Der polnische Markt für großtechnische Batteriespeicher befindet sich in einer Phase tiefgreifenden Wachstums. 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 Euro) an NFOŚiGW-Fördermitteln, mit einer Inbetriebnahmefrist bis 2028.

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

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Wichtigste Erkenntnisse

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

Die wichtigsten Quellen 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 aufteilen: CM-vertraglich gebundene Projekte mit unterzeichneten Verträgen, CM-vertraglich gebundene Projekte ohne Verträge und rein kommerzielle bzw. spekulative Projekte.

R.Power führt die Entwickler-Rangliste mit 1,7 GW an

Innerhalb der polnischen BESS-Pipeline steht 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 festigte damit seine Position als führender BESS-Entwickler in Polen.

Internationale IPPs und polnische Staatsunternehmen dominieren die Pipeline. Greenvolt erhielt mit 1,2 GW (Auktion 2023) die größte Einzelzuteilung in einer polnischen CM-Runde und verkaufte anschließend 300 MW an Northland Power.

Derzeit befinden sich 9 BESS-Projekte nachweislich im Bau und markieren damit die erste Welle des physischen Ausbaus.

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

In Polen gibt es starke Anreize für Co-Location, etwa die Nutzung bestehender Netzanschlussrechte und die Verringerung des Abregelungsrisikos bei erneuerbaren Anlagen. Betrachtet man jedoch die Pipeline, haben eigenständige Projekte hinsichtlich der Gesamtkapazität einen knappen Vorsprung.

Polens große Pipeline an Co-Location-Projekten spiegelt wider, dass vor UC84 Kabelbündelung auf RES-Installationen beschränkt war. BESS konnten nur im Rahmen eines hybriden RES-Projekts über einen gemeinsamen Anschluss angebunden werden, was Co-Location mit Wind- oder Solaranlagen zur regulatorischen Voraussetzung machte.

Das Gleichgewicht dürfte sich künftig weiter in Richtung Co-Location verschieben. Das Netzgesetz (UC84) wurde inzwischen verabschiedet und erlaubt ausdrücklich Kabelbündelung (gemeinsame Netzanschlüsse zwischen RES und Speicher). Das Gesetz hebt zudem die Pflicht zur Netzverträglichkeitsstudie auf, wenn eine Anlage an einen bestehenden Anschluss angebunden wird und die Anschlussleistung unverändert bleibt. Da die Anschlusskapazitäten weiterhin begrenzt sind, dürfte Co-Location für Entwickler, die neue BESS-Kapazitäten anschließen wollen, zum Weg des geringsten Widerstands werden.

Wo werden Batteriespeicher entstehen?

Die Pipeline erstreckt sich über alle 16 Woiwodschaften, wobei einige Regionen besonders viele BESS-Projekte verzeichnen.

Wielkopolskie führt mit 1,9 GW, getrieben durch den Projektcluster von Mithra Energy mit sieben Projekten in Krotoszyn. Es folgen Śląskie mit 1,6 GW (mehrere Entwickler), 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 aller Technologien angewachsen (150 GW RES, 90 GW Speicher), aber nur 33 GW sind in Betrieb. Viele der Projekte gelten als „Zombie“-Assets, die Kapazitäten blockieren, ohne nennenswerte Fortschritte zu machen. Dabei handelt es sich um stagnierende Entwicklungen, die Netzanschluss- oder Kapazitätsrechte halten, aber kaum Anzeichen für einen Bau- oder Betriebsstart zeigen.

Das Netzgesetz (UC84) wurde am 3. April 2026 verabschiedet. 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 Vertragsunterzeichnung 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 bei 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 jedem Umspannwerk 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 insgesamt 82 GW gelistet, aber nur 66 (11,5 GW) haben Verträge unterzeichnet.

Das Tempo bei Anschlussverträgen zog 2025 deutlich an. Entwickler unterzeichneten 42 der 66 Verträge (6,2 GW) allein in diesem Jahr – vermutlich, um sich vor dem Lieferjahr im CM den Netzanschluss zu sichern. Gemäß den Übergangsregelungen von UC84 profitieren diese frühen Akteure von den niedrigsten Sicherheiten (25 % des Standards). Entwickler, die gezögert haben, sehen sich nun deutlich höheren Kosten gegenüber, um ihre Position zu halten.

Erwartete Ausfälle werden den Ausbau begrenzen

Selbst mit CM-Verträgen und unterzeichneten Anschlussverträgen werden nicht alle Projekte die Inbetriebnahme erreichen. Die Ausfallrate beschreibt den Anteil an Projekten, die aufgrund von Genehmigungsverzögerungen, Finanzierungslücken, Netzanschlussproblemen 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. Übertragen auf Polens 11-GW-CM-Pipeline ergibt sich eine geschätzte installierte Kapazität von 8–9 GW bis 2030.

UC84 könnte die Ausfallraten zusätzlich erhöhen. Automatisches Vertragsende bei Verpassen der 30-Monats-Baugenehmigung sowie Verfall der finanziellen Sicherheit. Projekte, die bisher stagnierten, aber in der Pipeline verblieben, werden nun formell entfernt.

Ein weiteres Risiko besteht für Projekte mit sowohl CM-Verträgen als auch NFOŚiGW-Förderung. Der polnische Verband für Energiespeicherung (PSME) weist darauf hin, dass die Förderung auf die CM-Erlöse angerechnet wird, wodurch die Nettozahlung aus dem Kapazitätsmarkt auf null sinken kann, während die 17-jährige Lieferverpflichtung bestehen bleibt. Entwickler, die beide Instrumente als Finanzierungssicherheit kombiniert haben, könnten feststellen, dass sich diese gegenseitig aufheben.

Fazit

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

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

Zudem wird es für merchant-geführte BESS-Projekte schwieriger und teurer, neue Netzanschlüsse zu erhalten. Die neue Gesetzgebung sollte zwar den Rückstau abbauen, erhöht aber auch die Markteintrittshürden – insbesondere für Entwickler im Bereich 100–200 MW, wo die Sicherheiten pro MW überproportional hoch sind.