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  自8月下旬以来，已有云南、浙江、江苏、广东、辽宁、重庆、内蒙古、河南等20个省、自治区、直辖市出台了限产限电措施。部分地区出现地区出现企业“开二停五”、甚至“开一停六”现象，截至9月末，已有20余家上市公司发布了限电停产相关公告；在东北三省，限电范围甚至扩大到了居民用电。拉闸限电正席卷全国多地，这在近20年来罕见。

  传统的夏季用电高峰已经过去，为何多省依旧集中限电？

  1 经济复苏用电增长，煤炭供应增速缓慢

  国家统计局数据显示，2021年1-8月，全国全社会用电量同比增长13.8%。其中，工业用电量的抬高是主要推动力。1-8月，全国工业用电量3.59万亿千瓦时，同比增长13.1%，增速比上年同期提高13.5个百分点，占全社会用电量的比重为65.5%。

  国家统计局公布的数据显示，今年1-8月，全国原煤产量26亿吨，同比增长4.4%。尽管原煤产量持续增长，但增速却远低于用电量增速。而我国火电的占比依旧高居70%以上，煤炭的供应直接影响火电的供应。

  受煤炭供应增速不及消费增速的影响，2021年国内煤炭价格大幅飙升，创下有史以来的高点。据我的钢铁数据显示，截止10月8日，秦皇岛港Q5500达1850元/吨，榆林Q6000达1390元/吨。

  国内动力煤(1342, 37.40, 2.87%)指数走势图

  根据中电联数据显示，今年6月，大型发电集团标煤单价同比上涨50.5%，但电价基本保持不变，煤电企业亏损严重，非常正常停机增多，电网电力缺口受影响增大。

  2 新能源发电无法作为火电有效补给

  我国新能源发电近年来如火如荼，根据国家能源局数据，2021年上半年，国内新增风电、太阳能装机容量分别为1084、1301万千瓦，分别同比增长71.52%、28.18%。截至2021年6月，国内风电、太阳能累计发电装机容量分别为29192、26761万千瓦，在全国发电装机容量中的占比分别为12.94%、11.86%，二者合计占比达24.80%，实现持续提升。

  但是我国的风光资源禀赋与电力负荷呈逆向分布关系，“三北”区域基地型新能源场站发电须通过跨区特高压输电外送到负荷密集的中东部地区，除了外送通道输电能力不足导致弃风弃光限电，电力交易中存在的省标壁垒也是新能源发电目前无法作为火力发电有效补充的主要影响因素。

  根据国家能源局数据，2020年我国风电发电量为4665亿千瓦时，光伏发电量为2605亿千瓦时，全社会用电量为75110亿千瓦时。经测算，2020年我国风电、光伏发电量占全社会用电量的比例为9.67%，依旧较低。

  对于关乎民生的煤炭涨价，国家相关部门于9月29日表示：将大力支持合理释放煤炭先进产能，有序加大合规煤炭总量。但是，“双碳”目标下，煤炭的使用占比将长期呈现下滑的趋势，长期来看发展新能源发电、寻找终极能源或许才是我们解决电力紧张的根本。

  3 储能产业推进，新能源发电的瓶颈突破口

  随着“双碳”目标的提出，新能源的地位上升到前所未有的高度，其自身的间歇性和波动性也将对整个电力系统带来重大改变和挑战，为有效促进风光新能源电力消纳，亟需储能系统予以配套来进行保障。

  2021年7月23日，国家发改委、国家能源局发布《加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，实现新型储能装机规模达30GW以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。

  当前，我国电化学储能规模较小，CNESA数据显示，截至2020年，中国已投运的电化学储能累计装机规模3.27GW，占比为9.20%；2020年全年新增电化学储能累计装机功率规模达1.56GW，呈快速增长态势。

  光大证券预测，长期来看中国储能产业的推进将分为三个阶段：

  第一阶段：十四五期间，预计储能产业的崛起主要发生在发电侧，将逐渐地成为风电和光电的标准配套设施。但这期间储能系统对发电侧难有正的经济贡献，仍需依靠政府补贴和政策激励来拉动产业发展。预计十四五期间，我国储能的累计装机需求将到10亿千瓦时，新增的年复合增速是34%。

  第二阶段：2026-2030年，也就是十五五，预计该阶段中国的新增电力基本只能来自可再生能源，对应储能配套要达到新能源发电功率配比的50%以上，预计市场每年会增加12.5亿千瓦时的储能需求，年复合增速30%。

  前两个阶段的高速增长将拉动储能成本快速地下降，中国市场有望实现“风光储平价”并网。“风光储平价”指的是一度电，把风光发电的成本和储能成本都折算进去以后，不需要补贴，并进主干网里参照火电的价格销售，不亏本、能赚钱。中国目前已经能够实现“风光平价”，既风电、光电按照火电价格销售可以赚钱。但是目前第一阶段储能系统的经济贡献还是负的，所以风光发电加储能环节，还暂无法实现“风光储平价”。而到了第二阶段，随着规模的提升，将能够实现“风光储平价”并网。

  第三个阶段，2030-2060年，也就是“碳达峰”到“碳中和”的30年。预计此阶段，新能源发电将会把存量的化石能源发电全部替换掉，储能产业会在发电侧的配套比例达到100%。

  在前两个阶段，储能产业主要是在发电侧做配套，发电站们发出来的电，一时不能并进主干电网的话，储能设施存储短期无法并进主干电网的电。而到了第三个阶段，储能产业预计将进一步拓展到电网侧，实现调峰调频的功能。

  随着国家政策大力推进新型储能加快发展，以及电池技术成熟和成本下降，未来储能规模有望快速增长，为新能源电力消纳水平增长提供有力支撑。

  4

  终极能源-“钍反应堆”技术，实现能源革命

  目前，化石燃料仍然是发电的主力能源。虽然最近几年，可再生能源强劲发展，但是化石燃料还是占据主导地位，它占了全球电力的60%以上。最近，煤炭价格上涨，人们又一次把关注点转移到了核反应堆上。

  核能是清洁能源，它在产生电力的同时不会排放温室气体。同时，铀裂变的能量非常巨大，一公斤铀可以产生的能量相当于燃烧一吨的煤。但是，核电站产生的废弃物很难进行处理，而且发生核事故往往是灾难级别的。核科学家认为，钍是核裂变反应堆问题的最终答案。

  9月7号，《自然》杂志网站报道了一项中国正在低调测试的黑科技，叫做“钍反应堆”技术。这里的钍，是元素周期表中第90号元素。9月底，我国在甘肃武威启动了钍反应堆的试运行，成为世界上第一个“钍反应堆”的商业化试运行项目。

  钍元素发电的物理过程，跟铀、钚元素一样，都是通过原子核的裂变产生能量。只是钍元素的裂变过程要多一步，既首先吸收中子变成铀233原子，然后再裂变释放能量。

  钍来做核原料比铀元素有什么优势呢？

  一，钍元素的储量非常丰富。根据目前探明的情况来看，它的储量大概是铀元素的4倍左右。这意味着使用钍元素来发电，足够全人类使用几千年。另外很重要的是，我国贫铀富钍，铀的储量仅占世界的1/40，而钍的储量全球第二。

  二，钍反应堆产生的废料是一种固体的结晶盐，经过处理之后可以循环使用或者掩埋，对于环境的影响非常小，相对铀反应堆更加安全和清洁。

  三，钍反应堆的发电效率更高。据报道，一千克钍裂变可以生产相当于3500吨的标准煤产生的热量，比铀要高1000吨。中国目前的钍元素储量若作为核燃料，按照目前中国的电力需求，足以满足未来两万年的电力需求。

  四，钍反应堆发电对于环境的适应性非常强。传统的核电站由于散热冷却，需要建设在水资源丰富的地区，这一方面提高了核电站建设的用地成本，限制了核电的使用区域，同时也带来了水资源污染的风险。而钍反应堆由于特殊的结构设计，对于建设地点没有严格的要求，甚至有些钍反应堆可以建设在地底下，最大限度降低了核电站对周围环境的影响。

  目前，我国在钍反应堆上的技术已经走在了世界的最前沿。甘肃武威的钍反应堆，是世界上第一个商用级别的钍基熔盐堆。据报道，该反应堆将首先为大概1000户人家提供电力。若试运行顺利，我国未来将建设规模更大的、能够为10万人提供生活用电的发电站。比起还很遥远的受控核聚变发电技术来说，钍反应堆可能是在我们有生之年就能够实现的能源革命。