​Il mercato polacco dello stoccaggio di energia a batteria su scala utility sta entrando in una fase di crescita trasformativa. Quattro aste del mercato della capacità tra il 2022 e il 2025 hanno contrattualizzato circa 11 GW di capacità fisica di batterie. Altri 172 progetti hanno ottenuto 4,15 miliardi di PLN (1 miliardo di euro) in sussidi NFOŚiGW, con termine di messa in servizio entro il 2028.

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​Secondo le stime di Modo Energy, entro il 2030 la capacità operativa dei BESS su scala utility potrebbe raggiungere gli 8-9 GW, rispetto agli appena 37,4 MW attuali. Il progetto Łozienica da 9,4 MW di NGEN, seconda installazione BESS su scala utility in Polonia, è stato messo in esercizio il 3 aprile 2026, affiancandosi all’impianto Nowe Czarnowo da 28 MW di Energix.

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Punti chiave

• Le quattro aste CM in Polonia hanno assegnato 5,1 GW di capacità BESS per gli anni di consegna dal 2027 al 2030, equivalenti ad almeno 11 GW di capacità fisica dopo il de-rating.
• Modo Energy ha mappato 89 progetti per un totale di 12,5 GW da fonti pubbliche.
• La rete di trasmissione PSE non ha capacità di connessione disponibile in nessuna sottostazione né per il 2026 né per il 2031.
• 397 progetti BESS detengono condizioni di connessione per un totale di 82 GW, ma solo 66 (11,5 GW) hanno firmato accordi di connessione.

Le principali fonti della pipeline

Ad aprile 2026, Modo Energy ha analizzato 89 progetti BESS su scala utility per una capacità combinata di 12,5 GW. Le dimensioni dei progetti variano da 28 MW a 400 MW, con una media di 140 MW.

Questa pipeline può essere suddivisa efficacemente in tre gruppi: progetti CM con accordi firmati, progetti CM senza accordi firmati e progetti esclusivamente merchant o speculativi.

R.Power guida la classifica degli sviluppatori con 1,7 GW

All’interno della pipeline BESS polacca, R.Power si posiziona al primo posto con 1,7 GW distribuiti su nove progetti. L’IPP con sede a Varsavia ha vinto 655 MW / 2,3 GWh nell’asta 2024 e altri 1.012 MW / 4,0 GWh nell’asta 2025, consolidando la propria posizione di leader nello sviluppo BESS in Polonia.

Nella pipeline dominano gli IPP internazionali e le utility statali polacche. Greenvolt si è aggiudicata la più grande assegnazione BESS in una singola asta CM polacca (1,2 GW, asta 2023) e successivamente ha venduto 300 MW a Northland Power.

Attualmente, sono in costruzione 9 progetti BESS che rappresentano la prima ondata di realizzazioni fisiche.

I progetti BESS stand-alone sono in testa, ma la co-locazione segue da vicino

In Polonia esistono forti incentivi per la co-locazione, tra cui la possibilità di sfruttare diritti di connessione esistenti e ridurre il rischio di limitazione sugli asset rinnovabili. Tuttavia, analizzando la pipeline, i progetti stand-alone detengono un leggero vantaggio in termini di capacità totale.

​L’ampia pipeline di progetti di co-locazione in Polonia riflette il fatto che, prima dell’UC84, il cable pooling era limitato alle installazioni FER. I BESS potevano connettersi solo attraverso una connessione condivisa come parte di un progetto ibrido FER, rendendo la co-locazione con eolico o fotovoltaico un requisito normativo.

È probabile che l’equilibrio si sposti ulteriormente verso la co-locazione. Il Grid Act (UC84) è ora legge e consente esplicitamente il cable pooling (condivisione della connessione tra FER e accumulo). La legge esonera anche dall’obbligo di studio d’impatto sulla rete quando si aggiunge un impianto a una connessione esistente, purché la capacità di connessione resti invariata. Poiché la capacità di connessione resta limitata, la co-locazione potrebbe diventare la strada più semplice per gli sviluppatori che cercano di connettere nuova capacità BESS.

Dove vedremo le batterie?

La pipeline copre tutte le 16 voivodati, anche se alcune regioni hanno attratto una maggiore concentrazione di progetti BESS.

La regione Wielkopolskie guida con 1,9 GW, grazie al cluster concentrato di sette progetti di Mithra Energy a Krotoszyn. Śląskie segue con 1,6 GW distribuiti tra più sviluppatori. Mazowieckie (1,4 GW) e Lubuskie (1,3 GW) completano le prime quattro posizioni.

I vincoli di rete limiteranno il ritmo delle realizzazioni

La coda di connessione alla rete in Polonia è cresciuta fino a superare i 240 GW tra tutti gli asset rinnovabili e batterie (150 GW FER, 90 GW accumulo), ma solo 33 GW sono operativi. Molti dei progetti sono considerati “zombie”, ovvero sviluppi bloccati che detengono diritti di connessione ma che non avanzano verso la costruzione o l’operatività.

​Il Grid Act (UC84) è stato firmato il 3 aprile 2026. Introdotte cauzioni e scadenze per le milestone per smaltire l’arretrato. I progetti inattivi dovranno avanzare o perdere i diritti di connessione. I progetti BESS e fotovoltaici devono ottenere il permesso di costruire definitivo entro 30 mesi dalla firma dell’accordo di connessione; in caso contrario, l’accordo decade e la cauzione viene incamerata. È disponibile una proroga una tantum di 24 mesi a 60 PLN/kW, con un tetto di 12 milioni di PLN. I progetti esistenti accedono al 50% della tariffa di proroga.

A gennaio 2026, la capacità realmente disponibile, che tiene conto di tutti gli impegni di connessione a 110 kV esistenti, è pari a zero MW in ogni sottostazione.

Questo non significa che nessun progetto possa connettersi. I progetti con accordi di connessione firmati hanno capacità riservata. Il wykaz di PSE elenca 397 progetti BESS con condizioni di connessione per un totale di 82 GW, ma solo 66 (11,5 GW) hanno accordi firmati.

​Il ritmo di firma degli accordi di connessione è aumentato notevolmente nel 2025. Gli sviluppatori hanno firmato 42 dei 66 accordi (6,2 GW) solo in quell’anno, probabilmente per assicurarsi l’accesso alla rete prima dell’anno di consegna CM. In base alle disposizioni transitorie dell’UC84, questi early mover beneficiano delle tariffe di cauzione più basse (25% della tariffa standard). Gli sviluppatori che hanno ritardato ora affrontano costi molto più elevati per mantenere la propria posizione.

L’uscita di progetti limiterà lo sviluppo

Anche con contratti CM e accordi di connessione firmati, non tutti i progetti contrattualizzati raggiungeranno l’operatività commerciale. L’uscita (attrition) rappresenta la quota di progetti che escono dalla pipeline per ritardi autorizzativi, problemi di finanziamento, ostacoli di connessione o ritiro dello sviluppatore.

I tassi di uscita tipici nei mercati europei delle rinnovabili e dello storage suggeriscono che il 20-30% della capacità contrattualizzata non verrà realizzata. Applicando questo valore alla pipeline CM da 11 GW in Polonia si ottiene una stima di 8-9 GW di capacità installata entro il 2030.

​L’UC84 potrebbe aumentare i tassi di uscita dei progetti. L’estinzione automatica dell’accordo se non si raggiunge la milestone del permesso di costruire entro 30 mesi, insieme alla perdita della cauzione. I progetti che in passato sarebbero rimasti bloccati nella pipeline ora verranno ufficialmente rimossi.

​C’è inoltre un rischio aggiuntivo per i progetti che detengono sia contratti CM sia sussidi NFOŚiGW. L’Associazione Polacca per lo Stoccaggio di Energia (PSME) ha segnalato che il sussidio viene compensato con i ricavi CM, riducendo potenzialmente il pagamento netto del mercato della capacità a zero mentre resta l’obbligo di consegna di 17 anni. Gli sviluppatori che hanno ottenuto entrambi gli strumenti come pacchetto di bancabilità potrebbero scoprire che uno annulla l’altro.

Conclusioni

Il mercato BESS in Polonia sta passando dalle aste alla consegna. La combinazione di contratti CM, 1 miliardo di euro in sussidi NFOŚiGW e la crescente opportunità merchant prepara il terreno per 8-9 GW di capacità entro il 2030.

Tuttavia, l’UC84 cambia la struttura dei costi per ogni progetto in questa pipeline. I sei mesi di vacatio legis fanno sì che le disposizioni entrino in vigore intorno a ottobre 2026. Gli sviluppatori con accordi di connessione firmati sono i meglio posizionati. Chi detiene solo condizioni senza accordi affronta una richiesta di capitale immediata. Gli 82 GW di condizioni di connessione per lo storage si ridurranno sensibilmente man mano che i progetti sottocapitalizzati perderanno la loro posizione.

Inoltre, per i progetti BESS guidati dal merchant sarà più difficile e costoso ottenere nuove connessioni di rete. La nuova normativa dovrebbe aiutare a smaltire la coda, ma alzerà anche le barriere all’ingresso, soprattutto per gli sviluppatori nella fascia 100-200 MW, dove i costi di cauzione per MW sono particolarmente elevati.