Offshore-Wind, Netze und Energiespeicher in Polen: wo 2026 die Nachfrage für ausländische Anbieter liegt

Polens Offshore-Wind ist von der Planung in den Betrieb übergegangen. Im Juli 2026 speiste der Windpark Baltic Power (ORLEN 51%, Northland Power 49%) erstmals Strom ins Netz ein (ORLEN). Er umfasst 1,1 GW und 76 Vestas-Turbinen mit je 15 MW. Im Oktober 2026 waren alle 76 Turbinen installiert, mehr als ein Drittel erzeugt bereits Strom, und der kommerzielle Betrieb wird für 2026 erwartet (Northland Power).

Die nächste Welle ist bereits vergeben. In der ersten Auktion im Dezember 2025 hat Polen 3,4 GW an drei Ostseeprojekte vergeben: Baltic East (ORLEN), Baltica 9 (PGE) und Bałtyk I (Polenergia und Equinor), mit Differenzverträgen (CfD) über 25 Jahre. Der erste Strom daraus ist für Dezember 2032 geplant (Notes from Poland), weitere Auktionen folgen 2027, 2029 und 2031 (WindEurope).

Das langfristige, gesetzlich verankerte Ziel lautet 18 GW Offshore-Wind bis 2040 (Recharge). Für einen Anbieter bedeutet das nicht ein einzelnes Projekt, sondern eine Auftragspipeline für die nächsten 15 Jahre.

Polen baut gezielt eine eigene industrielle Basis für die Windenergie auf, kann aber nicht alles allein abdecken. Daraus entsteht Nachfrage nach ausländischen Herstellern und Partnern.

Vestas montiert bereits Gondeln für Offshore-Turbinen in Stettin: Die ersten in Polen gebauten Gondeln wurden im November 2025 bei Baltic Power installiert (offshoreWIND.biz). Gleichzeitig hat Vestas sein zweites Werk in Stettin, für Rotorblätter, im Oktober 2025 wegen geringerer Nachfrage in Europa auf Eis gelegt (offshoreWIND.biz). Laut WindEurope können polnische Unternehmen mehr als 40% der Lieferkette für neue Projekte abdecken (WindEurope); den Rest decken Importe und Joint Ventures.

Beim Polnisch-Deutschen Wirtschaftsforum wiesen die Teilnehmer des Energie-Runden-Tisches darauf hin, dass sich die polnischen und deutschen Lieferketten ergänzen: Ein Teil der Komponenten entsteht in Polen, ein Teil in nahegelegenen Werken in Deutschland und Dänemark. Gleichzeitig bauen alle Märkte der Region zur selben Zeit, deshalb sind Schlüsselkomponenten und Fachkräfte knapp.

1. Komponenten

   Fundamente, Kabel, Ausrüstung für Umspannwerke und Spezialgeräte, die auf dem lokalen Markt fehlen.

2. Service und Montage

   Betrieb und Wartung der Windparks, die ab 2026 ans Netz gehen, sowie Montagearbeiten an Land und in Häfen.

3. Joint Ventures

   Lokalisierung eines Teils der Fertigung mit einem polnischen Partner, um die Erwartungen an den lokalen Anteil zu erfüllen.

Die Erzeugung wächst schneller, als das Netz sie aufnehmen kann. Der Netzentwicklungsplan der PSE für 2025-2034, im Dezember 2024 mit dem Präsidenten der URE abgestimmt, sieht über 64 Mrd. Złoty an Investitionen vor, 4.700 km neue 400-kV-Leitungen, 28 neue Umspannwerke und die Modernisierung von 110 bestehenden sowie die Ableitung von rund 18 GW aus Offshore-Windparks (PSE).

Auch der grenzüberschreitende Teil wächst: PSE und der deutsche Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz haben die Zusammenarbeit an einer dritten Verbindungsleitung zwischen den Netzen beider Länder vereinbart (PSE).

Die Kehrseite ist die Anschlusswarteschlange. Laut Modo Energy übersteigt sie insgesamt 240 GW, und die real verfügbare Kapazität an 110-kV-Umspannwerken lag Anfang 2026 bei null (Modo Energy). Für ein ausländisches Unternehmen heißt das: Anschlussbedingungen prüfen, bevor man einem Kunden Termine zusagt.

Speicher sind zum dynamischsten Segment geworden. In vier Auktionen des Kapazitätsmarkts 2022-2025 wurden rund 5,1 GW Speicherleistung mit Lieferung 2027-2030 kontrahiert, was mindestens 11 GW an physischen Batterien entspricht (Modo Energy).

Die wichtigsten Käufer sind Projektentwickler mit Kapazitätsmarktverträgen, Erzeuger, die Flexibilität brauchen, und Industriekunden. Der Fonds NFOŚiGW hat zudem 172 Projekte mit 4,15 Mrd. Złoty gefördert, die bis 2028 in Betrieb gehen sollen (Modo Energy).

Je mehr Wind und Sonne im System sind, desto wichtiger werden Batterien, Wärmespeicher und schnelle Datenarbeit. Dann wird Preisvolatilität zur Einnahmequelle statt zum Kostenfaktor. Genau hier ist die Nachfrage nach Ausrüstung, Integratoren und EPC-Unternehmen am höchsten.

Man muss den Markt nicht davon überzeugen, dass die Energiewende in Polen stattfindet. Sie findet bereits statt, und das Geld dafür ist kontrahiert. Die Frage ist, wer rechtzeitig Lieferant wird.

1. Beim Käufer beginnen, nicht beim Produkt

   Klären Sie, wer genau kauft: ein Projektentwickler, ein EPC-Unternehmen, ein Netzbetreiber oder ein Industriekunde. Davon hängen Vertriebsweg und Preis ab.

2. Netzanschluss und Regulierung prüfen

   Bei Speichern und Erzeugung bestimmen Anschlussbedingungen und Vorgaben der URE den Zeitplan stärker als alles andere.

3. Einen lokalen Partner finden

   Die Erwartungen an den lokalen Anteil im Offshore-Bereich machen eine Partnerschaft mit einem polnischen Unternehmen zum Wettbewerbsvorteil.

4. Beziehungen vor der Ausschreibung aufbauen

   Entscheidungen über Lieferanten reifen oft schon vor der formalen Angebotsanfrage. Wer erst im letzten Moment kommt, konkurriert nur über den Preis.

Wie man eine solche Vertriebspräsenz aufbaut, erklären wir in unserem Artikel zum Vertriebsleiter in Polen, und die Energiediskussionen haben wir in unserem Bericht vom Polnisch-Deutschen Wirtschaftsforum 2026 zusammengefasst.