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     “储能研究院”是出海通智库旗下的专业研究院之一，侧重研究全球储能发展形势，分析政策、技术、竞争态势，协助企业把握市场商机、创新商业模式、规避投资壁垒，取得境外储能市场的可持续发展。    、

摘要

波兰储能市场正处于从起步阶段迈向规模化发展的关键转折点。截至2025年，波兰公用事业级BESS在运容量仅约37MW，但2022至2025年四轮容量市场拍卖已锁定超过11GW的物理电池容量，规划项目储备达12.5GW，形成了一个巨大的“纸上项目池”。2025年12月，BESS降额系数从60%骤降至13.4%，标志着波兰储能市场的投资逻辑正从“容量市场依赖型”向“商业套利主导型”加速切换。与此同时，欧盟12亿欧元援助与波兰本国41.5亿兹罗提补贴计划共同构成了强有力的政策支持体系，远景能源、华为、比亚迪、亿纬锂能等中国企业已在2025年合计拿下超8GWh订单，提前卡位市场。

本文从发展现状、未来空间、储能政策、关键制约、盈利模式、投资壁垒、市场商机、主流技术、竞争形势、项目进展、关键策略等维度，系统分析波兰储能市场的整体形势，并提出中国企业的应对策略。研究认为，波兰储能市场是中东欧地区最具增长潜力的新兴市场之一，降额系数骤降虽在短期内削弱了容量市场的激励作用，但波兰正成为欧洲最大的“幽灵项目”清理试点国家之一，并网容量释放为真正优质项目提供了历史性机遇。对于具备成本优势和系统集成能力的中国企业而言，波兰市场既是机遇也是试金石。

一、发展现状

1.1 总体规模：从接近零到爆发前夜

波兰储能市场起步较晚但增长极快。截至2025年底，波兰公用事业级电池储能实际在运容量仅约37.4MW，主要由NGEN的9.4MWŁozienica项目和Energix的28MW Nowe Czarnowo设施组成。然而，这一数字严重低估了波兰储能市场的真实规模——因为波兰的市场容量远大于现有投运量。

2025年，波兰储能系统新增装机预计达到543MW/1013MWh，同比增长102%/131%。这一增长率在欧洲主要储能市场中名列前茅。从细分市场来看，大型储能是增长的主力，工商业和户用储能也呈现快速增长态势，但整体仍以大型项目为主导。

中金公司研报指出，波兰光储市场近年来发展较快，装机增长趋势可持续，特别是在集中式和工商业储能系统装机上，由于收益较好，具有较深发展潜力。波兰作为欧洲逆变器及储能PCS的主要分销国之一，其产品需求情况能在一定程度上反映欧洲市场需求变化。

1.2 市场结构：公用事业级主导，工商业与户用潜力待挖

波兰储能市场呈现出鲜明的“大储主导”特征。

大型储能（公用事业级）： 大型储能是波兰储能市场的绝对主体。2022至2025年，波兰四轮容量市场拍卖合计授予约4.4GW的BESS合同——2022年为165MW，2023年为1.7GW，2024年为2.5GW，2025年约685MW。考虑到降额系数的影响，这四轮拍卖实际签约的物理电池容量超过11GW。规划中的89个公用事业级项目总容量达12.5GW，单个项目规模从28MW到400MW不等，平均约140MW。

工商业储能： 工商业储能目前规模有限，但增速可观。在DAM+aFRR服务的收益模式下，2025年二季度1MWh系统收入环比增长31%，达到41,985欧元，2MWh系统收入环比增长35%，达到55,319欧元。波兰储能项目在欧洲储能市场中盈利能力名列前茅。

户用储能： 波兰户用储能市场正在快速增长。Mój Prąd 6.0计划共收到121,000份申请，其中约74,000份涉及储能设施补贴。储能设施平均容量约为5kWh，储能申请占总申请的比例从Mój Prąd 4.0的4%跃升至6.0的60%。户用5KW+5KWh光储项目按25年生命周期计算，IRR约为15.71%；在无补贴情况下，回本周期为5-8年，补贴政策使其回本周期减少约1年。

1.3 区域分布：全国开花，南部和西部相对集中

波兰储能项目的区域分布较为分散。由于波兰的输电网络在全国范围内面临并网容量约束，开发商倾向于在电网条件相对较好的区域布局。TAURON集团的11个储能项目分布在西里西亚省、圣十字省、下西里西亚省等多个地区，其中最大的Laryszów项目位于西里西亚省，容量为84MW/358MWh。EDF Renewables在奥波莱地区建设了波兰首个50MW电网级储能项目，并规划在Kobiernice建设120MW设施、在Turzyn建设200MW系统。

值得注意的是，波兰约70%的并网条件持有者为私人可再生能源投资者，这一比例在欧洲主要国家中处于较高水平，反映出波兰储能市场的参与者结构较为多元。

1.4 增长驱动力

波兰储能需求爆发，缘于多重结构性因素的叠加。

首先是能源转型的结构性压力。波兰是欧盟最大的煤炭消费国，煤电长期占据电力供应的主导地位。2025年6月，波兰可再生能源发电占比首次超过煤电，迈入转型的关键“拐点”。波兰输电系统运营商（PSE）预测，未来十年内光伏装机可能增至45GW，海上风电增至18GW。间歇性能源的爆发式增长给电网的实时平衡带来了巨大压力，为储能创造了刚性需求。

其次是弃电与负电价问题。2025年上半年，波兰可再生能源弃电量达到创纪录的800GWh。电力供过于求时段的负电价现象愈发频繁，而电力短缺时则价格飙升。2025年四小时电池储能的价差（每日最高与最低电价之差）平均为108欧元/MWh，同比增幅达32%。这种剧烈的价格波动为储能套利创造了明确的商业模式。

第三是政策与资金的双重驱动。欧盟批准了价值12亿欧元的国家援助计划，波兰政府配套推出了总额41.5亿兹罗提（约10亿欧元）的补贴计划，以及容量市场长期合同机制。

第四是电池成本持续下降。假设电池资本支出为15万欧元/MWh，储能项目在整个寿命期内需实现72欧元/MWh的每日平均电价价差才能达到10%的内部收益率，而当前每日电价价差正在快速攀升。

二、未来空间

2.1 短期展望（2026-2027）：补贴驱动下的加速部署

2026-2027年将是波兰储能市场从“纸上项目”走向“实体建设”的关键窗口期。172个获得NFOŚiGW补贴的储能项目必须在2028年底前完工，其中相当部分将在2026-2027年开工建设并投运。

具体装机预测方面，2026年波兰新增储能装机预计达到2.5GWh，2027年将达到4.9GWh。基于IEA数据计算，2026-2030年波兰储能装机5年CAGR有望达到27.85%，商业/户用/集中式平均配储小时数有望达到3/2/2.5小时，较当前配储量增长一倍。

从项目建设来看，多个大型项目将在2026年进入施工阶段。R.Power的150MW/300MWh Jedwabno项目已开工建设，预计2026年底完工。Northland Power收购的Mieczyslawow（200MW/800MWh）和Kamionka（100MW/400MWh）项目将于2026年开工建设。TAURON集团的11个储能设施（总容量超过346MW/约1.5GWh）将在2026至2028年间建成。此外，阳光电源宣布在波兰下西里西亚省投资约2.3亿欧元建设年产12.5GWh储能系统的制造工厂，预计未来12个月内建成运营。

2.2 中长期展望（2030-2040）：8-9GW的规模化市场

从中长期来看，波兰储能市场的前景极为广阔。S&P Global预测，波兰到2030年新增BESS装机将超过8GW，相对于约30GW的峰值负荷而言，这是一个相当可观的容量贡献。Modo Energy更为乐观，预计到2030年波兰公用事业级BESS运营容量可能达到8-9GW，而当前仅约37MW。

波兰国有电力公司纷纷制定了雄心勃勃的储能目标。PGE计划到2035年新增10GWh的储能资源，总储能容量达到17GWh。TAURON集团战略规划到2030年实现700MW电池储能装机容量，到2035年达到1.4GW。根据波兰能源战略规划，到2035年，基于14GW的规划装机容量，电池储能将供应总发电量高达7%的电力。

从更长期来看，随着波兰燃煤电厂在未来10至15年内逐步关闭，以及核电（预计2033年首台机组投运）尚未完全填补缺口，储能将在电力系统中扮演愈发关键的角色。波兰已确定于2038年前彻底退出煤电，仅保留约3GW的现代化煤电机组可能延续至2035年。这为储能市场创造了超过15年的结构性增长窗口。

2.3 关键支撑因素

波兰储能市场的长期增长有三个关键支撑因素。一是电网灵活性的刚性需求——波兰输电网络在每一个变电站的2026年和2031年可用并网容量均为零，这意味着任何新增的并网容量都必须通过清理“幽灵项目”或建设新的连接设施来实现。二是政策持续发力——波兰政府已将储能列为能源转型的核心支柱，容量市场、补贴计划和并网改革三大政策工具正在形成合力。三是商业套利空间的持续扩大——随着可再生能源占比提高和煤电退出，电力市场的波动性将进一步加剧，为储能套利创造更大空间。

三、储能政策

3.1 总体政策框架

波兰储能政策体系由容量市场、国家补贴计划、能源法修订以及欧盟层面的援助框架共同构成。近年来，波兰在储能政策创新方面取得了显著进展，形成了多层次的政策支持体系。

3.2 重点政策进展

容量市场：最核心的收益来源。 波兰容量市场自2018年引入，是储能项目最主要的长期收益保障机制。该机制为储能项目提供长达17年的固定收入合同。2022至2024年，波兰容量拍卖授予了欧洲最慷慨的BESS合同——2022年165MW、2023年1.7GW、2024年2.5GW，降额系数分别高达95%、60%和61.3%。然而，2025年12月的拍卖中，BESS降额系数被大幅下调至13.4%，合同授予容量降至约685MW。PSE统一对所有时长应用降额系数，而其他欧洲容量市场则根据时长进行差异化降额。这一变化使得有效容量支付在三年内下降了85%。

尽管如此，2025年12月拍卖中仍有5.1GW的物理BESS容量中标，这远高于降额后的685MW，表明开发商对商业收入前景充满信心。容量市场合同价格约为每年14.7欧元/kW。

NFOŚiGW补贴计划：资本性支出补贴。 2024年10月，欧盟委员会正式批准了一项价值12亿欧元的国家援助计划，专项用于支持波兰部署至少5.4GWh的电池储能系统。在此基础上，波兰气候与环境部最终敲定了国家补贴计划，总额约10亿欧元，由国家环保与水资源管理基金（NFOŚiGW）负责执行。2025年12月，该计划初步选定172个大型储能设施建设项目，总装机容量达3900MW，预计获得41.5亿兹罗提（约10亿欧元）的资金支持。

该补贴计划的最低项目规模为2MW功率和4MWh容量。补贴比例差异显著：大型企业可获得总投资成本的45%，中型企业为55%，微型和小型企业上限高达65%。资金构成包括8.65亿欧元的直接赠款和0.96亿欧元的可偿还贷款。183个入围项目的总规模达20GW/122GWh，远超出资助预算，反映出市场对储能投资的强烈热情。

Mój Prąd户用补贴计划。 Mój Prąd 6.0计划创纪录地拨款18.5亿兹罗提（约5.118亿美元），共收到121,000份申请，其中74,000份申请储能设施补贴。该计划首次要求2024年8月后并网的微型光伏安装必须配套储能，储能申请占比从5.0版的11%飙升至6.0版的60%。

能源法修订与并网改革（UC84）。2026年3月9日，波兰议会通过了能源法修正案，旨在清理“幽灵项目”（zombie projects）以释放电网并网容量。主要改革措施包括：

· 里程碑机制：并网协议将在特定时间节点后自动失效，若实体未能按时展示关键进展。对于储能设施，期限为协议签订后24个月内必须获得覆盖至少80%协议电力的建筑许可。

· 并网费用提高：预付款从PLN 30/kW提高至PLN 60/kW（最高PLN 600万）；新设PLN 1/kW的申请审查费（最高PLN 10万）。

· 履约保证金：前100MW按PLN 30/kW，超出部分按PLN 60/kW。

据波兰能源部估算，实施新规可释放高达150GW的并网容量。然而，波兰光伏与储能协会（PSFiME）警告称，新规将融资负担过早转嫁给开发商，可能导致只有国有企业和大型跨国公司能够满足要求。

储能法律定义明确化。 2026年9月20日，《能源法》中储能系统的新定义将生效，明确储能系统包括可储存能量并向电网或建筑电气装置输送能量的设施。同时，建设许可规则得到澄清：容量≤30kWh无需许可或申报；30-300kWh需申报；300-2,000kWh需建筑许可和消防审批；>2,000kWh需完整建筑许可。

辅助服务市场改革。 波兰近期正式并入泛欧自动频率恢复储备（aFRR）的PICASSO平台，为BESS开辟了新的高价值收入来源。BESS凭借快速响应能力，可在电网频率调节等辅助服务市场中发挥关键作用。

欧盟容量市场国际合作。 自2025年7月起，外国主体开始履行波兰容量市场的容量义务，波兰容量市场正式向欧盟其他成员国开放。

3.3 政策趋势研判

综合来看，波兰储能政策呈现几个明确趋势。一是从容量市场依赖向市场多元化过渡——降额系数的大幅下调迫使储能项目必须依赖商业收入（批发套利、辅助服务）来实现盈利，投资逻辑正在发生根本性转变。二是并网规则从“宽松预留”走向“强制淘汰” ——里程碑机制将清理大量“幽灵项目”，释放宝贵的并网容量。三是补贴力度从普惠向差异化演进——NFOŚiGW根据企业规模实行差异化的补贴比例，精准激励中小型企业。四是监管框架逐步完善——储能法律定义的明确化和建设许可规则的细化，为行业发展提供了更清晰的法律边界

四、关键制约

4.1 并网瓶颈：最严重的结构性障碍

并网瓶颈是波兰储能市场当前面临的最严重制约因素。PSE的输电网络在每个变电站的2026年和2031年可用并网容量均为零。397个BESS项目持有并网条件，总容量达82GW，但仅有66个项目（11.5GW）签署了并网协议。这一数据揭示了“纸上项目”与“实际项目”之间的巨大鸿沟。

波兰可再生能源项目并网积压问题在整个中东欧地区最为严重。51GW的容量卡在并网队列中。据PSE数据，超过145GW的项目（不包括海上风电）目前持有并网条件，其中约70%由私人可再生能源投资者控制。

UC84改革虽旨在清理“幽灵项目”，但新规的财务要求引发了行业担忧。PSFiME主席Ewa Magiera指出，开发商需要立即投入89亿至133亿兹罗提（约24.6亿至36.7亿美元）的资本。“在实践中，只有能够获得大规模融资的主体——国有企业和大型跨国公司——才能满足这些要求”。

4.2 容量市场收益大幅削减

降额系数的骤降是波兰储能市场面临的最大政策冲击。从2023年的95%降至2024年的60%，再降至2025年的13.4%，有效容量支付在三年内下降了85%。Harmony Energy波兰执行董事Michal Maćkowiak指出：“很明显，输电系统运营商希望削减储能在容量市场中的份额，转而支持天然气”。Arthur D. Little合伙人Wojciech Swiercz认为：“今年的主要容量市场拍卖在设计上主要是为了吸引燃气发电投资者，拍卖参数明显偏向天然气而非储能”。

容量市场合同收入在BESS项目总收入中的占比已降至约13%。这意味着储能项目必须更多地依赖商业收入来实现盈利，增加了项目投资的风险和不确定性。

4.3 监管不确定性

波兰储能市场仍面临显著的监管不确定性。在2025年中东欧储能峰会上，Grenergy公司高管指出波兰储能领域监管仍不完善，亟需改进；Entrix公司高管则称波兰需要制定更具体的储能行业长期发展规划。波兰储能协会呼吁制定专门的储能立法，以解决当前的法律模糊问题。

此外，波兰仍缺乏针对BESS的专门法律框架，关键风险包括：储能系统的法律定义尚未完全统一、双重收费问题（储能既作为用电方又作为发电方可能面临电网费用双重收取）、以及市场监管规则的不断演变。

4.4 融资挑战与市场门槛提高

虽然大型项目正逐步获得银行融资，但中小型开发商和早期项目仍面临融资障碍。UC84改革要求开发商在获得并网条件后不久就支付大额预付款和保证金，这大大提高了市场准入门槛，对资本实力较弱的企业构成挤出效应。

另一方面，随着降额系数骤降，依赖纯商业收入的储能项目风险溢价上升，金融机构对项目融资的审慎态度可能进一步收紧。

4.5 弃电与电网稳定性问题的两面性

波兰在2025年上半年创下了800GWh的弃电纪录，这既是推动储能的动力，也是电网脆弱性的体现。然而，波兰户用储能市场的一个突出问题在于“智能缺位”——大量储能系统缺乏智能优化能力，在光伏出力高峰的中午无法有效参与电网调节，反而加剧了电网电压问题。这暴露出波兰储能市场在系统集成和智能管理方面的短板。

五、盈利模式

5.1 收益来源概览

波兰储能项目的收益来源呈现“3+1”格局：容量市场合同提供长期基础收入，批发套利贡献核心商业收入，辅助服务提供增值收益，叠加NFOŚiGW补贴降低资本支出负担。

5.2 容量市场合同：收益根基但角色下降

容量市场一直是波兰储能项目最主要的收入来源。2022至2024年的合同提供了极为优厚的条件。2025年容量市场出清价格约为每年14.7欧元/kW（按额定容量计算）。

然而，降额系数的骤降使容量市场合同的有效价值大幅缩水。对于2025年拍卖中标的4小时电池系统，降额后的实际容量支付仅为物理容量的13.4%。这意味着即使签下了17年合同，容量市场收入也只占总收入的约13%。

因此，当前的投资逻辑已从“容量市场驱动”转变为“容量市场提供最低保障、商业套利主导回报”。

5.3 批发套利：核心商业收入来源

批发套利正成为波兰储能项目最主要的商业收入来源。2025年，波兰日前市场价差平均为153欧元/MWh，比德国的价差宽17%，是欧洲最具吸引力的套利市场之一。2025年四小时电池储能的价差平均为108欧元/MWh，同比增幅达32%。

从套利潜力的增长来看，Pexapark的分析显示，2025年第二季度，2小时BESS在日前市场的日均最大套利潜力同比增长81%，在日内市场更是飙升了88%。

要达到10%的项目内部收益率，储能项目需要在寿命期内实现每天72欧元/MWh的平均电价价差。鉴于当前的价差水平和增长趋势，这一目标具有可实现性。

5.4 辅助服务：新兴增值收益

波兰近期并入PICASSO平台，为BESS参与aFRR市场创造了条件。波兰辅助服务市场仍显示出未饱和的收入机会，但欧洲范围内的aFRR竞争开始拉低夏季价格。目前，在DAM+aFRR服务的收益模式下，1MWh系统季度收入达41,985欧元，2MWh系统达55,319欧元。辅助服务收入是商业储能项目盈利能力的核心支撑之一。

5.5 物理容量租赁与收益分成模式

随着市场的成熟，多元化的商业模式开始涌现。2025年6月，EDPR与Axpo就一个60MW/241MWh的独立BESS项目达成合作，这是波兰首批公开的承购协议之一。该协议采用“保底支付+收益分成”的创新模式——在获得长期容量市场合同稳定收入的基础上，为项目方保留了分享现货市场超额利润的上升空间。

R.Power也与Axpo签署了Jedwabno项目的长期优化协议，由Axpo负责该150MW/300MWh电池储能项目的电力交易优化。

5.6 投资回报分析

户用储能：5KW+5KWh光储项目按25年生命周期计算，IRR约为15.71%；在无补贴情况下，回本周期为5-8年，补贴政策使其回本周期减少约1年。

大型储能：基于2025年12月容量市场出清价格（14.7欧元/kW/年）和当前批发套利水平（108欧元/MWh价差），若叠加辅助服务收入，4小时BESS项目的IRR有望达到10-15%的合理水平。但需要指出的是，纯商业（merchant）模式下的项目仍面临收益波动风险，目前尚未达到大多数金融机构的可融资门槛。

商业储能方面，波兰储能项目在欧洲储能市场中盈利能力名列前茅，在DAM+aFRR服务的收益模式下展现了强劲的季度增长

六、投资壁垒

6.1 资本支出

波兰大型储能项目的资本支出与欧洲其他国家相当。彭博新能源财经估算，4小时BESS的资本支出约为15万欧元/MWh（不含补贴）。随着LG Energy Solution波兰工厂开始供应本地生产的LFP电池，以及中国企业的规模效应，预计未来资本支出将持续下降。

6.2 融资环境

波兰储能项目的融资环境正在改善，但仍有结构性挑战。TAURON集团成功获得近5.38亿兹罗提的NFOŚiGW融资，Northland Power计划投入约2.3124亿美元建设两个大型BESS项目。R.Power从IFC获得了3000万欧元用于开发波兰大型储能项目。Iberdrola获得4400万欧元用于波兰三个BESS项目。

然而，UC84改革要求开发商在项目早期阶段就投入大额资本——高达89亿至133亿兹罗提的即时资本承诺。这一要求将显著提高市场准入门槛，中小型开发商和初创企业将面临更大的融资压力。PSFiME主席警告：“在实践中，只有能够获得大规模融资的实体——国有企业和大型跨国公司——才能满足这些要求”。

6.3 并网成本与时间

并网成本是储能项目的重要投资壁垒。UC84将并网预付款从PLN 30/kW提高至PLN 60/kW，最高PLN 600万；新设PLN 1/kW的申请审查费（最高PLN 10万）；并引入履约保证金机制——前100MW按PLN 30/kW，超出部分按PLN 60/kW。对于200MW的项目，仅履约保证金就可能高达1000万兹罗提以上。

更为关键的是时间成本——397个BESS项目持有并网条件，但仅有66个项目签署了并网协议，从获得条件到签署协议再到实际并网，周期可能长达数年。

6.4 审批流程

2026年1月7日生效的新规明确了储能项目的建设许可和申报要求。容量≤30kWh的项目免于许可和申报；30-300kWh需申报；300-2,000kWh需建筑许可和消防审批；>2,000kWh需完整的建筑许可。

对于大型储能项目（>2,000kWh），审批流程涉及土地使用规划、环境评估、建筑许可、消防审批、电网接入等多个环节，各环节之间的衔接不畅常常导致项目周期大幅拉长。波兰光伏与储能协会警告称，新规将融资负担过早转嫁给开发商，与标准项目开发模式不相容。

6.5 监管与政策风险

波兰储能市场面临的主要政策风险包括：降额系数在2025年拍卖中骤降至13.4%，未来是否可能进一步下调尚不明确；容量市场参数是否继续偏向天然气而非储能存在不确定性；储能法律定义虽已明确化，但专门立法框架的缺失仍是长期风险；欧盟层面《外国补贴条例》（FSR）审查对中资企业的合规影响；以及欧盟锂离子电池关税政策变化（2026年起从7.5%提高至25%）。

此外，波兰电网运营商PSE在容量市场降额系数上的单方面大幅调整，引发了市场对监管稳定性的普遍担忧。Harmony Energy波兰执行董事直言：“很明显，输电系统运营商希望削减储能在容量市场中的份额，转而支持天然气”。这种政策倾向的变化，给储能投资者带来了显著的政策风险。

（本报告根据公开资料和储能院研究整理）

  未完待续！

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