Polonia puede recortar la generación renovable durante una parte del día y activar obligaciones de capacidad durante otra sin que exista contradicción. La primera medida gestiona las condiciones locales o del sistema en un momento determinado; la segunda protege la suficiencia del suministro cuando se estrechan los márgenes disponibles.
El sistema eléctrico de Polonia emitió dos señales aparentemente contradictorias en agosto. El 4 de agosto, el operador de la red de transporte Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) declaró periodos de tensión del sistema en el mercado de capacidad de 17:00 a 19:00, activando las obligaciones de los proveedores de capacidad contratados. Dos días después, otra serie de periodos de tensión se extendió de 17:00 a 22:00. Sin embargo, más adelante ese mismo mes, PSE estaba haciendo algo muy distinto: los días 20, 22 y 23 de agosto ordenó a instalaciones fotovoltaicas y eólicas reducir la generación mediante redespacho no basado en el mercado. Noticias de PSE sobre el mercado de capacidad
No hay contradicción cuando se observa el sistema hora a hora en lugar de mediante los totales anuales de generación. Los generadores renovables pueden producir más electricidad de la que la red puede absorber en unas condiciones, mientras que en otras puede escasear la capacidad firme. Los acontecimientos de agosto en Polonia revelan una separación creciente entre la cantidad de electricidad producida y el valor que esa electricidad aporta al sistema eléctrico.
Un megavatio hora adicional no resulta igual de útil a cualquier hora o en cualquier lugar. A medida que Polonia incorpora más generación renovable variable, la pregunta ya no es solo cuánta electricidad puede generarse, sino si esa electricidad puede absorberse, transportarse, almacenarse o suministrarse cuando y donde el sistema la necesita.
Una tarde con abundante energía solar puede dar paso a una noche con márgenes ajustados
El 4 de agosto ofrece un ejemplo especialmente claro.
El análisis de Modo Energy muestra que la generación solar polaca alcanzó unos 12.8 GW al mediodía, lo que redujo la demanda neta a aproximadamente 6.8 GW. A las 20:00, la demanda neta había vuelto a subir hasta unos 12.2 GW a medida que disminuía la producción solar. Esa tarde también coincidió con una generación eólica de solo unos 949 MW, mientras que aproximadamente 4.9 GW de capacidad de carbón y lignito no estaban disponibles por tareas de mantenimiento programadas para el verano. Las altas temperaturas de los ríos limitaron además parte de la generación térmica por las restricciones del agua de refrigeración. Análisis de Modo Energy sobre el episodio del 4 de agosto
La energía solar no causó el episodio de tensión. Coincidieron varios factores: mantenimiento de centrales térmicas, restricciones relacionadas con el calor, poco viento y el descenso habitual de la producción solar al anochecer. Lo significativo de ese día es la rapidez con la que cambió la combinación de recursos.
Al mediodía, la energía solar ya tenía suficiente peso para transformar la demanda residual de Polonia. Unas horas después, la fiabilidad dependía de que estuviera disponible una combinación muy distinta de generación térmica, energía eólica, importaciones, respuesta de la demanda y otros recursos flexibles.
Esa distinción se pierde fácilmente en las estadísticas anuales. Un país puede añadir una cantidad considerable de TWh renovables y seguir afrontando condiciones ajustadas en determinadas horas. Del mismo modo, 1 GW de capacidad nominal renovable no proporciona automáticamente 1 GW de capacidad firme a las 19:00.
Durante el episodio del 4 de agosto, Polonia tampoco disponía todavía de un parque de baterías lo bastante grande como para desempeñar un papel relevante en esa transición vespertina. Modo estima que las baterías suministraron menos del 0.2% de la demanda polaca durante las horas en las que se activaron las obligaciones de capacidad. El sistema polaco ya mostraba las características de un mercado diurno con gran presencia solar antes de que las baterías a escala de red alcanzaran suficiente peso para transformar su funcionamiento vespertino.
El redespacho muestra la otra cara del mercado
Más adelante en agosto, PSE ordenó a instalaciones fotovoltaicas y eólicas reducir su producción los días 20, 22 y 23 de agosto. Los registros del operador también muestran redespachos renovables repetidos a principios de mes, incluidos los de instalaciones fotovoltaicas del 11 al 16 de agosto y eólicas los días 11, 15 y 16 de agosto. Aviso de redespacho de PSE
Sería inexacto interpretar cada episodio simplemente como que Polonia tiene «demasiada energía solar». El redespacho no basado en el mercado puede deberse a necesidades de balance, restricciones de la red y condiciones más amplias de seguridad del sistema. Los avisos de compensación de PSE acreditan que se redujo la generación renovable; no demuestran que todas las órdenes tuvieran una misma causa.
Lo que sí muestran es que Polonia vivió este verano periodos repetidos en los que no pudo absorberse toda la generación renovable disponible sin intervención.
Esto importa porque el crecimiento de las renovables ya no puede evaluarse únicamente mediante los GW instalados o los TWh anuales. Un MWh renovable adicional puede seguir reduciendo el consumo de combustible y las emisiones a lo largo del año, pero su valor inmediato para el sistema depende cada vez más de cuándo y dónde se produce y de si la red y el conjunto del sistema eléctrico pueden absorberlo.
Por tanto, los episodios de redespacho no deben vincularse automáticamente con las activaciones de capacidad de agosto. Ocurrieron en fechas y condiciones del sistema distintas. No hay pruebas de que la electricidad recortada durante un episodio pudiera haberse almacenado y suministrado sin más durante otro.
La conexión útil es más amplia: el volumen de energía y el valor para el sistema se están separando en función del tiempo, la ubicación y la capacidad de control.
El redespacho revela el coste de la generación que no puede absorberse por completo cuando y donde se produce. Un episodio de tensión en el mercado de capacidad revela el valor de disponer de MW firmes durante horas específicas. Polonia no está simplemente alternando entre «demasiada electricidad» y «demasiado poca electricidad». El mismo sistema eléctrico puede valorar la electricidad de formas muy distintas cuando cambian las condiciones.
Las baterías llegan mientras esa diferencia se hace más visible
Esto empieza a ir más allá de la operación del sistema, porque Polonia avanza al mismo tiempo hacia un parque de baterías mucho mayor.
En diciembre de 2025, el Fondo Nacional para la Protección del Medio Ambiente y la Gestión del Agua aprobó ayudas para 174 proyectos de almacenamiento en dos programas. De ellos, 172 proyectos respaldados por el Fondo de Modernización representan unos 3.9 GW / 14.5 GWh de capacidad de almacenamiento prevista y deben estar terminados a finales de 2028. Otras ayudas cubren los grandes proyectos de Żarnowiec y Ełk, que juntos representan 425 MW / 2,032 MWh. Ministerio de Clima y Medio Ambiente de Polonia · Programa de almacenamiento NFOŚiGW
Parte de esa capacidad ya ha avanzado más allá de los anuncios. PGE inició la construcción de su BESS de Żarnowiec en 2025. El proyecto está diseñado para aproximadamente 262 MW / 981 MWh, con entrada en operación comercial prevista para el segundo trimestre de 2027. Información de PGE sobre el proyecto de Żarnowiec
En abril de 2026, las principales unidades DC-Link ya habían empezado a llegar a la obra para su instalación, una señal visible de que el proyecto había pasado a la fase de ejecución material. Actualización de LG Energy Solution sobre el proyecto
El momento es significativo. Las grandes baterías empiezan a pasar de los resultados de subastas, las colas de conexión y los programas públicos al despliegue físico, justo cuando el valor operativo de la flexibilidad se hace más visible.
Pero su papel no puede reducirse a cargar con el excedente solar y descargar después de la puesta de sol.
Una batería solo puede aliviar una situación concreta de redespacho si está conectada donde su carga resulta útil, dispone de margen suficiente para cargar y no está limitada por la misma restricción de red. Proporcionar capacidad firme al anochecer exige otros requisitos: duración adecuada, suficiente estado de carga, habilitación para participar en el mercado y una estrategia operativa que reserve energía para cuando se necesite.
Por tanto, la pregunta más importante para Polonia no es simplemente cuánta capacidad de baterías se construirá. Es por qué servicios se pagará a esas baterías.
La inversión en BESS en Polonia depende cada vez más de varios mercados
El mercado de capacidad ha sido una parte importante de la justificación económica de la inversión en BESS en Polonia, porque ofrece una vía de ingresos contractuales por disponibilidad. Sin embargo, la aportación de ingresos de ese mecanismo se ha debilitado considerablemente.
Modo Energy calcula que el factor de reducción de capacidad de los BESS utilizado en el mercado de capacidad de Polonia cayó del 95% al 13.4% en tres años. Con un factor del 13.4%, a una batería de 100 MW solo se le reconocen 13.4 MW en el mercado de capacidad. Modo estima que, como consecuencia, los pagos efectivos por capacidad disminuyeron aproximadamente un 85%. Aun así, aproximadamente 5.1 GW de capacidad física de BESS resultaron adjudicados en la subasta de diciembre de 2025, según su análisis. Análisis de Modo Energy sobre los BESS en el mercado de capacidad de Polonia
Esto no resta importancia al mercado de capacidad. Sí significa que los ingresos por capacidad ya no bastan por sí solos para explicar la magnitud de la cartera de proyectos BESS de Polonia.
Los servicios de balance y la optimización en el mercado mayorista están adquiriendo más peso.
El valor de referencia anualizado de julio de 2026 de Modo para una batería polaca modelizada, sin restricciones y con cuatro horas de duración fue de PLN 1.67 millones/MW-año. En la simulación, la capacidad aFRR representó el 67% del conjunto de ingresos, la negociación en el mercado diario el 24% y FCR el 8%. Referencia de Modo Energy de julio de 2026 para los BESS de Polonia
Estas cifras no son ingresos declarados de una batería polaca en funcionamiento. Polonia no publica datos de ingresos por activo de los BESS a escala de red, por lo que Modo modeliza un activo representativo con precios reales de mercado. La referencia es útil para entender la estructura del mercado, no para predecir los ingresos de un proyecto individual.
Lo que sí ilustra es que el mercado emergente de almacenamiento de Polonia no puede entenderse como una simple oportunidad de arbitraje entre el mediodía y el anochecer. Los mercados de capacidad, de balance y mayoristas forman parte del conjunto de ingresos.
A medida que se conecten más baterías, esas oportunidades volverán a cambiar. La competencia puede reducir los ingresos por servicios auxiliares, haciendo cada vez más importantes la duración, la optimización mayorista, la ubicación en la red y la estrategia de despacho. Las baterías que se incorporen en Polonia no se limitarán a participar en el mercado actual; a una escala suficiente, contribuirán a transformarlo.
La siguiente fase se centra en la potencia utilizable
Los acontecimientos de agosto en Polonia no demuestran que el país simplemente tenga demasiada electricidad en un momento y demasiado poca en otro.
Muestran algo más importante.
La energía solar ya tiene suficiente peso para transformar la demanda residual diurna. La generación renovable ha requerido redespachos repetidos en determinadas condiciones del sistema. Sin embargo, la capacidad firme puede seguir adquiriendo valor solo unas horas después, cuando cambia la combinación de generación y otros recursos no están disponibles. Al mismo tiempo, el parque de baterías a escala de red de Polonia apenas está empezando su despliegue físico.
La siguiente etapa de la transición no consiste, por tanto, simplemente en añadir más MWh renovables. Consiste en convertir una producción eléctrica cada vez más variable en valor utilizable para el sistema en las horas y localizaciones donde ese valor es necesario.
El almacenamiento en baterías será una parte de esa transición, junto con redes más sólidas, interconexión, flexibilidad de la demanda y otros recursos gestionables. Su papel es más complejo que almacenar electricidad renovable excedentaria, y potencialmente mucho más valioso.
Los recientes avisos de redespacho y activaciones del mercado de capacidad en Polonia no demuestran que las baterías resuelvan el problema. Muestran por qué el mercado está yendo más allá del mero volumen de electricidad: a medida que aumenta la penetración renovable, el valor depende cada vez más de cuándo, dónde y con qué fiabilidad puede suministrarse la potencia.
