การผลิตโซลาร์ทั่ว EU กำลังทำสถิติสูงขึ้น แต่เศรษฐศาสตร์ของการผลิตนั้นกำลังซับซ้อนขึ้น (คณะกรรมาธิการยุโรป)ในไตรมาสแรกของปี 2026 จำนวนชั่วโมงราคาติดลบรวมในตลาด day-ahead ของ EU-27 แตะ 1,223 เพิ่มจาก 593 ในปีก่อนหน้า สเปนบันทึก 347 ชั่วโมงจากทั้งหมดนั้น ขณะที่ตลาด Nordic หลายแห่งเห็นราคาติดลบน้อยลงกว่าเดิม (pv magazine)
พาดหัวอ่านง่ายเหมือนเป็นอีกเรื่องหนึ่งของ renewable oversupply แต่นั่นเป็นเพียงส่วนหนึ่งเท่านั้น ราคาติดลบมักเกิดเมื่อหลายสิ่งเกิดพร้อมกัน: การผลิตสูง ความต้องการอ่อน ความสามารถจำกัดในการเคลื่อนย้ายไฟฟ้าข้ามพรมแดนหรือผ่านโครงข่าย และความยืดหยุ่นที่อื่นในระบบไม่พอ โซลาร์มักเกี่ยวข้องเพราะ output กระจุกตัวกลางวัน แต่แทบไม่เคยเป็นเหตุผลเดียวที่ราคาตกต่ำกว่าศูนย์
สำหรับโครงการโซลาร์ ประเด็นที่สำคัญกว่านั้นเริ่มก่อนราคาจะติดลบจริง
เมื่อโซลาร์มากขึ้นหมายถึง Capture Value ต่ำลง
ราคาขายส่งเฉลี่ยไม่จำเป็นต้องสะท้อน market value ของ output จากโรงไฟฟ้าโซลาร์ การผลิตโซลาร์กระจุกตัวในช่วง daylight hours และชั่วโมงเหล่านั้นก็กำลังเป็นช่วงเดียวกับที่ PV power จำนวนมากเข้าสู่ตลาดพร้อมกัน เมื่อ supply ช่วงกลางวันเพิ่มขึ้น ราคาช่วงนั้นอาจตกลงแม้ค่าเฉลี่ยตลาดโดยรวมยังค่อนข้างแข็งแรง
นี่คือสิ่งที่ capture price มีไว้แสดง Solar capture price คือราคาขายส่งแบบ generation-weighted ในชั่วโมงที่โซลาร์กำลังผลิต ส่วน capture rate เปรียบเทียบตัวเลขนั้นกับราคาตลาดเฉลี่ยในช่วงเวลาเดียวกัน
ความแตกต่างนี้ยากขึ้นเรื่อย ๆ ที่จะมองข้าม ข้อมูล LSEG ที่ Reuters อ้างถึงแสดงว่า average solar capture prices ในเยอรมนี ฝรั่งเศส เนเธอร์แลนด์ เบลเยียม อิตาลี และสเปน ในครึ่งแรกของปี 2026 ต่ำกว่าช่วงเดียวกันของปี 2023 ประมาณ 42% (Reuters)
Kpler ยังรายงาน solar capture rates ที่อ่อนผิดปกติในหลายตลาดยุโรปช่วง spring 2026 โดยมีความแตกต่างมากระหว่างประเทศและฤดูกาล (Kpler)
เรื่องนี้กระทบ merchant projects ทันทีที่สุด เพราะเปิดรับราคาขายส่งโดยตรง PPAs, CfDs และกลไกสนับสนุนอื่นอาจลดหรือปรับรูป exposure นั้นได้ แต่ไม่ได้ทำให้สัญญาณตลาดพื้นฐานหายไป Capture values ที่ต่ำลงยังอาจมีผลต่อการกำหนดราคา contract ในอนาคตและการจัดหาเงินทุนสำหรับโครงการใหม่
ฝรั่งเศสแสดงให้เห็นว่าสิ่งนี้เคลื่อนจาก market pricing ไปสู่การปฏิบัติงานของ plant ได้เร็วแค่ไหน
ภายในสิ้นปี 2025 ฝรั่งเศสแผ่นดินใหญ่มี installed solar capacity 30.4 GW หลังเพิ่ม 5.9 GW ในปีนั้น RTE รายงาน solar output modulation ประมาณ 1.6 TWh ในปี 2025 หรือราวสองเท่าครึ่งของระดับที่บันทึกในปี 2024 (RTE)
เฉพาะช่วงราคาติดลบ RTE ประเมินว่าการผลิต wind และ solar ประมาณ 3 TWh ไม่ได้ถูกผลิตในปี 2025 ประมาณ 1.6 TWh มาจาก solar และราว 1.3 TWh จาก onshore wind RTE เชื่อมโยงการเพิ่มขึ้นนี้กับราคาติดลบที่เกิดถี่ขึ้น การผลิต solar ที่เพิ่มในฝรั่งเศสและตลาดเพื่อนบ้าน และสัดส่วน renewable capacity ที่สามารถลด output เพื่อตอบสนองสภาพตลาดได้มากขึ้น (RTE)
นโยบายกำลังเคลื่อนไปในทิศทางเดียวกัน คำสั่งของฝรั่งเศสลงวันที่ July 20, 2026 ลด threshold ขนาดของ installation ที่อยู่ภายใต้ข้อกำหนด shutdown เหล่านี้จาก 10 MW เป็น 1 MW โครงการมากกว่า 5 MW หรือ 5 MWp สำหรับ photovoltaic installations จะอยู่ภายใต้ข้อกำหนดตั้งแต่ December 1, 2026 โครงการระหว่าง 1 MW ถึง 5 MW หรือ 1 MWp ถึง 5 MWp สำหรับ PV จะตามมาตั้งแต่ March 1, 2027 (Légifrance)
แบตเตอรี่เข้ามาอยู่ตรงไหน
เมื่อ renewable plants ถูกขอให้ตอบสนองต่อราคาต่ำหรือติดลบอย่าง active มากขึ้น คำถามก็หันไปหา storage โดยธรรมชาติ
หากส่วนหนึ่งของปัญหาคือไฟฟ้ามาถึงผิดเวลา แบตเตอรี่สามารถย้ายบางส่วนของมันได้
โครงการ solar-plus-storage สามารถ charge เมื่อราคากลางวันอ่อน และ discharge ภายหลัง แทนที่จะ export ทุก megawatt-hour ที่มีทันทีที่ผลิตได้ IEA ระบุ energy shifting เป็นหนึ่งในบทบาทหลักที่แบตเตอรี่ทำได้ในระบบที่มีสัดส่วน wind และ solar สูง โดยเฉพาะเมื่อ renewable output สูงและ demand ต่ำ (IEA)
อัปเดตไฟฟ้ากลางปี 2026 ของ IEA ยังชี้ถึง intraday price spreads ที่กว้างขึ้นในหลายตลาดยุโรป และคุณค่าที่ spread เหล่านั้นสร้างให้ flexible resources เช่น batteries และ demand response (IEA)
สำหรับ solar plant สิ่งนี้สามารถปรับปรุง timing ของการขาย ไฟฟ้าที่มิฉะนั้นจะถูก export ในช่วงราคาอ่อนสามารถเก็บไว้ใช้ทีหลัง พลังงานบางส่วนที่อาจถูก curtail ด้วยเหตุผลทางเศรษฐศาสตร์อาจถูก stored แทน โครงการไม่ได้ผลิตไฟฟ้า solar มากขึ้น แต่กำลังเปลี่ยนเวลาที่ส่วนหนึ่งของไฟฟ้านั้นสัมผัสตลาด
มีข้อจำกัดชัดเจนว่าทำได้ไกลแค่ไหน
แบตเตอรี่ 1 MW/2 MWh สามารถ discharge ที่ rated power เต็มได้ประมาณสองชั่วโมง หาก surplus solar generation ยาวห้าหรือหกชั่วโมง แบตเตอรี่ไม่สามารถดูดซับได้ทั้งหมด หากเข้าสู่ช่วงราคาต่ำโดยมีประจุอยู่บางส่วนแล้ว headroom ที่มีจะยิ่งเล็กลง
การคำนวณเชิงพาณิชย์ยังซับซ้อนกว่าการซื้อไฟตอนราคาต่ำสุดและขายตอนราคาสูงสุด Round-trip losses, degradation, cycling strategy, grid constraints และ battery availability ล้วนทำให้ spread นั้นไม่เรียบร้อยเท่าที่ดู แบตเตอรี่อาจกำลังสร้างรายได้จาก ancillary services หรือตลาดอื่นด้วย หมายความว่าการใช้มันเพื่อโอกาสหนึ่งอาจมี opportunity cost ในอีกที่หนึ่ง
นี่คือเหตุผลที่รายได้ arbitrage แบบ modeled ต้องถูกใช้อย่างระมัดระวัง ราคากลางวันติดลบตามด้วยราคาช่วงเย็นสูงสามารถบอกว่ามี spread ที่มีค่าอยู่ แต่ไม่ได้บอกว่า battery project ทุกแห่งจะทำรายได้จริงเท่าไร
ราคากลางวันที่ต่ำสามารถลด opportunity cost ของ charging ขณะที่ราคาที่สูงขึ้นช่วงหลังของวันอาจหนุนรายได้ discharge
ระบบกักเก็บพลังงานเป็นเพียงส่วนหนึ่งของปัญหา Flexibility
ข้อจำกัดเดียวกันปรากฏในระดับระบบ แบตเตอรี่มีประโยชน์เมื่อปัญหาสามารถเลื่อนข้ามชั่วโมงได้ แต่ไม่สามารถกำจัด transmission bottleneck ได้ การที่ storage จะช่วยบรรเทา congestion ได้หรือไม่ ขึ้นกับว่ามันเชื่อมต่ออยู่ที่ไหน charge และ discharge เมื่อไร และข้อจำกัดเฉพาะของเครือข่ายคืออะไร
ปัญหา flexibility บางอย่างยังกินเวลานานกว่าช่วงไม่กี่ชั่วโมงที่ lithium-ion batteries มักเหมาะที่สุด ปัญหาอื่นเกิดจาก demand ที่ไม่ยืดหยุ่น generation constraints หรือ market design มากกว่าการขาด storage ระยะสั้นอย่างง่าย
กรอบของ IEA เองสะท้อนเรื่องนี้ Storage อยู่เคียงข้าง demand response, more flexible generation, controllable distributed solar, stronger price signals, grid expansion และ interconnection (IEA)
ฟินแลนด์และสวีเดนน่าสนใจในแง่นี้ ทั้งสองบันทึกชั่วโมงราคาติดลบน้อยลงในปี 2025 และ IEA ชี้ถึงปัจจัยที่เป็นไปได้หลายอย่าง รวมถึงการเปลี่ยนแปลง cross-border market coupling, storage เพิ่มเติม และ generation กับ consumption ที่ตอบสนองต่อราคามากขึ้น (IEA)
คุณค่าของโซลาร์กำลังขึ้นกับเวลามากขึ้น
สิ่งที่เปลี่ยนไปคือวิธีที่ต้องทำความเข้าใจคุณค่าของโซลาร์ การผลิตไฟฟ้ามากขึ้นยังสำคัญ แต่ annual megawatt-hours เล่าเรื่องได้น้อยลงเมื่อ generation จำนวนมากมาถึงในหน้าต่างเวลาแคบเดียวกัน
ราคาที่ผูกกับ megawatt-hours เหล่านั้นขึ้นกับ timing มากขึ้นเรื่อย ๆ
Battery storage ให้ solar projects มีความสามารถบางส่วนในการเปลี่ยน timing นั้น ซึ่งเป็นเหตุผลที่คุณค่าของมันเพิ่มขึ้นเมื่อราคากลางวันอ่อนลงและ intraday spreads กว้างขึ้น แต่แบตเตอรี่ย้ายได้เฉพาะไฟฟ้าที่พอดีกับความจุภายใน และเฉพาะภายใน time horizon ที่ออกแบบมารองรับ
ตลาดโซลาร์ของยุโรปจึงกำลังเข้าสู่ระยะที่ low-cost generation เพียงอย่างเดียวไม่พอจะอธิบายคุณค่าของโครงการอีกต่อไป สิ่งที่สำคัญมากขึ้นคือ generation นั้นเข้าสู่ระบบเมื่อไร ตลาดยินดีจ่ายให้เท่าไร และมี flexibility มากแค่ไหนที่จะย้ายมันไปยังเวลาอื่น
