Der Text basiert auf dem Bericht „Świadomi odbiorcy. Usługi elastyczności popytowej na rynku energii elektrycznej w Polsce” (Instrat Policy Note 01/2026), verfasst von Michał Grabka und Fryderyk Karp von der Instrat-Stiftung. Die Publikation analysiert die Rechtslage sowie die technische Infrastruktur im Bereich der Nachfrageflexibilität (Demand-Side Flexibility, DSF) mit Stand für das zweite Quartal 2026.

Der wachsende Anteil wetterabhängiger erneuerbarer Energien (EE) führt zu Schwankungen beim Stromangebot. Das polnische Elektrizitätssystem erfordert Ausgleichsmechanismen in Zeiten von Erzeugungsüberschüssen sowie bei Versorgungsengpässen. Dieser Ausgleich kann durch die Anpassung des Stromverbrauchs durch die Endverbraucher erfolgen.

Infrastrukturzustand und Netzbelastung

Die Einführung technischer Instrumente zur Steuerung des Strombezugs schreitet voran, der Grad ihrer marktseitigen Nutzung durch private Endverbraucher bleibt jedoch gering.

Bis Ende 2025 wurden 10 Millionen intelligente Stromzähler mit Fernauslesung installiert, was 48% aller Stromabnehmer im Land entspricht. Der vollständige Austausch der Zähler ist für 2031 vorgesehen. Das im Aufbau befindliche Zentrale Informationssystem des Energiemarktes (CSIRE) soll 2026 in Betrieb genommen werden.

Die Nutzung marktbasierter Flexibilitätsmechanismen wird durch folgende Kennzahlen beschrieben:

  • Dynamische Tarife wurden Ende 2025 von 4 836 Haushalten genutzt, was etwa 0,03% aller Privatkunden entspricht.
  • Mehrzonentarife (G12, G12w, G13) nutzen etwa 1,5 Millionen Haushalte (10% der Gesamtzahl).
  • Im Register der Energieregulierungsbehörde (URE) waren mit Stand Juni 2026 insgesamt 22 Einheiten als Aggregatoren eingetragen (Unternehmen, die dezentrale Verbrauchskapazitäten für den Weiterverkauf am Markt bündeln).
  • Die installierte Gesamtkapazität von Batteriespeichern betrug Ende 2025 836 MW (davon 585 MW in Heimspeichern), was 3% bzw. 2% der nationalen Spitzenlast (ca. 30 GW) ausmacht.

Das Potenzial zur Laststeuerung (Demand-Side Response, DSR; vertraglich vereinbarte Reduzierung des Strombezugs auf Anforderung) wird überwiegend von Großverbrauchern auf Übertragungsnetzebene genutzt. Bei der Hauptauktion des polnischen Kapazitätsmarktes für das Lieferjahr 2030 wurden 1,3 GW Leistung von DSR-Einheiten kontrahiert, was fast 20% der gesamten kontrahierten Kapazitätsverpflichtung (6,9 GW) entspricht. Gemäß den Daten des Nationalen Energie- und Klimaplans (KPEiK) betrug die verfügbare DSR-Leistung im Jahr 2025 1 908 MW, mit einer Prognose von 2 810 MW für das Jahr 2030.

Bilanzierungskosten und Belastungen für Endverbraucher

Die Kosten zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität bei steigendem EE-Anteil werden von den Endverbrauchern getragen. Der Clearingpreis in der Kapazitätsmarktauktion für das Lieferjahr 2030 lag bei 465 PLN/kW/Jahr. Die Aufwendungen für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten sowie von DSR-Einheiten werden über Bestandteile der Stromrechnung finanziert, unter anderem über die Kapazitätsgebühr (poln. opłata mocowa).

Die bilanzielle Volatilität spiegelt sich auch in den Netznutzungsentgelten wider. Im dynamischen Netztarif des Verteilnetzbetreibers Tauron Dystrybucja variieren die Arbeitspreise pro kWh zwischen 0,028 PLN im Zeitraum des Stromüberschusses („Empfohlene Nutzung“) und 2,922 PLN in Phasen der Höchstlast des Netzes („Erforderliche Einschränkung“).

Das Fehlen flächendeckender Tarife für verbrauchsintensive Anlagen (Wärmepumpen wurden 2024 in 2,4% der Haushalte genutzt; Elektroautos machten 0,5% des Pkw-Bestands aus) sowie bestehende Eintrittsbarrieren für den Regelenergiemarkt führen dazu, dass private Haushalte nicht direkt an Erlösen aus der Flexibilitätsbereitstellung partizipieren. Vergütungen für Laststeuerungsmaßnahmen verbleiben primär bei Industrieunternehmen, während die Gesamtkosten des Systemausgleichs auf die Gesamtheit der Stromkunden umgelegt werden.

Autor: MJ

Quelle: 1.