El mercado de capacidad de Polonia ha sido la principal fuente de ingresos para el desarrollo de baterías a gran escala en el país, proporcionando pagos a largo plazo respaldados por el gobierno a cambio de disponibilidad. Entre 2022 y 2024, las subastas de capacidad polacas otorgaron algunos de los contratos BESS más generosos de Europa. Para 2025, los pagos efectivos de capacidad cayeron un 85%. En este periodo, se han programado entre 11 y 12 GW de baterías para ser entregadas antes de 2030.

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

El arbitraje en el mercado diario, la integración reciente del aFRR con PICASSO y un mercado intradiario en crecimiento forman ahora la base principal de los ingresos mercantiles.

Puntos clave

• El factor de reducción de BESS cayó del 95% al 13,4% en tres años, erosionando los ingresos fijos; aun así, 5,1 GW de BESS físico lograron adjudicación en la subasta de diciembre de 2025.
• Los diferenciales diarios en Polonia promediaron 153 €/MWh en 2025, un 17% más amplios que en Alemania, lo que resalta un mercado lucrativo para BESS.
• El mercado de servicios auxiliares en Polonia aún muestra ingresos no saturados, pero la competencia europea por aFRR a través de PICASSO comienza a reducir los precios en los periodos estivales.

El recorte de reducción redujo los pagos efectivos de capacidad para BESS en un 85% en tres años

El mercado de capacidad de Polonia ha sido uno de los más rentables de Europa. Pero en todo el continente, el éxito de BESS en el mercado de capacidad depende del factor de reducción, que determina cuánta capacidad instalada de una batería cuenta en la subasta de capacidad. Con un 95%, una batería de 100 MW recibe remuneración por 95 MW. Con un 13,4%, solo 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 reducción varía según la duración de la batería.

En solo tres años, la reducción pasó del 95% al 60% y luego al 13,4% en la última subasta bajo el marco actual. Por tanto, la última ola de proyectos 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 aplicada la reducción, eso equivale a solo ~685 MW de capacidad remunerada. Aun así, fue el año con más proyectos BESS en Polonia, lo que sugiere que el mercado confía en que los ingresos mercantiles son lo suficientemente sólidos como para respaldar estos activos.

Mecánica de reducción y la obligación de 4 horas

La reducción en Polonia es plana: todas las duraciones de batería reciben el mismo factor, independientemente de si pueden mantener la salida durante una hora o cuatro. En el Reino Unido, en cambio, la reducción varía según la duración, premiando 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 la capacidad contratada durante al menos cuatro horas continuas. Este requisito elimina cualquier ventaja teórica de las baterías de corta duración. En la práctica, los desarrolladores de baterías de 2 horas deben auto-reducirse aún más (hasta alrededor del 30% de la capacidad instalada) para asegurarse de cumplir la obligación, empeorando la economía para duraciones cortas más allá de lo que sugiere el factor principal.

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 su lugar, los desarrolladores apuntan directamente a los diferenciales profundos del mercado mayorista, con los fundamentos apuntando a baterías de mayor duración.

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

Servicios auxiliares, arbitraje diario e intradiario como 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 de FCR y aFRR, antes de pasar a los mercados mayoristas a medida que estos servicios se saturaban.

El mercado de servicios auxiliares de Polonia ha experimentado dos transformaciones clave. Las reformas del mercado de balance en junio de 2024 separaron formalmente los roles de BRP (Balance Responsible Party) y BSP (Balancing Service Provider), 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 en 50 Hz cuando la oferta y la demanda se desajustan. Polonia solo adquiere entre 171 y 197 MW de capacidad FCR, divididos entre regulación ascendente y descendente. Los precios promedian entre 15 y 25 €/MW/h. El volumen adjudicado lo fija 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 clave para que los primeros activos BESS dominen este mercado. Pero con menos de 200 MW de profundidad de mercado, incluso pocos activos BESS en línea podrían saturar rápidamente este segmento.

aFRR promete mayor profundidad, pero ve saturación europea con PICASSO

El segundo servicio auxiliar de interés para baterías es la reserva de restauración automática de frecuencia (aFRR), que responde en 5 minutos ante una desviación de frecuencia y toma el relevo de la FCR. Con 400–500 MW de adquisición para capacidad aFRR ascendente y 400–440 MW descendente, este servicio ofrece mayor 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 un grupo compartido de reservas automáticas de restauración de frecuencia. Desde entonces, los precios de capacidad de aFRR han mostrado una brecha persistente entre la regulación ascendente y descendente. La capacidad ascendente promedia unos 35 €/MW/h, aproximadamente el doble del precio descendente, de 15 a 25 €/MW/h.

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

Quienes se muevan primero capturarán mayores retornos iniciales, pero a medida que se conecten gigavatios de baterías, los precios tenderán a promedios a 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

Dado que los ingresos por servicios auxiliares suelen comprimirse rápidamente tras la entrada masiva de BESS en un mercado, el caso de negocio a largo plazo para las baterías debe basarse en la estrategia de 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 generar pronunciadas curvas de pato en los precios diarios.

En días soleados, los precios del mediodía caen por debajo de -90 €/MWh a medida que la solar inunda el mercado. La inflexible flota de carbón de Polonia, que aún aporta la mayor parte de la generación base, no puede reducir su producción lo suficientemente rápido para absorber el excedente. Apagar y volver a encender una central 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 aumenta, pero las centrales de carbón no pueden aumentar su producción lo suficientemente rápido para cubrir el hueco, elevando 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 los 6,7 TWh en las bolsas EPEX y TGE en 2025, un aumento del 170% interanual. Sigue siendo 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 se lanzaron en junio de 2024 y un nuevo programa de proveedores de liquidez de la Towarowa Giełda Energii (TGE, la bolsa eléctrica polaca) comenzó a principios de 2026.

Para BESS, el mercado diario marca el punto de partida, mientras que el intradiario permite volver a ofertar a medida que cambian las previsiones y señales de desequilibrio. Un mercado intradiario profundo permite a las baterías re-negociar posiciones varias veces, aprovechando al máximo su flexibilidad instantánea y aumentando los ingresos.

La salida del carbón y el crecimiento renovable amplían los diferenciales

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

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

Polonia apunta a 30 GW de nueva capacidad 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 recortes de producción. Para BESS, esto 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 de FCR y aFRR se mantendrán altos hasta que entren más baterías en el mercado.
• La liquidez intradiaria, con 6,7 TWh, es 16 veces menor que la de Alemania
• No existe historial operativo de BESS a escala de red en Polonia como referencia

Esto da lugar a un mercado donde los fundamentos son sólidos, pero la infraestructura aún está poniéndose al día.