​Il mercato polacco dello storage 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.

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

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Punti chiave

• Le quattro aste CM in Polonia hanno assegnato 5,1 GW di capacità BESS tra il 2027 e il 2030, equivalenti ad almeno 11 GW di capacità fisica dopo l’applicazione del de-rating.
• Modo Energy ha mappato 89 progetti per un totale di 12,5 GW da fonti pubbliche.
• La rete di trasmissione di PSE non offre capacità di connessione disponibile in nessuna sottostazione sia per il 2026 che per il 2031.
• 397 progetti BESS possiedono 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 complessiva 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 con contratti CM e accordi firmati, progetti con contratti 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 è in testa 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 sua posizione di principale sviluppatore BESS in Polonia.

Nella pipeline dominano IPP internazionali e utility statali polacche. Greenvolt ha ottenuto 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, 9 progetti BESS hanno attività di costruzione confermata, rappresentando la prima ondata di realizzazione fisica.

I progetti BESS stand-alone sono in testa, ma il co-location segue da vicino

In Polonia ci sono forti incentivi per perseguire il co-location, tra cui la possibilità di sfruttare i 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.

​La vasta pipeline di progetti co-location in Polonia riflette il fatto che, prima di UC84, il cable pooling era limitato alle installazioni FER. I BESS potevano connettersi solo tramite una connessione condivisa come parte di un progetto FER ibrido, rendendo il co-location con eolico o solare un requisito normativo.

L’equilibrio è destinato a spostarsi ulteriormente verso il co-location. La Grid Act (UC84) è ora legge e consente esplicitamente il cable pooling (condivisione delle connessioni di rete tra FER e storage). La legge esonera inoltre 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 rimane limitata, il co-location 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 sviluppo BESS.

Wielkopolskie guida con 1,9 GW, trainata dal cluster concentrato di sette progetti di Mithra Energy a Krotoszyn. Seguono Śląskie con 1,6 GW tra diversi sviluppatori, Mazowieckie (1,4 GW) e Lubuskie (1,3 GW) completano le prime quattro.

I vincoli di rete limiteranno il ritmo di realizzazione

La coda di connessioni alla rete in Polonia è salita a oltre 240 GW tra tutte le fonti rinnovabili e batterie (150 GW FER, 90 GW storage), ma solo 33 GW sono operativi. Molti dei progetti sono considerati “zombie”: sviluppi bloccati che detengono diritti di connessione o capacità ma mostrano pochi segni di avanzamento verso la costruzione o l’operatività.

​La Grid Act (UC84) è stata firmata il 3 aprile 2026. Introduce requisiti di garanzia e scadenze intermedie per snellire la coda. I progetti inattivi dovranno progredire o perdere i propri diritti di connessione. I progetti BESS e FV devono ottenere il permesso di costruzione definitivo entro 30 mesi dalla firma dell’accordo di connessione; in caso contrario, l’accordo decade e la garanzia viene incamerata. È disponibile un’estensione unica di 24 mesi al costo di 60 PLN/kW, con un tetto massimo di 12 milioni di PLN. I progetti esistenti possono accedere all’estensione al 50% del costo.

A gennaio 2026, la capacità realmente disponibile, tenendo conto di tutti gli impegni di connessione a 110 kV esistenti, risulta 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 garantirsi l’accesso alla rete prima degli anni di consegna CM. In base alle disposizioni transitorie di UC84, questi early mover beneficiano delle aliquote di garanzia più basse (25% della tariffa standard). Gli sviluppatori che hanno ritardato ora affrontano costi significativamente più elevati per mantenere la propria posizione.

Il tasso di abbandono limiterà la realizzazione

Anche con contratti CM e accordi di connessione firmati, non tutti i progetti contrattualizzati raggiungeranno l’operatività commerciale. Il tasso di abbandono indica la quota di progetti che escono dalla pipeline a causa di ritardi autorizzativi, mancanza di finanziamento, problemi di connessione o ritiro dello sviluppatore.

I tassi di abbandono tipici nei mercati europei delle rinnovabili e dello storage suggeriscono che il 20-30% della capacità contrattualizzata non verrà realizzato. Applicando questa stima agli 11 GW della pipeline CM polacca, si prevede una capacità installata di 8-9 GW entro il 2030.

​UC84 potrebbe aumentare i tassi di abbandono. L’estinzione automatica degli accordi se il permesso di costruzione non viene ottenuto entro 30 mesi, oltre alla perdita della garanzia finanziaria. I progetti che in passato sarebbero rimasti bloccati nella pipeline saranno ora rimossi formalmente.

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

Conclusioni

Il mercato BESS polacco sta passando dalle aste alla realizzazione. La combinazione di contratti CM, 1 miliardo di euro in sussidi NFOŚiGW e crescenti opportunità merchant apre la strada a 8-9 GW di capacità entro il 2030.

Tuttavia, 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 nella posizione migliore. Chi ha solo condizioni senza accordi deve affrontare una richiesta immediata di capitale. Gli 82 GW di condizioni di connessione per lo storage si ridurranno drasticamente man mano che i progetti sottocapitalizzati perderanno la propria posizione.

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