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Netzkapazitäten und Systemflexibilität werden zu Hemmnissen für weiteres Wachstum erneuerbarer Energien in Osteuropa. In der gesamten Region wächst die Kapazität erneuerbarer Energien schneller als die für ihre Integration erforderliche Flexibilität. Netzbetreiber stoßen an Grenzen für zusätzliche variable Stromerzeugung, Regierungen unterstützen den Einsatz von Batteriespeichern im großen Maßstab und Regulierungsbehörden schaffen neue Regeln für Speicher und Flexibilität. Gleichzeitig erhöht die zunehmende Solardurchdringung den Bedarf an Ausgleichsenergie, und in Teilen der Region ist die Ausfallsicherheit zu einem zusätzlichen Faktor geworden.
Die Reaktion nimmt verschiedene Formen an. In der Slowakei begrenzt der Übertragungsnetzbetreiber die zusätzliche Solar- und Windkapazität basierend auf der Flexibilität. Polen hat die Unterstützung für 172 Großbatterieprojekte zur Stärkung der Netzstabilität genehmigt. Bulgarien unterstützt mindestens 3 GWh neuer Speicher. Der moldawische Übertragungsnetzbetreiber schätzt, dass das Stromsystem 246 MW an Ausgleichskapazität benötigt. Die Ukraine hat 200 MW / 400 MWh verteilte Batteriespeicher in Betrieb genommen, um die Widerstandsfähigkeit ihres Stromsystems zu stärken.
Für Batterieentwickler, EPCs und Unternehmen wird das gemeinsame Problem immer deutlicher. Die Kapazität erneuerbarer Energien kann schneller wachsen als die Fähigkeit des Stromsystems, ihre Erzeugung aufzunehmen, zu verschieben und auszugleichen.
Netzflexibilität wird zur Voraussetzung für weiteres Wachstum erneuerbarer Energien
Die Slowakei liefert eines der deutlichsten Beispiele. Im Juni 2025 stellte der Übertragungsnetzbetreiber SEPS weitere 170 MW für neue oder erweiterte Solar- und Windenergieerzeugung bereit und erhöhte damit die im Rahmen der Systemflexibilitätsbewertung angewandte Grenze von 747 MW auf 917 MW. Diese Zahl ist keine Begrenzung der Gesamtkapazität erneuerbarer Energien in der Slowakei. Sie bestimmt, wie viel zusätzliche variable Stromerzeugung im Rahmen der Flexibilitätsbewertung von SEPS angeschlossen werden kann.
Der Unterschied ist wichtig. Die Leistung von Solar- und Windenergie ändert sich unabhängig vom Stromverbrauch. Mit zunehmendem Anteil benötigt das System mehr Kapazitäten, die reagieren können, wenn die Stromerzeugung steigt oder fällt. Batterien können Strom während Phasen überschüssiger Stromerzeugung aufnehmen und ihn zurückgeben, wenn das System zusätzliche Versorgung benötigt.
Polen begegnet derselben Anforderung in deutlich größerem Maßstab. Im Dezember 2025 genehmigte die Regierung die Förderung von 172 Batterieprojekten mit einer kombinierten Leistung von 3,9 GW und einer Speicherkapazität von 14,5 GWh. Zwei weitere Großprojekte in Żarnowiec und Ełk werden zusammen 425 MW / 2.032 MWh liefern. In Żarnowiec wird ein System mit 263 MW / 900 MWh gebaut, dessen Fertigstellung für das zweite Quartal 2027 geplant ist. Das Projekt soll die Integration erneuerbarer Energien und den Ausgleich der Offshore-Windenergie unterstützen.
Bulgarien verfolgt ein weiteres groß angelegtes Programm. Sein RESTORE-Programm unterstützt Batteriesysteme, die an Übertragungs- und Verteilnetze angeschlossen sind, mit mindestens 3.000 MWh nutzbarer Speicherkapazität.
Ungarn zeigt eine weitere Folge des rapiden Solarwachstums. Laut Europäischer Kommission entfielen 2025 28 % der Stromerzeugung auf Solarenergie, die auch Netzengpässe, Anschlusswarteschlangen und begrenzte nicht-fossile Flexibilität als Einschränkungen des Stromsystems identifizierte. Der Ausbau von Batteriespeichern beschleunigte sich 2025 und Anfang 2026, als das Land seine Investitionen in Speicher und Netzflexibilität erhöhte.
Diese Märkte gehen über die Frage hinaus, ob Batterien benötigt werden. Der Fokus verschiebt sich darauf, wie viel Speicher benötigt wird, wo er angeschlossen werden soll und welche Systemdienste er erbringen kann.
Speicher werden Teil des Strommarktdesigns in Osteuropa
Die Tschechische Republik veranschaulicht eine andere Entwicklungsstufe. Ihre LEX OZE III-Gesetzgebung hat Stromspeicher, Aggregation und Flexibilität formal in den Strommarkt integriert. Der Nationale Flexibilitätsaktionsplan der Regierung, der im Juni 2025 genehmigt wurde, legt einen Rahmen bis 2035 für die Erhöhung der nicht-fossilen Flexibilität durch Speicher und Nachfragereaktion fest.
Nordmazedonien hat einen ähnlichen Schritt unternommen. Sein Energierahmen von 2025 etablierte die Speicherung als separate Energieaktivität und schuf eine rechtliche Grundlage für ihre Teilnahme am Strommarkt.
Diese Änderungen sind wichtig, da die Installation einer Batterie allein keinen funktionierenden Speichermarkt schafft. Batterien benötigen Regeln für Anschluss, Laden und Entladen, Aggregation und Teilnahme an Strom- und Ausgleichsmärkten.
Moldawien zeigt, was passiert, wenn die Anforderung quantifizierbar wird. Im Jahr 2025 schätzte der moldawische Übertragungsnetzbetreiber, dass das Stromsystem 246 MW Ausgleichskapazität benötigt, darunter 72 MW automatische Frequenzregelung und 174 MW manuelle Frequenzregelung. Laut Regierung können 80 MW durch vorhandene Infrastruktur bereitgestellt werden, sodass zusätzliche Kapazitäten entwickelt werden müssen. Moldawien koppelt auch neue Kapazitäten erneuerbarer Energien direkt mit Speichern. Im August 2026 wurden sieben Projekte mit insgesamt 170 MW im Rahmen der neuesten Windkraftausschreibung des Landes ausgewählt, wobei Batteriespeicher für jedes Projekt obligatorisch sind. Im August 2026 wurden sieben Projekte mit insgesamt 170 MW im Rahmen der neuesten Windkraftausschreibung des Landes ausgewählt, wobei Batteriespeicher für jedes Projekt obligatorisch sind.
In der Ukraine ist die Ausfallsicherheit ein zusätzlicher Treiber. Sechs Batterieanlagen mit einer Gesamtkapazität von 200 MW / 400 MWh wurden im September 2025 in Betrieb genommen und ergänzen verteilte Speicher in einem Stromsystem, in dem Zuverlässigkeit und Versorgungskontinuität weiterhin erhebliche Bedenken aufwerfen.
Netzbeschränkungen verändern das Argument für C&I-Speicher und Microgrids
Der regionale Ausbau von Speichern beschränkt sich nicht auf Übertragungsnetze. Gewerbe- und Industrieanlagen erweitern ihre eigene Solarstromerzeugung und sehen sich gleichzeitig eigenen Einschränkungen hinsichtlich Netzkapazität, Lastspitzen und Versorgungssicherheit gegenüber. An einem Dach erzeugter Strom fällt nicht unbedingt mit den Stunden zusammen, in denen ein Unternehmen den meisten Strom verbraucht. Ein Standort kann auch über eine unzureichende Netzkapazität für neue Produktionsanlagen, Ladeinfrastruktur oder andere zusätzliche Lasten verfügen.
Eine C&I-Batterie kann die Solarstromerzeugung in spätere Stunden verlagern, den Eigenverbrauch erhöhen und Lastspitzen reduzieren. Standorte, die eine längere Speicherdauer benötigen, erfordern eine größere Energiedichte, ohne notwendigerweise die Leistung im gleichen Maße zu erhöhen.
Ein Microgrid löst ein anderes Problem. Es steuert, wie mehrere Stromquellen zusammenarbeiten. Solar, Batteriespeicher, das öffentliche Netz und ein Generator können innerhalb eines lokalen Systems koordiniert werden. Wenn die Netzkapazität unzureichend ist, kann die Batterie den verfügbaren Anschluss ergänzen. Fällt das Netz aus, kann ein entsprechend konfiguriertes System ausgewählte Verbraucher weiter versorgen. An abgelegenen oder netzunabhängigen Standorten können Solar- und Speicherlösungen die Betriebszeiten von Notstromaggregaten reduzieren. Die Batterie speichert Strom. Das Microgrid bestimmt, wie die verfügbaren Stromquellen des Standorts genutzt werden.
LONGi erweitert Portfolio für BESS und Microgrids in Osteuropa
LONGi adressiert diese unterschiedlichen Anforderungen mit drei Speicherarchitekturen für gewerbliche, industrielle und dezentrale Energieanwendungen.
Hi-MO One MONA ist ein 125 kW / 261 kWh All-in-One C&I-Speichersystem. Die Einheit integriert Batteriespeicher mit von LONGi entwickelter Leistungsumwandlung, Batteriemanagement, Energiemanagement und Wärmemanagement. Typische Anwendungen umfassen PV-Eigenverbrauch, Energieverschiebung und Spitzenlastmanagement. Das Intelligent Cell Control System von LONGi überwacht einzelne Zellen, um auftretende Anomalien zu erkennen und eine vorausschauende Risikobewertung durchzuführen.
Hi-MO One Pro trennt Leistungs- und Energiedichte und ermöglicht die unabhängige Konfiguration seiner 261 kWh-Batterieschränke unabhängig von der AC-Leistungsausrüstung. Die Speicherkapazität kann daher erhöht werden, ohne die Leistungsumwandlungskapazität im gleichen Maße zu erhöhen. Die Konfigurationen reichen von 2 bis 24 Stunden Speicherdauer und ermöglichen es C&I-Standorten, das System entsprechend der erforderlichen Ausgangsleistung und der zu speichernden Strommenge zu dimensionieren.
OneNexus H2 kombiniert Batteriespeicher mit Microgrid-Steuerung in Konfigurationen von 50 kW / 104 kWh bis 125 kW / 261 kWh. Sein Hybrid-Leistungsumwandlungssystem koordiniert PV, Batteriespeicher, Netzversorgung und Generatoren innerhalb eines lokalen Energiesystems. OneNexus H2 unterstützt den Netz- und Off-Grid-Betrieb, einen Wechsel zwischen den beiden Modi in 10 ms sowie Black Start. Es kann auch eine eingeschränkte Netzverbindung mit Batterieleistung ergänzen, wenn der Bedarf des Standorts die verfügbare Netzkapazität übersteigt.
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