9月1日，中国电力系统跨过了一个很有象征意义的节点。
国家能源局公布的数据显示，截至2026年7月底，全国光伏发电装机达到12.86亿千瓦，第一次超过12.85亿千瓦的煤电，成为中国装机规模最大的电源，占总装机量的比重达到了31.5%。
作为地球上最大的工业国，中国这一里程碑对全球的节能减排无疑意义重大。
但是也要看到，光伏作为一种电源仍然具有严重的局限性，实际产出的电量其实远远不如煤电，并且会对电网造成巨大压力。
中国电力系统已经从“新能源不够多”，正式进入“新能源太多的时候怎么办”的阶段。
而这个阶段最直观、也最反常的现象，很可能就是：
中午的电越来越便宜，甚至出现负电价。
更准确地说，这甚至已经不是未来时。中国已经出现负电价了。
光伏装机第一，发电量却不是第一
首先需要说明的是，尽管中国光伏制造业全球领先，但中国不是世界上第一个光伏装机成为第一大电源的国家。
甚至从全球尺度看，这已经成为一种极其普通的现象。
国际能源署（IEA）在《Global Energy Review 2026》中统计，2025年全球新增光伏装机第一次超过600GW，全球累计光伏容量达到约2.8TW。按装机容量计算，光伏已经超过其他所有发电技术，成为全球最大的发电技术。
德国是其中最激进的之一。
德国2025年底光伏装机达到116.8GW，约占全国发电侧总装机量的40%，风电约占29%，化石能源约25%。
西班牙同样典型。
截至2025年底，如果把自发自用光伏计算在内，西班牙光伏装机已经接近50GW，占全国发电装机约33.1%，明显超过风电、联合循环燃气和水电，成为第一大装机电源。
不过，如果看实际的发电量，情况大不相同。
德国2025年实际并网发电437.6TWh，其中光伏并网只有74.1TWh，占约17%，风电才是实际的第一大电源，并网132.6TWh左右，占约30%，煤炭约22%、天然气约16%。
这呈现出了一个非常重要的区别：
光伏装机第一，并不等于光伏发电量第一。
根据国家能源局数据，今年1-7月我国光伏发电8024亿千瓦时，相当于全社会用电量的13%。与此同时，上半年煤电仍发了约2.5万亿千瓦时，占总发电量49.7%。光伏的“功率资产”已经超过煤电，煤电的“能量供应”和“可靠容量”地位却远没有被替代。
中国今天发生的事情，本质上并不是一条孤立的中国特色路线，而是全球能源系统正在共同经历的一次结构转变。
太阳能最大的优势，就是它已经极其便宜。
光伏组件没有燃料成本，没有锅炉，没有汽轮机，也不需要每天把煤、气或者石油运进电厂。一旦设备建成，在太阳出来的时候，多发一度电的边际成本几乎为零。
于是，在越来越多国家，市场最终都会出现同一个结果：
最便宜的新电源不断被建设，直到它从补充性能源变成容量最大的能源。
中国真正特殊的地方，不在方向，而在规模。
西班牙全国电力系统只有一百多GW，而中国光伏现在已经达到1286GW。
2026年7月中国最高用电负荷达到15.53亿千瓦，而光伏名义装机已经达到这一峰值负荷的83%左右。
世界上从来没有一个如此庞大的工业经济体，在如此巨大的电网里接入过1.3TW级别的太阳能。
所以，光伏超过煤电当然值得纪念。
但真正困难的问题，实际上从这一天才开始。
“弃光”重新抬头
谈到光伏，大部分人都已经对其局限性有所了解。
传统电力系统的需求高峰通常出现在早晚，尤其是居民和商业活动集中的晚间。太阳能的发电高峰却固定发生在中午。
随着太阳升起，中午光伏快速增加，净负荷不断向下掉；到了下午四五点以后，太阳开始落山，光伏迅速退出，而居民晚高峰还没有结束，于是净负荷又突然往上冲。把一天的曲线画出来，就像一只肚子越来越大的鸭子。
这就是著名的鸭子曲线（Duck Curve）。
光伏中午发出的电没人用，白白浪费，就造成了“弃光”现象。
近年来，中国“弃光”已经有了明显好转，但今年重新恶化。
国家能源局数据显示：
2025年上半年，全国光伏平均利用率为94%；2025年全年提高到95%。
到了2026年上半年，全国光伏发电量达到6555亿千瓦时，但平均利用率下降到了91.4%。
我国平均光伏利用率的历史低点大约出现在2015年，为88%左右。在光伏成本已经较当时低了很多，配套设施也完善了很多的情况下，91.4%绝不是一个好成绩。
91.4%这个数字，看着并不算太差，但要注意的是，按照国家能源局的统计规则，新能源利用率主要反映由于电力系统原因造成的受限问题，并排除了检修、故障、市场主体自身决策等特殊原因。
也就是说，如果再算上电站主动停运的装机量，实际被闲置的更多。
如果看绝对数量的话，2026年上半年实际光伏发电量6555亿千瓦时，利用率91.4%，可算出未利用的潜在光伏电量已经是600亿度量级。
相当于瑞士一年的总用电量。
从这个角度看，91.4%更像是一盏黄灯。不至于说中国光伏装机绝对“过剩”，但已经说明单纯增加光伏组件，边际价值正在明显下降。
特高压和储能不解决全部问题
谈到光伏消纳，人们往往首先想到特高压和储能。
中国西部的新疆、内蒙古、青海和甘肃等地有大片“沙戈荒”光伏基地，远离东部负荷中心，因此“弃光”严重。
为此，中国建设了特高压输电网络。
但实际上，中国光伏早就不是西北占绝对大头的状况，光伏消纳更棘手的问题，可能出现在另一端：
分布式光伏。
截至今年7月底，中国5.82亿千瓦分布式光伏已经占全部光伏装机的45%以上。
中国光伏已经不再只是几百座大型电站，而是成百万上千万个屋顶、工厂、园区、农村住宅和商业建筑，同时成为小型发电站。
尽管这些分布式光伏本身可能就在中东部，但同样不容易消纳。因为传统配电网从来不是为这种电源结构设计的。
过去一百年的配电网基本遵循一个方向：
大型发电厂发电——高压输电——变电站降压——配电线路——居民和工厂。
电流总体是由上向下流。
大量屋顶光伏接入以后，中午可能完全反过来。
一个村庄平时可能只有1MW用电负荷，却装了3MW屋顶光伏。
太阳好的时候，本地根本用不掉，于是剩余2MW开始从居民侧向10千伏线路、再向上级变电站倒送。
这就是反向潮流（reverse power flow）。
反向送电本身并不是危险行为。真正的问题在于，一套按照单向供电设计的配电网络突然变成了双向网络。
于是可能同时出现三个约束：
线路或变压器反向过载；
线路末端电压升高，发生电压越限；
传统保护装置面对双向潮流时，故障识别和保护配合变得复杂。
2025年国家能源局在答复人大建议时已经明确指出，大规模分布式光伏接入正在带来设备反向重过载、电压越限等问题，并要求国家电网和南方电网通过变电站扩容、增加站间联络、配建调节资源等方式提高承载能力。
这不是对未来的预估，而是正在发生的现实。
河南能源监管部门在2025年多个月份的12398投诉通报中，都明确出现了同一种投诉：
“分布式光伏承载力评估为红区，无法并网。”
山东能源监管办2026年对一个“全额自发自用光伏为什么仍不能随意接入”的咨询，给出的解释更加直接：
如果当地分布式光伏在春秋季午间已经远远超过区域负荷，那么即使某个项目声称自己“全部自用、不向电网上网”，它仍然可能挤占其他光伏项目的本地消纳空间，并增加区域反送功率，最终导致反向重过载、电压越限、短路电流等问题。
所以国家最新提出，到2030年配电网接纳分布式新能源能力要提高到9亿千瓦。作为比较，“西电东送”能力不过是4.2亿千瓦。
特高压不能解决分布式光伏的问题，储能同样不能。
分布式光伏让储能问题从“全国有没有足够的电池”，变成了“电池装在哪里、什么时候充、听谁调度”。一块远在西北的大型电池，解决不了河南某个县城中午的配变反向过载。随着分布式光伏突破5亿千瓦，储能的核心指标将不再只是GW和GWh，而是位置、时长以及能否被电网实时调用。
实际上，储能还有一个严重的瓶颈，就是所谓的“两小时储能”。
中午太阳能太多，就把它存起来；晚上太阳落山，再放出来。从物理逻辑上看完全正确。
中国也确实正在以前所未有的速度建设储能。
截至2025年底，全国新型储能达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时；到2026年6月底，又进一步增加到1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时。
仅仅看“1.53亿千瓦”，已经是非常惊人的产业规模。
但储能有两个完全不同的参数：
功率GW和能量GWh。
一座100MW/200MWh电池电站，意味着它可以用100MW功率放电，但只能连续放两个小时。
这就是所谓“两小时储能”。
2025年底，全国新型储能平均时长只有2.58小时。这意味着什么？
两小时电池很擅长解决“下午4点到6点”的问题。它可以吸收中午最尖锐的一部分光伏过剩，然后在晚高峰释放。
但如果春天一个晴朗周末，从上午10点一直到下午4点都有200GW剩余光伏，持续6小时，那么需要转移的电量就是：
1200GWh。
已经是全国现有新型储能总能量的三倍左右。
所以，两小时储能能够削平鸭子曲线的尖角，却很难凭一己之力把整只鸭子压平。
真正解决鸭子曲线的，是“灵活性”
国际能源署专门研究过中国这个问题。
IEA在《Meeting Power System Flexibility Needs in China by 2030》中预计，由于光伏快速增长，从2022年到2030年，中国电力系统日内和小时尺度的短期灵活性需求将增长到大约三倍，主要驱动力就是太阳能。
但IEA没有得出“中国应该建设几TW电池”的结论。
恰恰相反，它认为2030年即使水电、电池和需求响应大幅发展，这些非化石灵活性资源合计大约也只能满足60%的短期灵活性需求。
剩下的仍然需要煤电深度调峰、跨省交易以及其他灵活资源。
原因就在于，储能只是一个选项。
例如，当中午出现100GW电力过剩时：
建设100GW电池是一种办法；
让煤电少发100GW也是办法；
让钢铁、电解铝、化工企业把部分生产转到中午也是办法；
让5000万辆电动车各增加2kW充电功率，同样可以形成100GW负荷；
甚至把西部的100GW电输往东部，也是办法。
它们对系统产生的核心作用是一样的：
让发电和用电重新匹配。
中国自己的实证研究早就观察到了这个现象。
清华大学康重庆、张宁等研究团队在《Applied Energy》发表的一篇关于青海高比例光伏系统的研究中，构建了“概率鸭子曲线”模型。研究发现，通过降低煤电机组最低技术出力，可以显著提高光伏消纳能力：平均而言，煤电最低出力每下降1MW，每天可以多消纳超过4MWh光伏电量。
清华大学张枢、陈文颖今年发表在《Nature Communications》上的一项中国能源系统研究进一步证明了需求侧的重要性。
研究把逐小时电力平衡、储能、工业负荷调整和V2G——也就是电动车向电网反向送电——放进同一个能源系统模型。
结果显示，积极利用需求响应，可以使抽水蓄能投资需求减少约23%；V2G在长期情景下最多可以移动约7%的峰值负荷。
这意味着未来中国很可能发生一个重要变化：
我们今天把“什么时候用电”视为消费者自己的事情。未来它会越来越成为一种重要的电力系统资源。
山东已经开始出现现实案例。
国家能源局公布的数据显示，仅2023年山东通过分时价格机制，就引导市场化用户午间增加约350万千瓦负荷，同时推动煤电深调371万千瓦，全年因此增加新能源消纳约69亿千瓦时。
350万千瓦是什么概念？已经接近几座大型抽水蓄能电站的调节功率。
而它没有安装一块额外的电池。
为什么中午的电价会越来越接近零？
理解了前面的物理机制，就可以理解负电价。
一个电力市场里，发电企业按照自己的边际成本报价。
燃煤发电需要烧煤。
燃气发电需要买天然气。
煤电每多生产一度电，都对应真实的燃料费用。
太阳能完全不同。
光伏板已经在那里，太阳也不要钱。
一旦电站建成，中午多发一度电的短期边际成本接近于零。
于是当光伏大量进入市场以后，它会不断把供给曲线最左端、最便宜的一段拉长。
在经济学里，这叫做：
Merit-order effect——优先顺序效应。
大量零边际成本电源进入以后，高成本煤电、燃气机组被挤出去，市场出清价格自然下降。
但问题在于，很多传统机组并不是想停就能停。
煤电机组存在最低稳定出力。
核电更适合稳定运行。
热电联产机组冬天还要供暖。
一台大型煤机停下来以后，几个小时后重新启动需要时间、燃料和额外成本。
因此，即使当前电价已经跌到零，它可能仍然宁愿继续运行。
如果此时光伏仍然大量涌入，供给继续超过需求，价格就只有一个方向：
跌到零以下。
也就是说，发电企业愿意为了继续发电而支付一小笔费用。
这就是负电价。
从经济学意义上看，负电价并不是市场失灵。
很多时候，它恰恰是市场在非常精确地告诉所有参与者：
这一刻的电不是稀缺品，而是过剩品。
国际经验已经非常清楚。
IEA统计，2024年上半年南加州批发市场超过20%的小时出现负电价，是前一年的三倍以上；南澳大利亚从2023年以来，大约五分之一的时间处于负电价。
欧洲同样如此。Ember统计，2024年欧盟平均有约4%的小时电价为零或负数，是2023年的两倍，几乎所有欧盟电力市场都出现过这类现象。
大量实证研究把这种现象称为新能源的“自我蚕食效应”（cannibalization effect）。
《Energy Economics》对加州市场的研究发现，随着太阳能渗透率上升，中午批发电价持续下降，导致光伏自身获得的平均电价下降；太阳能越多，每新增一度太阳能恰恰越容易降低其他太阳能的市场价值。
这是光伏产业非常有意思的一种悖论：
它不是因为成本太高而失去竞争力，而是因为成本太低、大家都在同一个时间发电，最终把自己的产品价格打了下来。
实际上，中国的负电价，也早就出现了。
2025年10月，国家能源局市场监管司在新闻发布会上公开表示，随着新能源装机占比提高，山东、浙江等地已经多次出现负电价；2025年9月，四川电力现货市场甚至出现过全天负电价。
国家能源局给出的原因非常典型：
四川当时来水同比偏丰六成，而气温下降导致负荷同比下降两成，供给能力一度超过需求近四成，于是价格跌到了零以下。
光伏大省山东，在2025年4月的分布式光伏现货交易均价一度只有1.59分钱，接近于零电价。
山东今年甚至在新能源消纳政策中专门设计了对负电价时段的鼓励措施：直接参与批发市场的用户，如果大量用电集中在负电价时段，可以获得更有利的市场结算安排。
换句话说，政策已经不再只是研究“怎么避免负电价”。
它开始尝试另一种思路：既然中午电这么多，那就想办法让大家在这个时候多用电。
而且2025年中国新能源电价制度发生的一项重大改革，会进一步增强这种价格信号。
国家发改委、国家能源局发布“136号文”，明确提出：
风电、太阳能上网电量原则上全部进入电力市场，上网价格由市场交易形成，并要求完善现货市场价格机制。
这件事情的重要性甚至不亚于光伏装机超过煤电。
当太阳能太多的时候，价格就会越来越真实地告诉发电企业：这时候的电确实没有那么值钱。
我们需要认识到，负电价不是新能源失败，而是新能源成功到一定程度以后必然出现的问题。
过去我们总是在研究怎样让光伏适应人类的用电习惯。
以后可能需要反过来：
让人类的生产和消费习惯去适应太阳。
甚至，零电价和负电价还可能带动新产业的发展。
如果中午电价长期接近零，那么过去因为耗电太贵而不经济的产业会自动获得新的商业逻辑。
例如制氢。
冷库制冷、工业电炉、电解槽，甚至部分AI计算任务，也都可以在电便宜的时候增加负荷。
光伏正在第一次让人类面对一个问题：
能源在某些时间太多怎么办。
这是一种幸福的烦恼。
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