​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 entrata in esercizio fissato al 2028.

​Secondo le stime di Modo Energy, entro il 2030 la capacità operativa dei BESS su scala utility in Polonia potrebbe raggiungere gli 8-9 GW, rispetto ai soli 37,4 MW attuali. Il progetto Łozienica da 9,4 MW di NGEN, la seconda installazione BESS su scala utility in Polonia, è stato commissionato il 3 aprile 2026, affiancando l’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 fattore di 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 presenta alcuna capacità di connessione disponibile in nessuna sottostazione sia per il 2026 che 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 del 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.

Questo pipeline può essere suddiviso efficacemente in tre gruppi: progetti con contratti CM e accordi firmati, progetti con contratti CM ma senza accordi firmati, e progetti solo merchant o speculativi.

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

All’interno del pipeline BESS polacco, 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 ulteriori 1.012 MW / 4,0 GWh nell’asta 2025, consolidando la propria posizione di principale sviluppatore BESS in Polonia.

IPP internazionali e utility statali polacche dominano il pipeline. Greenvolt ha ottenuto la più grande allocazione 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 confermato l’avvio dei lavori di costruzione, rappresentando la prima ondata di realizzazioni fisiche.

I progetti BESS stand-alone in testa, ma la co-location è vicina

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

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

L’equilibrio potrebbe spostarsi ulteriormente verso la co-location. La Grid Act (UC84) è stata ora firmata 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 in caso di aggiunta di un impianto a una connessione esistente, purché la capacità di connessione non cambi. Poiché la capacità di connessione resta limitata, la co-location potrebbe diventare la strada più semplice per gli sviluppatori che vogliono connettere nuova capacità BESS.

Dove vedremo le batterie?

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

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

I vincoli di rete limiteranno il ritmo di realizzazione

La coda di richieste di connessione alla rete in Polonia è salita a oltre 240 GW tra tutte le tecnologie (150 GW FER, 90 GW storage), ma solo 33 GW sono operativi. Molti progetti sono considerati “zombie”, bloccando capacità senza reali progressi. Si tratta di sviluppi fermi 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. Introdurrà requisiti di garanzia e scadenze intermedie per smaltire l’arretrato. I progetti inattivi dovranno avanzare o perdere i diritti di connessione. I progetti BESS e FV devono ottenere il permesso di costruire definitivo entro 30 mesi dalla firma dell’accordo di connessione; in caso contrario, l’accordo decade e la garanzia viene incamerata. È disponibile una proroga unica di 24 mesi a 60 PLN/kW, con tetto massimo di 12 milioni di PLN. I progetti esistenti accedono a una tariffa di proroga pari al 50%.

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

Ciò non significa che nessun progetto possa connettersi. I progetti con accordi di connessione firmati hanno capacità riservata. L’elenco wykaz di PSE include 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 bruscamente 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 della UC84, questi early mover beneficiano delle aliquote di garanzia più basse (25% dello standard). Gli sviluppatori che hanno ritardato ora affrontano costi molto più elevati per mantenere la propria posizione.

Le rinunce previste limiteranno la realizzazione

Anche con contratti CM e accordi di connessione firmati, non tutti i progetti contrattualizzati arriveranno all’operatività commerciale. L’attrition rappresenta la quota di progetti che escono dal pipeline a causa di ritardi autorizzativi, problemi di finanziamento, criticità di connessione o ritiro dello sviluppatore.

I tassi di attrition tipici nei mercati europei delle rinnovabili e dello storage suggeriscono che il 20-30% della capacità contrattualizzata non verrà realizzata. Applicando questa stima al pipeline CM polacco da 11 GW, si prevedono 8-9 GW di capacità installata entro il 2030.

​La UC84 potrebbe aumentare i tassi di attrition. L’estinzione automatica dell’accordo se non si ottiene il permesso di costruire entro 30 mesi, oltre alla perdita della garanzia finanziaria. I progetti che in passato sarebbero rimasti fermi nel pipeline ora verranno formalmente rimossi.

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

Conclusioni

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

Tuttavia, la UC84 modifica la struttura dei costi per ogni progetto di questo 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 nelle condizioni migliori. Chi detiene solo condizioni senza accordi si trova di fronte a una richiesta immediata di capitale. Gli 82 GW di condizioni di connessione per lo storage si ridurranno sensibilmente 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 da operatori merchant. La nuova normativa dovrebbe aiutare a smaltire la coda, ma aumenterà anche le barriere all’ingresso, soprattutto per gli sviluppatori nella fascia 100-200 MW, dove i costi di garanzia per MW sono particolarmente elevati.