Der polnische Markt für großtechnische Batteriespeicher tritt in eine Phase des tiefgreifenden Wachstums ein. In vier Kapazitätsmarkt-Auktionen zwischen 2022 und 2025 wurden schätzungsweise 11 GW physische Batteriekapazität vergeben. Weitere 172 Projekte erhielten PLN 4,15 Milliarden (1 Milliarde €) an NFOŚiGW-Subventionen mit einer Inbetriebnahmefrist bis 2028.

Bis 2030 schätzt Modo Energy, dass die betriebsbereite BESS-Kapazität im Großmaßstab auf 8–9 GW steigen könnte – von aktuell nur 37,4 MW. Das 9,4-MW-Projekt Łozienica von NGEN, Polens zweite BESS-Anlage im Großmaßstab, wurde am 3. April 2026 in Betrieb genommen und ergänzt die 28-MW-Anlage Nowe Czarnowo von Energix.

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Wichtigste Erkenntnisse

• In den vier CM-Auktionen Polens wurden 5,1 GW BESS-Kapazität für die Lieferjahre 2027 bis 2030 vergeben, was nach Anwendung des De-Rating-Faktors mindestens 11 GW physischer Kapazität entspricht.
• Modo Energy hat 89 Projekte mit insgesamt 12,5 GW aus öffentlichen Quellen erfasst.
• Im Übertragungsnetz von PSE gibt es an allen Umspannwerken für 2026 und 2031 keine verfügbare Anschlusskapazität.
• 397 BESS-Projekte verfügen über Anschlussbedingungen mit insgesamt 82 GW, aber nur 66 (11,5 GW) haben unterzeichnete Anschlussverträge.

Die Hauptquellen der Projektpipeline

Im April 2026 hat Modo Energy 89 großtechnische BESS-Projekte mit einer Gesamtkapazität von 12,5 GW analysiert. Die Projektgrößen reichen von 28 MW bis 400 MW, im Durchschnitt 140 MW.

Diese Pipeline lässt sich effektiv in drei Gruppen unterteilen: CM-vertraglich mit unterzeichneten Vereinbarungen, CM-vertraglich ohne unterzeichnete Vereinbarungen sowie rein kommerzielle oder spekulative Projekte.

R.Power führt das Entwickler-Ranking mit 1,7 GW an

Innerhalb der polnischen BESS-Pipeline liegt R.Power mit 1,7 GW aus neun Projekten an der Spitze. Der in Warschau ansässige IPP gewann 655 MW / 2,3 GWh in der Auktion 2024 und weitere 1.012 MW / 4,0 GWh in der Auktion 2025 und festigt damit seine Position als führender BESS-Entwickler in Polen.

Internationale IPPs und polnische Staatsunternehmen dominieren die Pipeline. Greenvolt sicherte sich mit 1,2 GW in der Auktion 2023 die größte einzelne BESS-Zuteilung in einer polnischen CM-Runde und verkaufte anschließend 300 MW an Northland Power.

Derzeit sind bei 9 BESS-Projekten Bauaktivitäten bestätigt – sie bilden die erste Welle des physischen Ausbaus.

Eigenständige BESS-Projekte führen, aber Co-Location holt auf

Es gibt starke Anreize für Co-Location in Polen, darunter die Nutzung bestehender Netzanschlussrechte und die Reduzierung des Abregelungsrisikos bei erneuerbaren Anlagen. Dennoch haben eigenständige Projekte in Bezug auf die Gesamtkapazität einen knappen Vorsprung.

Die große Pipeline an Co-Location-Projekten in Polen spiegelt wider, dass vor UC84 das Kabelbündeln auf EE-Anlagen beschränkt war. BESS konnten nur im Rahmen eines Hybrid-EE-Projekts unter einem gemeinsamen Anschluss eingebunden werden, was die Co-Location mit Wind- oder Solaranlagen zur regulatorischen Pflicht machte.

Das Gleichgewicht dürfte sich weiter zugunsten von Co-Location verschieben. Das Netzgesetz (UC84) ist nun in Kraft und ermöglicht explizit das Kabelbündeln (gemeinsame Netzanschlüsse für EE und Speicher). Zudem entfällt die Netzverträglichkeitsprüfung beim Hinzufügen einer Anlage zu einem bestehenden Anschluss, sofern die Anschlusskapazität unverändert bleibt. Da die Anschlusskapazität weiterhin begrenzt ist, könnte Co-Location für Entwickler der Weg des geringsten Widerstands werden, um neue BESS-Kapazitäten anzuschließen.

Wo werden wir Batteriespeicher sehen?

Die Pipeline erstreckt sich über alle 16 Woiwodschaften, wobei einige Regionen eine höhere Konzentration an BESS-Entwicklungen aufweisen.

Wielkopolskie führt mit 1,9 GW, getrieben durch sieben Projekte von Mithra Energy in Krotoszyn. Es folgt Śląskie mit 1,6 GW aus mehreren Entwicklerprojekten. Mazowieckie (1,4 GW) und Lubuskie (1,3 GW) komplettieren die Top vier.

Netzrestriktionen begrenzen das Ausbautempo

Die Warteschlange für Netzanschlüsse in Polen ist auf über 240 GW für alle erneuerbaren Anlagen und Speicher angewachsen (150 GW EE, 90 GW Speicher), aber nur 33 GW sind in Betrieb. Viele Projekte gelten als „Zombie“-Assets – stagnierende Entwicklungen, die zwar Netzanschlüsse oder Kapazitätsrechte besitzen, aber kaum Fortschritte Richtung Bau oder Betrieb zeigen.

Das Netzgesetz (UC84) wurde am 3. April 2026 unterzeichnet. Es führt Sicherheitenanforderungen und Meilensteinfristen ein, um den Rückstau abzubauen. Inaktive Projekte müssen entweder vorankommen oder ihre Anschlussrechte verlieren. BESS- und PV-Projekte müssen innerhalb von 30 Monaten nach Unterzeichnung des Anschlussvertrags eine finale Baugenehmigung erhalten, andernfalls verfällt der Vertrag und die Sicherheit wird einbehalten. Eine einmalige Verlängerung um 24 Monate ist für 60 PLN/kW möglich, gedeckelt auf 12 Mio. PLN. Bestehende Projekte profitieren vom halben Verlängerungssatz.

Im Januar 2026 beträgt die realistisch verfügbare Kapazität – unter Berücksichtigung aller bestehenden 110-kV-Anschlusszusagen – an jeder Umspannstation null MW.

Das bedeutet nicht, dass keine Projekte angeschlossen werden können. Projekte mit unterzeichneten Anschlussverträgen haben Kapazitäten reserviert. Im wykaz von PSE sind 397 BESS-Projekte mit Anschlussbedingungen von insgesamt 82 GW gelistet, aber nur 66 (11,5 GW) verfügen über unterzeichnete Vereinbarungen.

Das Tempo der Anschlussverträge stieg 2025 stark an. Entwickler unterzeichneten 42 der 66 Verträge (6,2 GW) allein in diesem Jahr, vermutlich um sich vor ihrem CM-Lieferjahr den Netzanschluss zu sichern. Nach den Übergangsregelungen von UC84 profitieren diese Frühstarter von den niedrigsten Sicherheitsraten (25 % des Standardsatzes). Entwickler, die gezögert haben, stehen nun vor deutlich höheren Kosten, um ihre Position zu halten.

Erwartete Ausfallquote begrenzt den Ausbau

Selbst mit CM-Verträgen und unterzeichneten Anschlussvereinbarungen werden nicht alle Projekte realisiert. Die Ausfallquote bezeichnet den Anteil von Projekten, die aufgrund von Genehmigungs- oder Finanzierungsproblemen, Netzanschluss-Hürden oder Rückzug des Entwicklers aus der Pipeline ausscheiden.

Typische Ausfallraten in europäischen Märkten für erneuerbare Energien und Speicher liegen bei 20–30 % der vertraglich gesicherten Kapazität. Übertragen auf Polens 11-GW-CM-Pipeline ergibt sich bis 2030 eine erwartete installierte Kapazität von 8–9 GW.

UC84 könnte die Ausfallrate zusätzlich erhöhen. Verträge verfallen automatisch, wenn der 30-Monats-Meilenstein für die Baugenehmigung nicht erreicht wird, und die Finanzsicherheiten werden einbehalten. Projekte, die früher stagnierten, aber in der Pipeline verblieben, werden nun formell entfernt.

Ein weiteres Risiko besteht für Projekte, die sowohl CM-Verträge als auch NFOŚiGW-Subventionen erhalten haben. Der polnische Verband für Energiespeicherung (PSME) weist darauf hin, dass die Subvention mit den CM-Einnahmen verrechnet wird, wodurch die Nettokapazitätsmarktvergütung auf null sinken kann, während die 17-jährige Lieferverpflichtung bestehen bleibt. Entwickler, die beide Instrumente als Finanzierungspaket gesichert haben, könnten feststellen, dass sich die Vorteile gegenseitig aufheben.

Fazit

Der polnische BESS-Markt befindet sich im Übergang von Auktionen zur Realisierung. Die Kombination aus CM-Verträgen, 1 Milliarde € an NFOŚiGW-Subventionen und zunehmenden Marktchancen bildet die Grundlage für 8–9 GW Kapazität bis 2030.

Allerdings verändert UC84 die Kostenstruktur jedes Projekts in dieser Pipeline. Die sechsmonatige Übergangsfrist bedeutet, dass die Regelungen etwa ab Oktober 2026 in Kraft treten. Entwickler mit unterzeichneten Anschlussverträgen sind am besten positioniert. Wer nur Bedingungen ohne Vertrag hält, steht vor einer sofortigen Kapitalanforderung. Die 82 GW an Speicher-Anschlussbedingungen werden sich deutlich verringern, da unterfinanzierte Projekte ihre Position verlieren.

Neue Netzanschlüsse werden für rein kommerzielle BESS-Projekte zudem schwieriger und teurer zu erhalten sein. Die neue Gesetzgebung sollte zwar den Rückstau abbauen, erhöht aber auch die Eintrittsbarrieren – insbesondere für Entwickler im Bereich 100–200 MW, wo die Sicherheiten pro MW überproportional hoch sind.