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Der polnische Strommarkt wird von drei Komponenten geprägt: einem 26,5 GW alten Kohlekraftwerkspark, vertikal integrierten staatlichen Portfolios und einem rasant wachsenden Anteil an erneuerbaren Energien – insbesondere Solarenergie.

Dieses System wird derzeit auf die Probe gestellt. Im Jahr 2025 verzeichnete Polen über 300 Stunden mit negativen Strompreisen – mehr als doppelt so viele wie Großbritannien mit 149 Stunden, aber noch unter Deutschlands 575 Stunden. Das unterstreicht, wie schnell variable Erneuerbare die Preisdynamik verändern.

Der nationale Strommarkt Polens mit nur einer Preiszone wurde lange Zeit von vier staatlich kontrollierten, vertikal integrierten Konzernen dominiert. Jeder vereint Erzeugung, Verteilung und Vertrieb unter einem Dach, auch wenn die Verteilnetze rechtlich entflochten sind. Diese Dominanz beginnt zu bröckeln, da von unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) gebaute Solar- und Onshore-Windanlagen einen wachsenden Anteil an der Stromerzeugung gewinnen.

Wichtige Erkenntnisse

• Vier staatliche Unternehmen (SOEs) (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) erzeugten 2024 65 % des polnischen Stroms, ein Rückgang von 79 % in 2022. Jedes besitzt Erzeugung, Verteilung und Vertrieb in festgelegten Regionen.
• EU-ETS-CO₂-Zertifikate machen inzwischen 63 % der kurzfristigen Grenzkosten von Steinkohle aus.
• Polen verzeichnete 2025 über 300 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, angetrieben durch hohe Solarstromerzeugung.
• Die Day-Ahead-Preise lagen 2025 im Schnitt bei 109 €/MWh, 77 % über Frankreich und 20 % über Deutschland.

Vier SOEs kontrollieren 65 % der Erzeugung

Die erste Säule ist die SOE-Struktur. Der polnische Strommarkt wurde 2007 liberalisiert, doch in der Praxis kontrollieren vier Staatskonzerne weiterhin den Großteil der Wertschöpfungskette:

• PGE versorgt Zentral- und Ostpolen.
• Tauron ist in Schlesien und den südlichen Regionen aktiv.
• Enea deckt Westpolen ab.
• Energa (jetzt Teil von Orlen) betreut die nördlichen Gebiete.

PGE ist das größte der vier SOEs. Das Unternehmen betreibt 19,1 GW Kapazität, darunter den 5,1 GW Braunkohlekomplex Bełchatów – das größte thermische Kraftwerk Europas – und beliefert 5,8 Millionen Endkunden in Zentral- und Ostpolen.

Jede Gruppe besitzt Kraftwerke, einen Verteilnetzbetreiber (DSO) und einen Vertriebsarm. Theoretisch gibt es Wettbewerb auf der Endkundenebene, aber die Wechselquote ist mit 0,23 % pro Jahr sehr niedrig.

Zusammen erzeugten die vier SOEs 2024 65 % des eingespeisten Stroms, gegenüber 79 % im Jahr 2022. Der Rückgang ist auf das Wachstum von Onshore-Wind und Solar-PV zurückzuführen, die von unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) und Prosumenten gebaut wurden.

Kohle bestimmt den Preis, CO₂ macht ihn teuer

Die zweite Säule ist die Kohle. In den meisten europäischen Märkten hat Gas historisch den Strompreis bestimmt und tut dies meist immer noch; in Polen übernimmt diese Rolle die Kohle – zum Großteil im Besitz und Betrieb der vier dominierenden Staatsunternehmen.

Der polnische Day-Ahead-Strommarkt läuft über die TGE (Towarowa Giełda Energii, die polnische Strombörse), parallel zu EPEX SPOT und Nord Pool, und ist über den EUPHEMIA-Algorithmus in das europäische Day-Ahead-Coupling eingebunden.

Erzeuger geben Gebote für jede Stunde des Folgetags ab, und der Markt wird zum Preis der teuersten noch benötigten Einheit (Merit Order) geschlossen.

An einem typischen Sommerwerktag erreicht die Solarleistung mittags etwa 12 GW. Kohlekraftwerke müssen dann entweder abschalten und Wiederanfahrkosten tragen oder unter Null bieten, um mit Mindestlast weiter am Netz zu bleiben. Auch durch CfD (aukcyjny system wsparcia) gestützte Solarprojekte bieten negativ: Der Vertrag garantiert einen festen Preis, unabhängig vom Marktpreis. Am Abend sinkt die Solarleistung, und Kohle setzt wieder den Preis.

Dieses Marktverhalten führt zu extrem volatilen polnischen Strompreisen; allein 2025 gab es über 300 Stunden mit negativen Preisen. Für Batteriespeicher ist diese Volatilität ein starkes Preissignal.

In Polen bestimmen Steinkohle- oder Braunkohlekraftwerke in den meisten Stunden den Grenzpreis. Die kurzfristigen Grenzkosten (SRMC) sind die Kosten für die Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde Strom aus einem bestehenden Kraftwerk – inklusive Brennstoff, CO₂-Zertifikaten und variablen Betriebskosten.

Die SRMC der Steinkohle lagen 2025 im Schnitt bei 110 €/MWh: 37 €/MWh für Brennstoff (laut PSCMI-1 Index für heimische Kohle), 70 €/MWh für EU-ETS-Zertifikate und 4 €/MWh für variable Betriebs- und Wartungskosten. 2020 machten CO₂-Kosten 43 % der SRMC aus; bis 2025 stieg der Anteil auf 63 %.

​Da Kohle in so vielen Stunden den Preis setzt und es weniger Erneuerbare gibt, die den Preis drücken, gehören die polnischen Day-Ahead-Strompreise zu den höchsten in Europa. Der Jahresdurchschnitt 2025 lag bei 109 €/MWh (77 % über Frankreich, 20 % über Deutschland), aber noch unter Italien mit 116 €/MWh.

Der Großteil des Stroms erreicht nie die Börse

Die dritte Säule betrifft den Stromhandel. Die Day-Ahead-Auktion bestimmt zwar einen Marktpreis, aber der Großteil des polnischen Stroms wird nie tatsächlich an der Börse gehandelt. Stattdessen fließt er über interne Verträge innerhalb der SOE-Gruppen.

Der Handelsarm jedes SOEs agiert als Bilanzkreisverantwortlicher (BRP) für die eigene Erzeugung und die eigenen Endkunden. Zum Beispiel kauft PGE Obrót Strom aus den eigenen Kohlekraftwerken über interne Verträge und verkauft ihn gleichzeitig an die eigenen Endkunden. Kommt es zu einer Differenz zwischen Erzeugung und Nachfrage, kann PGE die eigenen Anlagen hoch- oder runterfahren, um die Lücke zu schließen.

Durch diese interne Bilanzierung müssen die SOEs nur selten an der Börse handeln; der BRP meldet Nettopositionen erst nach interner Ausgleichung an Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).

Wie verkaufen IPPs ihren Strom?

Die SOEs dominieren zwar weiterhin den polnischen Strommix, aber der Anteil der IPPs wächst rasant. Zwischen 2022 und 2024 stieg der IPP- und Prosumentenanteil von 21 % auf 31 %. Die installierte Solarkapazität beträgt 24,8 GW: etwa 12,7 GW hinter dem Zähler bei 1,5 Millionen Installationen und 12,1 GW im Versorgungs- und Gewerbebereich. Die SOEs verfügen gemeinsam nur über 3,9 GW an erneuerbaren Kapazitäten – das Wachstum findet fast ausschließlich außerhalb ihrer Portfolios statt.

In Polen haben IPPs zwei Hauptwege zum Markt.

• CfD-Auktionen. Entwickler bieten auf einen Ausübungspreis. Die Einspeisung erfolgt zum Day-Ahead-Marktpreis. Liegt der Marktpreis unter dem Ausübungspreis, zahlt der CfD die Differenz; liegt er darüber, zahlt der Erzeuger zurück. Anders als in Deutschland, wo meist einseitige CfDs nach EEG gelten (dort behalten Erzeuger alle Überschüsse).
• Corporate PPAs. Finanzielle Verträge zu einem Festpreis mit einem Industrieabnehmer oder Versorger. Physikalisch wird der Strom weiterhin über den Day-Ahead-Markt abgerechnet; der Vertrag gleicht die Preisdifferenz aus.

18 GW Kohle haben bereits ein Abschaltdatum

Obwohl das Wachstum der erneuerbaren IPPs das der SOEs deutlich übertrifft, haben alle vier SOEs Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien bis 2035 veröffentlicht. Die Richtung ist klar: weniger Kohle, mehr Erneuerbare und der Einstieg in Batteriespeicher (BESS). Das geplante Wachstum ist eine direkte Folge der vielen Kohlekraftwerke mit festgelegtem Abschaltdatum. Parallel werden Gaskraftwerke gebaut, um gemeinsam mit Erneuerbaren die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und Schwankungen auszugleichen.

Polens Kohleflotte von 26,5 GW soll bis 2049 auf 8,7 GW schrumpfen. PGE steht vor den größten Stilllegungen – der 5,1 GW Komplex Bełchatów soll bis 2036 schließen.

Was das für Flexibilitätsinvestoren bedeutet

Die Besonderheiten des polnischen Strommarkts schaffen auch die größten Chancen für Batteriespeicher (BESS).

• Mit dem Rückzug der Kohle und dem Ausbau variabler Erneuerbarer werden die Staatsunternehmen verstärkt auf die Börse angewiesen sein, um ihre Endkunden zu versorgen. Anders als bei den bisherigen, stabilen Kohleportfolios bringt der neue Erzeugungsmix mehr Unsicherheit und höhere Ausgleichsenergie, die über die Märkte abgewickelt wird. Mengen, die bisher intern ausgeglichen wurden, fließen dann über den Markt – und erhöhen die Liquidität, die BESS und andere flexible Assets benötigen.
• Gleichzeitig wächst die Solarkapazität schneller als die Kohlekapazität schrumpft. Der Überschuss zur Mittagszeit wird sich zunächst vergrößern, bevor er kleiner wird – negative Preise bleiben also bestehen. Das ist ein starkes und dauerhaftes Signal für Flexibilitätsinvestoren.