Am 17. September 2026 hat Polens Energieregulierungsbehörde URE den Zeitplan für die diesjährigen Erneuerbare-Energien-Auktionen veröffentlicht. Zwischen dem 2. und 10. November finden sieben Sitzungen statt. Sie bieten bis zu 76,1 TWh Strom im Wert von 24,9 Mrd. PLN im Rahmen von 15-jährigen Contracts for Difference (CfDs) an.

Auf dem Papier ist das polnische Solar-CfD weniger großzügig als das britische Pendant. Der Zuschlag entspricht der Differenz zwischen dem Strike-Preis einer Solaranlage und TGeBase, dem durchschnittlichen Day-Ahead-Preis über alle 24 Stunden. Er basiert nicht auf dem tatsächlichen Verkaufspreis des Solarstroms.

Da Solarstrom seinen Großteil der Produktion um die Mittagszeit verkauft, wenn die polnischen Preise inzwischen auf weniger als die Hälfte dieses Durchschnitts fallen, deckt der Zuschlag die Lücke nicht. Bisher hätte eine Solaranlage, die 2026 mit dem maximalen Auktionspreis von 389 PLN/MWh gewonnen hat, 201 PLN/MWh für jede durch den Vertrag laufende MWh verdient. Eine Merchant-Anlage, die ihren gesamten Strom zu Marktpreisen verkauft, erzielte 297 PLN/MWh.

Dennoch bieten Solarentwickler weiterhin mit, weil sie den Vertrag in der Praxis anders nutzen als ein klassisches CfD. Sie sehen ihn eher als Untergrenze für einen Teil ihrer Produktion, nicht als Festpreis für alles. Die Regeln erlauben das, aber die Entwickler des Programms hatten das nicht vorgesehen.

Wichtige Erkenntnisse

• Ein Solar-Gebot zum Höchstpreis von 389 PLN/MWh hätte in jedem Jahr von 2022 bis 2026 weniger als der freie Markt eingebracht.
• Solar-Gewinner 2025 haben etwa 520–650 MWh pro MW und Jahr geboten, also die Hälfte bis zwei Drittel der erwarteten Jahresproduktion.
• Wenn eine Solaranlage nur die Hälfte ihrer Produktion geboten und jeweils das Minimum abgerechnet hätte, hätte sie 2023–2025 297 PLN/MWh erzielt, gegenüber 177 PLN/MWh, wenn sie alles über den Vertrag abgewickelt hätte.

Auf dem Papier hat ein Solar-CfD seit 2022 jedes Jahr weniger als der Markt gezahlt

Jeder Gewinner erhält 15 Jahre lang den eigenen Gebotspreis, den Strike-Preis. Gebote dürfen den staatlichen Referenzpreis nicht überschreiten, der seit 2023 für Solar über 1 MW bei 389 PLN/MWh liegt. Die letztjährigen Gewinnerpreise reichten von 216 bis 329 PLN/MWh.

Ein Gebot zum Höchstpreis gewinnt nur selten, selbst wenn eine Auktion unterzeichnet ist, da die Gewinnergebote maximal 80 % des Volumens aller Gebote abdecken dürfen – eine Regel, die den Wettbewerb bei zu wenigen Projekten erzwingen soll. Die Gebote werden nur nach Preis gereiht, sodass mindestens das teuerste Fünftel immer verliert; 22 von 98 gültigen Geboten in der Auktion über 1 MW im letzten Jahr gingen leer aus.

Der Vertrag ist zweiseitig und wird gegen TGeBase abgerechnet, den Durchschnitt der stündlichen Preise am TGE-Day-Ahead-Markt. Der Abwicklungsoperator Zarządca Rozliczeń zahlt den Erzeugern die Differenz, wenn TGeBase unter dem Strike liegt, und erhält Geld zurück, wenn TGeBase darüber liegt.

Da der Zuschlag am Tagesdurchschnitt und nicht am tatsächlich erzielten Preis gemessen wird, verdient eine Solaranlage ihren Strike abzüglich des Intraday-Abschlags – der Differenz zwischen dem täglichen Baseload-Preis (TGeBase) und dem niedrigeren Solarpreis am selben Tag. Dieser lag 2026 im Schnitt bei 188 PLN/MWh, sodass der Vertrag in jedem der letzten fünf Jahre unter dem Merchant-Verkauf lag.

In die Auktion zu bieten wirkt angesichts der Zahlen kontraintuitiv. Als die Auktionen 2025 Anfang Juli stattfanden, lag der Baseload-Kontrakt der TGE für 2026 bei durchschnittlich 414,53 PLN/MWh. Ein Gebot zum Höchstpreis lag also 26 PLN/MWh unter dem Markt – noch vor dem Solar-Abschlag.

Unter diesen Bedingungen bot die Auktion einen Festpreis unterhalb dessen, was der Markt für Baseload-Strom erwartete. Sie funktionierte als Hedge unter dem Marktpreis, nicht als Subvention. Die Solaranlage blieb dennoch dem Unterschied zwischen Baseload und tatsächlich erzieltem Solarpreis ausgesetzt.

Solarentwickler nutzen das CfD als Untergrenze, nicht als Festpreis

Wenn eine Merchant-Anlage besser abschneidet als eine CfD-Anlage – warum bieten Entwickler dennoch?

Der Vertrag ist weniger bindend als ein klassischer Swap. Auktionsgewinner entscheiden selbst, wie viel ihrer Produktion sie über das System laufen lassen. Die Auktion über 1 MW vergab 15,8 TWh über 15 Jahre an 1.623 MW Solar und 83 MW Wind. Das sind etwa 520 bis 650 MWh pro MW Solar und Jahr, verglichen mit den üblichen 1.000 bis 1.100 MWh einer polnischen Solaranlage.

Solar-Gewinner bieten also nur die Hälfte bis zwei Drittel ihrer erwarteten Produktion. Sie müssen davon jeweils nur 85 % in einem Dreijahreszeitraum melden, um eine Strafe zu vermeiden. So kann ein durchschnittlicher Betrieb 45 bis 60 % seiner Produktion außerhalb des Vertrags verkaufen und selbst entscheiden, welche Monate er meldet.

Diese Flexibilität macht aus einem niedrigen Strike-Preis eine Art Untergrenze. Bei den Preisen von 2026 müsste ein Gewinner mit 217 PLN/MWh für jede gemeldete MWh 268 PLN/MWh zurückzahlen. Es ist also vorteilhafter, möglichst viel Produktion in Hochpreisjahren außerhalb des Vertrags zu halten und nur bei fallenden Preisen zu melden.