本刊记者 谢玮

正午，阳光照在华北平原一户农家的屋顶上，一排排光伏板迎着阳光发电。屋里的电表“反向计量”——用不完的电，流进村里的配电网。

到了傍晚6点，这家人开空调、做饭、看电视，用电量一下子冲上来。这时候，太阳西斜，屋顶的光伏板已经发不出多少电了。

一户人家的电力“小账本”，折射出中国电力系统的一本“大账”。9月1日，国家能源局发布数据：截至7月底，全国光伏发电装机容量达到12.86亿千瓦，首次超过煤电的12.85亿千瓦，成为装机规模最大的电源品类。

这是一个标志性节点。新能源加快由补充电源走向装机主力，也折射出我国光伏制造、技术研发和工程建设的规模优势。

阳光已经能够被大规模收集。从西北戈壁延伸到东部沿海，从集中式电站铺展到厂房、村庄屋顶，越来越多的阳光正在进入中国的能源版图。

但“装得最多”，不意味着任何时候都能发得最多。光伏“登顶”之后，电力系统的考题从“还能装多少”，转向“如何接得住、送得出、存得下、用得好、保得稳”。

装机第一，是一个“里程碑”

装机12.86亿千瓦意味着什么？

装机容量，可以理解为发电设备在理想条件下能够达到的最大功率。但一种电源一年能发出多少电，还取决于利用小时数和出力时段。

煤电机组在燃料供应正常的情况下，可以相对稳定地连续运行；光伏则要“看天吃饭”，受到昼夜交替、云层和季节变化影响，利用小时数明显低于煤电。

“装机规模不等于实际发电能力和发电量。”中国电力企业联合会规划发展部副主任刘志强说，短期内煤电仍将是主要支撑电源，发挥系统安全兜底作用。

“光伏已经成为装机主体之一，并正在加快从‘装机大’走向‘电量贡献大’和‘系统价值高’。”中国光伏行业协会执行秘书长刘译阳说。

今年上半年，全国风电和太阳能发电量合计约1.25万亿千瓦时，占全社会用电量约24.6%。其中光伏发电量约6555亿千瓦时，增长很快，但煤电在电量供应、系统调节和安全保供中仍承担重要支撑作用。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强将光伏装机超越煤电视为一个“里程碑”，但这并不意味着电力系统已经发生根本性转折。

“光伏的装机走在电量前面。”他说，这个节点最明确的意义，是中国电力系统变得更清洁；与此同时，风光等波动性电源占比提高，对电网调节和保供能力的要求也越高。

这种要求，在一天之内便能看得清楚。

正午，西北大型光伏基地、东部工业园区和城乡屋顶光伏集中进入出力高峰，电力大量涌入电网。几小时后，太阳西斜，居民下班回家，生活用电快速增加，光伏出力却陡然回落。电力系统的净负荷曲线因此呈现出“中午下凹、傍晚陡升”的形态，业内称之为“鸭子曲线”。

一天之内，电力从“可能过剩”转向“需要补位”。光伏装机越多，这道转换题越受关注。

山东是国内光伏装机第二大省。2024年“五一”期间，山东电力现货市场曾连续22个小时出现负电价。

它并不意味着普通居民用电能“倒赚钱”，而是随着电力市场化改革推进，电力供需关系发出的价格信号：当新能源集中出力、用电需求偏低，而储存电力、增加负荷或灵活增加用电的能力不足时，市场价格就可能降至负数。

“中午大发、傍晚减弱，这一特点某种意义上是可以预测的。”林伯强说，电网会提前安排调度，为光伏回落后的电力缺口做好准备，这也是新能源大规模接入后，系统仍能保持总体稳定运行的重要原因。

但可预测不等于没有压力。一片云团飘过，就可能使局部光伏出力快速变化，高温天气又可能把晚高峰推得更高。电网需要在短时间内找到足够的电源补位，同时稳住频率和电压。新能源规模越大，需要调节的“坡度”往往越陡。

“以风光为主的新能源发电具有间歇性、随机性、波动性特点，尚未形成对传统电源的有效电力替代，导致电力系统面临保供、消纳、经济等多重压力。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳说，迫切需要增强新能源在系统需要时段的可靠出力、主动支撑和协同调节能力，支撑实现更大规模发展。

电网须跟着“换挡”

电网不是一根只要足够粗，就能容纳无限电量的电线。

传统电力系统主要围绕大型煤电、水电等同步电源建设。发电相对可控，电力从大电厂经过输电网、配电网，层层流向工厂和居民。

大规模光伏接入后，电源的地点、时间和技术特性都在变化。电网面对的不只是“电更多了”，而是“电从哪里来、何时来、以什么方式来”都不同了。

首先改变的是电力流向。

过去，电力系统大体按照“电厂发电、电网输送、用户用电”的方向流动。大型电厂通常接入高压输电网，电流一路流向城市、工厂和村庄。

分布式光伏改变了这条熟悉的路径。

当一户人家、一座厂房或一个村庄屋顶的光伏发电量超过自身用电量，多余电力便会送入公共电网。原本位于电网末端的用户，变成了既用电又发电的“产消者”。原本从变电站流向用户的电，开始反方向流动，这就是“反向潮流”。

这会给传统配电网带来新挑战，局部光伏集中接入后，可能出现电压越限、线路和变压器容量不足、保护装置不适应等问题。

“电网要接受这些不稳定的电，而且是在不稳定的时间送进来。”林伯强说，农村屋顶光伏单体规模较小，目前反向潮流的总体影响仍然可控，但随着接入量增加，配电网改造不可回避。他说，除了技术改造，还需要利用电价等机制调节发电和用电行为。

近年来，一些地方公布分布式光伏接入承载力评估结果，将部分县区标为黄色或红色区域，并非那里不能利用太阳能，而是现有配电网的“车道”接近饱和，需要先改造线路、变压器和调控系统。

其次，调度方式也必须改变。

过去，调度机构主要面对数量相对有限的大型电厂；现在，它还要感知和协调成千上万座分布式光伏、储能电站、充电桩和可调节负荷。

刘志强说，需要加强主网、配网和微电网协同发展的新型电网平台建设，并推动人工智能、大数据等技术深度应用，提高新能源出力预测精度和系统运行智能化水平。

再次，新能源接入还会改变维持电网稳定的方式。

煤电等传统大型发电机组本身就是电网的“定海神针”，它们转动时产生的惯性，像陀螺一样帮助电网维持频率稳定。光伏和风电通过电力电子设备并网，没有这个“旋转”的特性。新能源占比提高后，电力系统不仅要操心“电够不够”，还要补上稳频率、稳电压的能力。

这也是煤电短期内仍难以简单退出的原因。

刘志强说，煤电年均利用小时数虽在降，但它稳电网的安全价值更突出了，仍是电力系统安全运行的“压舱石”。

还有一个更直观的矛盾：光伏资源与用电负荷相距遥远。

我国大量风光资源集中在西北、华北，而主要负荷中心位于中东部。要把西部的阳光送往东部，需要建设跨越千里的输电通道。但“高速公路”建好，不代表所有绿电都能顺利上路。

“特高压需要足够大而且相对稳定的电力流量。”林伯强说，单靠输电线路解决不了新能源波动问题。新能源电力在进入远距离输送通道前，需要储能、煤电等资源“整形”，使送出的功率更加稳定。

2025年5月投产的陇东—山东±800千伏特高压直流工程，提供了一个观察样本。这条线路起于甘肃庆阳，止于山东泰安，输电距离915公里，每年可向山东输送360亿千瓦时以上电量。它连接的是“风光火储一体化”综合能源基地：风光提供清洁电力，火电和储能参与调节，再通过特高压送往负荷中心。

这不只是为新能源“修一条线”，而是把电源、储能和电网放在一张图上统筹建设。

从“装多少”到“用得好”

从12.86亿千瓦再出发，衡量光伏发展的标尺正在变化：不仅要看铺了多少块光伏板，还要看有多少绿电没有被浪费，多少电能在晚高峰及时送达，多少波动被平稳化解。

刘译阳打了个比方，光伏就像一个“靠太阳开关的水龙头”，晴天水流大，夜晚基本没水，家庭用水集中在早晚。“电网、储能、灵活负荷和电力市场，就相当于水管、水箱和调度规则。”水管通不通、水箱够不够、调度灵不灵，决定了“阳光电”能否被接住、送出去、用起来。

这是一道系统题。

首先是把电送到需要它的地方。资源在西北，负荷在中东部，先要把路修通。大型基地、跨区输电通道和调节电源，需要同步规划、协同建设；分布式光伏密集接入，则要改造城乡配电网这套“毛细血管”。

空间上的距离可靠电网跨越，时间上的落差则要靠多种资源弥合。中午的电挪到傍晚，储能可以出力；光伏骤降时，抽水蓄能、水电和灵活煤电及时补位。

电源和电网之外，用电需求也要改变。通过分时电价和需求响应，工厂可以把部分工序移到光伏大发时段，电动汽车可以在午间有序充电，冷库、数据中心等也可以灵活调整负荷。对家庭而言，热水器、洗衣机等电器同样有可能通过智能控制，更多使用白天的光伏电。

一位受访行业专家说：过去主要是“电源跟着负荷走”，新能源占比提高后，也要让一部分负荷学会“跟着电源走”。这并非要求人们围着太阳安排生活，而是把那些“早一点、晚一点都可以”的用电需求，更合理地分布到一天之中。

市场则要为这种灵活性标出价格。同样一度电，正午集中涌入和晚高峰及时送达，分量并不相同。现货市场、辅助服务市场、绿电交易不断完善，也会让能存电、会调节、愿错峰的主体得到回报。

负电价也好、峰谷价差也罢，本质上都是在提醒市场：电的价值不仅取决于是否清洁，还取决于在什么时间、什么地点送达。

阳光已经被大规模收集。接下来，要让电网接得住、输得远、存得下，也要让市场和用户更懂得如何使用它。

光伏登顶不是终点。真正的考验，是把正午戈壁和屋顶上倾泻而下的阳光，变成千家万户触手可及的温暖、生产线上的轰鸣，以及每一盏夜晚稳定点亮的灯。