目前德國、西班牙及法國等主要市場的太陽能發電量持續增加，部分晴朗時段甚至可滿足超過一半的用電需求。不過，太陽能發電集中於中午時段，傍晚則快速下降，使供電時點與用電需求之間的落差持續擴大。
供給過剩也持續壓低批發電價。當大量太陽能同時併網時，市場價格往往跌至低點，甚至出現負電價，發電業者必須付費才能持續供電，進一步侵蝕再生能源投資報酬率。
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LSEG資料顯示，2026年上半年，德國、法國、荷蘭、比利時、義大利及西班牙等六國太陽能發電的平均捕獲電價（Capture Price），較2023年時的同期水準平均下跌42%，反映新增裝置容量已開始壓縮既有電廠的收益能力。
另一方面，電網消納能力不足，也使棄光（Curtailment）情況日益嚴重。當電網無法吸收所有發電量時，系統營運商只能要求電廠降低發電量。LSEG統計，2026年迄今，德國及西班牙的太陽能棄光規模均創下新高，其中德國5月棄光約1.28 TWh，西班牙則超過2.4 TWh。
除技術性限電外，經濟性棄光也逐漸增加。當電價跌至深度負值時，部分發電業者選擇主動停機，以避免承擔更大的虧損。
對公用事業而言，太陽能快速成長形成雙面刃。一方面，再生能源裝置持續增加，有助推動能源轉型；另一方面，電價波動加劇，使以太陽能為主的發電資產收益惡化。相較之下，天然氣、水力及電池儲能等具備彈性調度能力的電源，則更能受惠於電價波動。
為穩定收益，不少業者開始增加長期購電協議（PPA）布局，並投資電池儲能及電網平衡服務。不過，目前相關措施仍不足以完全抵銷太陽能捕獲電價持續下滑帶來的衝擊。
市場普遍認為，歐洲面臨的挑戰並非太陽能發電過多，而是電網彈性不足。未來若要持續擴大再生能源占比，除增加太陽能裝置容量外，仍須同步加快儲能建設、跨區輸電及需求面管理，才能將快速增加的綠電有效轉化為具經濟價值的電力供應。
※本文轉載自優分析，原文見此。
