El mercado polaco de almacenamiento de energía en baterías a escala de red está entrando en una fase de crecimiento transformador. Cuatro subastas del mercado de capacidad entre 2022 y 2025 adjudicaron aproximadamente 11 GW de capacidad física de baterías. Además, 172 proyectos aseguraron 4.150 millones de PLN (1.000 millones de euros) en subvenciones de NFOŚiGW, con fecha límite de puesta en marcha en 2028.

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Para 2030, Modo Energy estima que la capacidad operativa de BESS a escala de red podría alcanzar los 8-9 GW, frente a solo 37,4 MW en la actualidad. El proyecto Łozienica de NGEN, de 9,4 MW, la segunda instalación BESS a escala de red en Polonia, fue puesta en marcha el 3 de abril de 2026, sumándose a la planta Nowe Czarnowo de Energix, de 28 MW.

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Puntos clave

• Las cuatro subastas CM de Polonia asignaron 5,1 GW de capacidad BESS para los años de entrega 2027 a 2030, equivalentes al menos a 11 GW de capacidad física tras aplicar el factor de degradación.
• Modo Energy ha mapeado 89 proyectos que suman 12,5 GW a partir de fuentes públicas.
• La red de transmisión de PSE no dispone de capacidad de conexión disponible en ninguna subestación ni para 2026 ni para 2031.
• 397 proyectos BESS cuentan con condiciones de conexión por un total de 82 GW, pero solo 66 (11,5 GW) han firmado acuerdos de conexión.

Principales fuentes del pipeline

Hasta abril de 2026, Modo Energy ha analizado 89 proyectos BESS a escala de red con una capacidad combinada de 12,5 GW. Los tamaños de los proyectos varían de 28 MW a 400 MW, con un promedio de 140 MW.

Este pipeline puede dividirse eficazmente en tres grupos: proyectos CM con acuerdos firmados, proyectos CM sin acuerdos firmados y proyectos solo merchant o especulativos.

R.Power lidera el ranking de desarrolladores con 1,7 GW

Dentro del pipeline BESS de Polonia, R.Power encabeza el ranking con 1,7 GW repartidos en nueve proyectos. Esta IPP con sede en Varsovia ganó 655 MW / 2,3 GWh en la subasta de 2024 y otros 1.012 MW / 4,0 GWh en la subasta de 2025, consolidando su posición como principal desarrollador BESS en Polonia.

Las IPP internacionales y las utilities estatales polacas dominan el pipeline. Greenvolt logró la mayor asignación individual de BESS en cualquier ronda CM polaca (1,2 GW, subasta 2023) y posteriormente vendió 300 MW a Northland Power.

Actualmente, 9 proyectos BESS han confirmado actividad de construcción, representando la primera ola de desarrollo físico.

Predominan los proyectos BESS independientes, pero la hibridación sigue de cerca

Existen fuertes incentivos para apostar por la hibridación en Polonia, como aprovechar los derechos de conexión existentes y mitigar el riesgo de vertido de energías renovables. Sin embargo, al analizar el pipeline, los proyectos independientes mantienen una ligera ventaja en capacidad total.

El gran pipeline de proyectos híbridos en Polonia refleja que, antes de la UC84, el cable pooling estaba restringido a instalaciones renovables. El BESS solo podía conectarse bajo una conexión compartida como parte de un proyecto híbrido renovable, haciendo que la hibridación con eólica o solar fuese un requisito regulatorio.

Es probable que el equilibrio se incline aún más hacia la hibridación. La Ley de la Red (UC84) ya ha sido promulgada y permite explícitamente el cable pooling (compartir conexiones entre renovables y almacenamiento). Además, exime del estudio de impacto en la red al añadir una instalación a una conexión existente, siempre que no se aumente la capacidad contratada. Dado que la capacidad de conexión sigue limitada, la hibridación puede convertirse en la vía más sencilla para que los desarrolladores conecten nueva capacidad BESS.

¿Dónde veremos baterías?

El pipeline abarca las 16 voivodías, aunque algunas regiones concentran un mayor desarrollo BESS.

Wielkopolskie lidera con 1,9 GW, impulsado por un clúster de siete proyectos de Mithra Energy en Krotoszyn. Śląskie le sigue con 1,6 GW de varios desarrolladores. Mazowieckie (1,4 GW) y Lubuskie (1,3 GW) completan el top cuatro.

Las limitaciones de red frenarán el ritmo de desarrollo

La cola de solicitudes de conexión a la red en Polonia ha crecido hasta superar los 240 GW entre activos renovables y baterías (150 GW renovables, 90 GW almacenamiento), pero solo 33 GW están en operación. Muchos de los proyectos se consideran “zombis”: desarrollos estancados que mantienen derechos de conexión o capacidad, pero que muestran pocos avances hacia la construcción u operación.

La Ley de la Red (UC84) fue promulgada el 3 de abril de 2026. Introduce requisitos de garantías y plazos para limpiar el atasco. Los proyectos inactivos deberán avanzar o perderán sus derechos de conexión. Los proyectos BESS y fotovoltaicos deben obtener el permiso de construcción final en un plazo de 30 meses tras la firma del acuerdo de conexión; si no, el acuerdo expira y se pierde la garantía. Hay una única prórroga de 24 meses disponible por 60 PLN/kW, con un tope de 12 millones de PLN. Los proyectos existentes pueden acogerse al 50% de la tarifa de prórroga.

En enero de 2026, la capacidad disponible real, considerando todos los compromisos de conexión a 110 kV, es de cero MW en todas las subestaciones.

Esto no significa que no puedan conectarse proyectos. Aquellos con acuerdos de conexión firmados tienen capacidad reservada. El wykaz de PSE enumera 397 proyectos BESS con condiciones de conexión por un total de 82 GW, pero solo 66 (11,5 GW) han firmado acuerdos.

El ritmo de firma de acuerdos de conexión se aceleró notablemente en 2025. Los desarrolladores firmaron 42 de los 66 acuerdos (6,2 GW) solo en ese año, probablemente motivados por asegurar acceso a la red antes de su año de entrega CM. Según las disposiciones transitorias de la UC84, estos primeros en moverse se benefician de las tasas de garantía más bajas (25% de la tarifa estándar). Los que se retrasaron ahora afrontan costes mucho mayores para mantener su posición.

La pérdida esperada de proyectos limitará el desarrollo

Incluso con contratos CM y acuerdos de conexión firmados, no todos los proyectos contratados llegarán a operar comercialmente. La pérdida (attrition) es la proporción de proyectos que salen del pipeline por retrasos en permisos, problemas de financiación, conexión a red o retirada del desarrollador.

Las tasas típicas de pérdida en mercados europeos de renovables y almacenamiento sugieren que el 20-30% de la capacidad contratada no se entregará. Aplicando esto al pipeline CM de 11 GW de Polonia, se estima una capacidad instalada de 8-9 GW para 2030.

La UC84 podría aumentar la tasa de pérdida de proyectos. El vencimiento automático del acuerdo si no se cumple el hito del permiso de construcción en 30 meses, junto con la pérdida de la garantía. Proyectos que antes quedaban estancados pero seguían en el pipeline ahora serán eliminados formalmente.

Existe un riesgo adicional para los proyectos que cuentan tanto con contratos CM como con subvenciones NFOŚiGW. La Asociación Polaca de Almacenamiento de Energía (PSME) ha advertido que la subvención se descuenta de los ingresos del CM, lo que podría reducir el pago neto del mercado de capacidad a cero, mientras que la obligación de entrega dura 17 años. Los desarrolladores que aseguraron ambos instrumentos como paquete de bancabilidad pueden encontrar que uno anula al otro.

Conclusiones

El mercado BESS de Polonia está pasando de las subastas a la entrega real. La combinación de contratos CM, 1.000 millones de euros en subvenciones NFOŚiGW y una creciente oportunidad merchant sientan las bases para alcanzar 8-9 GW de capacidad en 2030.

Sin embargo, la UC84 cambia la estructura de costes de todos los proyectos en este pipeline. Los seis meses de vacatio legis implican que las disposiciones entrarán en vigor hacia octubre de 2026. Los desarrolladores con acuerdos de conexión firmados están mejor posicionados. Aquellos que solo tienen condiciones sin acuerdo afrontan una llamada de capital inmediata. Los 82 GW de condiciones de conexión para almacenamiento se reducirán considerablemente a medida que los proyectos sin capital suficiente pierdan su posición.

Además, conseguir nuevas conexiones a red será más difícil y costoso para los proyectos BESS liderados por merchant. La nueva legislación debería ayudar a limpiar la cola, pero también elevará las barreras de entrada, especialmente para desarrolladores en el rango de 100-200 MW, donde los costes de garantía por MW son desproporcionadamente altos.