Der polnische Strommarkt wird durch drei Komponenten geprägt: einen 26,5 GW starken Altbestand an Kohlekraftwerken, vertikal integrierte staatliche Portfolios und einen rasant wachsenden Anteil erneuerbarer 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 Energien die Preisdynamik verändern.

Der nationale Strommarkt Polens ist eine Ein-Zonen-Struktur, die lange Zeit von vier staatlich kontrollierten, vertikal integrierten Konzernen dominiert wurde. Jeder vereint Erzeugung, Verteilung und Vertrieb unter einem Dach, wobei die Verteilnetzbetreiber rechtlich entbündelt sind. Diese Dominanz beginnt zu bröckeln, da von IPPs gebaute Solar- und Onshore-Windkraftanlagen einen wachsenden Anteil an der Erzeugung übernehmen.

Wichtige Erkenntnisse

• Vier staatliche Unternehmen (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) erzeugten 2024 noch 65 % des polnischen Stroms, nach 79 % im Jahr 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, getrieben durch hohe Solarstromproduktion.
• Day-Ahead-Preise lagen 2025 im Schnitt bei 109 €/MWh – 77 % über Frankreich und 20 % über Deutschland.

Vier Staatskonzerne kontrollieren 65 % der Erzeugung

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

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

PGE ist der größte der vier Staatskonzerne. Das Unternehmen betreibt 18,9 GW Kapazität, darunter den 5,1 GW starken Braunkohle-Komplex Bełchatów – das größte thermische Kraftwerk Europas – und beliefert 5,8 Millionen Privatkunden in Mittel- und Ostpolen.

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

Zusammen erzeugten die vier SOEs 2024 65 % des eingespeisten Stroms, nach 79 % im Jahr 2022. Der Rückgang erklärt sich durch das Wachstum von Onshore-Wind- und Solaranlagen, die von unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) und Prosumenten gebaut wurden.

Kohle setzt den Preis – CO₂ macht ihn teuer

Die zweite Säule ist die Kohle. In den meisten europäischen Märkten hat traditionell Gas den Strompreis bestimmt – in Polen übernimmt diese Rolle die Kohle, die größtenteils von den vier staatlichen Energieversorgern betrieben wird.

Der polnische Day-Ahead-Strommarkt läuft über die TGE (Towarowa Giełda Energii), neben EPEX SPOT und Nord Pool, und ist über den EUPHEMIA-Algorithmus an das europäische Day-Ahead-Coupling angebunden.

Stromerzeuger geben für jede Stunde des Folgetages Gebote ab, und der Markt räumt zum Preis der teuersten Einheit, die zur Deckung der Nachfrage benötigt wird (Merit-Order), ab.

An einem typischen Sommerwerktag erreicht die Solarproduktion mittags etwa 12 GW. Kohlekraftwerke müssen entweder abschalten und hohe Wiederanfahrkosten tragen oder mit negativen Preisen bieten, um im Minimum weiterzulaufen. Auch durch CfD (aukcyjny system wsparcia) abgesicherte Solaranlagen bieten negativ: Der Vertrag garantiert einen festen Abnahmepreis, unabhängig vom Marktpreis. Am Abend sinkt die Solarproduktion, und Kohle setzt erneut den Preis.

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

In Polen bestimmen Steinkohle- oder Braunkohlekraftwerke in den meisten Stunden den Grenzpreis. Die kurzfristigen Grenzkosten (SRMC) sind die Kosten, um eine zusätzliche Megawattstunde aus einem bestehenden Kraftwerk zu produzieren – inklusive Brennstoff, CO₂-Zertifikaten und variablen Betriebskosten.

Die SRMC der Steinkohleverstromung lagen 2025 im Schnitt bei 110 €/MWh: 37 €/MWh für Brennstoff (basierend auf dem inländischen PSCMI-1-Kohleindex), 70 €/MWh für EU-ETS-CO₂-Zertifikate und 4 €/MWh für variable O&M. CO₂ machte 2020 noch 43 % der Kohle-SRMC aus; bis 2025 stieg der Anteil auf 63 %.

Da Kohle in so vielen Stunden den Preis setzt und es weniger Erneuerbare gibt, die Preise drücken, zählen die polnischen Day-Ahead-Strompreise zu den höchsten Europas. 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 ist der Stromhandel. Die Day-Ahead-Auktion liefert 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.

Die Handelsabteilung jeder SOE agiert als Bilanzkreisverantwortlicher (BRP) sowohl für die eigene Erzeugung als auch für die eigenen Endkunden. Beispielsweise kauft PGE Obrót Strom aus den eigenen Kohlekraftwerken über interne Verträge und verkauft ihn gleichzeitig an die eigenen Privatkunden. Kommt es zu einer Diskrepanz zwischen Erzeugung und Nachfrage, kann PGE die eigenen Anlagen entsprechend hoch- oder runterfahren.

Durch dieses interne Matching müssen die SOEs selten an der Börse handeln; der BRP reicht die Nettofahrpläne erst nach interner Ausgleichung an Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) weiter.

Wie verkaufen unabhängige Erzeuger (IPPs) ihren Strom?

Die SOEs dominieren weiterhin den polnischen Erzeugungsmix, aber der Anteil der IPPs wächst rasant. Zwischen 2022 und 2024 stieg der Anteil von IPPs und Prosumenten von 21 % auf 31 %. Die installierte Solarkapazität liegt inzwischen bei über 25 GW: etwa 13 GW hinter dem Zähler in 1,5 Millionen Anlagen und 12 GW in großen und gewerblichen Projekten. Die SOEs halten zusammen nur 3,9 GW erneuerbare Kapazität – fast das gesamte Wachstum findet außerhalb ihrer Portfolios statt.

In Polen haben IPPs zwei Hauptwege zum Markt.

• CfD-Auktionen. Entwickler bieten auf einen Abnahmepreis. Die Einspeisung erfolgt am Day-Ahead-Markt zum Clearingpreis. Liegt der Marktpreis unter dem CfD-Preis, zahlt der CfD die Differenz; liegt er darüber, zahlt der Erzeuger zurück. Anders als in Deutschland, wo meist einseitige CfDs nach EEG gelten (Upside bleibt beim Erzeuger).
• Corporate PPAs. Finanzielle Verträge zu einem Festpreis mit Industrieabnehmern oder Energieversorgern. Der physische Strom wird weiterhin über den Day-Ahead-Markt abgewickelt; der Vertrag gleicht Preisdifferenzen finanziell aus.

18 GW Kohle haben bereits ein Abschaltdatum

Obwohl das Wachstum bei erneuerbaren IPPs das der SOEs deutlich übertrifft, haben alle vier SOEs Ausbauziele für Erneuerbare bis 2035 veröffentlicht. Die Richtung ist klar: weniger Kohle, mehr Erneuerbare und erstmals Einstieg in Batteriespeicher (BESS). Dieser geplante Ausbau ist direkte Folge der zahlreichen geplanten Stilllegungen von Kohlekraftwerken. Parallel werden Gaskraftwerke gebaut, um gesicherte Leistung zu bieten und variable Erzeugungslücken zu schließen.

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 vom Netz gehen.

Was bedeutet das für Flexibilitätsinvestoren?

Die Merkmale, die den polnischen Strommarkt prägen, sind zugleich die größten Chancen für Batteriespeicher (BESS).

• Mit dem Rückzug der Kohle und dem Zubau variabler Erneuerbarer werden die Staatskonzerne künftig stärker auf die Börse angewiesen sein, um ihren Einzelhandelsbedarf zu decken. Anders als die bisher stabilen, kohlelastigen Portfolios bringt der neue Erzeugungsmix mehr Unsicherheit und höhere Ausgleichsmengen, die über die Börse laufen. Mengen, die bisher intern ausgeglichen wurden, werden künftig über den Markt abgewickelt und erhöhen die Liquidität, die BESS und andere flexible Assets benötigen.
• Gleichzeitig wächst die Solarkapazität schneller, als Kohle stillgelegt wird. Der Mittagsspitzenüberschuss wird sich zunächst noch ausweiten, bevor er wieder schrumpft – negative Preise bleiben also ein starkes und dauerhaftes Signal für Flexibilitätsinvestoren.