Am 4. August 2026, kurz nach 09:00 Uhr, rief der polnische Übertragungsnetzbetreiber PSE Verpflichtungszeiträume am Kapazitätsmarkt für den Abend von 17:00 bis 19:00 Uhr aus. Es war der vierte Aufruf seit dem Start des Marktes im Jahr 2021 und der zweite des Jahres.

Entgegen der Erwartung fand die wichtigste Preisbewegung an den Energie- und Ausgleichsmärkten nach dem zweistündigen Verpflichtungszeitraum statt. Anlagenoptimierer mussten abgewertete Kapazitätsverpflichtungen mit Erlösoptimierungsmöglichkeiten ausbalancieren; wer dies versäumte, musste mit Leistungssanktionen rechnen.

Sommerhitze, Windflaute, Ausfälle von Kohlekraftwerken aufgrund von Flusstemperaturen an der 35°C-Einleitungsgrenze – all das trug zu diesem Ereignis bei. Die Hitze lag über der gesamten Region, sodass nicht nur Polen, sondern auch die Nachbarländer betroffen waren. Die Solarstromerzeugung erreichte mittags mit 12,8 GW ihren Höhepunkt und drückte die Nettolast auf ein Minimum von 6,8 GW. Am Abend lag die Windleistung bei 949 MW, etwa die Hälfte des sommerlichen Durchschnitts. Bis 20:00 Uhr war die Nettolast wieder auf 12,2 GW gestiegen. Der Anstieg war steil, aber nicht beispiellos.

Wichtige Erkenntnisse

• Großbritannien und Polen sind die einzigen beiden europäischen Kapazitätsmärkte, die systemische Stressereignisse per Design ausrufen. Großbritannien hat in seiner gesamten Geschichte noch nie eines ausgerufen, während Polen nun beim vierten ist.
• Beide polnischen Kapazitätsmarktaufrufe 2026 fanden ungewöhnlicherweise im Sommer statt. Die ersten beiden Ereignisse, im September 2022 und November 2024, waren an Herbst- und Winterabenden.
• 2026 war das erste Lieferjahr für ausländische Einheiten mit polnischen Kapazitätsmarktverträgen. Schweden, die einzige Zone mit solchen Verträgen, lieferte während des Stressereignisses praktisch keinen Strom. Die einzige Verpflichtung ausländischer Einheiten besteht darin, im eigenen Übertragungsgebiet verfügbar zu sein.
• Die Erfüllung der Kapazitätsverpflichtung hätte eine 1MW/4MWh-Batterie 138 PLN an Day-Ahead-Marge gekostet, im Vergleich zu 5.870 PLN Strafe für eine Nichterfüllung*.
• 4,9 GW Kohle- und Braunkohlekapazität befanden sich zu Beginn des Abendanstiegs in geplanter Sommerwartung. Weder der Anstieg noch der Wind waren für sich genommen extrem: An 16 der 65 Sommertage 2026 gab es einen steileren Anstieg als die 12,2 GW am 4. August – ohne Kapazitätsaufruf.
• Day-Ahead-Preise lagen im Mittel bei 926 PLN/MWh während der aufgerufenen Stunden und bei 1.567 PLN/MWh in den zwei Stunden nach dem Ende des Fensters, während der Ausgleichspreis im Fenster auf 19 PLN/MWh fiel, da das System im Überschuss lief.
• Batterien deckten weniger als 0,2 % der polnischen Nachfrage in den aufgerufenen Stunden ab, da Polen bislang kaum betriebsfähige Batteriespeicher hat. Das ändert sich ab 2027.

*geht von perfektem DA-Markt-Energiearbitrage, einem BESS-De-Rating-Faktor (KWD) von 61,3 % und dem für den Lieferzeitraum 2025 festgelegten Leistungssanktionswert von 6.576,81 PLN/MWh aus.

Ein Kapazitätsmarktaufruf verpflichtet kontrahierte Einheiten zur Lieferung in benannten Stunden

Ein Kapazitätsmarktaufruf ist das Verfahren, das PSE anwendet, wenn ein Kapazitätsmangel im Stromsystem erwartet wird. Er verpflichtet kontrahierte Einheiten – darunter Kraftwerke, Speicher und Verbraucher, die für Lastreduktion bezahlt werden –, die Erzeugung zu erhöhen oder den Verbrauch in den von PSE benannten Stunden zu senken.

PSE gibt das Zeitfenster mit Vorlauf bekannt. Am 4. August erhielten Verpflichtungsinhaber acht Stunden Vorwarnzeit. Diese Vorlaufzeit fixiert das Fenster, während sich die tatsächlich engste Stunde im System noch verschiebt.

Ausgelöst wird der Aufruf durch die von PSE prognostizierte operative Reserve, also die verfügbare Kapazität über der prognostizierten Nachfrage. Am 4. August fiel diese auf nur 656 MW.

Kein anderer europäischer Kapazitätsmarkt hat je ein Ereignis ausgerufen

Alle 11 in Polen ausgerufenen Stunden fielen in den abendlichen Ramp-up, keine auf den jährlichen Nachfragespitzenwert.

Großbritannien betreibt seit 2017 einen Kapazitätsmarkt und hat noch nie ein System-Stressereignis ausgerufen. Allerdings wurden dort 13 Kapazitätsmarkt-Benachrichtigungen ausgegeben. Eine solche Benachrichtigung ist eine Warnung vier Stunden im Voraus, dass die Reserve unter 500 MW gefallen ist, aber sie beinhaltet keine Lieferverpflichtung.

Italien hat seit 2022 einen Kapazitätsmarkt, kann aber kein Ereignis ausrufen, da die Verpflichtung hier eine Zuverlässigkeitsoption und keine Lieferanweisung ist. Kontrahierte Einheiten erhalten eine feste Jahresprämie und zahlen an Terna die Differenz zurück, wenn der Marktpreis einen von der Regulierungsbehörde ARERA festgelegten Schwellenwert überschreitet. Knappheit wird somit finanziell und kontinuierlich ausgesteuert, ohne dass der Betreiber Stressstunden ausruft. Belgien und Irland verfolgen ein ähnliches Modell.

Das deutsche Kapazitätsmarktdesign befindet sich noch in der Entwicklung. Derzeit wird Knappheit über den Preis am Großhandelsmarkt gesteuert, mit einer außerhalb des Marktes gehaltenen Kapazitätsreserve von 2 GW, die nicht bieten darf. Erste Auktionen für einen deutschen Kapazitätsmarkt sind für 2026 mit Lieferung ab 2031 geplant, und Modo Energy berichtet über die bisher bekannten Details zum Design.

Solar, geplante Wartungen und ein 12,2 GW-Abendanstieg führten zum Aufruf