La Pologne est entrée dans le mois d’août avec une intégration des renouvelables déjà sous pression visible. PSE avait ordonné aux installations photovoltaïques de réduire leur production chaque jour du 20 au 27 juillet. Puis, début août, des périodes d’appel du marché de capacité ont été annoncées le 4 août de 17:00 à 19:00, puis de nouveau le 6 août de 17:00 à 22:00. (PSE) (Money.pl) (Radio ZET)
À première vue, cette combinaison invite à une explication simple : trop de solaire à un moment donné, puis trop peu de puissance plus tard. Les éléments disponibles indiquent une situation plus complexe. Le redispatching et les appels du marché de capacité répondent à des conditions d’exploitation différentes, et rien ne permet de supposer que la production photovoltaïque réduite pendant des périodes antérieures aurait nécessairement évité un appel de capacité ultérieur.
Ensemble, cependant, ils illustrent un défi plus large. Un système électrique dont la part de renouvelables variables augmente doit faire face à des conditions qui peuvent changer sensiblement d’une heure à l’autre. À certains moments, il a besoin que la production baisse ou que la consommation augmente. À d’autres, une capacité fiable et des réserves suffisantes doivent rester disponibles.
Le redispatching solaire devient un enjeu opérationnel récurrent
La séquence de juillet s’inscrivait dans une tendance plus longue. Selon l’Office polonais de régulation de l’énergie, URE, PSE a ordonné 597.26 GWh de réductions non marchandes de production photovoltaïque en 2024. Sur ce total, 595.17 GWh ont été attribués à l’équilibrage du système électrique national et seulement 2.09 GWh aux contraintes de réseau. Le volume total de réduction PV était supérieur de 2,362% à celui de 2023. PSE a également ordonné près de 125.1 GWh de réductions de production éolienne, dont 118.05 GWh liées à l’équilibrage et 7.03 GWh aux contraintes de réseau. (URE)
Cette distinction est importante. L’écrêtement des renouvelables est souvent associé principalement aux congestions de transport, mais les données polonaises montrent que l’équilibrage du système a été le moteur beaucoup plus important des réductions PV ordonnées par PSE.
PSE explique que la production et la consommation d’électricité doivent rester en équilibre permanent. Lorsque le potentiel élevé de production renouvelable coïncide avec une demande relativement faible, le système peut se retrouver avec un excédent de production disponible tout en manquant de flexibilité à la baisse, c’est-à-dire la capacité de réduire la production ou d’absorber autrement le surplus. Le redispatching non marchand des renouvelables n’est utilisé qu’après épuisement des autres mesures d’équilibrage disponibles. Les réductions PV répétées se comprennent donc mieux comme un problème de flexibilité que comme une simple preuve d’un « excès de solaire ». (PSE)
Les appels du marché de capacité reflètent un autre besoin du système
Le marché de capacité fonctionne sur une autre dimension du système. Son objectif est de garantir qu’une capacité fiable suffisante soit disponible lorsque les conditions de réserve deviennent plus tendues.
Le 4 août, PSE a annoncé une période d’appel de 17:00 à 19:00. Deux jours plus tard, un autre appel s’est étendu de 17:00 à 22:00. Ces événements exigent des ressources porteuses d’obligations de capacité qu’elles honorent leurs engagements; ils ne sont pas équivalents à des coupures d’électricité chez les ménages. (Money.pl) (Radio ZET)
Le mécanisme avait également été activé le 30 juin, lorsque PSE a annoncé quatre périodes d’appel consécutives d’une heure, de 18:00 à 22:00. PSE a indiqué que les entités couvertes par des obligations de capacité devaient mettre à disposition la capacité contractée pendant ces heures. (PSE)
Le redispatching PV et les appels de capacité représentent donc des conditions d’exploitation différentes plutôt que les deux moitiés d’une séquence quotidienne de cause à effet prouvée. L’un souligne la nécessité de gérer les périodes d’excédent de production renouvelable disponible; l’autre se concentre sur la capacité fiable et les réserves lorsque les conditions du système deviennent plus tendues. Leur point commun est la flexibilité. Davantage de production installée ne garantit pas, à elle seule, que le bon type de ressource sera disponible au bon moment.
L’évaluation de la flexibilité en Pologne s’inscrit dans une évolution plus large de l’UE
Il ne s’agit plus seulement d’une interprétation de quelques événements estivaux. Le 29 juillet, PSE a publié l’évaluation polonaise des besoins estimés de flexibilité du système électrique pour 2030 and 2035. PSE a indiqué que le rapport avait été approuvé par URE et transmis à la Commission européenne et à l’ACER. (PSE)
Le contexte européen rend cette évolution plus significative. L’ACER a approuvé en juillet 2025 une méthodologie commune de l’UE pour les évaluations nationales des besoins de flexibilité. Le cadre exige des États membres qu’ils évaluent le volume de flexibilité non fossile dont leurs systèmes ont besoin et distingue la flexibilité de réseau de la flexibilité plus large du système. Les résultats nationaux doivent éclairer des objectifs indicatifs pour des ressources telles que le stockage et l’effacement de la demande. (ACER)
Le rapport polonais s’inscrit donc dans une évolution plus large de la planification des marchés électriques européens : la flexibilité est traitée comme quelque chose qui peut être évalué et soutenu par la conception de marché, plutôt que comme un bénéfice général qui apparaît simplement lorsque davantage de renouvelables sont construites.
La flexibilité peut provenir de plusieurs sources : production flexible, effacement de la demande, échanges transfrontaliers, stockage et mesures de réseau. PSE lui-même identifie la consommation flexible et le stockage d’énergie parmi les options permettant de mieux utiliser les périodes d’excédent d’électricité, tout en mentionnant spécifiquement le stockage thermique dans ce contexte. Les batteries font partie de cette boîte à outils plus large; elles ne constituent pas une réponse unique à toutes les contraintes. (PSE)
Où les batteries s’insèrent et où les projets deviennent plus complexes
Un BESS peut réagir dans les deux directions. Il peut se charger lorsque l’électricité est abondante et se décharger lorsque l’électricité devient plus précieuse pour le système. Cela fait de l’energy shifting une réponse intuitive à la variabilité croissante, mais le cas économique dépasse un simple modèle « charger à midi, décharger le soir ».
Un projet réel a besoin d’un accès réseau adapté, d’une puissance et d’une durée énergétique suffisantes, d’une gestion de l’état de charge et d’un accès aux marchés qui rémunèrent les services qu’il peut fournir. La durée modifie ce qu’une batterie peut réellement faire, tandis que l’engagement d’une capacité sur un service peut limiter ce qui reste disponible pour un autre. Des cycles plus intensifs affectent également la dégradation et la performance à long terme.
C’est pourquoi l’optimisation devient une partie de l’histoire polonaise du BESS.
Le projet de batterie 200 MW / 800 MWh Turośń Kościelna de Greenvolt Power est entré en exploitation commerciale en juillet 2026, selon Entrix. Energy-Storage.News a indiqué que ce projet de quatre heures est raccordé en 110 kV et fait partie du portefeuille de Greenvolt sur le marché polonais de capacité. Entrix, responsable de l’optimisation et du trading, indique que la batterie sera dispatchée selon une stratégie multi-marchés et doit participer au marché polonais de capacité à partir de 2028. (Entrix) (Energy-Storage.News)
Ce projet offre un pendant concret à la discussion sur le système. Il montre que la valeur d’un grand BESS peut dépendre de l’allocation des capacités de la batterie entre plusieurs marchés plutôt que d’une seule opportunité d’arbitrage.
Entrix et Greenvolt ont également convenu d’optimiser et de négocier un portefeuille polonais BESS plus large de 1.3 GW / 5.2 GWh sur des marchés incluant FCR, aFRR, le day-ahead et l’intraday. Comme ces informations proviennent d’entreprises directement impliquées dans les projets, elles doivent être lues comme des éléments commerciaux plutôt que comme une prévision indépendante du marché. (Entrix)
La prochaine question est de savoir si la flexibilité devient bancable
Le besoin physique de flexibilité devient plus clair. Le redispatching PV répété montre que les périodes de forte disponibilité renouvelable peuvent créer une réelle pression d’équilibrage. Les appels du marché de capacité mettent en évidence une autre exigence : les ressources fiables restent importantes lorsque les conditions de réserve se tendent. L’évaluation formelle de la Pologne pour 2030-2035, avec le cadre européen approuvé par l’ACER, montre que ce sujet entre dans la planification à long terme du système et du marché.
Pour les développeurs et investisseurs dans le stockage, la question la plus difficile est de savoir quelle part de ce besoin système peut être convertie en revenus de projet prévisibles. Paiements de capacité, services d’équilibrage, trading de gros, accès réseau, durée de stockage et stratégie d’optimisation peuvent tous affecter l’économie du projet. Turośń Kościelna offre un premier exemple de la manière dont cette valeur peut être répartie sur plus d’un marché.
Le prochain défi de la Pologne dépasse l’ajout de mégawatts renouvelables ou batteries supplémentaires. Le système doit absorber l’électricité lorsque la production renouvelable est abondante, maintenir une capacité fiable lorsque les conditions se tendent et créer des signaux de marché qui rémunèrent les ressources capables de passer d’un besoin à l’autre.
Pour le marché polonais du stockage, le signal clé à surveiller est de savoir si ce besoin croissant de flexibilité se transformera en structures de revenus assez solides et prévisibles pour rendre bancable la prochaine vague de projets BESS.
