Almacenamiento de energía en Polonia 2026: mercado BESS, ingresos y financiación

En octubre de 2026 PSE, el operador del sistema de transporte polaco, publicó por primera vez datos de almacenamiento: 1,3 GW de potencia y 3 GWh de capacidad en baterías en todos los niveles de tensión, sin contar el bombeo hidráulico (WNP).

La cifra incluye las baterías domésticas. Según la agencia ARE, el almacenamiento de prosumidores sumaba 791 MW y unos 1,46 GWh a finales de junio de 2026 (Gramwzielone). El segmento a gran escala apenas empieza: dos plantas de Greenvolt Power puestas en marcha en verano de 2026, Turośń Kościelna y Ełk, de 200 MW y 800 MWh cada una, suman más de la mitad de toda la capacidad (1,6 de 3 GWh) y casi un tercio de la potencia (WNP).

Los objetivos son mucho mayores. El borrador del plan de desarrollo de la red de transporte de PSE para 2027-2036 prevé 18,2 GW de almacenamiento en 2036 y 24 GW en 2040 (PSE, junio de 2026). Es varias veces la flota actual, así que la demanda de baterías, inversores, transformadores y servicios EPC está asegurada para años.

Dos fuentes de dinero definen la cartera real: el mercado de capacidad y las subvenciones.

Los contratos de capacidad para almacenamiento nuevo de las subastas principales para 2028, 2029 y 2030 están en manos de 45 inversores. Detrás hay unos 11 GW en 169 unidades, y casi la mitad corresponde a cinco carteras (Pierwsza Faza, a partir de los resultados de URE). Además, en diciembre de 2025 el fondo ambiental NFOŚiGW concedió 4.150 millones de PLN a 172 proyectos con 3,9 GW y 14,5 GWh, que deben entrar en servicio antes de finales de 2028 (Ministerio de Clima y Medio Ambiente).

La cola de conexión a la red es muchas veces mayor, pero una parte desaparecerá. Tras la reforma de la Ley de Energía de marzo de 2026, los inversores con condiciones de conexión antiguas, o con contratos de fecha de conexión lejana, deben pagar anticipos o constituir garantías antes del 30 de octubre de 2026; si no, las condiciones pierden validez y los contratos se extinguen por ley (PSE). Para contratos nuevos, la garantía es de 30 PLN por kW hasta 100 MW y 60 PLN por kW por encima, con un máximo de 12 millones de PLN por contrato (Energa-Operator). En los próximos meses la cola debería perder los proyectos sin financiación.

Cada vez menos. El contrato de capacidad sigue siendo un ingreso estable y valioso, pero para los proyectos nuevos es un complemento, no la base de la deuda.

El coeficiente corrector de disponibilidad (KWD) fija qué parte de la potencia de una batería puede ofertarse en la subasta. Cuanto más bajo, menor es la obligación de capacidad y menor el ingreso por cada megavatio de baterías.

Para el almacenamiento, el KWD fue del 95% en las subastas para 2027 y 2028, del 61,3% en la subasta para 2029 (Parkiet) y solo del 13,39% en la subasta para 2030 (Gramwzielone). En esta última, cerrada en diciembre de 2025 a 465,02 PLN/kW/año (URE), las baterías obtuvieron unos 685 MW de obligaciones con contratos a 17 años (WysokieNapiecie.pl). Con un coeficiente tan bajo, eso equivale a unos 5 GW de instalaciones nuevas (WysokieNapiecie.pl).

En 2026 no hay subasta principal, solo subastas adicionales trimestrales para 2028 (Gramwzielone). Los proyectos sin contrato de capacidad tienen que asegurar sus ingresos de otra forma.

En tres mercados: arbitraje de precios en el mercado spot, servicios de ajuste para PSE y el mercado de capacidad. Los servicios de flexibilidad para distribuidoras siguen en fase piloto.

Mercado spot. En los mercados diario e intradiario de la bolsa polaca TGE se negociaron unos 48 TWh en 2025, de ellos 3,3 TWh en el intradiario (TGE, suma de los informes mensuales). El crecimiento solar crea valles de precio profundos a mediodía y horas caras por la tarde: el 9 de octubre de 2026 el precio del mercado diario fue de 0 PLN/MWh entre las 13:00 y las 14:00 y de 698 PLN/MWh entre las 18:00 y las 19:00 (GLOBEnergia).

Servicios de ajuste. PSE compra reservas FCR y aFRR, y desde el 11 de julio de 2025 la energía aFRR se liquida en la plataforma europea PICASSO (URE). La batería cobra la reserva de capacidad por cada hora contratada, se active o no, por lo que es más predecible que la energía. Los precios de activación pueden ser extremos: desde la entrada en PICASSO, el aFRR a subir llegó a 63.505 PLN/MWh y el aFRR a bajar cayó a menos 45.862 PLN/MWh (Modo Energy). En nuestra opinión, la necesidad de reservas de PSE es pequeña frente a los gigavatios de baterías en construcción, así que los precios de las reservas bajarán.

Todos estos ingresos dependen de los precios. El inversor puede incluirlos en su modelo, pero el banco los valora con prudencia.

El banco mira la estabilidad de los flujos durante el plazo de la deuda, no el mejor escenario del modelo. Una planta puramente merchant implica menos apalancamiento, más margen y garantías adicionales. Por eso los proyectos grandes buscan contratos plurianuales con una contraparte solvente.

El mayor acuerdo público de este tipo es el tolling a 10 años de Statkraft con Greenvolt Power para Turośń Kościelna y Ełk, 400 MW y 1,6 GWh, presentado por las partes como el mayor de su clase en la UE (Gramwzielone). Ambas plantas tienen además contratos de capacidad a 17 años desde 2028. En octubre de 2026 Greenvolt firmó un acuerdo para venderlas (Energetyka24). Los ingresos contratados convierten una batería en un activo que se puede vender.

En 2026 se cerraron las primeras grandes financiaciones de proyecto de baterías independientes. Todas se apoyan en ingresos contratados, y en dos participan agencias de crédito a la exportación.

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

El patrón es claro: un contrato a largo plazo (de capacidad, de optimización o de tolling), un optimizador conocido y un banco que conoce el mercado polaco. La participación de Siemens Financial Services, KUKE y EDC muestra además que la financiación vinculada al proveedor o a su país exportador se está convirtiendo en un argumento real en las licitaciones.

Como el proyecto debe superar la revisión del banco, al proveedor se le evalúa junto con él. Por nuestra experiencia en EPC solar, BESS y subestaciones de alta y media tensión, el precio y las especificaciones no deciden solos.

1. 01

   Referencias que acepte el banco

   Proyectos BESS terminados de tamaño similar, idealmente en Europa y con el mismo operador de red, y estados financieros que superen la due diligence.

2. 02

   Garantías transferibles a la SPV

   Las garantías del EPC y del fabricante de baterías deben pasar a la sociedad del proyecto. El inversor preguntará si la garantía del fabricante empieza en la entrega o en la recepción.

3. 03

   Servicio sin interrupciones

   Un paso sin fisuras de la garantía EPC al contrato LTSA y de O&M, sin huecos de responsabilidad.

4. 04

   Garantía de rendimiento acorde con el trader

   El estado de salud (SOH) y los límites de ciclos de la garantía deben encajar con la estrategia del optimizador. Una garantía que limita la operación en reservas reduce el valor del contrato con el trader.

5. 05

   Modelo de contrato y financiación

   Disposición a trabajar llave en mano o en balance of plant, cuando el inversor compra las baterías por separado, y apoyo a la financiación, por ejemplo mediante la agencia de crédito a la exportación del país del proveedor.

Describimos las empresas que construyen almacenamiento en Polonia en nuestro análisis de contratistas EPC para solar y baterías. Los datos del sector están en nuestra página sobre almacenamiento de energía en Polonia.

the nech es un equipo comercial externo con sede en Varsovia para empresas energéticas extranjeras que entran en Polonia. Para fabricantes de baterías, integradores y contratistas EPC elaboramos la lista de inversores y contratistas, abrimos conversaciones con sus equipos de compras y llevamos el pipeline hasta el contrato firmado.

La mayoría de clientes empieza con la entrada en el mercado polaco: primeras reuniones y una decisión de seguir o no en 30 a 60 días. Si quiere comentarlo, reserve una llamada inicial.