當不同電力企業正在為發電權而爭得不可開交之際，另一邊，則是隨著夏季氣溫的節節攀升，部分地區的停電情況仍在不時發生。
這直接形成了中國電力行業的最大尷尬。一邊是整體的發電設備利用小時數持續下降，一邊卻是仍要忍受高峰時的停電以及電網線路的超負荷運轉。
分析來看，解決這一困局的思路無非以下兩方面：一，要么增加配電網的投資，但相對應的也要增加與之配套的高峰時的電源；二，要么從用電側下功夫，包括大幅調整峰谷時的電價差以及鼓勵類似分布式光伏電站的應用等。
當然，在分布式光伏電站的布局方面，可能也需要因地制宜。
比如，對于晝夜溫差較大的地區，可以選擇在用戶側建分布式電站；而對于晝夜溫差較小的地區，由于晚上同樣面臨著大量空調的使用，即便選擇在居民屋頂上建設分布式電站，如果沒有與之配套的儲能設施，晚上用電高峰時可能也仍然面臨無電可用的局面。
對于工商業企業而言，在光伏電站的安裝上，則可以與有序用電方案相掛鉤。對于有條件安裝光伏電站的企業，可以大幅下調其高峰時的用電量或者上調高峰時的用電價，以迫使其主動安裝光伏電站。
其實，如果進一步打開思路，目前高峰時的用電格局，不妨可看作是對光伏電站規劃者提出的一個新問題：如果將光伏電站的年度指標與當地用電情況相互配合和協調，而不是盲目、隨意的建設光伏電站，在這種系統思維下的電站規劃與布局，是不是既降低整個社會的用電成本，同時也為光伏電站迎來了更大的發展空間？
高峰時限電依舊
來自各地的數據顯示，隨著伏天的到來，各地的用電量也正在節節攀升。
西北電網數據顯示，7月13日，西北電網創下用電負荷8144萬千瓦、用電量18.28億千瓦時的歷史新高。此外，陜西、新疆電網負荷同期也分別創出2259萬千瓦、2804萬千瓦的歷史新高，甘肅電網負荷也保持高位運行。
與之類似，進入7月后，鄭州地區用電負荷節節攀升，近期連續3次刷新紀錄。7月13日14時鄭州電網最大負荷達到951.2萬千瓦，較2016年最高紀錄增加了88.7萬千瓦，同比增長10.3%。
來自鄭州當地媒體的報道還顯示，受用電大增，包括惠濟區、高新區北部、鄭東新區CBD周邊及古滎附近部分區域出現了超電網供電能力限電的情況。
上述報道還顯示，部分地區之所以出現電力供應受限，關鍵在于規劃好的變電站無法落地。位于惠濟區大河路田園路附近220千伏北郊變、鄭東新區康寧路康寧街附近110千伏古城變、高新區長青路玉蘭街附近110千伏雪蓮變、中原區伊河路秦嶺路附近110千伏桐柏變等7座已規劃變電站，均無法落地。
精細化規劃光伏電站布局
對于當前的用電結構性矛盾，有些可能只能通過電網端來解決，比如一些夏季氣溫溫差較小的地區，由于晚上同樣面臨著大量空調的使用，即便選擇了布局分布式電站，如果沒有與之配套的儲能設施，晚上用電高峰時可能仍然面臨無電可用的局面。
而對于一些晝夜溫差較大且夏季高峰時缺電的地區，由于晚上用電負荷較小，則不一定非得通過電網測來解決用電矛盾，可以將這些地區的用電與光伏電站的年度規劃來綜合予以考慮，比如將年度的光伏電站指標盡力向其傾斜。
對于工商業企業的太陽能光伏電站安裝，可以與有序用電方案相掛鉤，對有條件安裝光伏電站的企業，可以大幅下調其高峰時的用電量或者上調高峰時的用電價，以迫使其主動安裝光伏電站。
以上一孔之見，僅在于凸顯一個問題，即中國的電力行業需要更精細化的統籌和管理，尤其是在電力交易已經逐漸開啟的大背景下。不然，對于已經習慣了靠強制力來進行行業管理的電力參與主體而言，可能會很難與電力交易下的市場化要求合拍。
