Netcapaciteit en systeemflexibiliteit worden beperkingen voor verdere hernieuwbare groei in Oost-Europa

Netcapaciteit en systeemflexibiliteit worden beperkingen voor verdere hernieuwbare groei in Oost-Europa. In de hele regio groeit de capaciteit voor hernieuwbare energie sneller dan de flexibiliteit die nodig is om deze te integreren. Netbeheerders worden geconfronteerd met limieten voor aanvullende variabele opwekking, overheden ondersteunen grootschalige batterij-implementaties en regelgevers creëren nieuwe regels voor opslag en flexibiliteit. Tegelijkertijd neemt de balanceringsbehoefte toe door de groeiende zonne-penetratie, en is veerkracht in delen van de regio een extra overweging geworden.

De reactie neemt verschillende vormen aan. In Slowakije past de transmissiesysteembeheerder een op flexibiliteit gebaseerde limiet toe op aanvullende zonne- en windcapaciteit. Polen heeft steun goedgekeurd voor 172 grootschalige batterijprojecten om de netstabiliteit te versterken. Bulgarije steunt minstens 3 GWh aan nieuwe opslag. De transmissiesysteembeheerder van Moldavië schat dat het elektriciteitssysteem 246 MW aan balanceervermogen nodig heeft. Oekraïne heeft 200 MW / 400 MWh gedistribueerde batterijopslag in gebruik genomen om de veerkracht van zijn energiesysteem te versterken.

Voor batterijontwikkelaars, EPC's en bedrijven is het gemeenschappelijke probleem steeds duidelijker. De capaciteit voor hernieuwbare energie kan sneller groeien dan het vermogen van het elektriciteitssysteem om de output ervan te absorberen, verschuiven en balanceren.

Netflexibiliteit wordt een voorwaarde voor verdere groei van hernieuwbare energie

Slowakije biedt een van de duidelijkste voorbeelden. In juni 2025 heeft transmissiesysteembeheerder SEPS nog eens 170 MW vrijgegeven voor nieuwe of uitgebreide zonne- en windopwekking, waarmee de limiet vanuit het oogpunt van systeemflexibiliteit van 747 MW naar 917 MW is verhoogd. Het cijfer is geen limiet op de totale capaciteit voor hernieuwbare energie in Slowakije. Het bepaalt hoeveel aanvullende variabele opwekking kan worden aangesloten onder de flexibiliteitsbeoordeling van SEPS.

Het onderscheid is belangrijk. De output van zon en wind verandert onafhankelijk van de elektriciteitsvraag. Naarmate hun aandeel toeneemt, heeft het systeem meer capaciteit nodig die kan reageren wanneer de opwekking stijgt of daalt. Batterijen kunnen elektriciteit absorberen tijdens perioden van overschot aan opwekking en deze terugleveren wanneer het systeem aanvullende levering nodig heeft.

Polen pakt dezelfde eis op veel grotere schaal aan. In december 2025 keurde de regering steun goed voor 172 batterijprojecten met een gecombineerde capaciteit van 3,9 GW vermogen en 14,5 GWh opslagcapaciteit. Twee aanvullende grootschalige projecten in Żarnowiec en Ełk zullen gezamenlijk 425 MW / 2.032 MWh leveren. In Żarnowiec is een systeem van 263 MW / 900 MWh in aanbouw, met geplande voltooiing in het tweede kwartaal van 2027. Het project is ontworpen ter ondersteuning van de integratie van hernieuwbare energie en de balancing van offshore windopwekking.

Bulgarije volgt een ander grootschalig implementatieprogramma. Het RESTORE-schema ondersteunt batterijsystemen die zijn aangesloten op transmissie- en distributienetwerken met minimaal 3.000 MWh bruikbare opslagcapaciteit.

Hongarije toont een ander gevolg van snelle groei van zonne-energie. Zonne-energie was in 2025 goed voor 28% van de elektriciteitsopwekking, volgens de Europese Commissie, die ook knelpunten in het net, wachtrijen voor aansluiting en beperkte niet-fossiele flexibiliteit identificeerde als beperkingen voor het energiesysteem. De implementatie van batterijen versnelde in 2025 en begin 2026, omdat het land de investeringen in opslag en netflexibiliteit verhoogde.

Deze markten gaan verder dan de vraag of batterijen nodig zijn. De focus verschuift naar hoeveel opslag nodig is, waar deze moet worden aangesloten en welke systeemdiensten deze kan leveren.

Opslag wordt onderdeel van het elektriciteitsmarktontwerp in Oost-Europa

Tsjechië illustreert een ander ontwikkelingsstadium. De wet LEX OZE III heeft elektriciteitsopslag, aggregatie en flexibiliteit formeel geïntegreerd in de elektriciteitsmarkt. Het Nationale Actieplan voor Flexibiliteit van de regering, goedgekeurd in juni 2025, stelt een kader tot 2035 voor het verhogen van de niet-fossiele flexibiliteit via opslag en vraagrespons.

Noord-Macedonië heeft een vergelijkbare stap gezet. De energiewet van 2025 heeft opslag als een aparte energieactiviteit vastgelegd en een wettelijke basis gecreëerd voor deelname aan de elektriciteitsmarkt.

Deze veranderingen zijn belangrijk omdat het installeren van een batterij op zich geen functionerende opslagmarkt creëert. Batterijen hebben regels nodig voor aansluiting, laden en ontladen, aggregatie en deelname aan elektriciteits- en balanceringsmarkten.

Moldavië laat zien wat er gebeurt als de vereiste kwantificeerbaar wordt. In 2025 schatte de transmissiesysteembeheerder van Moldavië dat het elektriciteitssysteem 246 MW aan balanceervermogen nodig heeft, waaronder 72 MW automatische frequentieherstelreserve en 174 MW handmatige frequentieherstelreserve. Volgens de regering kan 80 MW worden geleverd door bestaande infrastructuur, waardoor aanvullende capaciteit moet worden ontwikkeld. Moldavië koppelt ook nieuwe hernieuwbare capaciteit rechtstreeks aan opslag. In augustus 2026 werden zeven projecten met een totaal van 170 MW geselecteerd onder de nieuwste windaanbesteding van het land, met batterijopslag als verplichting voor elk project.

In Oekraïne is veerkracht een aanvullende drijfveer. Zes batterijfaciliteiten met een gecombineerde capaciteit van 200 MW / 400 MWh werden in september 2025 operationeel, wat gedistribueerde opslag toevoegt aan een energiesysteem waar betrouwbaarheid en continuïteit van levering aanzienlijke zorgen blijven.

Netbeperkingen veranderen de argumenten voor C&I opslag en microgrids

De regionale opslaguitbreiding beperkt zich niet tot transmissienetwerken. Commerciële en industriële locaties voegen zonne-opwekking toe, terwijl ze geconfronteerd worden met hun eigen beperkingen op het gebied van netcapaciteit, piekvraag en continuïteit van levering. Elektriciteit opgewekt op een dak om twaalf uur 's middags valt niet noodzakelijkerwijs samen met de uren waarin een bedrijf het meeste elektriciteit verbruikt. Een locatie kan ook onvoldoende netcapaciteit hebben voor nieuwe productieapparatuur, laadinfrastructuur of andere extra belastingen.

Een C&I batterij kan zonne-opwekking verschuiven naar latere uren, het zelfverbruik verhogen en pieken in de vraag verminderen. Locaties die langere opslagduur vereisen, hebben meer energiecapaciteit nodig zonder noodzakelijkerwijs het vermogen in hetzelfde tempo te verhogen.

Een microgrid lost een ander probleem op. Het beheert hoe verschillende elektriciteitsbronnen samenwerken. Zonne-energie, batterijopslag, het openbare net en een generator kunnen binnen één lokaal systeem worden gecoördineerd. Als de netcapaciteit onvoldoende is, kan de batterij de beschikbare aansluiting aanvullen. Als het net uitvalt, kan een adequaat geconfigureerd systeem bepaalde belastingen blijven voeden. Op afgelegen of off-grid locaties kunnen zonne-energie en opslag de operationele uren van back-upgeneratoren verminderen. De batterij slaat elektriciteit op. De microgrid bepaalt hoe de beschikbare elektriciteitsbronnen van de locatie worden gebruikt.

LONGi breidt BESS- en microgridportfolio uit in Oost-Europa

LONGi speelt in op deze verschillende vereisten met drie opslagarchitecturen voor commerciële, industriële en gedistribueerde energie-toepassingen.

Hi-MO One MONA is ontworpen als een alles-in-één C&I opslagsysteem van 125 kW / 261 kWh. De unit integreert batterijopslag met door LONGi ontwikkelde energieconversie, batterijbeheer, energiebeheer en thermisch beheer. Typische toepassingen zijn PV-zelfverbruik, energieverschuiving en piekbeheer. LONGi's Intelligent Cell Control System bewaakt individuele cellen om zich ontwikkelende abnormaliteiten te identificeren en voorspellende risicodetectie te bieden.

Hi-MO One Pro scheidt vermogens- en energiecapaciteit, waardoor de batterijkasten van 261 kWh onafhankelijk van de AC-stroomapparatuur kunnen worden geconfigureerd. De opslagcapaciteit kan dus worden vergroot zonder de vermogensconversiecapaciteit in hetzelfde tempo te verhogen. Configuratiebereiken van 2 tot 24 uur opslag, waardoor C&I locaties het systeem kunnen dimensioneren op basis van zowel het vereiste uitgangsvermogen als de hoeveelheid te slaan elektriciteit.

OneNexus H2 combineert batterijopslag met microgridbeheer in configuraties van 50 kW / 104 kWh tot 125 kW / 261 kWh. Het hybride vermogensconversiesysteem coördineert PV, batterijopslag, netlevering en generatoren binnen één lokaal energiesysteem. OneNexus H2 ondersteunt on- en off-grid werking, 10 ms schakeltijd tussen de twee modi en black start. Het kan ook een beperkte netaansluiting aanvullen met batterijvermogen wanneer de vraag van de locatie de beschikbare netcapaciteit overschrijdt.

‍