Der polnische Markt für großtechnische Batteriespeicher befindet sich in einer Phase des tiefgreifenden Wachstums. In vier Auktionen des Kapazitätsmarkts zwischen 2022 und 2025 wurden schätzungsweise 11 GW physische Batteriekapazität vergeben. Zusätzlich erhielten 172 Projekte Fördermittel in Höhe von 4,15 Mrd. PLN (1 Mrd. €) von der NFOŚiGW, mit Inbetriebnahmefrist bis 2028.

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

Bei Fragen zu diesem Artikel wenden Sie sich bitte an den Autor unter alex.kelham@modoenergy.com.

Wichtigste Erkenntnisse

• In vier Auktionen des polnischen Kapazitätsmarkts wurden 5,1 GW BESS-Kapazität für die Jahre 2027 bis 2030 zugeteilt – nach De-Rating entspricht das mindestens 11 GW physischer Kapazität.
• Modo Energy hat 89 Projekte mit insgesamt 12,5 GW aus öffentlichen Quellen kartiert.
• Im Übertragungsnetz von PSE steht an allen Umspannwerken für 2026 und 2031 keine Anschlusskapazität zur Verfügung.
• 397 BESS-Projekte verfügen über Anschlussbedingungen mit insgesamt 82 GW, aber nur 66 (11,5 GW) haben einen verbindlichen Anschlussvertrag unterzeichnet.

Die wichtigsten Quellen der Pipeline

Stand 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 Schnitt 140 MW.

Die Pipeline lässt sich effektiv in drei Gruppen aufteilen: CM-vertraglich gebundene Projekte mit unterzeichneten Verträgen, CM-vertraglich gebundene Projekte ohne unterzeichnete Verträge und reine Merchant- oder spekulative Projekte.

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

Innerhalb der polnischen BESS-Pipeline steht R.Power mit 1,7 GW aus neun Projekten an der Spitze. Das 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 die größte einzelne BESS-Zuteilung in einer polnischen CM-Runde (1,2 GW, Auktion 2023) und verkaufte anschließend 300 MW an Northland Power.

Derzeit haben 9 BESS-Projekte bestätigte Bautätigkeit aufgenommen – sie bilden die erste Welle des physischen Ausbaus.

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

Es gibt starke Anreize, in Polen auf Co-Location zu setzen – etwa die Nutzung bestehender Netzanschlussrechte und die Risikominderung bei der Abregelung erneuerbarer Anlagen. Dennoch führen eigenständige Projekte hinsichtlich der Gesamtkapazität aktuell noch knapp.

Die große Pipeline an Co-Location-Projekten in Polen spiegelt wider, dass vor UC84 das Kabelbündeln (Cable Pooling) auf EE-Anlagen beschränkt war. BESS konnten nur im Rahmen hybrider EE-Projekte gemeinsam angeschlossen werden, wodurch Co-Location mit Wind oder Solar eine regulatorische Vorgabe war.

Das Gleichgewicht dürfte sich weiter zugunsten von Co-Location verschieben. Das Netzgesetz (UC84) wurde inzwischen verabschiedet und ermöglicht explizit das Kabelbündeln (gemeinsamer Netzanschluss von EE und Speicher). Zudem entfällt die Netzverträglichkeitsprüfung, wenn an einem bestehenden Anschluss eine Anlage hinzugefügt wird und die Anschlusskapazität unverändert bleibt. Da die Anschlusskapazität weiterhin begrenzt ist, dürfte Co-Location für Entwickler der Weg des geringsten Widerstands werden, um neue BESS-Kapazitäten ans Netz zu bringen.

Wo werden Batteriespeicher entstehen?

Die Pipeline verteilt sich auf alle 16 Woiwodschaften, wobei einige Regionen besonders viele BESS-Projekte anziehen.

Wielkopolskie führt mit 1,9 GW, getrieben durch den Cluster von sieben Projekten von Mithra Energy in Krotoszyn. Es folgen Śląskie mit 1,6 GW aus mehreren Entwicklern sowie Mazowieckie (1,4 GW) und Lubuskie (1,3 GW).

Netzengpässe werden das Ausbautempo begrenzen

Die Warteschlange für Netzanschlüsse in Polen ist auf über 240 GW bei allen erneuerbaren Anlagen und Batteriespeichern angewachsen (150 GW EE, 90 GW Speicher), wobei nur 33 GW tatsächlich in Betrieb sind. Viele Projekte gelten als „Zombie“-Assets: Sie verfügen über Netzanschlussrechte, zeigen aber keine Fortschritte Richtung Bau oder Betrieb.

Das Netzgesetz (UC84) wurde am 3. April 2026 verabschiedet. Es führt Sicherheiten und Meilensteine ein, um den Rückstau abzubauen. Inaktive Projekte müssen entweder vorankommen oder ihre Anschlussrechte verlieren. BESS- und PV-Projekte müssen innerhalb von 30 Monaten nach Vertragsunterzeichnung eine finale Baugenehmigung vorlegen, sonst erlischt der Vertrag und die Sicherheit verfällt. Eine einmalige Verlängerung um 24 Monate ist für 60 PLN/kW möglich, gedeckelt auf 12 Mio. PLN. Bestehende Projekte zahlen 50 % des Verlängerungssatzes.

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

Das bedeutet nicht, dass keine Projekte angeschlossen werden können. Projekte mit unterzeichneten Anschlussverträgen haben Kapazitäten reserviert. Im PSE-Wykaz sind 397 BESS-Projekte mit Anschlussbedingungen über 82 GW gelistet, aber nur 66 (11,5 GW) haben verbindliche Verträge.

Das Tempo bei Anschlussverträgen zog 2025 deutlich an: Entwickler unterzeichneten 42 der 66 Verträge (6,2 GW) allein in diesem Jahr – vermutlich, um sich rechtzeitig vor dem Lieferjahr im Kapazitätsmarkt Netzanschlüsse zu sichern. Laut Übergangsregelungen von UC84 profitieren diese Frühstarter vom niedrigsten Sicherungssatz (25 % des Standardsatzes). Entwickler, die später handeln, müssen nun deutlich höhere Kosten aufbringen, um ihre Position zu halten.

Erwartete Ausfallraten begrenzen den Ausbau

Selbst mit CM-Verträgen und unterzeichneten Anschlussvereinbarungen werden nicht alle Projekte in Betrieb gehen. Die Ausfallrate bezeichnet den Anteil der Projekte, die wegen Genehmigungsproblemen, Finanzierungslücken, Netzanschlussfragen oder Rückzug des Entwicklers aus der Pipeline ausscheiden.

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

UC84 könnte die Ausfallraten zusätzlich erhöhen: Automatisches Erlöschen des Vertrags, wenn die 30-Monats-Frist für die Baugenehmigung verpasst wird, plus Verlust der finanziellen Sicherheit. Projekte, die bisher in der Pipeline verharrten, werden nun formal entfernt.

Ein weiteres Risiko besteht für Projekte, die sowohl CM-Verträge als auch NFOŚiGW-Förderungen erhalten haben. Der polnische Verband für Energiespeicherung (PSME) weist darauf hin, dass die Förderung mit den Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt verrechnet wird. Dadurch könnte die Nettozahlung aus dem Kapazitätsmarkt auf null sinken, während die 17-jährige Lieferverpflichtung bestehen bleibt. Entwickler, die beide Instrumente als Finanzierungspaket kombiniert haben, könnten feststellen, dass sie sich gegenseitig aufheben.

Fazit

Der polnische BESS-Markt befindet sich im Übergang von der Auktion zur Lieferung. Die Kombination aus CM-Verträgen, 1 Mrd. € NFOŚiGW-Förderung und wachsenden Merchant-Chancen schafft die Grundlage für 8–9 GW Kapazität bis 2030.

Allerdings verändert UC84 die Kostenstruktur für jedes Projekt in dieser Pipeline. Die sechsmonatige Übergangsfrist bedeutet, dass die Bestimmungen etwa ab Oktober 2026 in Kraft treten. Entwickler mit unterzeichneten Anschlussverträgen sind am besten aufgestellt. Wer nur Bedingungen hält, aber keinen Vertrag, muss kurzfristig Kapital aufbringen. Die 82 GW an Speicher-Anschlussbedingungen werden deutlich schrumpfen, da unterkapitalisierte Projekte ihre Positionen verlieren.

Neue Netzanschlüsse werden zudem für merchant-geführte BESS-Projekte schwieriger und teurer. Die neue Gesetzgebung soll die Warteschlange abbauen, erhöht aber auch die Markteintrittshürden – insbesondere für Entwickler im Bereich 100–200 MW, wo die Sicherheiten pro MW überproportional hoch sind.