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Der polnische Strommarkt wird von drei Faktoren geprägt: einem 26,5 GW alten Kohlekraftwerkspark, vertikal integrierten staatlichen Portfolios und einem 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 (149 Stunden), aber noch unter Deutschlands 575 Stunden. Das unterstreicht, wie schnell variable erneuerbare Energien die Preisdynamik verändern.

Polens nationaler Strommarkt mit einer Zone wurde lange von vier staatlich kontrollierten, vertikal integrierten Konzernen dominiert. Jeder vereint Erzeugung, Verteilung und Vertrieb unter einem Dach, auch wenn die Verteilnetzbetreiber rechtlich entflechtet sind. Diese Dominanz beginnt zu bröckeln, da von unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) gebaute Photovoltaik- und Onshore-Windanlagen einen immer größeren Anteil an der Stromerzeugung einnehmen.

Wichtige Erkenntnisse

• Vier staatliche Unternehmen (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) erzeugten 2024 65 % des polnischen Stroms, gegenüber 79 % im Jahr 2022. Jedes besitzt Erzeugungs-, Verteil- und Vertriebsstrukturen 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.
• Die durchschnittlichen Day-Ahead-Preise lagen 2025 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 in der Praxis kontrollieren vier staatliche Gruppen 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 den Norden.

PGE ist das größte der vier staatlichen Unternehmen. Es 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 eine Vertriebssparte. Auf dem Papier gibt es Wettbewerb im Vertrieb, doch die Wechselquote liegt mit 0,23 % pro Jahr sehr niedrig.

Gemeinsam erzeugten die vier Staatskonzerne 2024 65 % des eingespeisten Stroms, nach 79 % im Jahr 2022. Der Rückgang erklärt sich durch das Wachstum von Onshore-Wind und Photovoltaik, die von unabhängigen Erzeugern (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 gesetzt – in Polen übernimmt diese Rolle die Kohle, die größtenteils von den vier staatlichen Versorgern betrieben wird.

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

Erzeuger geben für jede Stunde des Folgetages Gebote ab. Der Markt räumt zum Preis des teuersten noch benötigten Kraftwerks ab (Merit-Order-Prinzip).

An einem typischen Sommertag erreicht die Solarproduktion mittags etwa 12 GW. Kohlekraftwerke müssen dann entweder abschalten und teure Wiederanfahrten in Kauf nehmen oder mit negativen Preisen bieten, um auf Mindestlast weiterzulaufen. CfD-gestützte PV-Anlagen bieten ebenfalls negativ: Der Vertrag garantiert ihnen einen festen Preis, unabhängig vom Marktpreis. Abends sinkt die Solarproduktion und Kohle setzt wieder 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 Preissignal.

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

2025 lag die SRMC der Steinkohleverstromung durchschnittlich bei 110 €/MWh: 37 €/MWh Brennstoff (PSCMI‑1 Index), 70 €/MWh EU-ETS-Zertifikate, 4 €/MWh variable Betriebskosten. 2020 machte CO₂ noch 43 % der SRMC aus, 2025 schon 63 %.

​Da Kohle so häufig den Preis setzt und es weniger Erneuerbare gibt, um die Preise zu drücken, gehören 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 (116 €/MWh).

Der Großteil des Stroms gelangt nie an die Börse

Die dritte Säule ist die Art des Stromhandels. Die Day-Ahead-Auktion liefert einen Börsenpreis, aber der Großteil des polnischen Stroms wird nie tatsächlich an der Börse gehandelt, sondern über interne Verträge innerhalb der SOE-Gruppen abgewickelt.

Die Handelsabteilung jedes SOE agiert als Bilanzkreisverantwortlicher (BRP) sowohl für die eigene Erzeugung als auch für die eigenen Endkunden. Beispielsweise kauft PGE Obrót Strom aus den Kohlekraftwerken von PGE per interner Verträge und verkauft ihn gleichzeitig an die eigenen Kunden. Kommt es zu einem Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Nachfrage, kann PGE eigene Anlagen hoch- oder runterfahren, um die Bilanz zu schließen.

Durch diese interne Bilanzierung müssen die SOEs selten an der Börse handeln; der BRP meldet die ausgeglichene Position an Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), nachdem sie bereits gruppenintern ausgeglichen wurde.

Wie verkaufen unabhängige Erzeuger ihren Strom?

Die SOEs dominieren zwar weiterhin den polnischen Kraftwerkspark, doch der Anteil der IPPs wächst rasant. Zwischen 2022 und 2024 stieg der Anteil von IPPs und Prosumenten von 21 % auf 31 %. Die installierte Solarkapazität beträgt 24,8 GW: etwa 12,7 GW hinter dem Zähler bei 1,5 Millionen Anlagen und 12,1 GW im Industrie- und Großmaßstab. Die SOEs halten zusammen nur 3,9 GW erneuerbare Kapazität, das Wachstum findet also fast ausschließlich außerhalb ihrer Portfolios statt.

In Polen haben IPPs zwei Hauptwege zum Markt.

• CfD-Auktionen. Entwickler bieten auf einen Strike-Preis. Die Einspeisung erfolgt zum Börsenpreis; liegt der Marktpreis unter dem Strike, zahlt der CfD die Differenz, liegt er darüber, zahlt der Erzeuger zurück. Anders als in Deutschland, wo meist einseitige CfDs nach EEG gelten und Erzeuger den Überschuss behalten.
• Corporate PPAs. Finanzielle Verträge mit Fixpreis mit industriellen Abnehmern oder Versorgern. Physikalisch wird der Strom weiter über den Day-Ahead-Markt abgewickelt, der Vertrag gleicht Preisdifferenzen aus.

18 GW Kohle haben bereits ein Abschaltdatum

Obwohl das Wachstum erneuerbarer IPP-Kapazitäten das der SOEs deutlich übertrifft, haben alle vier SOEs eigene Ausbauziele für Erneuerbare bis 2035 veröffentlicht. Die Richtung ist klar: weniger Kohle, mehr Erneuerbare und erstmals Batteriespeicher. Der geplante Ausbau ist direkte Folge der vielen zur Abschaltung vorgesehenen Kohlekraftwerke. Parallel entstehen Gaskraftwerke, um Versorgungssicherheit und Flexibilität zu bieten.

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

Was bedeutet das für Flexibilitätsinvestoren?

Die Merkmale des polnischen Strommarktes eröffnen große Chancen für Batteriespeicher (BESS).

• Mit dem Rückzug der Kohle und dem Ausbau variabler Erneuerbarer müssen die Staatskonzerne künftig öfter an der Börse einkaufen, um ihre Kunden zu beliefern. Anders als bei den bisherigen stabilen Kohleportfolios bringt der neue Mix mehr Unsicherheit und höhere Ausgleichsenergie, die über den Markt laufen. Volumen, das bislang intern verrechnet wurde, fließt künftig durch den Markt und verbessert die Liquidität – ein Vorteil für BESS und andere flexible Assets.
• Gleichzeitig wächst die Solarkapazität schneller als Kohle abgebaut wird. Das Überschussangebot mittags wird zunächst größer, negative Preise bleiben – ein starkes und dauerhaftes Signal für Flexibilitätsinvestoren.