El mercado de capacidad de Polonia ha sido la principal fuente de ingresos para los proyectos de baterías a gran escala del país, proporcionando pagos a largo plazo y respaldados por el gobierno por su disponibilidad. De 2022 a 2024, las subastas de capacidad en Polonia otorgaron algunos de los contratos de BESS más generosos de Europa. Para 2025, los pagos efectivos por capacidad se redujeron en un 85%. En este periodo, un total de 11-12 GW de baterías están programadas para entregarse antes de 2030.

Guía gratuita de Modo EnergyCómo aprovechar la IA en la inversión energética y la gestión de activos¿Trabajando con las reglas del mercado de capacidad en Polonia? Un manual práctico para usar herramientas de IA en tus equipos de inversión y operaciones energéticas, con consejos útiles y trucos que puedes implementar de inmediato.Descargar la guía →

Pero el mercado de capacidad por sí solo ya no puede sostener a las baterías ahora que se ha reducido el factor de degradación. Sin embargo, el interés en la subasta sigue siendo alto, lo que demuestra que el caso de inversión para BESS es atractivo incluso bajo un modelo de ingresos de mercado.

El arbitraje diario, la integración del nuevo aFRR con PICASSO y un creciente mercado intradiario ahora conforman el núcleo de los ingresos por mercado.

Puntos clave

• El factor de degradación de BESS cayó del 95% al 13,4% en tres años, erosionando los ingresos fijos; aun así, 5,1 GW de BESS físico se adjudicaron en la subasta de diciembre de 2025.
• Los diferenciales diarios en Polonia promediaron 153 €/MWh en 2025, un 17% más amplios que en Alemania, destacando un mercado lucrativo para BESS.
• El mercado de servicios auxiliares de Polonia aún muestra ingresos no saturados, pero la competencia europea por aFRR vía Picasso empieza a reducir los precios en los periodos de verano.

El recorte de degradación redujo los pagos efectivos a BESS en un 85% en tres años

El mercado de capacidad de Polonia ha sido uno de los más lucrativos de Europa. Pero en toda Europa, el éxito de BESS en este mercado depende del factor de degradación, que determina cuánta capacidad instalada de una batería cuenta en la subasta de capacidad. Al 95%, una batería de 100 MW recibe pagos por 95 MW. Al 13,4%, sólo por 13,4 MW.

En Polonia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, el operador del sistema polaco) aplicó este factor de manera uniforme para todas las duraciones, a diferencia de otros mercados europeos donde la degradación varía según la duración de la batería.

En solo tres años, la degradación pasó del 95% al 60%, y luego al 13,4% en la última subasta bajo el marco actual. La última ola de proyectos, por tanto, recibe pagos de capacidad basados en solo una séptima parte de su capacidad física.

La subasta de diciembre de 2025 adjudicó 5,1 GW de capacidad física de BESS, pero una vez degradados, eso equivale a solo ~685 MW de capacidad remunerada. Sin embargo, fue el mayor año para proyectos de BESS en Polonia, lo que sugiere que el mercado confía en que los ingresos de mercado son lo suficientemente sólidos como para respaldar los activos.

Mecánica de degradación y la obligación de 4 horas

La degradación en Polonia es plana: todas las duraciones de baterías reciben el mismo factor, independientemente de si pueden mantener la potencia durante una o cuatro horas. En Reino Unido, en cambio, la degradación aumenta con la duración, recompensando explícitamente las celdas adicionales.

Aislado, un factor plano favorecería a las baterías de menor duración, que logran el mismo crédito de mercado de capacidad con menor inversión. Pero el mercado de capacidad polaco exige a los participantes entregar su capacidad contratada durante al menos cuatro horas continuas. Este requisito elimina cualquier ventaja teórica para duraciones cortas. En la práctica, los desarrolladores de baterías de 2 horas deben autodegradar aún más (hasta cerca del 30% de la capacidad instalada) para asegurarse de cumplir la obligación, empeorando la economía de los proyectos de corta duración respecto al factor anunciado.

Esto indica que el valor del contrato de mercado de capacidad ya no se considera la fuente marginal de ingresos para los desarrolladores de BESS. En cambio, los desarrolladores apuntan directamente a diferenciales mayoristas profundos, con fundamentos de mercado que favorecen baterías de mayor duración.

Con el mecanismo prometiendo ahora apenas un aumento de ingresos, el foco para los BESS polacos ya no está en asegurar contratos de capacidad generosos. Se trata de si la pila de ingresos de mercado será lo suficientemente fuerte como para justificar la inversión.

Servicios auxiliares, arbitraje diario e intradiario: el nuevo núcleo de ingresos

Más allá del mercado de capacidad, el principal contribuyente a la pila de ingresos actual en Polonia serán los servicios auxiliares en la fase inicial del mercado. En otros países europeos, los BESS comenzaron con altos ingresos por FCR y aFRR, antes de pasar a los mercados mayoristas cuando estos servicios se saturan.

El mercado de servicios auxiliares de Polonia experimentó dos transformaciones clave. Las reformas del mercado de balance en junio de 2024 separaron formalmente los roles de BRP (Parte Responsable del Balance) y BSP (Proveedor de Servicios de Balance), permitiendo que las baterías participen directamente como proveedores de servicios de balance.

La Reserva de Contención de Frecuencia (FCR) es un servicio de balance que se activa automáticamente en segundos para estabilizar la frecuencia de la red a 50 Hz cuando la oferta y la demanda se desequilibran. Polonia solo adquiere entre 171 y 197 MW de FCR, divididos entre regulación ascendente y descendente. Los precios promedian entre 15 y 25 €/MW/h. El volumen adquirido es fijo por PSE, aumentando de 171 MW a 197 MW en enero de 2026.

Para los operadores de BESS, la FCR ofrece ingresos estables y una oportunidad para que los activos de BESS tempranos dominen este mercado. Pero con menos de 200 MW de profundidad de mercado, incluso unos pocos BESS en operación podrían saturarlo rápidamente.

aFRR ofrece mayor profundidad, pero ve saturación europea con PICASSO

El segundo servicio auxiliar de interés para las baterías es la reserva de restauración de frecuencia automática (aFRR), que responde en 5 minutos ante una desviación de frecuencia y toma el relevo de la FCR. Con una adquisición de 400–500 MW de capacidad ascendente y 400–440 MW descendente, este servicio tiene más profundidad que la FCR.

El 11 de julio de 2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) se unió a PICASSO (la plataforma europea para activaciones de energía aFRR transfronterizas), integrando a Polonia en una reserva compartida de restauración de frecuencia automática. Desde entonces, los precios de capacidad de aFRR también muestran una brecha persistente entre la regulación ascendente y descendente. La capacidad ascendente promedia unos 35 €/MW/h, aproximadamente el doble que el precio descendente de 15 a 25 €/MW/h.

Para los operadores de BESS, el pago por capacidad es una fuente fiable de ingresos en un entorno no saturado. Una batería que se comprometa a ofrecer ambos sentidos de aFRR podría haber ganado casi 500.000 €/MW/año solo por estar disponible, sin contar pagos por activación.

Los primeros en entrar capturarán mayores retornos iniciales, pero a medida que se conecten gigavatios de baterías, los precios tenderán a promedios de largo plazo, como se ha visto en Reino Unido, Alemania, Australia y ERCOT.

Arbitraje diario: la solar ya está transformando los precios diarios en Polonia

Como los ingresos por servicios auxiliares suelen comprimirse rápidamente tras la entrada masiva de BESS, el caso de negocio a largo plazo para las baterías debe basarse en el arbitraje energético, principalmente en el mercado diario. Polonia ya cuenta con más de 24 GW de capacidad solar. En días de alta producción, eso es suficiente para crear curvas de pato profundas en los precios diarios.

En días soleados, los precios al mediodía caen por debajo de -90 €/MWh cuando la solar inunda el mercado. La inflexible flota de carbón de Polonia, que aún provee la mayor parte de la generación de base, no puede reducir su producción lo suficientemente rápido para absorber el excedente. Apagar y reiniciar una unidad de carbón cuesta más que asumir unas horas de precios negativos, por lo que las plantas siguen funcionando, pero a menor carga.

Cuando la producción solar cae por la tarde, la demanda se dispara, pero las plantas de carbón no pueden aumentar su producción lo suficientemente rápido para cubrir el hueco, lo que empuja los precios por encima de 150 €/MWh. Los diferenciales diarios resultantes promediaron 153 €/MWh en 2025, un 17% más amplios que en Alemania.

Mercado intradiario: de marginal a esencial

El volumen intradiario de Polonia alcanzó 6,7 TWh en las bolsas EPEX y TGE en 2025, un aumento del 170% interanual. Aún es pequeño frente a los 106 TWh de Alemania, pero la tasa de crecimiento es más relevante que el tamaño absoluto en esta etapa.

Los productos de quince minutos entraron en funcionamiento en junio de 2024, y un nuevo programa de proveedores de liquidez de la Towarowa Giełda Energii (TGE, la Bolsa de Energía de Polonia) se lanzó a principios de 2026.

Para BESS, el mercado diario marca la referencia, mientras que el intradiario permite reofertar conforme cambian las previsiones y señales de desbalance. Un mercado intradiario profundo permite a las baterías re-negociar posiciones varias veces, maximizando su flexibilidad instantánea y aumentando los ingresos.

La salida del carbón y el crecimiento renovable amplían los diferenciales

La flota de carbón de Polonia se reduce bajo la presión creciente del Régimen de Comercio de Emisiones de la UE y el envejecimiento de la infraestructura.

A medida que la cuota de carbón en la generación mensual cae y es reemplazada por renovables intermitentes, los diferenciales diarios promedio aumentan. Cada punto porcentual menos de carbón suma aproximadamente 6 €/MWh al diferencial diario.

Polonia apunta a 30 GW de nueva eólica y solar para 2035, con la eliminación del carbón como objetivo final. Cada gigavatio de renovables añadido acentúa las rampas de carga neta, aumenta el error de previsión y genera más vertidos. Para BESS, eso significa diferenciales de arbitraje más amplios y un mercado intradiario más profundo a medida que las renovables corrigen sus errores de previsión.

¿Qué significa esto para inversores y desarrolladores de BESS?

El mercado es joven:

• El número limitado de baterías operativas implica que los ingresos por FCR y aFRR seguirán siendo altos hasta que entren más baterías al mercado.
• La liquidez intradiaria, con 6,7 TWh, es 16 veces menor que la de Alemania
• No existe historial operativo de BESS a gran escala en Polonia para comparar

Esto da como resultado un mercado con fundamentos sólidos, pero con una infraestructura que aún está en desarrollo.