限电限产最近引起社会热议，主要原因有三点：
1、上半年能耗双控执行不彻底，未完成指标而突击限电的情况还存在；
2、煤炭价格提升，导致电厂成本显著增加，亏损发电导致区域内火电厂发电意愿弱；
3、新能源发电的供给能力仍旧不稳定。
随着电力结构的持续优化，新能源和储能市场的发展，哪些新能源正蓄势待发呢？
目前，碳排放占比较高的发电仍以煤电为主，今年1-7月，火电占比72%，水电占比13%，风电占比8%，相对于2020年火电仍然是主流的供电形式，风电由于基数小相对而言增速提高比较快。
值得注意的是近年来，弃风弃光率有显著的下降。
根据国家能源局统计，2017年弃风率为12%、弃光率为6%；2018年弃风率为7%、弃光率为3%；2019年弃风率降至4%、弃光率降至2%；2020年全国平均弃风率为3.5%、弃光率为2%，全国平均弃风率和弃电率持续“双降”。双控政策完善了奖惩制度，鼓励地方新能源电量的消纳，也将持续降低弃风弃光率。
同时，国家发展改革委在这一轮拉闸限电的举措方面，也体现了明确的政策指向。
国家发展改革委的定调主要体现了两个方面方向，一是保障火电出力，另一方面积极推动清洁能源发展。
从装机来看，2020年风电+光伏装机为5.35亿千瓦，而到2030年预期要达到12亿千瓦，增量翻倍接近目前火电的装机量。
从持续优化的内生动力来看，我们认为电力结构演变趋势背后的推动因素与关键催化剂也至关重要，一是成本，决定了行业发展动力，二是调峰能力，决定了新能源的消纳能力。以风电为例，通过产业链看成本，通过输出功率的峰谷来看调峰能力难度。风电产业链主要包括了上游零部件制造，中游整机制造及配套，以及下游的风电运营。调峰能力时决定新能源消纳能力的关键指标。
成本端上来看，风电成本持续下降。全球陆上风电发电成本从2010年的0.086美元/千瓦时下降到了2019年的0.053美元/千瓦时，海上风电由于沿海传输优势以及利用小时数优势成本更加低。成本降低的关键在于风机的价格，2020年是我国风电补贴的最后一年，年底行业出现了大规模的抢装，同时随着风机大型化，未来预计成本进一步下降。
技术端上来看，调峰能力决定了新能源的消纳能力，构建以新能源为主题的新型电力系统至关重要。其中，储能系统技术服务主要应用于电源侧、电网侧和用户侧，用于提升新能源并网消纳能力、电源调峰调频能力，电网灵活调节和应急支撑能力，用户侧峰谷调节能力，以解决新能源并网时因其随机性和波动性对电网的冲击。
展望未来，有机遇也有挑战。其实新型储能投资回报相比传统抽水蓄能还是成本劣势，同时，价格机制也有问题，电网侧储能现在是没有价格机制的，既不能进入输配电成本，也不能参与调峰调频市场化价格调节，这些基本上是电网投资。但是技术在不断发展，整个十几年储能成本有下降了70%~80%，我们看到了光伏和风电投资成本的下降，弃风弃光率的下降，以及未来装机量的翻倍空间，电力结构的转变趋势有机遇也有挑战，方向趋势不会改变。
