Polen startete in den August, während die Integration erneuerbarer Energien bereits sichtbar unter Druck stand. PSE hatte Photovoltaikanlagen angewiesen, ihre Erzeugung an jedem Tag vom 20. bis 27. Juli zu reduzieren. Anfang August wurden dann Kapazitätsmarkt-Abrufperioden für den 4. August von 17:00 bis 19:00 und erneut für den 6. August von 17:00 bis 22:00 angekündigt. (PSE) (Money.pl) (Radio ZET)
Auf den ersten Blick lädt diese Kombination zu einer einfachen Erklärung ein: zu viel Solarstrom zu einem Zeitpunkt, danach zu wenig Leistung später. Die Fakten zeigen jedoch ein komplexeres Bild. Redispatch und Kapazitätsmarkt-Abrufe reagieren auf unterschiedliche Betriebsbedingungen, und es gibt keine Grundlage für die Annahme, dass eine in früheren Zeiträumen reduzierte Photovoltaikerzeugung einen späteren Kapazitätsabruf zwangsläufig verhindert hätte.
Zusammen verdeutlichen sie jedoch eine umfassendere Herausforderung. Ein Stromsystem mit einem wachsenden Anteil variabler erneuerbarer Energien muss Bedingungen bewältigen, die sich von einer Stunde zur nächsten erheblich verändern können. Zeitweise muss die Erzeugung sinken oder der Verbrauch steigen. Zu anderen Zeiten müssen gesicherte Leistung und ausreichende Reserven verfügbar bleiben.
Solar-Redispatch wird zu einem wiederkehrenden Betriebsthema
Die Juli-Abfolge war Teil eines längeren Musters. Nach Angaben der polnischen Energieregulierungsbehörde URE ordnete PSE im Jahr 2024 597.26 GWh an nicht-marktbasierten Reduzierungen der Photovoltaikerzeugung an. Davon entfielen 595.17 GWh auf die Ausbalancierung des nationalen Stromsystems und nur 2.09 GWh auf Netzengpässe. Das gesamte Volumen der PV-Reduzierungen lag 2,362% höher als 2023. PSE ordnete außerdem fast 125.1 GWh an Reduzierungen der Windstromerzeugung an, davon 118.05 GWh im Zusammenhang mit der Bilanzierung und 7.03 GWh aufgrund von Netzengpässen. (URE)
Diese Unterscheidung ist wichtig. Die Abregelung erneuerbarer Energien wird häufig vor allem mit Übertragungsengpässen verbunden, doch die polnischen Daten zeigen, dass die Systembilanzierung der deutlich größere Treiber für die von PSE angeordneten PV-Reduzierungen war.
PSE erklärt, dass Stromerzeugung und Stromverbrauch kontinuierlich im Gleichgewicht bleiben müssen. Wenn ein hohes potenzielles Angebot erneuerbarer Erzeugung mit vergleichsweise niedriger Nachfrage zusammenfällt, kann das System mit einem Überschuss an verfügbarer Erzeugung konfrontiert sein, während es gleichzeitig an Abwärtsflexibilität mangelt, also an der Fähigkeit, Erzeugung zu senken oder den Überschuss anderweitig aufzunehmen. Nicht-marktbasierter Redispatch erneuerbarer Energien wird erst eingesetzt, wenn andere verfügbare Bilanzierungsmaßnahmen nicht ausreichen. Wiederholte PV-Reduzierungen sind daher eher als Flexibilitätsproblem zu verstehen und nicht einfach als Beleg für „zu viel Solarstrom“. (PSE)
Kapazitätsmarkt-Abrufe spiegeln einen anderen Systembedarf wider
Der Kapazitätsmarkt wirkt auf einer anderen Seite des Systems. Sein Zweck ist es sicherzustellen, dass genügend gesicherte Leistung verfügbar ist, wenn die Reservebedingungen knapper werden.
Am 4. August kündigte PSE eine Abrufperiode von 17:00 bis 19:00 an. Zwei Tage später folgte ein weiterer Abruf von 17:00 bis 22:00. Solche Ereignisse verpflichten Ressourcen mit Kapazitätsverpflichtungen, diese Zusagen zu erfüllen; sie sind nicht mit Stromausfällen in Haushalten gleichzusetzen. (Money.pl) (Radio ZET)
Der Mechanismus war auch am 30. Juni aktiviert worden, als PSE vier aufeinanderfolgende einstündige Abrufperioden von 18:00 bis 22:00 ankündigte. PSE erklärte, dass die von Kapazitätsverpflichtungen erfassten Einheiten die kontrahierte Kapazität während dieser Stunden bereitstellen mussten. (PSE)
PV-Redispatch und Kapazitätsabrufe stehen daher für unterschiedliche Betriebsbedingungen und nicht für zwei Hälften einer nachgewiesenen täglichen Ursache-Wirkungs-Kette. Das eine Thema unterstreicht die Notwendigkeit, Phasen überschüssiger verfügbarer erneuerbarer Erzeugung zu steuern; das andere konzentriert sich auf gesicherte Leistung und Reserven, wenn die Systembedingungen knapper werden. Ihr gemeinsames Merkmal ist Flexibilität. Mehr installierte Erzeugung allein garantiert nicht, dass die richtige Art von Ressource zum richtigen Zeitpunkt verfügbar ist.
Polens Flexibilitätsbewertung ist Teil einer breiteren EU-Verschiebung
Dies ist nicht mehr nur eine Interpretation einiger Sommerereignisse. Am 29. Juli veröffentlichte PSE Polens Bewertung des geschätzten Flexibilitätsbedarfs des Stromsystems für 2030 and 2035. PSE erklärte, der Bericht sei von URE genehmigt und der Europäischen Kommission sowie ACER vorgelegt worden. (PSE)
Der europäische Kontext macht diese Entwicklung noch bedeutsamer. ACER genehmigte im Juli 2025 eine gemeinsame EU-Methodik für nationale Bewertungen des Flexibilitätsbedarfs. Der Rahmen verpflichtet die Mitgliedstaaten dazu, zu bewerten, wie viel nicht-fossile Flexibilität ihre Systeme benötigen, und unterscheidet zwischen Netzflexibilität und breiterer Systemflexibilität. Nationale Ergebnisse sollen indikative Ziele für Ressourcen wie Speicher und Demand Response informieren. (ACER)
Polens Bericht ist damit Teil einer umfassenderen Verschiebung in der europäischen Strommarktplanung: Flexibilität wird als etwas behandelt, das bewertet und durch Marktdesign unterstützt werden kann, statt als allgemeiner Vorteil, der einfach entsteht, wenn mehr erneuerbare Energien gebaut werden.
Flexibilität kann aus mehreren Quellen kommen: flexible Erzeugung, Demand Response, grenzüberschreitender Austausch, Speicher und Netzmaßnahmen. PSE selbst nennt flexiblen Verbrauch und Energiespeicherung als Optionen, um Phasen mit Stromüberschüssen besser zu nutzen, und weist in diesem Zusammenhang ausdrücklich auf Wärmespeicher hin. Batterien sind ein Teil dieses breiteren Instrumentariums, nicht die alleinige Antwort auf jede Einschränkung. (PSE)
Wo Batterien hineinpassen und wo Projekte komplexer werden
Ein BESS kann in beide Richtungen reagieren. Es kann laden, wenn Strom reichlich vorhanden ist, und entladen, wenn Strom für das System wertvoller wird. Damit ist Energy Shifting eine naheliegende Antwort auf zunehmende Variabilität, doch der kommerzielle Business Case geht über ein einfaches Modell „mittags laden, abends entladen“ hinaus.
Ein reales Projekt braucht geeigneten Netzzugang, ausreichende Leistung und Energiedauer, State-of-Charge-Management sowie Zugang zu Märkten, die die erbringbaren Dienstleistungen vergüten. Die Dauer verändert, was eine Batterie realistisch leisten kann, während die Bindung von Kapazität an einen Dienst einschränken kann, was für einen anderen verfügbar bleibt. Intensiveres Cycling wirkt sich zudem auf Degradation und langfristige Performance aus.
Deshalb wird Optimierung Teil der polnischen BESS-Story.
Das Batterieprojekt 200 MW / 800 MWh Turośń Kościelna von Greenvolt Power ging laut Entrix im Juli 2026 in den kommerziellen Betrieb. Energy-Storage.News berichtete, dass das Vier-Stunden-Projekt an 110 kV angeschlossen ist und Teil des polnischen Kapazitätsmarkt-Portfolios von Greenvolt ist. Entrix, verantwortlich für Optimierung und Handel, erklärt, dass die Batterie mit einer Multi-Market-Strategie disponiert wird und ab 2028 am polnischen Kapazitätsmarkt teilnehmen soll. (Entrix) (Energy-Storage.News)
Dieses Projekt liefert ein reales Gegenstück zur Systemdiskussion. Es zeigt, wie der Wert eines großen BESS davon abhängen kann, Batteriefähigkeit über mehrere Märkte hinweg zuzuweisen, statt sich auf eine einzige Arbitragemöglichkeit zu verlassen.
Entrix und Greenvolt haben außerdem vereinbart, ein breiteres polnisches BESS-Portfolio von 1.3 GW / 5.2 GWh über Märkte wie FCR, aFRR, Day-Ahead- und Intraday-Handel zu optimieren und zu vermarkten. Da diese Informationen von Unternehmen stammen, die direkt an den Projekten beteiligt sind, sollten sie als kommerzieller Beleg und nicht als unabhängige Marktprognose gelesen werden. (Entrix)
Die nächste Frage ist, ob Flexibilität bankfähig wird
Der physische Bedarf an Flexibilität wird klarer. Wiederholter PV-Redispatch zeigt, dass Phasen hoher Verfügbarkeit erneuerbarer Erzeugung echten Bilanzierungsdruck erzeugen können. Kapazitätsmarkt-Abrufe machen eine andere Anforderung sichtbar: Gesicherte Ressourcen bleiben wichtig, wenn sich Reservebedingungen verschärfen. Polens formale Bewertung für 2030-2035 sowie der von ACER genehmigte EU-weite Rahmen zeigen, dass dieses Thema in die langfristige System- und Marktplanung übergeht.
Für Speicherentwickler und Investoren ist die schwierigere Frage, wie viel dieses Systembedarfs in planbare Projekterlöse umgewandelt werden kann. Kapazitätszahlungen, Bilanzierungsdienste, Großhandel, Netzzugang, Speicherdauer und Optimierungsstrategie können alle die Projektwirtschaftlichkeit beeinflussen. Turośń Kościelna liefert ein frühes Beispiel dafür, wie sich dieser Wert auf mehr als einen Markt verteilen kann.
Polens nächste Herausforderung ist breiter als das Hinzufügen weiterer Megawatt aus erneuerbaren Energien oder Batterien. Das System muss Strom aufnehmen, wenn erneuerbare Produktion reichlich vorhanden ist, gesicherte Kapazität aufrechterhalten, wenn Bedingungen knapper werden, und Marktsignale schaffen, die Ressourcen belohnen, die zwischen diesen Anforderungen wechseln können.
Für den polnischen Speichermarkt ist das zentrale Signal, das es zu beobachten gilt, ob dieser wachsende Flexibilitätsbedarf sich zu Erlösstrukturen entwickelt, die stark und vorhersehbar genug sind, um die nächste Welle von BESS-Projekten bankfähig zu machen.
