Batteriespeicher in Polen 2026: BESS-Markt, Erlöse und Finanzierung

Im Oktober 2026 veröffentlichte PSE, der polnische Übertragungsnetzbetreiber, erstmals Speicherdaten: 1,3 GW Leistung und 3 GWh Batteriekapazität auf allen Spannungsebenen, ohne Pumpspeicherwerke (WNP).

Die Zahl schließt Heimspeicher ein. Laut der Energiemarktagentur ARE hatten Prosumer-Speicher Ende Juni 2026 zusammen 791 MW und rund 1,46 GWh (Gramwzielone). Das Großspeichersegment beginnt gerade erst: Zwei im Sommer 2026 in Betrieb genommene Anlagen von Greenvolt Power, Turośń Kościelna und Ełk mit je 200 MW und 800 MWh, stellen zusammen mehr als die Hälfte der gesamten Kapazität (1,6 von 3 GWh) und fast ein Drittel der Leistung (WNP).

Die Ziele sind deutlich größer. Der Entwurf des PSE-Netzentwicklungsplans 2027-2036 geht von 18,2 GW Speichern im Jahr 2036 und 24 GW im Jahr 2040 aus (PSE, Juni 2026). Das ist ein Vielfaches des heutigen Bestands, die Nachfrage nach Batterien, Wechselrichtern, Transformatoren und EPC-Leistungen ist also für Jahre angelegt.

Zwei Geldquellen bestimmen die reale Pipeline: der Kapazitätsmarkt und Zuschüsse.

Kapazitätsverträge für neue Speicher aus den Hauptauktionen für 2028, 2029 und 2030 halten 45 Investoren. Dahinter stehen rund 11 GW in 169 Einheiten, fast die Hälfte entfällt auf fünf Portfolios (Pierwsza Faza, auf Basis der URE-Ergebnisse). Zudem vergab der Umweltfonds NFOŚiGW im Dezember 2025 4,15 Mrd. PLN an 172 Projekte mit 3,9 GW und 14,5 GWh, die bis Ende 2028 in Betrieb gehen sollen (Ministerium für Klima und Umwelt).

Die Netzanschlusswarteschlange ist um ein Vielfaches größer, ein Teil davon wird jedoch verschwinden. Nach der Novelle des Energierechts vom März 2026 müssen Investoren mit älteren Anschlussbedingungen oder Verträgen mit fernem Anschlusstermin bis zum 30. Oktober 2026 Vorauszahlungen oder Sicherheiten leisten; andernfalls verfallen die Bedingungen und die Verträge erlöschen kraft Gesetzes (PSE). Für neue Verträge beträgt die Sicherheit 30 PLN je kW bis 100 MW und 60 PLN je kW darüber, höchstens 12 Mio. PLN je Vertrag (Energa-Operator). In den kommenden Monaten dürfte die Warteschlange um Projekte ohne Finanzierung schrumpfen.

Immer weniger. Ein Kapazitätsvertrag bleibt eine wertvolle, stabile Erlösquelle, ist für neue Projekte aber eine Ergänzung und keine Grundlage für Fremdkapital.

Der Korrekturfaktor der Verfügbarkeit (KWD) legt fest, welcher Anteil der Speicherleistung in der Auktion angeboten werden darf. Je niedriger er ist, desto kleiner die Kapazitätsverpflichtung und desto geringer der Erlös je Megawatt Batterie.

Für Speicher lag der KWD in den Auktionen für 2027 und 2028 bei 95%, in der Auktion für 2029 bei 61,3% (Parkiet) und in der Auktion für 2030 nur noch bei 13,39% (Gramwzielone). In dieser letzten Auktion, im Dezember 2025 zu 465,02 PLN/kW/Jahr abgeschlossen (URE), erhielten Batteriespeicher rund 685 MW Verpflichtungen in 17-jährigen Verträgen (WysokieNapiecie.pl). Bei einem so niedrigen Faktor entspricht das rund 5 GW neuer Anlagen (WysokieNapiecie.pl).

2026 findet keine Hauptauktion statt, nur vierteljährliche Zusatzauktionen für 2028 (Gramwzielone). Projekte ohne Kapazitätsvertrag müssen ihre Erlöse auf anderem Weg absichern.

Auf drei Märkten: Preisarbitrage am Spotmarkt, Systemdienstleistungen für PSE und Kapazitätsmarkt. Flexibilitätsdienste für Verteilnetzbetreiber sind noch in der Pilotphase.

Spotmarkt. Am Day-Ahead- und Intraday-Markt der polnischen Strombörse TGE wurden 2025 rund 48 TWh gehandelt, davon 3,3 TWh intraday (TGE, Summe der Monatsberichte). Der Solarausbau erzeugt tiefe Preistäler zur Mittagszeit und teure Abendstunden: Am 9. Oktober 2026 lag der Day-Ahead-Preis zwischen 13 und 14 Uhr bei 0 PLN/MWh und zwischen 18 und 19 Uhr bei 698 PLN/MWh (GLOBEnergia).

Systemdienstleistungen. PSE beschafft FCR- und aFRR-Reserven, und seit dem 11. Juli 2025 wird aFRR-Energie über die europäische Plattform PICASSO abgerechnet (URE). Das Leistungsentgelt erhält der Speicher für jede kontrahierte Stunde, unabhängig vom Abruf, deshalb ist es berechenbarer als der Energieanteil. Die Abrufpreise können extrem sein: Seit dem PICASSO-Beitritt erreichte aFRR positiv 63.505 PLN/MWh, aFRR negativ fiel auf minus 45.862 PLN/MWh (Modo Energy). Aus unserer Sicht ist der Reservebedarf von PSE klein im Vergleich zu den Gigawatt an Speichern im Bau, die Reservepreise werden also sinken.

Alle diese Erlöse hängen von Preisen ab. Ein Investor kann sie im Modell zeigen, eine Bank bewertet sie aber vorsichtig.

Eine Bank schaut auf stabile Cashflows über die Kreditlaufzeit, nicht auf das beste Szenario im Modell. Eine reine Merchant-Anlage bedeutet weniger Fremdkapital, höhere Marge und zusätzliche Sicherheiten. Deshalb suchen größere Projekte mehrjährige Verträge mit einem bonitätsstarken Partner.

Der größte öffentlich bekannte Vertrag dieser Art ist das 10-jährige Tolling von Statkraft mit Greenvolt Power für Turośń Kościelna und Ełk, 400 MW und 1,6 GWh, nach Angaben der Parteien der größte seiner Art in der EU (Gramwzielone). Beide Anlagen haben zudem 17-jährige Kapazitätsverträge ab 2028. Im Oktober 2026 unterzeichnete Greenvolt einen Vertrag über ihren Verkauf (Energetyka24). Vertraglich gesicherte Erlöse machen einen Speicher zu einem verkaufbaren Asset.

2026 wurden die ersten großen Projektfinanzierungen für Standalone-Speicher abgeschlossen. Jede stützt sich auf vertraglich gesicherte Erlöse, an zweien sind Exportkreditagenturen beteiligt.

Quellen: Erste Group, ESS News, DRI, Inwestycje.pl, PKO Bank Polski, Northland Power via Investing News.

Das Muster ist klar: ein langfristiger Vertrag (Kapazität, Optimierung oder Tolling), ein bekannter Optimierer und eine Bank, die den polnischen Markt kennt. Die Rolle von Siemens Financial Services, KUKE und EDC zeigt zudem, dass eine Finanzierung, die an den Lieferanten oder sein Exportland gebunden ist, zu einem echten Argument in Ausschreibungen wird.

Weil das Projekt die Prüfung einer Bank bestehen muss, wird der Lieferant gemeinsam mit ihm bewertet. Aus unserer Erfahrung im EPC-Geschäft für Photovoltaik, BESS und Hoch- und Mittelspannungs-Umspannwerke entscheiden Preis und Datenblatt nicht allein.

1. 01

   Bankfähige Referenzen

   Abgeschlossene BESS-Projekte ähnlicher Größe, möglichst in Europa und mit demselben Netzbetreiber, sowie Jahresabschlüsse, die eine Due Diligence bestehen.

2. 02

   Auf die SPV übertragbare Garantien

   Die Garantien des EPC-Unternehmens und des Batterieherstellers müssen auf die Projektgesellschaft übergehen. Der Investor wird fragen, ob die Herstellergarantie mit der Lieferung oder mit der Abnahme beginnt.

3. 03

   Lückenloser Service

   Ein nahtloser Übergang von der EPC-Gewährleistung zum LTSA- und O&M-Vertrag, ohne Lücke in der Verantwortung.

4. 04

   Leistungsgarantie passend zum Händler

   State of Health (SOH) und Zyklenlimits in der Garantie müssen zur Strategie des Optimierers passen. Eine Garantie, die den Reservebetrieb einschränkt, senkt den Wert des Händlervertrags.

5. 05

   Vertragsmodell und Finanzierung

   Bereitschaft für Turnkey oder Balance of Plant, wenn der Investor die Batterien separat kauft, und Unterstützung bei der Finanzierung, etwa über die Exportkreditagentur aus dem Land des Lieferanten.

Die Unternehmen, die in Polen Speicher bauen, stellen wir in unserer Analyse der EPC-Unternehmen für Photovoltaik und Batteriespeicher vor. Daten zum Sektor sammeln wir auf unserer Seite zu Energiespeichern in Polen.

the nech ist ein externes Vertriebsteam mit Sitz in Warschau für ausländische Energieunternehmen, die in Polen einsteigen. Für Speicherhersteller, Integratoren und EPC-Unternehmen erstellen wir die Liste der Investoren und Auftragnehmer, eröffnen Gespräche mit deren Einkauf und führen die Pipeline bis zum unterschriebenen Vertrag.

Die meisten Kunden beginnen mit unserem Markteintritt Polen: erste Termine und eine Go- oder No-Go-Entscheidung in 30 bis 60 Tagen. Wenn Sie es besprechen möchten, vereinbaren Sie ein Erstgespräch.