Zonnestroom ving in april een kwart van de marktprijs, nu valt de grootste parkeigenaar van Europa om

Op 7 september 2026 opende het Amtsgericht Hamburg een voorlopige insolventieprocedure tegen Enerparc AG. Het bedrijf is een van de grootste onafhankelijke eigenaren van zonneparken in Europa: ruim 1.000 ontwikkelde projecten, zo'n 6,6 gigawatt, waarvan ongeveer 5 gigawatt in eigen bezit. In 2025 alleen bouwde het 1,2 gigawatt bij.

Zes maanden eerder, op 12 maart, had Enerparc nog een financieringspakket van maximaal 1 miljard euro aangekondigd: een achtergestelde lening van 500 miljoen euro plus een projectfinancieringsraam van LBBW tot 500 miljoen euro, bedoeld voor nieuwe zonneparken en batterijen. De rechtbank meldt geen oorzaak van de insolventie en Enerparc heeft die zelf ook niet gegeven.

Diezelfde week publiceerde EUPD Research een marktprognose voor batterijopslag in Europa: 57 gigawattuur aan nieuwe installaties in 2026, tegen 32 gigawattuur in 2025, een groei van 78 procent. De twee berichten staan los van elkaar, maar beschrijven dezelfde verschuiving: de waarde van een kilowattuur zonnestroom zit steeds minder in het paneel dat hem opwekt, en steeds meer in het apparaat dat hem een paar uur vasthoudt.

Hoe we hier kwamen

Een zonnepark verkoopt stroom op het moment dat de zon schijnt, en dat moment is voor alle zonneparken hetzelfde. Nu Duitsland, Nederland en Frankrijk elk tientallen gigawatt hebben staan, drukt die gelijktijdige productie de middagprijs naar nul of eronder. De maat daarvoor is de capture rate: de prijs die zonnestroom gemiddeld vangt, gedeeld door de gemiddelde marktprijs.

Volgens de Zwitserse analist Pexapark zakte die verhouding in Duitsland van 0,40 in april 2025 naar ongeveer 0,26 in april 2026. Het aantal uren met een negatieve prijs steeg in die maand van 75 naar 123. Het aandeel van de Duitse zonneproductie dat tijdens negatieve uren werd opgewekt, ging van 32,6 naar 46,8 procent. In Frankrijk was het erger: een capture rate van 0,10, een daling van driekwart in een jaar. Kpler berekende voor heel Europa een gemiddelde van 38 procent in het voorjaar, het laagste niveau ooit gemeten; in 2022 lag dat nog tussen de 80 en 100 procent.

Nederland volgt hetzelfde pad. TenneT telde in 2025 584 uren met een negatieve day-aheadprijs, tegen 458 in 2024 en 70 in 2021. Een tweede cijfer uit dezelfde jaarrapportage: de stroom die zonne- en windparken zelf afschakelden omdat de prijs onder nul dook, groeide van 88 gigawattuur in 2022 naar ruim 1.000 gigawattuur in 2025. Afgeschakelde stroom levert niets op.

De economie erachter

Voor een projecteigenaar met veel schuld is dit een langzame wurggreep. De bank rekent bij de financiering met een verwachte opbrengst per megawattuur. Daalt de capture rate van 40 naar 26 procent, dan verdwijnt ruim een derde van de merchant-inkomsten, terwijl de rentelast gelijk blijft. Of dit precies is wat bij Enerparc misging, is niet bekend. Dat het marktklimaat in een jaar zo sterk veranderde, is wel gedocumenteerd.

Het rebound-effect zit aan de andere kant van de dag: de overvloed die de middagprijs vernietigt, maakt de avondpiek scherper. Nederland telde in 2025 127 uren met een prijs boven 200 euro per megawattuur, tegen 98 in 2024, en die uren vallen volgens TenneT niet meer alleen in de winter maar ook op zomeravonden. In de eerste helft van 2026 was het gemiddelde verschil tussen het duurste en goedkoopste kwartier van een dag 17,2 cent per kilowattuur, tegen 13,9 cent een jaar eerder. Dat verschil is precies het verdienmodel van een batterij. Kpler noemt de lage capture rates dan ook "een opslagsignaal": de batterij verdient aan dezelfde prijsvorm die het zonnepark leeg zuigt.

Er is ook een tegenbeweging in de cijfers. In de eerste helft van 2026 telde de Nederlandse markt 248 negatieve uren, 40 procent minder dan de 408 uren in dezelfde periode van 2025. Hogere gasprijzen na de aanval op Iran in maart en meer zelfafschakeling drukten het aantal. En BSW-Solar berekende met Enervis dat zonnestroom de Duitse stroomkosten in 2025 met 15,7 miljard euro verlaagde, tegen 10,9 miljard euro aan subsidie. De samenleving wint dus, terwijl de eigenaar van het zonnepark verliest. Dat is geen paradox maar een verdelingsvraag.

Implicatie voor de energie-stack

Voor de energie-stack is dit een kantelpunt. Het probleem van deze fase is niet schaarste aan stroom, maar een overvloed die op het verkeerde moment komt, en een marktontwerp dat die overvloed bestraft in plaats van verplaatst. EUPD verwacht dat de thuisbatterijmarkt in Europa dit jaar van 11 naar 15 gigawattuur groeit, met Nederland in de top vijf. Enerparc had in maart 24 batterijen met 220 megawattuur in bedrijf of in aanbouw. Dat staat in geen verhouding tot 5 gigawatt aan panelen die tegelijk produceren.

De les is niet dat zonne-energie te goedkoop is geworden. De les is dat een zonnepark zonder opslag in 2026 een half product is. Wie de andere helft niet bouwt of contracteert, verkoopt op de uren dat niemand koopt. De Nederlandse salderingsregeling verdwijnt per 1 januari 2027 en de terugleververgoeding gaat dan mee met de marktwaarde van zonnestroom. Dezelfde rekensom komt dan bij miljoenen Nederlandse daken aan. Meer over de bewegingen in deze markt staat in de ontwikkelingen-feed.

Wat te volgen

Drie indicatoren voor de komende twaalf maanden. Ten eerste de Duitse capture rate in april en mei 2027: Kpler voorspelt herstel tot boven de 100 procent in december 2026, maar het voorjaar is de test. Ten tweede de afwikkeling van Enerparc: tegen welke korting per megawatt gaan de projectvennootschappen van de hand? Dat getal is de eerste marktprijs voor een zonnepark zonder opslag in een verzadigde markt. Ten derde het Nederlandse aantal negatieve uren in 2026 tegenover 584 in 2025, naast de afgeschakelde gigawatturen in de volgende TenneT-jaarrapportage. Daalt het aantal negatieve uren terwijl het afgeschakelde volume stijgt, dan lost de markt het op met verspilling. Dalen beide, dan doet de batterij zijn werk.