据SMM了解，葡萄牙、法国、西班牙、意大利、德国、大不列颠、爱尔兰及土耳其分别在瞬时出力、单日发电量、月度发电量或发电占比方面创下新高。欧盟27国7月太阳能发电量约为55.27TWh，较6月的52.27TWh增加3.00TWh，环比增长约5.7%；太阳能连续两个月贡献欧盟约25%的发电量。发电量增加而占比基本稳定，说明高温期间整体电力需求及其他电源出力也在同步变化，不能只根据太阳能绝对发电量判断电力结构变化。 欧洲多国太阳能发电纪录集中刷新 从单日发电量来看，南欧及西欧市场表现较为突出。 7月6日，法国太阳能单日发电量升至约199GWh，刷新历史纪录；7月8日，西班牙太阳能发电量达到约278.6GWh，创下该国单日新高；7月10日，意大利太阳能单日发电量达到约167GWh，同样刷新历史纪录。 西班牙7月太阳能累计发电量约为7.696TWh，同比增长22.2%，占当月全国发电量的28.3%，月度发电量和占比均达到新高。太阳能已连续第四个月成为西班牙第一大发电来源，反映出其在电力系统中的角色正在由补充性电源向主力电源转变。若进一步计入约1.654TWh的自发自用光伏电量，当月可再生能源发电占比将由54.1%提高至55.7%，也说明只观察公共电网侧数据可能低估分布式光伏的实际贡献。 意大利7月太阳能发电量达到约6.709TWh，同比增长20.6%；1—7月累计发电量约33.003TWh，同比增长19.5%。因此，7月10日的单日纪录并非孤立天气事件，而是装机扩张与累计发电能力同步提升的结果。 德国7月公共电网侧光伏发电量接近12TWh，创下月度新高，平均正午光伏上网功率超过40GW。该数据尚未包括部分户用及工商业自发自用电量，因此实际太阳能产出可能更高。7月10日，德国光伏发电量约为494GWh，成为当地历年7月太阳能发电量最高的一天，同时也是德国历史第二高的光伏单日发电量。 大不列颠7月太阳能发电量约为3.2TWh，占当地发电量的14.4%，发电量和发电占比均创月度纪录。其太阳能发电占比较2025年7月的9.6%提高4.8个百分点，相对增幅达到50%。该口径覆盖英格兰、苏格兰和威尔士，并不完全等同于整个英国。 土耳其7月太阳能发电量达到约5.37TWh，占当月发电量的15.5%，创下月度新高。若将水电、风电、太阳能、地热及生物质发电合并计算，当月可再生能源发电占比达到约58.2%。 瞬时出力方面，葡萄牙8月太阳能发电功率一度达到约3.85GW，刷新历史纪录。葡萄牙8月太阳能发电量约791GWh，覆盖全国用电约18%，但同期净进口电量仍覆盖约36%的用电需求。这表明，较高的太阳能峰值出力并不等于电力系统已经实现全天候自给。 8月24日，爱尔兰共和国公用事业级太阳能出力首次超过1.3GW，达到约1.301GW；若按照全爱尔兰岛口径计算，同期太阳能出力约为1.4GW，约相当于当时用电需求的34%。爱尔兰太阳能总装机已由约十年前的2MW增长至超过3GW，市场扩张速度同样反映在发电纪录之中。 进入8月后，欧洲太阳能高发电水平仍在延续。西班牙、法国、意大利、葡萄牙和德国均在8月初创下各自历年8月同期的单日发电纪录。不过，这些数据属于“8月单日纪录”，并不意味着均已超过各国全年历史最高水平。 装机扩张是纪录刷新的基础 本轮纪录集中出现并非完全由短期天气推动，持续扩大的光伏装机规模是更重要的基础。 截至2026年7月底，意大利光伏累计装机约47.30GW，年内新增装机约3.79GW，其中7月单月增加约699MW；德国累计光伏装机已升至约127GW，7月登记新增规模约1.83GW，但最近一个月数据仍可能因补报而调整；葡萄牙累计装机约7.33GW；英国累计太阳能装机接近23GW。截至一季度末，法国累计太阳能装机约33GW，一季度新增约1.5GW。爱尔兰的太阳能装机规模也已超过3GW。 需要注意的是，上述数据来自各市场最新公布口径，统计时点以及是否覆盖自发自用、离网系统和直流侧容量均存在差异，不能直接据此进行严格排名，也不能将不同年度口径之间的差额全部解释为2026年新增装机。 随着新增项目并网和分布式光伏持续渗透，即使辐照条件与往年相近，欧洲太阳能发电量仍有可能不断刷新纪录。南欧地区较高的太阳辐照资源、北欧市场快速增长的分布式装机，以及大量工商业屋顶项目并网，共同推动太阳能发电曲线不断抬升。 高温提高发电量，也同步推高电力需求 7月至8月欧洲多地出现持续高温天气。晴朗少云的气象条件提高了太阳能发电量，而空调及制冷负荷上升又推高了白天用电需求，使更多太阳能电量能够在当地被消纳。 在部分高温时段，太阳能对缓解午间供电压力发挥了明显作用。法国和匈牙利高温日的太阳能发电量较同期普通天气高约17%，西班牙高约5%。但高温也令意大利、匈牙利、法国和西班牙的电力需求分别增加约28%、23%、14%和13%，太阳能增量并未完全抵消负荷增长带来的系统压力。 太阳能正在改变欧洲电力系统运行方式 随着太阳能发电占比提高，欧洲电力系统的日内运行特征正在发生变化。 在天气晴朗的午间，太阳能可以压低火电机组出力需求，缓解空调负荷增长带来的供应压力，并降低部分时段的批发电价。但在光伏高发、需求相对有限或跨区域输电能力不足的地区，午间低电价、负电价及弃光风险也可能随之增加。 日落后，太阳能出力快速下降，而居民用电及空调负荷仍处于较高水平，电力系统需要依靠储能、燃气发电、水电、跨境电力交易及需求响应填补缺口。因此，太阳能发电记录不断刷新，并不意味着欧洲已经解决全天候供电和电力平衡问题。 2026年夏季，欧洲部分地区水电出力受到高温和降水不足影响，传统火电机组也可能面临冷却水温度、设备效率和运行灵活性约束。在此背景下，太阳能对午间保供的重要性进一步提高，但傍晚爬坡、跨区域输电和长时间调节能力仍是电力系统的薄弱环节。 发电纪录不等于组件需求同步增长 从光伏产业角度看，持续刷新的发电纪录证明欧洲光伏累计装机已经形成较强的系统影响力，也为储能、逆变器升级、智能运维和电网改造提供了需求基础。其中，组件需求主要由新增项目规模决定，而储能、逆变器替换和智能运维需求则能够更多受益于持续扩大的存量装机。 不过，发电量创新高并不等于组件采购需求会在短期内同步增长。新增组件需求仍取决于项目招标、土地与许可、购电协议、融资成本、并网容量及项目收益率。欧洲夏季休假也会放缓部分项目的采购、施工和交付节奏。 随着欧洲夏季休假逐步结束，项目开发商、EPC及渠道商将陆续恢复询价和采购，前期推迟的项目交付、仓储补货及四季度并网需求可能在9月后阶段性释放，对欧洲组件成交量和价格形成一定支撑。不过，发电纪录本身不会直接推动组件涨价；价格能否回升，仍取决于欧仓库存去化、项目收益率、资金成本以及新增订单对上调报价的接受程度。若补库需求集中释放且低价库存明显下降，组件价格存在温和上移的可能；若市场仍以零散采购为主，则更可能维持“询价恢复、成交分化、价格窄幅波动”的格局。若夏休后的实际需求释放不及预期，组件企业及渠道商为争夺有限订单，市场可能再次回归价格竞争。 更值得关注的是，太阳能装机快速扩大后，开发商面对的核心问题正在从“能否发电”转向“所发电量能否以合理价格被消纳”。如果午间电价持续承压、限电风险上升，即使组件价格处于低位，单独建设光伏项目的收益率仍可能受到影响。 因此，欧洲新增光伏项目或将进一步强化储能配置，并更加重视组件效率、逆变器控制能力、电站出力曲线和电力交易策略。对设备企业而言，后续机会可能更多来自光储协同、高功率逆变器、构网控制、旧电站增容改造和数字化运维，而不仅是单纯增加组件销量。能够参与调峰、提供辅助服务或与工商业负荷直接匹配的项目，预计将获得更高的市场认可度。 下一阶段竞争重点预计将由发电规模转向系统价值 SMM认为，欧洲多国在2026年夏季集中刷新太阳能发电纪录，说明光伏已经成为欧洲电力供应体系中的重要组成部分。太阳能不仅增加了低碳电力供应，也在高温和用电负荷上升期间承担了更明显的午间保供作用。 但随着渗透率继续提升，仅追求装机规模和峰值发电量已不足以衡量市场发展质量。电力系统还需要同步增加电池储能、抽水蓄能、需求响应、跨境输电和灵活电源，才能将更多午间太阳能电量转移至傍晚及夜间使用。 未来欧洲光伏市场需要重点关注的指标，也将由单纯的累计装机和发电纪录，逐步扩展至弃光率、市场化电价捕获率、储能配套比例、并网等待时间以及项目全生命周期收益率。 对于组件、逆变器和储能企业而言，市场竞争预计将从单一设备价格，进一步转向高效率发电、电网适配、储能协同、数据管理和长期运维能力。能够帮助项目提高可消纳电量和电力市场收益的综合解决方案，将获得更大的竞争优势。