15.53亿千瓦负荷创新高：太阳落山后，才是电网最难熬的几个小时

这几天实在太热了。

空调从早开到晚，全国用电负荷也一次次往上冲。最新公布的最高值是15.53亿千瓦，比去年极值高出约4500万千瓦。江苏、湖北等地的电网负荷，也在不断刷新纪录。

看到这个数字，很多人的第一反应是：又到迎峰度夏最紧张的时候了。

不过，如果把一天的用电和发电曲线摊开来看，会发现现在最让电网紧张的，未必是中午最热的时候。

中午太阳足，光伏电站集中发电。天气好的时候，光伏能替电网扛住很大一部分空调负荷。真正麻烦的时段，往往出现在下午五六点以后。

太阳开始往下落，光伏出力迅速减少，写字楼和商场还没关门，工厂仍在生产，居民陆续回到家里，空调、照明、做饭用电又叠了上来。

一边是电源快速退出，一边是负荷迟迟不降。

这几个小时，可能比中午更难熬。

01

光伏扛住了午峰，却留下一个晚峰

以前说迎峰度夏，主要担心发电能力够不够。

火电开足、水电顶上、跨省送电通道尽量多送一些，电力供应大体就能稳住。现在风电、光伏装机越来越多，问题变得复杂了一些。

白天有太阳时，光伏确实能顶上来。

假设一个地区中午的用电负荷是1亿千瓦，其中3000万千瓦由光伏提供，那么煤电、水电、核电和外来电实际需要承担的，并不是完整的1亿千瓦。

这也是为什么有些光伏装机较多的地区，中午明明很热，现货电价却不一定高。有时光伏发得太集中，电网还要想办法让储能充电，或者引导工厂把生产任务挪到中午。

到了傍晚，账就完全不一样了。

用电负荷可能只从1亿千瓦降到9000万千瓦，光伏却可能从3000万千瓦降到几百万千瓦。消失的那部分电力，必须由其他电源在很短的时间里补上。

这才是晚峰真正难处理的地方。

问题不只是“差多少电”，还有“多快补上”。

火电机组爬坡需要时间，水电受来水和库容约束，跨省通道不可能临时无限增加送电。风电能不能接上，还要看当天傍晚到底有没有风。

储能看上去最合适：中午充电，晚上放电。

可实际运行没有这么简单。

02

储能最怕的，是电放早了

截至2025年底，全国新型储能装机已经达到1.36亿千瓦、3.51亿千瓦时，平均储能时长约2.58小时。

这个规模已经不小，但2.58小时意味着什么？

意味着储能可以解决一段时间的问题，却不可能包办整个夜间保供。如果下午五点开始放电，到了晚上七八点，电池可能已经接近放空；如果一直等到晚上七点才放，又可能错过光伏下降最快的那一段。

到底几点放，放多大功率，不能每天照着同一张计划表执行。

晴朗天气下，光伏下降相对有规律；如果下午突然生成对流云团，光伏可能提前下滑；如果高温持续到夜间，空调负荷下降速度又会比预想的慢。

更麻烦的是风。

有些时候，光伏下去以后，晚间风速逐渐增大，风电刚好接上；有些时候，白天闷热、夜里仍然少风，风电接力就会落空。储能原本只需要顶两小时，最后可能要撑更久。

所以，储能的价值并不只是“装了多少”，还要看它有没有在正确的时间被调用。

电放早了，真正缺电时没有余量；电放晚了，前面的爬坡缺口没人填。两种情况看起来只差一两个小时，实际收益和保供效果可能完全不同。

03

全天预测很准，不代表晚峰不会出事

现在新能源场站基本都有功率预测系统，电网也在做负荷预测和新能源出力预测。

但有一个问题一直容易被忽视：很多系统仍然习惯用全天平均准确率判断模型好不好。

这在过去或许够用，现在未必。

比如一个光伏预测模型，一天96个点，大多数时间预测得都不错，只在傍晚光伏快速下降时连续错了几个点。算全天平均误差，成绩可能仍然很好。

可对电网和电力交易来说，偏偏就是这几个点最值钱。

中午一点，光伏比预测少发10万千瓦。这个时段电力相对充足，可能只是少了一部分低价电。

傍晚六点半，光伏比预测少发10万千瓦。此时太阳正在落山，空调负荷还没下来，储能也许已经开始放电，这10万千瓦就可能变成需要紧急补上的缺口。

同样的预测误差，放在不同时间，代价完全不同。

因此，功率预测不能只盯着一条日准确率。至少还应该单独观察：

傍晚的光伏下降是否提前了，下降速度有没有预测准

晚间风电什么时候起，能不能接住光伏留下的缺口

高温负荷会在高位停留多久

储能应该在哪一个点开始放电

真正对调度有用的，不是简单告诉他“明天光伏发电量是多少”，而是提前提醒：

下午五点以后，光伏会以多快的速度往下掉；到了六点半，系统还差多少电；这段缺口大概要持续多久。

这几个问题，比一个看上去很漂亮的全天平均准确率重要得多。

04

下一步要预测的，是“缺口”

过去，光伏预测关注的是一条发电曲线。

未来只看这条曲线不够。还要把光伏、风电、用电负荷和储能状态放在一起，计算真正需要其他电源承担的净负荷。

这条净负荷曲线，才是晚峰风险最直接的反映。

如果第二天晴朗、风电接续较好，晚峰可能并不严重；如果下午有对流云团、晚上又处于低风速状态，同时高温负荷下降缓慢，那么即便全天新能源发电量不少，傍晚依然可能紧张。

这也是气象预测在电力交易中越来越重要的原因。

温度决定空调负荷会升到什么程度；云量和辐照度决定光伏何时下降；风速变化决定风电能否接棒；降雨发生的时间，又会影响城市降温和晚间负荷回落。

这些气象要素并不是分开起作用的。

一次发生在下午四点的雷阵雨，可能让光伏提前下降，却也可能让气温迅速降低、空调负荷回落。光伏少发了，负荷也降了，电力缺口未必扩大。

但如果只有云团经过，没有形成有效降雨，光伏出力掉下去了，温度却依旧很高，情况就会完全不同。

这类细节，靠一条简单的天气预报很难说清楚。它需要更细的时间尺度，也需要把天气变化真正转化成光伏、风电和负荷曲线。

05

中午的一度电，和晚上七点的一度电不一样

新能源行业过去习惯比较装机规模、年发电量和利用小时数。

这些指标当然重要，但电力市场正在提醒所有人：电不只是有多少，还要看它什么时候出现。

中午光伏大发时，一度电可能卖不上好价格；晚上七点系统最需要电时，同样一度电的价值可能完全不同。

对于场站来说，今后不能只关心“明天能发多少”，还要关心哪些时段最容易发生预测偏差，以及这些偏差会造成多大交易损失。

对于储能来说，也不能只追求每天完成一次充放电，而要尽量把有限的电量留给真正有价值的时段。

对于售电公司和电力交易员来说，天气预报也不再只是看看明天热不热、有没有雨，而要进一步判断天气会怎样改变负荷、风光出力和现货价格。

太阳每天都会落下去，这件事没有不确定性。

真正的不确定，是太阳落山以后，光伏留下多大的缺口，风电什么时候能接上，储能又能撑多久。

15.53亿千瓦的负荷新高值得关注。

但对新能源行业来说，比这个数字更重要的，是下午五点到晚上八点之间，那条正在快速抬升的净负荷曲线。

未来迎峰度夏最难打的一仗，很可能就藏在这三个小时里。

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