Polen plant 59 GW Solar bis 2035: Folgen für Europas Strommarkt

In Polen wächst die Solarstromproduktion rasant. Schon heute stammen deutlich mehr Stromanteile aus Photovoltaik als noch vor wenigen Jahren, und Expertenprognosen sehen bis 2035 Kapazitäten von bis zu 59 GW. Für Europa ist das mehr als eine nationale Frage: Strom fließt grenzüberschreitend, Marktpreise koppeln sich, und das Netz muss stabil bleiben.

Für Haushalte bedeutet das: Überschüsse können mittags die Preise drücken, lokale Netzengpässe können aber zu Einschränkungen führen. Für Energieversorger und Netzbetreiber heißt es, Speicher, Flexibilität und Interkonnektoren zu planen. Der folgende Text ordnet die Zahlen ein, zeigt praktische Beispiele und skizziert, welche Infrastruktur und Politik nötig sind, damit ein Ausbau von 59 GW eine Chance statt ein Risiko wird.

Der Wert 59 GW stammt aus Marktprognosen, die aktuelles Wachstum fortschreiben. Eine namhafte Analyse rechnet Polen bis 2035 auf rund 59,1 GW Solarleistung hoch; zur Vergleichsgröße: Ende 2024 lag die installierte Leistung bei etwa 21,2 GW. Offizielle Regierungsdokumente nennen geringere Ziele, etwa rund 45 GW bis 2040 in der Energiepolitik PEP2040. Diese PEP2040-Vorlage stammt aus dem Jahr 2021 und ist damit älter als zwei Jahre.

Das Tempo des Ausbaus entscheidet mehr als die Zahl selbst: Netzengpässe und Genehmigungsprozesse können Projekte stoppen, auch wenn genug Dach- und Flächenpotenzial vorhanden wäre.

Warum die Prognosen höher liegen als die offiziellen Ziele? Drei Gründe spielen zusammen: sinkende Kosten für Module und Speicher, starke Nachfrage nach Solarparks und Dachanlagen sowie Fördermechanismen und Auktionen, die Investoren anziehen. Gleichzeitig bleiben Hürden: Netzzugänge, lange Genehmigungen und die Frage, wie viel Speicher nötig ist, um die schwankende Erzeugung zu glätten.

Eine kompakte Übersicht der wichtigsten Zahlen:

Die Spannbreite der Zahlen zeigt: Politische Entscheidungen und Netzausbau werden bestimmen, ob Prognosen Realität werden. Ohne zusätzliche Investments in Übertragungs- und Verteilnetz sind 59 GW nur eine theoretische Möglichkeit.

Für Verbraucherinnen und Verbraucher sind die Auswirkungen sichtbar, aber selten dramatisch auf Einzelebene. An sonnigen Tagen sinken in Regionen mit hohem Solaranteil die Strompreise in der Mittagszeit. Das wirkt sich bei variablen Preisverträgen direkt auf die Rechnung aus: Wer tagsüber Strom verbraucht oder laden kann, profitiert. In Städten mit vielen Dachanlagen kann es zeitweise sogar Überschüsse geben, die in benachbarte Regionen exportiert werden.

Konkretes Beispiel: In Haushalten mit flexibler Nutzung – etwa Waschmaschine oder E-Auto tagsüber – reduziert Solar die Kosten. Für Energiegemeinschaften und Mieterstromprojekte bietet ein gedeckeltes Netzanschlusswachstum Chancen, mehr Eigenverbrauch zu organisieren. Gleichzeitig können lokale Netzbetreiber Lastspitzen sehen, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen oder Verbraucher abends Energie brauchen und Solar nicht liefert.

Netzbetreiber reagieren mit drei Hebeln: gezielter Ausbau von Leitungskapazität, intelligente Steuerung (Demand-Response) und Batteriespeicher. Speicher sind besonders wichtig: Kleine Batteriesysteme an Umspannwerken oder größere dezentrale Lösungen reduzieren Einspeisungsspitzen und erhöhen die Verbrauchsflexibilität. Experten empfehlen, Parallel zum PV-Ausbau auch Speicherkapazitäten und Lastmanagement auszubauen, sonst steigt die Zahl der Abregelungen (Curtailment).

Ein massiver Solarzubau wirkt auf den Strommarkt wie ein zusätzliches, sehr günstiges Angebot: In Zeiten hoher Sonneneinstrahlung verdrängt Solar teurere Erzeugung im Merit-Order-System und senkt so kurzfristig die Preise. Für Verbraucherinnen und Verbraucher bedeuten häufige Sonnentage oft niedrigere Stromkosten, für Industrie kann sich das besonders bei flexiblen Verbrauchsstrategien lohnen.

Allerdings entstehen zwei zentrale Risiken: Erstens, fallende Preise können die Erlöse für Erzeuger drücken und Investitionen in Flexibilität unattraktiv machen. Zweitens, ohne ausreichend Flexibilität – also Speichern, Laststeuerung oder Gaskraft als Brücke – drohen Engpässe, wenn plötzlich viel Solarstrom wegfällt, etwa an bewölkten Tagen oder nachts.

Für den europäischen Markt ist wichtig, dass grenzüberschreitende Leitungen verstärkt werden. Polen würde bei 59 GW Solar zeitweise große Exportüberschüsse erzeugen, vor allem Richtung Westen und Süden. Das kann Preise in Nachbarländern dämpfen, allerdings nur, wenn die Netzinfrastruktur Kapazitäten bietet. Andernfalls käme es zu verzögerten Abschaltmaßnahmen oder lokalen Einschränkungen.

Zusammengefasst: Ein Ausbau auf 59 GW kann Verbraucherpreise senken und die Versorgung klimafreundlicher machen. Damit dies dauerhaft funktioniert, müssen Marktregeln, Speicher und Interkonnektoren mitwachsen, sonst verschiebt sich die Herausforderung von CO₂-Reduktion zu Systemstabilität.

Wenn Polen den Solar-Ausbau beschleunigt, verändert das die Balance im mitteleuropäischen Strommarkt. Kurzfristig sinken Preise an sonnigen Tagen, mittelfristig steigt der Bedarf an Speichern, intelligenten Netzen und grenzüberschreitenden Leitungen. Für Europa bedeutet das eine Chance: Mehr erneuerbarer Strom in der Region senkt die Abhängigkeit von fossilen Importen und stabilisiert das Angebot insgesamt.

Konkrete Entwicklungen, die zu erwarten sind: Ausbau von Hochspannungsleitungen zu Nachbarländern, verstärkte Investitionen in Batteriespeicher (Experten nennen Zielwerte im niedrigen einstelligen GW-Bereich bis 2030), und neue Marktprodukte für flexible Verbraucher. Außerdem wächst der politische Druck, Genehmigungsverfahren zu beschleunigen und Planungsstandards zu vereinheitlichen, damit Projekte nicht an Bürokratie scheitern.

Für die breite Öffentlichkeit heißt das: Mehr Sonne im Strommix, aber auch mehr Infrastruktur in der Landschaft und veränderte Preisstrukturen. Wer variable Tarife nutzt oder Ladezeiten flexibel legt, kann von günstigeren Mittagsstunden profitieren. Aus Sicht von Politik und Netzbetreibern wird entscheidend sein, Investitionen in Transportkapazitäten und Speicher zu priorisieren, damit der erwartete Nutzen nicht durch technische Grenzen aufgehoben wird.

Die Diskussion bleibt offen: Prognosen nennen 59 GW als mögliches Szenario, doch die politische Umsetzung und der Netzausbau entscheiden, ob dieser Wert für Verbraucherinnen und Verbraucher tatsächlich greifbar wird.

Ein Ausbau der Photovoltaik in Polen auf rund 59 GW bis 2035 ist technisch plausibel, wenn Investmenttrends, sinkende Kosten und politische Rahmenbedingungen so bleiben wie in aktuellen Prognosen angenommen. Er würde die Strompreise an sonnigen Tagen senken, Exporte zu Nachbarn erhöhen und den CO₂-Ausstoß im Stromsektor verringern. Zugleich sind Netzausbau, Speicher und Reformen im Genehmigungswesen notwendige Voraussetzungen: Ohne sie drohen Abregelungen, lokale Engpässe und ein Druck auf Erlöse für Erzeuger. Kurz: Der Nutzen ist real, aber abhängig von Infrastruktur und Regulierung.