​Polen führte im Jahr bis September 2026 die europäischen Batterie-Benchmarks von Modo Energy an. Unser polnischer Zwei-Stunden-Speicher erzielte 442.000 €/MW/Jahr – mehr als doppelt so viel wie ein vergleichbarer Speicher in Deutschland.

Der Großteil dieser Erlöse stammte aus der Bereitstellung von Reserven für PSE, den polnischen Netzbetreiber. PSE beschafft lediglich 1,8 GW Reservekapazität. Das begrenzt die Zahl der Batterien, die zu den aktuellen Preisen Erlöse erzielen können.

Projektentwickler nahmen 2026 Batteriespeicher mit einer Leistung von 455 MW in Betrieb. In unserem zentralen Szenario übersteigt die installierte Kapazität 2027 die Marke von 1,8 GW. Mit zunehmendem Wettbewerb um Reserveverträge sinken die Jahreserlöse eines Zwei-Stunden-Speichers bis Mitte 2028 um 63 % auf 165.000 €/MW/Jahr.

In unserem Livestream im November 2026 haben wir untersucht, welche Möglichkeiten der Großhandel bietet, wenn die Reservepreise sinken, wie schnell neue Batterien ans Netz angeschlossen werden können und welche Entscheidungen 2027 für Projektentwickler am wichtigsten sind.

Die wichtigsten Erkenntnisse

• Die polnischen Strompreise begannen im April, sich an den Gaspreisen zu orientieren, obwohl Kohle weiterhin einen großen Teil der polnischen Stromerzeugung ausmachte. Bis 2028 dürfte der Betrieb von Kohlekraftwerken teurer werden als der von Gaskraftwerken. Nach 2028 verlieren Kohlekraftwerke zudem ihre Unterstützung über den Kapazitätsmarkt.
• Die Netzreform schafft Spielraum für neue Projekte: Die Zahl der Anträge bei PSE ist um 80 % gesunken. Die Finanzierung des Batteriespeichers selbst bleibt eine separate Hürde. Bei einer Lieferung 2030 sind nur 13,4 MW eines Vier-Stunden-Speichers mit 100 MW für Kapazitätszahlungen qualifiziert.
• Im Jahr bis September 2026 entfielen 92 % der Erlöse polnischer Zwei-Stunden-Speicher auf Ausgleichsleistungen. Dadurch hängen die Einnahmen besonders stark vom Wettbewerb um die Reserveverträge von PSE ab.
• Wir erwarten, dass die installierte Speicherkapazität 2027 den Reservebedarf übersteigt. Bis 2030 wird die polnische Speicherflotte in unserem zentralen Szenario das 4,4-Fache der von PSE beschafften Reservekapazität erreichen.

Die polnischen Großhandelspreise orientieren sich zunehmend am Gaspreis

Mit zunehmendem Wettbewerb um Reserven wird ein größerer Teil der Erlöse eines Batteriespeichers aus dem Großhandels-Arbitragegeschäft stammen. In Polen verändert sich der Brennstoff, der den Großhandelspreis bestimmt.

Kohle und Braunkohle erzeugen weiterhin den Großteil des polnischen Stroms. Von Januar bis Oktober 2026 stiegen die polnischen Day-ahead-Preise um 17 % – weniger als in Großbritannien (31 %) oder Deutschland (26 %). In diesen Monaten begannen sich die polnischen Preise jedoch an einem anderen Brennstoff zu orientieren.

Bis April folgte der Day-ahead-Preis eng den Betriebskosten eines Kohlekraftwerks. Als die Gaspreise nach Ausbruch des Krieges im Iran stiegen, begannen sich die polnischen Strompreise stattdessen am Gaspreis zu orientieren. Im Oktober kostete die Stromerzeugung aus Gas 186,5 €/MWh, verglichen mit 105,9 €/MWh aus Kohle.

Wir erwarten, dass sich diese Kosten bis 2028 angleichen. In unserem zentralen Szenario sinken die Gaspreise 2027 und 2028, während höhere CO₂-Preise im Rahmen des EU-Emissionshandelssystems Kohle stärker belasten. Damit wird der Betrieb von Kohlekraftwerken teurer.

Nach 2028 entziehen EU-Vorschriften Kohlekraftwerken zudem die Unterstützung über den Kapazitätsmarkt. Die Regierung will die letzten Kohlekraftwerke bis 2036 stilllegen. In unserem zentralen Szenario gehen wir von einer Schließung bis 2040 aus. Bis dahin wird Polen seine Gaskapazität mehr als verdoppelt haben.

Hitzewelle im August ließ den Abendpreis auf 1.870 PLN/MWh steigen

Am 4. August 2026 veranlasste eine Hitzewelle PSE dazu, den zweiten Kapazitätsmarkt-Abruf des Jahres auszulösen. Dabei mussten alle vertraglich gebundenen Einheiten liefern. Die Nachfrage erreichte mit 21,2 GW ein Niveau, das Polen regelmäßig verzeichnet. Die Herausforderung an diesem Abend war, dass nur wenig Stromerzeugung den Rückgang der Solarproduktion ausgleichen konnte.

Rund 5 GW Kohlekapazität waren wegen geplanter Wartungsarbeiten im Sommer bereits außer Betrieb. Niedrige Flusspegel schränkten das Kühlwasser für andere thermische Kraftwerke ein, während Windparks nur halb so viel Strom wie im sommerlichen Durchschnitt erzeugten.

Polen griff auf Pumpspeicherkraftwerke und Stromimporte aus Deutschland und Litauen zurück, um die Versorgungslücke zu schließen. Einige ausländische Kraftwerke mit polnischen Kapazitätsverträgen, darunter Anlagen in Schweden, wurden in ihren eigenen Netzen benötigt.

Der Day-ahead-Preis erreichte um 20:00 Uhr 1.870 PLN/MWh, nachdem der zweistündige Abruf bereits beendet war. Für einen Speicherbetreiber hing der Wert einer zusätzlichen Stunde gespeicherter Energie davon ab, wie lange die abendliche Preisspitze anhielt.

Während des Abrufs selbst fiel der Ausgleichsenergiepreis nahezu auf null. Zu diesem Preis werden Abweichungen von der geplanten Erzeugung und Nachfrage in Echtzeit abgerechnet. Da die vertraglich gebundenen Einheiten bereits mit voller Leistung einspeisten, musste PSE während dieser zwei Stunden nur wenig zusätzliche Ausgleichsenergie beschaffen.

Mehr Solarstrom hat bislang nicht zu mehr Stunden mit Negativpreisen geführt

Die andere Seite der Handelsmarge eines Speichers ist der Preis, den er fürs Laden zahlt. Vom 1. Januar bis zum 26. Oktober 2026 verzeichnete Polen 303 Stunden mit negativen Day-ahead-Preisen – etwas weniger als im gleichen Zeitraum 2025. In Spanien stieg die Zahl von 547 auf 693.