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

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Das galt in den letzten Jahren für den Großteil Europas: In manchen Regionen lagen die Capture Rates bei fast 50 % des Baseload-Großhandelspreises. In diesem Sommer entspannte sich der Trend jedoch in mehreren Märkten – es gab weniger Stunden mit negativen Preisen als im Vorjahr.

Diesen Sommer gab es eine Überraschung: In einigen Ländern verbesserten sich die Solar Capture Rates im Jahresvergleich, da Hitzewellen und starke Preisspitzen am Abend die Erlöse erhöhten – trotz anhaltender Kannibalisierung zur Mittagszeit. In anderen Märkten beginnt der Druck erst jetzt zu steigen, da unflexible Erzeugung auf einen wachsenden Solarpark trifft.

Wichtigste Erkenntnisse

• Deutschlands Solar Capture Rate im 2. Quartal 2026 stieg im Jahresvergleich um 10,2 Prozentpunkte auf 43,6 % – die größte Erholung in Europa – getrieben vor allem durch einen starken 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.
• 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 schwächere Kannibalisierung mittags, führten zur Erholung in Deutschland. Der durchschnittliche Abendpeak stieg von 162 €/MWh im April auf 258 €/MWh im Juni – inklusive eines Peaks von 747 €/MWh während der Hitzewelle am 24. Juni.
• Spanien übertraf die Anzahl der Negativpreis-Stunden aus dem gesamten Jahr 2025 bereits vor Ende Juni – 729,5 Stunden bis zum 30. Juni 2026 gegenüber 598,2 im gesamten Jahr 2025. In Deutschland, Polen und Großbritannien gab es dieses Jahr weniger negative Stunden als im Vorjahreszeitraum.

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

Die Solar Capture Rates fielen im Frühjahr im Rahmen oder sogar über den saisonalen Erwartungen. Im Mai und Juni erholten sie sich jedoch leicht, da die Nachfrage nach Kühlung in südeuropäischen Ländern anstieg. In einigen Ländern lagen die Werte sogar über dem Vorjahresniveau. Besonders im Juni waren die Capture Rates höher als im Vorjahr, da extreme Preisspitzen am Abend die Solarerlöse verbesserten.

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

Italien und Großbritannien blieben die stärksten Märkte mit Capture Rates von 76–86 % bzw. 79–92 % und verbesserten sich auch im Quartalsdurchschnitt. Frankreich und Polen setzen ihren Abwärtstrend jedoch fort: In Polen sank der Q2-Durchschnitt um 2,6 Prozentpunkte auf 60,7 %, in Frankreich um 3,9 Punkte auf 34,5 %, da der Ausbau der Solarenergie auf unflexible Kernkraft- und Kohlekraftwerke trifft.

In den meisten Ländern reicht diese Erholung nicht aus, um den langfristigen Trend umzukehren: Je mehr Solar ans Netz geht, desto stärker wird der eigene Wert kannibalisiert. Nur Deutschland zeigt einen klaren Anstieg beim gleitenden Zwölfmonatsdurchschnitt – teils, weil die jüngsten Monate mit wachsender Kapazität stärker ins Gewicht fallen.

Capture Preise zeigten das gleiche Muster, aber 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 mit 108,64 €/MWh durchgehend der wertvollste Markt – weiterhin mehr als doppelt so hoch wie Deutschland und mehr als dreimal so hoch wie Frankreich.

In allen Märkten stiegen die Capture Preise im Quartalsdurchschnitt im Jahresvergleich, teils getrieben durch höhere Gaspreise. Deutschlands Capture Preis im 2. Quartal lag 67,5 % höher; selbst in Frankreich, wo die Capture Rate sank, stieg der Preis 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 in fast allen Märkten im 2. Quartal: 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 die Solar Capture Preise als auch die Capture Rates – allerdings auf unterschiedlichen Wegen. Bei den Preisen ist die Logik einfach: Ein höheres Basisniveau bedeutet auch bei gleicher Capture Rate einen höheren absoluten Wert. Deshalb stieg Polens Capture Preis, obwohl die Capture Rate im Jahresvergleich um 2,6 Punkte fiel.

Großhandelspreise können auch die Capture Rates verbessern. Da Preise nichtlinear gebildet werden, werden die Stunden, in denen Solar nicht den Preis setzt, durch andere Mechanismen beeinflusst, die jedoch weiterhin die Capture Rate beeinflussen. Die Stunden rund um das Solar-Output-Maximum – die sogenannten "Schultern" – können deutlich über dem Durchschnitt liegen. Sind die Preise in diesen Randstunden hoch, während sie nachts niedrig bleiben, verbessert sich die Capture Rate insgesamt.

Abendliche Preisspitzen verbesserten die Capture Rates in Deutschland

Deutschland ist das deutlichste Beispiel dafür, wie Randstundenpreise die Solar Capture Rates anheben. Die Erholung resultierte nicht nur aus geringerer , sondern vor allem daraus, was passiert, wenn Solar kaum noch einspeist. Der durchschnittliche Mittagsstrompreis im Juni lag bei 21,90 €/MWh – ein weniger starker Rückgang als im April mit -22,20 €/MWh. Die größere Veränderung gab es 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 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 können.