9月1日，中國電力系統跨越了一個很有像徵意義的節點。
國家能源局公佈的數據顯示，截至2026年7月底，全國光伏發電裝置達到12.86億千瓦，第一次超過12.85億千瓦的煤電，成為中國裝機規模最大的電源，佔總裝機量的比重達到了31.5%。
作為地球上最大的工業國，中國這項里程碑對全球的節能減排無疑意義重大。
但也要看到，光伏作為一種電源仍然具有嚴重的局限性，實際產出的電量其實遠遠不如煤電，並且會對電網造成巨大壓力。
中國電力系統已經從“新能源不夠多”，正式進入“新能源太多的時候怎麼辦”的階段。
而這個階段最直觀、也最反常的現象，很可能就是：
中午的電力越來越便宜，甚至出現負電價。
更準確地說，這甚至已經不是未來式。中國已經出現負電價了。
光電裝置第一，發電量卻不是第一
首先要說明的是，儘管中國光伏製造業全球領先，但中國並不是世界上第一個光伏裝置成為第一大電源的國家。
甚至從全球尺度來看，這已經成為一種極為普通的現象。
國際能源總署（IEA）在《Global Energy Review 2026》中統計，2025年全球新增光電裝置第一次超過600GW，全球累計光電容量達到約2.8TW。以裝置容量計算，光伏已經超過其他所有發電技術，成為全球最大的發電技術。
德國是其中最激進的之一。
德國2025年底光電裝置達116.8GW，約佔全國發電側總裝置容量的40%，風電約佔29%，化石能源約25%。
西班牙同樣典型。
截至2025年底，如果把自發自用光伏計算在內，西班牙光伏裝置已接近50GW，佔全國發電裝置約33.1%，明顯超過風電、聯合循環燃氣和水力發電，成為第一大裝置電源。
不過，如果看實際的發電量，情況大不相同。
德國2025年實際併網發電437.6TWh，其中光伏併網只有74.1TWh，佔約17%，風電才是實際的第一大電源，並網132.6TWh左右，佔約30%，煤炭約22%、天然氣約16%。
這呈現出了一個非常重要的差異：
光電裝機第一，不等於光電發電量第一。
根據國家能源局數據，今年1-7月我國光伏發電8024億度，相當於全社會用電量的13%。同時，上半年煤電仍發了約2.5兆千瓦時，佔總發電量49.7%。光伏的「功率資產」已經超過煤電，煤電的「能源供應」和「可靠容量」地位卻遠遠沒有被取代。
中國今天發生的事情，本質上並不是一條孤立的中國特色路線，而是全球能源系統正在共同經歷的結構轉變。
太陽能最大的優勢，就是它已經極為便宜。
光電模組沒有燃料成本，沒有鍋爐，沒有汽輪機，也不需要每天把煤、氣或石油運進電廠。一旦設備建成，在太陽出來的時候，多發一度電的邊際成本幾乎是零。
於是，在越來越多國家，市場最終都會出現同一個結果：
最便宜的新電源不斷被建設，直到它從補充性能源變成容量最大的能源。
中國真正特殊的地方，不在方向，而是在規模。
西班牙全國電力系統只有一百多GW，而中國光電現在已經達到1286GW。
2026年7月中國最高用電負載達15.53億千瓦，而光伏名目裝置已達到此尖峰負載的83%左右。
世界上從來沒有一個如此龐大的工業經濟體，在如此巨大的電網裡接入1.3TW等級的太陽能。
所以，光伏超過煤電當然值得紀念。
但真正困難的問題，實際上從這一天才開始。
「棄光」重新抬頭
談到光伏，大部分人已經對其局限性有所了解。
傳統電力系統的需求高峰通常出現在早晚，尤其是居民和商業活動集中的晚間。太陽能的發電高峰卻固定發生在中午。
隨著太陽升起，中午光伏快速增加，淨負荷不斷向下掉；到了下午四五點以後，太陽開始落山，光伏迅速退出，而居民晚高峰還沒有結束，於是淨負荷又突然往上沖。把一天的曲線畫出來，就像一隻肚子越來越大的鴨子。
這就是著名的鴨子曲線（Duck Curve）。
光伏中午發出的電沒人用，白白浪費，就造成了「棄光」現象。
近年來，中國「棄光」已經有了明顯好轉，但今年重新惡化。
國家能源局數據顯示：
2025年上半年，全國光電平均利用率為94%；2025年全年提升至95%。
到了2026年上半年，全國光電發電量達到6,555億度，但平均利用率下降到了91.4%。
我國平均光電利用率的歷史低點大約出現在2015年，約88%。在光電成本已經較當時低了許多，配套設施也完善了許多的情況下，91.4%絕對不是一個好成績。
91.4%這個數字，看著並不算太差，但要注意的是，按照國家能源局的統計規則，新能源利用率主要反映由於電力系統原因造成的受限問題，並排除了檢修、故障、市場主體自身決策等特殊原因。
也就是說，如果再算上電站主動停駛的裝機量，實際上被閒置的更多。
如果看絕對數量的話，2026年上半年實際光電發電量6555億千瓦時，利用率91.4%，可算出未利用的潛在光電電量已經是600億度量級。
相當於瑞士一年的總用電量。
從這個角度看，91.4%更像是一盞黃燈。不至於說中國光伏裝置絕對“過剩”，但已經說明單純增加光伏組件，邊際價值正在明顯下降。
特高壓和儲能不解決全部問題
談到光電消納，人們往往先想到特高壓和儲能。
中國西部的新疆、內蒙古、青海和甘肅等地有大片「沙戈荒」光伏基地，遠離東部負荷中心，因此「棄光」嚴重。
為此，中國建設了特高壓輸電網路。
但實際上，中國光電早就不是西北佔絕對大頭的狀況，光電消納更棘手的問題，可能出現在另一端：
分散式光伏。
截至今年7月底，中國5.82億千瓦分散式光伏已佔全部光電裝置的45%以上。
中國光電不再只是幾百座大型電站，而是成百萬上千萬個屋頂、工廠、園區、鄉村住宅和商業建築，同時成為小型發電站。
儘管這些分散式光電本身可能就在中東部，但同樣不容易消納。因為傳統配電網從來不是為這種電源結構設計的。
過去一百年的配電網基本上遵循一個方向：
大型發電廠發電—高壓輸電—變電站降壓—配電線路—居民和工廠。
電流總體是由上向下流。
大量屋頂光電接入以後，中午可能完全反過來。
一個村莊平時可能只有1MW用電力負荷，卻裝了3MW屋頂光電。
太陽好的時候，本地根本用不掉，於是剩餘2MW開始從居民側向10千伏線路、再向上級變電站倒送。
這就是反向潮流（reverse power flow）。
反向送電本身並不是危險行為。真正的問題在於，一套按照單向供電設計的配電網路突然變成了雙向網路。
於是可能同時出現三個約束：
線路或變壓器反向過載；
線路末端電壓升高，發生電壓越限；
當傳統保護裝置面對雙向潮流時，故障辨識和保護配合變得複雜。
2025年國家能源局在答覆人大建議時已明確指出，大規模分散式光電接取正在帶來設備反向重過載、電壓越限等問題，並要求國家電網及南方電網透過變電站擴容、增加站間聯絡、配建調節資源等方式提高承載量。
這不是對未來的預估，而是正在發生的現實。
河南能源監管部門在2025年多個月份的12398投訴通報中，都明確出現了同一種投訴：
“分佈式光伏承載力評估為紅區，無法併網。”
山東能源監管辦2026年對一個「全額自發性自用光伏為何仍不能隨意接入」的諮詢，給出的解釋更加直接：
如果當地分佈式光伏在春秋季午間已經遠遠超過區域負荷，那麼即使某個項目聲稱自己“全部自用、不向電網上網”，它仍然可能擠佔其他光伏項目的本地消納空間，並增加區域反送功率，最終導致反向重過載、電壓越限、短路電流等問題。
所以國家最新提出，到2030年配電網接納分散式新能源能力要提高到9億度。作為比較，「西電東送」能力不過是4.2億千瓦。
特高壓不能解決分散式光伏的問題，儲能同樣不能。
分散式光伏讓儲能問題從“全國有沒有足夠的電池”，變成了“電池裝在哪裡、什麼時候充、聽誰調度”。一塊遠在西北方的大型電池，解決不了河南某個縣城中午的配變反向過載。隨著分散式光伏突破5億千瓦，儲能的核心指標將不再只是GW和GWh，而是位置、長度以及能否被電網即時調用。
實際上，儲能還有一個嚴重的瓶頸，就是所謂的「兩小時儲能」。
中午太陽能太多，就把它存起來；晚上太陽下山，再放出來。從物理邏輯上看完全正確。
中國也確實正以前所未有的速度建設儲能。
截至2025年底，全國新型儲能達到1.36億千瓦/3.51億千瓦時；到2026年6月底，又進一步增加到1.53億千瓦/3.96億千瓦時。
光是看“1.53億千瓦”，已經是非常驚人的產業規模。
但儲能有兩個完全不同的參數：
功率GW和能量GWh。
一座100MW/200MWh電池電站，意味著它可以用100MW功率放電，但只能連續放兩個小時。
這就是所謂「兩小時儲能」。
2025年底，全國新型儲能平均長度只有2.58小時。這意味著什麼？
兩小時電池很擅長解決「下午4點到6點」的問題。它可以吸收中午最尖銳的部分光伏過剩，然後在晚高峰釋放。
但如果春天一個晴朗週末，從上午10點一直到下午4點都有200GW剩餘光伏，持續6小時，那麼需要轉移的電量就是：
1200GWh。
已經是全國現有新型儲能總能量的三倍左右。
所以，兩小時儲能能夠削平鴨子曲線的尖角，卻很難憑一己之力把整隻鴨子壓平。
真正解決鴨子曲線的，是“靈活性”
國際能源總署專門研究過中國這個問題。
IEA在《Meeting Power System Flexibility Needs in China by 2030》中預計，由於光伏快速成長，從2022年到2030年，中國電力系統日內和小時尺度的短期靈活性需求將增長到大約三倍，主要驅動力就是太陽能。
但IEA並沒有得出「中國應該建造幾TW電池」的結論。
恰恰相反，它認為2030年即使水力、電池和需求反應大幅發展，這些非化石靈活性資源合計大約只能滿足60%的短期彈性需求。
剩下的仍然需要煤電深度調峰、跨省交易以及其他靈活資源。
原因就在於，儲能只是一個選項。
例如，當中午出現100GW電力過剩時：
建造100GW電池是一種辦法；
讓煤電少發100GW也是辦法；
讓鋼鐵、電解鋁、化工企業把部分生產轉到中午也是辦法；
讓5000萬輛電動車各增加2kW充電功率，同樣可形成100GW負載；
甚至把西部的100GW電輸往東部，也是辦法。
它們對系統產生的核心作用是一樣的：
讓發電和用電重新匹配。
中國自己的實證研究早就觀察到了這個現象。
清華大學康重慶、張寧等研究團隊在《Applied Energy》發表的一篇關於青海高比例光電系統的研究中，建構了「機率鴨子曲線」模型。研究發現，透過降低煤炭電機組最低技術出力，可以顯著提高光伏消納能力：平均而言，煤電最低出力每下降1MW，每天可以多消納超過4MWh光伏電量。
清華大學張樞、陳文穎今年發表在《Nature Communications》上的一項中國能源系統研究進一步證明了需求面的重要性。
研究把逐小時電力平衡、儲能、工業負載調整和V2G——也就是電動車向電網反向送電——放進同一個能源系統模型。
結果顯示，積極利用需求反應，可以使抽水蓄能投資需求減少約23%；V2G在長期情境下最多可以移動約7%的尖峰負載。
這意味著未來中國很可能會發生一個重要變化：
我們今天把「什麼時候用電」視為消費者自己的事情。未來它會越來越成為重要的電力系統資源。
山東已經開始出現現實案例。
國家能源局公佈的數據顯示，僅2023年山東通過分時價格機制，就引導市場化用戶午間增加約350萬千瓦負荷，同時推動煤電深調371萬千瓦，全年因此增加新能源消納約69億千瓦時。
350萬千瓦是什麼概念？已經接近幾座大型抽水蓄能電站的調節功率。
而它沒有安裝一顆額外的電池。
為什麼中午的電價會越來越接近零？
理解了前面的物理機制，就可以理解負電價。
在一個電力市場裡，發電公司依照自己的邊際成本報價。
燃煤發電需要燒煤。
燃氣發電需要買天然氣。
煤電每多生產一度電，對應真實的燃料費用。
太陽能完全不同。
光伏板已經在那裡，太陽不要錢。
一旦電站建成，中午多發一度電的短期邊際成本接近零。
於是當光伏大量進入市場以後，它會不斷把供給曲線最左端、最便宜的一段拉長。
在經濟學裡，這叫做：
Merit-order effect－優先順序效應。
大量零邊際成本電源進入以後，高成本煤電、瓦斯機組被擠出去，市場出清價格自然下降。
但問題在於，很多傳統機組並不是想停就能停。
煤炭機組存在最低穩定出力。
核電更適合穩定運作。
熱電聯產機組冬天還要暖氣。
一台大型煤機停下來以後，幾個小時後重新啟動需要時間、燃料和額外成本。
因此，即使當前電價已經跌到零，它可能仍然寧願繼續運作。
如果此時光電仍大量湧入，供給持續超過需求，價格就只有一個方向：
跌到零以下。
也就是說，發電公司願意為了繼續發電而支付一小筆費用。
這就是負電價。
從經濟學意義上來看，負電價並不是市場失靈。
很多時候，它正是市場在非常精確地告訴所有參與者：
這一刻的電不是稀缺品，而是過剩品。
國際經驗已經非常清楚。
IEA統計，2024年上半年南加州批發市場超過20%的小時出現負電價，是前一年的三倍以上；南澳大利亞從2023年以來，大約五分之一的時間處於負電價。
歐洲同樣如此。 Ember統計，2024年歐盟平均約4%的小時電價為零或負數，是2023年的兩倍，幾乎所有歐盟電力市場都出現過這類現象。
大量實證研究把這種現象稱為新能源的「自我蠶食效應」（cannibalization effect）。
《Energy Economics》對加州市場的研究發現，隨著太陽能滲透率上升，中午批發電價持續下降，導致光伏本身獲得的平均電價下降；太陽能越多，每新增一度太陽能恰恰越容易降低其他太陽能的市場價值。
這是光電產業非常有趣的一種悖論：
它不是因為成本太高而失去競爭力，而是因為成本太低、大家都在同一個時間發電，最後把自己的產品價格打了下來。
實際上，中國的負電價，也早就出現了。
2025年10月，國家能源局市場監管處在記者會上公開表示，隨著新能源裝置佔比提高，山東、浙江等地已多次出現負電價；2025年9月，四川電力現貨市場甚至出現全天負電價。
國家能源局給出的原因非常典型：
四川當時來水同比偏豐六成，而氣溫下降導致負荷同比下降兩成，供給能力一度超過需求近四成，於是價格跌到了零以下。
光電大省山東，2025年4月的分散式光電現貨交易均價一度只有1.59分錢，接近零電價。
山東今年甚至在新能源消納政策中專門設計了對負電價時段的鼓勵措施：直接參與批發市場的用戶，如果大量用電集中在負電價時段，可以獲得更有利的市場結算安排。
換句話說，政策已經不再只是研究「怎麼避免負電價」。
它開始嘗試另一個想法：既然中午電這麼多，那就想辦法讓大家在這個時候多用電。
而且2025年中國新能源電價制度發生的重大改革，將進一步增強這種價格訊號。
國家發展委員會、國家能源局發布“136號文”，明確提出：
風電、太陽能上網電量原則上全部進入電力市場，上網價格由市場交易形成，並要求改善現貨市場價格機制。
這件事情的重要性甚至不亞於光電裝置超過煤電。
當太陽能太多的時候，價格就會越來越真實地告訴發電公司：這時候的電力確實沒有那麼值錢。
我們需要認識到，負電價不是新能源失敗，而是新能源成功到一定程度以後必然會出現的問題。
過去我們總是在研究如何讓光電適應人類的用電習慣。
以後可能需要反過來：
讓人類的生產和消費習慣去適應太陽。
甚至，零電價和負電價還可能帶動新產業的發展。
如果中午電價長期接近零，那麼過去因為耗電太貴而不經濟的產業會自動獲得新的商業邏輯。
例如氫氣生產。
冷庫冷凍、工業電爐、電解槽，甚至部分AI計算任務，也都可以在電便宜的時候增加負載。
光電正在第一次讓人類面對一個問題：
能源在某些時間太多怎麼辦。
這是一種幸福的煩惱。
