Solar-Kannibalisierung ist ein dauerhaftes Merkmal jedes Marktes mit bedeutender Solarkapazität und kein einmaliges Ereignis. Je mehr Solarenergie in ein Netz eingespeist wird, desto weniger verdient sie pro erzeugter Stunde und die Solar-Capture-Rates sinken. Diese Dynamik verschärft sich in der Regel mit weiter wachsender Kapazität.

Das hat sich in den letzten Jahren in weiten Teilen Europas bestätigt, wobei die Capture Rates in einigen Regionen auf 50 % des Grundlast-Großhandelspreises gesunken sind. In diesem Sommer schwächte sich der Trend jedoch in mehreren Märkten ab, mit weniger Stunden zu negativen Preisen als im Vorjahr.

Diesen Sommer gab es eine Wendung: In einigen Ländern verbesserten sich die Solar-Capture-Rates im Jahresvergleich, da Hitzewellen und stärkere Preisspitzen am Abend die Wirtschaftlichkeit verbesserten – auch wenn die Mittags-Kannibalisierung bestehen blieb. Andere Märkte beginnen erst jetzt, diesen Druck zu spüren, da unflexible Erzeugung auf einen wachsenden Solarpark trifft.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Solar-Capture-Rate Deutschlands stieg im 2. Quartal 2026 im Jahresvergleich um 10,2 Prozentpunkte auf 43,6 % – der stärkste Anstieg in Europa – getrieben durch einen sprunghaften Anstieg im Juni von 30,2 % im April auf 59,4 %. Auch die meisten anderen Märkte verbesserten sich, während Frankreich und Polen weiterhin Rückgänge verzeichneten.
• Die Capture-Preise stiegen in allen Märkten von April bis Juni: In Deutschland fast verdreifachten sie sich von 21,66 €/MWh auf 60,90 €/MWh, während Italien mit 108,64 €/MWh weiterhin der wertvollste Markt blieb.
• Preisspitzen am Abend, nicht nur eine schwächere Mittags-Kannibalisierung, trieben die Erholung in Deutschland an. Der durchschnittliche Abendpeak stieg von 162 €/MWh im April auf 258 €/MWh im Juni, inklusive eines Spitzenwerts von 747 €/MWh während der Hitzewelle am 24. Juni.
• Spaniens Stunden mit negativen Preisen übertrafen das gesamte Jahr 2025 bereits vor Ende Juni – 729,5 Stunden bis 30. Juni 2026 gegenüber 598,2 im gesamten Jahr 2025. In Deutschland, Polen und Großbritannien gab es dieses Jahr weniger negative Stunden als zum gleichen Zeitpunkt im Vorjahr.

Solar-Capture-Rates im 2. Quartal erholten sich im Jahresvergleich in einigen europäischen Ländern

Die Solar-Capture-Rates sanken im Frühjahr im Rahmen oder sogar stärker als saisonal erwartet. Doch im Mai und Juni erholten sich die Solar-Capture-Rates leicht, als die Kühlungsnachfrage in mediterranen Ländern zunahm. In einigen Ländern lagen sie sogar höher als im Vorjahr. Besonders im Juni waren die Capture-Rates höher als im Vorjahr, da extreme Preisspitzen am Abend die Solarerträge verbesserten.

Deutschland verzeichnete den stärksten Anstieg im Jahresvergleich: Die Capture Rate stieg um 10,2 Prozentpunkte auf durchschnittlich 43,6 %, vor allem durch einen deutlichen Anstieg im Juni von 30,2 % im April auf 59,4 %, deutlich über dem Bereich von 31–35 % im 2. Quartal 2025. Auch Spanien verbesserte sich um 3,7 Punkte auf 38,0 %, und Großbritannien legte um 1,2 Punkte auf 84,9 % zu – beides moderate Zuwächse auf bereits hohem oder niedrigem Niveau.

Italien und Großbritannien blieben durchgehend die stärksten Märkte mit 76–86 % bzw. 79–92 %, und beide verbesserten sich auch im Quartalsdurchschnitt. Frankreich und Polen hingegen setzen ihren Abwärtstrend fort: Polens Durchschnitt im 2. Quartal fiel um 2,6 Prozentpunkte auf 60,7 %, Frankreichs um 3,9 Punkte auf 34,5 %, da der wachsende Solarzubau mit unflexibler Kernkraft- und Kohleerzeugung kollidiert.

In den meisten Ländern reicht diese Erholung nicht aus, um den langfristigen Trend zu durchbrechen: Je mehr Solar ins Netz kommt, desto mehr entwertet sie sich selbst. Nur Deutschland zeigt einen klaren Anstieg beim gleitenden Zwölfmonatsdurchschnitt – auch, weil die jüngsten Monate durch die weiter steigende Kapazität stärker ins Gewicht fallen.

Capture-Preise folgten dem gleichen Muster, doch das Ranking blieb nahezu unverändert

Die Capture-Preise stiegen von April bis Juni in allen Märkten: Deutschland von 21,66 auf 60,90 €/MWh, Frankreich von 3,33 auf 38,83 €/MWh und Polen von 32,36 auf 73,91 €/MWh. Italien blieb durchgehend der wertvollste Markt und schloss das Quartal bei 108,64 €/MWh – immer noch mehr als doppelt so hoch wie Deutschland und mehr als dreimal so hoch wie Frankreich.

In allen Märkten stieg der Capture-Preis im Jahresvergleich auf Quartalsbasis, teils getrieben durch höhere Gaspreise. Deutschlands Capture-Preis im 2. Quartal stieg um 67,5 %; selbst in Frankreich, wo die Capture-Rate sank, stiegen die Preise um 36,2 % – ein klares Zeichen für den breiteren Strompreiseffekt.

Höhere Strompreise stützen Solar-Capture-Preise in den Randstunden

Ein Teil der Erholung ist schlicht ein höheres Preisniveau, nicht weniger Kannibalisierung. Die durchschnittlichen Day-Ahead-Preise (über den ganzen Tag) stiegen im 2. Quartal in fast jedem Markt: Deutschland von 71,70 €/MWh im April auf 102,54 €/MWh im Juni, Polen von 64,50 auf 103,90 €/MWh, Frankreich von 32,60 auf 62,10 €/MWh, Spanien von 36,90 auf 65,90 €/MWh. Lediglich Großbritannien sank leicht von 90,50 €/MWh im Mai auf 85,10 €/MWh im Juni.

Höhere Strompreise heben sowohl Solar-Capture-Preise als auch Capture-Rates an, jedoch auf unterschiedliche Weise. Bei den Preisen ist die Logik einfach: Eine größere Basis bedeutet einen größeren absoluten Wert, selbst bei gleicher Capture-Rate. Deshalb stieg Polens Capture-Preis, obwohl die Capture-Rate im Jahresvergleich um 2,6 Punkte fiel.

Großhandelspreise können auch die Solar-Capture-Rate anheben. Da Preise nichtlinear gesetzt werden, werden die Stunden, in denen Solar nicht den Preis setzt, von anderen Mechanismen beeinflusst, die jedoch weiterhin die Capture-Rate beeinflussen. Die Stunden vor und nach dem Solarhöchststand – die sogenannten "Schultern" – können deutlich über dem Durchschnitt liegen. Wenn die Schulterpreise hoch sind und die Nachtpreise niedrig bleiben, verbessert sich die Capture-Rate insgesamt.

Abendliche Preisspitzen verbesserten die Capture-Rates in Deutschland

Deutschland ist das deutlichste Beispiel dafür, wie Schulterpreise die Solar-Capture-Rate anheben. Die Erholung kam nicht nur durch weniger , sondern durch das, was passiert, wenn kaum Solarstrom erzeugt wird. Der durchschnittliche Mittagsstrompreis im Juni lag bei 21,90 €/MWh, ein weniger starker Rückgang als die -22,20 €/MWh im April. Die größere Veränderung zeigte sich am Abend: Der durchschnittliche Peak stieg von 162 €/MWh im April auf 183 €/MWh im Mai und 258 €/MWh im Juni – ein Anstieg um fast 60 % in drei Monaten. Das gleiche Muster zeigt sich auch in anderen Ländern, aber nirgends so ausgeprägt wie in Deutschland – und das europäische Verbundnetz ermöglicht es, dass Preisspitzen auch in andere Länder exportiert werden.