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Der reformierte Regelenergiemarkt Polens ist seit Juni 2024 aktiv; die 22 Monate an Daten zeigen nun positive Signale für BESS, große Spreads und einen sich vertiefenden Markt.

Wie andere Regelenergiemärkte gleicht er die Differenz zwischen den im Großhandelsmarkt kontrahierten Mengen und der tatsächlichen Produktion oder dem Verbrauch der Teilnehmer aus. Der Ausgleichspreis (CEN, Cena Energii Niezbilansowania) ist der Satz, zu dem diese Differenz abgerechnet wird.

Anders als in anderen europäischen Regelenergiemärkten setzt Polen auf zentrale Fahrweise. Batterien handeln nicht gegen den Ausgleichspreis wie in Großbritannien. Sie reichen Gebote im integrierten Fahrplanprozess (ZPG) der PSE ein, und PSE entscheidet, wann sie laden oder entladen. Die Erlöse hängen davon ab, wie das Gebot strukturiert ist und ob PSE es aktiviert.

Dieser Artikel erklärt, wo sich CEN-Preise häufen, warum die Mittagszeit negativ wird, wie sich TB4 im Vergleich zum Day-Ahead verhält und was das für die Merchant-Erlösstruktur in Polen bedeutet. Wie in Großbritannien und Deutschland werden die Erlöse aus Systemdienstleistungen irgendwann gesättigt sein – ein liquider, tiefer Regelenergiemarkt ist daher entscheidend für künftige Erlössicherheit.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die TB4-Spreads im Regelenergiemarkt lagen seit Januar 2025 im Schnitt bei 695 PLN/MWh und damit höher als das Day-Ahead-Äquivalent von 654 PLN/MWh. Im April 2026 stieg TB4 auf 1.041 PLN/MWh, da das Solaranlagen-Überangebot im Frühling zunahm.
• Seit Januar 2025 wurden im Regelenergiemarkt 798 Stundenäquivalente mit negativen Ausgleichspreisen aufgezeichnet, konzentriert auf Mittagsstunden im Frühling und Sommer, wenn die Solarproduktion ihren Höhepunkt erreicht.
• Zur Mittagszeit wiesen 24 % der Abrechnungsperioden einen negativen CEN auf. Um 20:00 Uhr waren es nur noch 0,3 % und der Median lag bei 639 PLN/MWh.

Polens Regelenergiemarkt nutzt zentrale Fahrweise

PSE aktiviert Regelenergie in Echtzeit, um die Lücke zwischen geplantem und tatsächlichem Erzeugungsvolumen zu schließen. Seit dem 14. Juni 2024 werden Ungleichgewichte in 15-Minuten-Intervallen abgerechnet. Bilanzkreisverantwortliche (BRP) zahlen oder erhalten den Ausgleichspreis (CEN, Cena Energii Niezbilansowania) für jede Abweichung von ihrem Fahrplan.

Drei Merkmale bestimmen das Marktverhalten.

• Erstens arbeitet Polen mit zentraler Fahrweise. In Großbritannien und Deutschland fahren Erzeuger eigenverantwortlich und der ÜNB gleicht das Echtzeitungleichgewicht aus. In Polen entscheidet PSE über den Einsatz jeder Einheit im integrierten Fahrplanprozess (ZPG). Batterien melden sich als Speicher-Fahrplaneinheiten (JG_M) an und reichen Gebote ein, die PSE nach Merit Order auswählt.
• Zweitens erfolgt die Abrechnung nach dem Dispatch von PSE, nicht nach den Trades der Batterie. Day-Ahead- und Intraday-Geschäfte bilden die Vertragsposition der Batterie. Wenn PSE sie anders einsetzt, ist die Differenz Regelenergie, die zum Regelenergie-Clearingpreis abgerechnet wird. Nur Abweichungen vom Dispatch der PSE zählen als Ungleichgewicht und werden zum CEN abgerechnet. Eine Batterie, die den Anweisungen folgt, wird nie für verpasste Trades bestraft.
• Drittens führte die Reform im Juni 2024 die Einpreisung mit einem einheitlichen Ausgleichspreis ein. Jeder BRP in einer 15-Minuten-Periode rechnet zum gleichen CEN ab, egal ob er lang oder kurz ist. Ist das System knapp, wird CEN zum höheren Wert aus Day-Ahead-Preis und Regelenergiemarktpreis abgerechnet. Ist das System lang, zum niedrigeren. Das belohnt passives Balancing – also Abweichungen, die dem System helfen – und macht CEN zu einem Preissignal, das gezielt angesteuert werden kann, statt zu einer pauschalen Strafe.

Beispiel: Eine Batterie verkauft 10 MWh Day-Ahead zu 500 PLN/MWh, dann setzt PSE sie auf Null. Sie behält 5.000 PLN aus dem Verkauf und kauft die 10 MWh zum niedrigeren Clearingpreis, etwa 300 PLN/MWh, zurück. Ohne Zyklisierung bleiben 2.000 PLN übrig, ohne CEN-Exposure.

Zur Teilnahme muss jeder Marktteilnehmer BRP sein oder einen BRP benennen. Wer aktiv Regelenergie bereitstellen will, benötigt eine gesonderte Zertifizierung als Regelenergieanbieter (BSP). BESS-Entwickler arbeiten meist mit einem Handelshaus zusammen, das beide Rollen übernimmt und Präqualifikation, Fahrplan und Gebotsoptimierung abwickelt.

Die Zeiten, in denen PSE am meisten Flexibilität benötigt – Mittagsüberschuss und Abendknappheit – sind auch die Perioden mit den größten CEN-Spreads. Ein gut strukturiertes Gebot positioniert die Batterie so, dass sie zu diesen wertvollen Zeiten eingesetzt wird.

42 % der Preise konzentrieren sich in einem Band – aber am Rand verdienen BESS

Das CEN-Histogramm zeigt einen konzentrierten Kern: 42 % aller Abrechnungsperioden lagen im Bereich von 400–600 PLN/MWh.

Außerhalb der Hauptbereiche weist die Verteilung jedoch ausgeprägte Randbereiche in beide Richtungen auf. Tausende Perioden verzeichneten negative CEN, und Hunderte überschritten 1.000 PLN/MWh.

Negative Preise entstehen, wenn mittägliche Solarproduktion zusammen mit must-run Kohle- und KWK-Anlagen die Nachfrage übersteigt. Mindestlasten bei Kohle und Wärmelieferpflichten verhindern weiteres Abregeln, und CEN wird negativ, sobald PSE alle Abregelungsmöglichkeiten ausgeschöpft hat.

Spitzen über 1.000 PLN/MWh spiegeln das Gegenteil wider: Abendsprünge oder ungeplante Ausfälle führen dazu, dass PSE nicht genug schnell reagierende Kapazität hat und die Grenzkosten für das Balancing steigen stark an.

Warum wird der polnische Regelenergiemarkt mittags negativ?

Das stündliche CEN-Profil zeigt einen wiederkehrenden Tageszyklus. Um 12:00 Uhr sind 24 % der Perioden überversorgt, im Vergleich zu nur 0,3 % um 20:00 Uhr.