电力负荷“三连跳”！光伏成为电网主力
发布日期：2025/7/22
据国家能源局7月16日发布的重磅消息显示，全国最大电力负荷在当日首次突破15亿千瓦大关，达到惊人的15.06亿千瓦！
这是7月以来的第三次历史极值刷新——7月4日14.65亿千瓦、7月7日14.67亿千瓦，负荷曲线陡峭攀升。
负荷增大，喜忧参半
国家能源局明确表示，迎峰度夏能源保供已进入关键时期。空调24小时连轴转，用电量蹭蹭往上涨，这看似是发电厂的“好日子”——毕竟天越热，太阳越毒，光伏越吃香！在用电最紧张、负荷连创新高的节骨眼上，光伏自然成了电网离不开的“主力选手”。
然而，在这一电力需求持续爆发的背景下，出现一个历史上从未出现过的奇怪现象，用电需求创新高，电价却跌了。
这是为啥？
首当其冲的，是光伏在“迎峰度夏”关键期的重要性被急剧放大。负荷高峰往往伴随着强烈的日间用电需求，其中华东电网负荷达4.22亿千瓦，空调负荷占比约37%。
而光伏发电的出力曲线恰恰与日间用电高峰高度重合。这意味着，在负荷屡创新高的严峻保供形势下，光伏发电作为可预测的、与高峰时段匹配的清洁能源，其调峰价值、稳定电网的价值将被前所未有地重视。
但是，负荷高峰期的机遇也伴随着史无前例的“低价风暴”：江苏6月均价低至312.8元/兆瓦时，同比暴跌近100元/兆瓦时；山东分布式光伏现货交易更是在今年4月创下0.0159元/千瓦时（约15.9元/兆瓦时）的惊人地板价，击穿了传统火电的基准价格。
国家统计局给出了官方版本的能源价格下跌解释，认为是绿电带来的能源价格下跌。太阳能、风能等能源供给增多，导致电力热力生产和供应业价格走弱。
这一现象的核心驱动力，正是2025年“136号文”要求新能源电量全部市场化交易。在光照资源好、装机集中的省份如江苏、山东、安徽、广东、河南、湖北等，大量集中进入市场的低价绿电（尤其），在竞争激烈的现货市场中，极易形成“量增价跌”的局面。电力负荷的持续增大，在需求侧拉高了电力消耗总量，但在供给侧（尤其是光伏出力高峰时段），却加剧了市场交易中光伏电力的“内卷式竞争”，成为压低电价的关键力量之一。
光伏未来靠啥混
部分机构认为，“136号文的落地意味着过去新能源的补贴模式彻底终结，以火电为主的定价体系被彻底改写，而光伏等新能源价格会逐步成为中国电力市场的新锚”。因此，光伏要想在未来的高负荷时代继续风光，光会发电可不够。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局于发布了《电力辅助服务市场基本规则》，明确指出，辅助服务市场经营主体涵盖发电企业、售电企业、电力用户以及新型经营主体。
光伏企业作为发电企业的重要组成部分，在这一规则下，可以更加明确地依据自身发电特性，参与到电力辅助服务市场中。例如，在一些光照资源丰富且光伏装机量大的地区，光伏企业能够凭借自身的发电能力，在特定时段参与调峰、备用等辅助服务，通过市场机制获取相应收益，提升自身在电力市场中的价值。
比起看天吃饭，更要看价吃饭——盯紧电力市场的价格波动，预判哪个时间段的温度更高、电更值钱。此外，可以签一些中长期合同，虽然可能赚不到最高价，但能锁定一部分收益，减少电力白菜价的冲击，实现“旱涝保收”。
用电负荷越来越高是大势所趋。对光伏来说，未来发展答案离不开“市场化”和“灵活性”。能否在负荷持续增大的背景下，既抓住机遇提升消纳和价值，又有效应对低价挑战并补齐灵活性短板，将成为决定光伏产业下一阶段高质量发展的关键。
这场电价“大考”，才刚刚开始！
