投資成本的下降，棄風棄光率的下降，以及未來裝機量的翻倍空間，電力結構的轉變趨勢有機遇也有挑戰，方向趨勢不會改變。
