全球太陽能跨越 3 太瓦，真正的考驗才剛開始

這個數字幾乎沒有引發大規模關注，卻代表能源轉型出現了根本變化：全球建設清潔能源基礎設施的速度，已經從「以十年計」壓縮到「以年甚至月計」。而當太陽能規模大到足以改變電力市場後，問題也不再只是能裝多少面板，而是電網能否把電送到需要的地方、儲能能否把供電時間移到晚上，以及市場規則能否適應新的供電結構。

從第一個太瓦到第三個太瓦：部署速度急劇加快

太陽能產業最值得注意的變化，是每新增 1 太瓦所需的時間不斷縮短。

2012 年全球太陽能容量突破 100 吉瓦後，花了超過 10 年才累積至第一個太瓦；第二個太瓦在不到 3 年內完成；第三個太瓦更只用了不到 2 年。

年度新增容量也呈現同樣的加速度：全球每年新增太陽能容量已從 2016 年的不到 100 吉瓦，升至 2025 年的逾 650 吉瓦。 SolarPower Europe 資料顯示，2025 年全球新增太陽光電容量創下 664 吉瓦的紀錄，推動累計裝機量在 2026 年初越過 3 太瓦。

不過，2026 年可能會出現短暫降溫。BloombergNEF（BNEF）預測，全球今年新增太陽能容量為 649 吉瓦，較前一年下滑 0.9%，這將是現代太陽能產業有紀錄以來首次年度收縮。 SolarPower Europe 的中情境預測則更為保守，估計 2026 年新增容量將下降 8%，至 612 吉瓦。

這並不代表需求突然消失。分析認為，電網壅塞、許可程序延誤、儲能不足，以及主要市場的政策重新調整，才是增速放慢的主要原因。 BNEF 與其他預測機構預期，全球新增量將在 2027 年恢復成長。

中國的矛盾：建設速度全球第一，棄電問題卻在惡化

中國仍是全球太陽能擴張的核心。中國新增的風電與太陽能容量，超過世界其他地區的總和；2025 年，中國約佔全球新增太陽光電裝機量的 60%。

但中國的電網，尤其是西北部與北部資源富集地區的輸電系統，未能完全跟上發電設施的建設速度。大量太陽能電站位於遠離東部沿海工業與人口中心的地區，輸電瓶頸使部分電力無法送達需求端。

結果是「棄電」增加。棄電指的是電力已經生產出來，卻因電網容量、需求或調度限制，未能輸送給用戶。2026 年 1 至 2 月，中國太陽能棄電率升至 9.2%，高於一年前同期的 6.1%；風電棄電率也由 6.2% 升至 8.5%。 在部分資源豐富省份，太陽能棄電率更達 10% 至 17%。

Carbon Brief 的分析指出，問題不只是缺少輸電線路，更涉及燃煤電廠與電網調度缺乏彈性。僵化的市場規則，以及對煤電運轉的既有激勵，可能導致電網在新太陽能電站陸續併網時，反而優先壓低可再生能源出力。

目前，風電與太陽能合計只約佔中國特高壓輸電線路輸送電量的 20%，煤電則佔 42%。 這形成一個尷尬局面：再生能源裝機屢創新高，煤炭發電量與排放卻可能同步上升。Carbon Brief 估算，中國 2026 年初二氧化碳排放量上升 2%，部分原因正是風電與太陽能遭棄用後，必須由化石燃料發電補上缺口。

中國太陽能市場也可能在 2026 年迎來自 2019 年以來首次年度收縮。 這顯示，下一階段的瓶頸不一定是製造更多面板，而是讓現有面板真正發出的電能被電力系統吸收。

巴基斯坦與非洲：由家庭和企業推動的太陽能熱潮

在中國面對大型電網整合難題的同時，全球南方部分市場正出現另一種太陽能革命：由家庭、商店與企業自行安裝屋頂面板，形成分散式、由用戶主導的擴張。

巴基斯坦是最突出的例子之一。根據 REN21 資料，巴基斯坦淨計量屋頂太陽能容量在 2025 年 4 月已達 5.3 吉瓦；僅 2024 至 2025 財政年度前 10 個月，就新增約 2.8 吉瓦。 另一項分析則估計，該國淨計量屋頂太陽能容量從 2023 年的不到 1 吉瓦，增至 2025 年 3 月約 4.9 吉瓦；2024 年進口的太陽能面板約達 16 吉瓦。

這波成長與高昂的零售電價、改善中的淨計量制度，以及近年面板價格大幅下跌有關。 到 2025 年初，屋頂太陽能據報已約佔巴基斯坦電力供應的四分之一。 巴基斯坦政府官員也向 Reuters 表示，2026 年白天時段，部分重要工業區的屋頂太陽能發電量可能超過電網需求。

非洲同樣加速部署。全球太陽能理事會表示，非洲在 2025 年新增約 4.5 吉瓦太陽光電容量，年增 54%，創下該地區最快的年度成長紀錄。 南非新增 1.6 吉瓦，尼日利亞新增 803 兆瓦，埃及新增 500 兆瓦。 尼日利亞的累計裝機容量則從 2024 年底約 385 兆瓦，升至 2025 年底接近 1.19 吉瓦，年增 141%。

這些市場說明，太陽能成長未必只由大型電廠帶動。當電網供電昂貴、不穩定，或面板與逆變器價格下降時，家庭與企業也可能直接成為能源轉型的推動者。

3 太瓦之後，儲能將成為關鍵配套

太陽能規模越大，系統整合的難度也越高。中午陽光最強時，太陽能大量供電；但用電需求往往在傍晚才達到高峰。當電網沒有足夠的儲能或調度彈性，就可能出現棄電，以及批發電價跌至零以下的情況。

加州與澳洲部分市場已出現這類壓力：中午時段太陽能供應過剩，造成電價下跌，甚至出現負電價。 對開發商而言，這會形成「價值稀釋」或「價格蠶食」——裝置容量雖然增加，但每一度太陽能電力能換回的收入可能下降，進而削弱投資回報。

BNEF《新能源展望 2026》將儲能視為太陽能下一階段的核心基礎設施。該機構預測，全球電池儲能容量將由 2025 年的 223 吉瓦，增至 2035 年的 3.8 太瓦，增加約 17 倍。

電池的作用不只是備用電力，更是把中午的太陽能移到晚間使用，減少棄電，緩解電價蠶食，並協助維持發電資產的投資回報。若儲能部署未能同步擴大，白天電力過剩可能壓低收益，拖慢下一輪太陽能建設。

長期展望：太陽能可能在 2032 年成為全球最大電力來源

短期內，太陽能產業可能面對增速放緩、電網壅塞與市場規則調整；但長期趨勢仍然強勁。BNEF 預計，受供應過剩、技術進步與成本下降推動，太陽能將在 2032 年成為全球最大的單一電力來源。

對累計容量的預測也相當積極：BNEF 預計全球太陽能容量到 2036 年將超過 9 太瓦，2030 年則可能達到 6 至 7 太瓦。 SolarPower Europe 的中情境預測則估計，2030 年全球太陽能容量約為 6.6 太瓦。

國際能源署光伏系統計畫（IEA PVPS）指出，截至 2025 年底，光電的理論滲透率已達全球電力需求的約 10.5%，且仍將快速上升。

因此，3 太瓦不是單純的容量紀錄，而是一個分水嶺。太陽能如今已大到足以重塑電力市場、暴露輸電系統弱點，並迫使各國重新思考煤電調度、電價設計與儲能投資。接下來的關鍵，不是世界能否繼續生產更多太陽能面板，而是能否把這些面板轉化為穩定、可輸送、在正確時間抵達用戶手中的電力。