Beschluss (EU) 2026/341 der Kommission vom 11. August 2025 zur Gewährung einer Freistellung von Artikel 22 Absatz 4 Buchstabe b der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates in Bezug auf den polnischen Kapazitätsmechanismus zugunsten der Republik Polen (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2025) 5575)

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en bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen festgestellt. Die Ergebnisse der ERAA 2023 lassen für die Zieljahre 2025, 2028 und 2030 keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit erkennen. Für 2033 wird der Zuverlässigkeitsstandard jedoch überschritten. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die ERAA 2023 in Polen nur für das Zieljahr 2033 Bedenken bezüglich der Angemessenheit aufzeigt. Tabelle 4 Ergebnisse der ERAA 2023 zur Angemessenheit, LOLE (13) Abschätzung 2025 2028 2030 2033 Polnischer Zuverlässigkeitsstandard 3,0 3,0 3,0 3,0 ERAA 2023 0,1 1,8 2,5 8,5 (46) Am 7. April 2025 legte der ENTSO-E der ACER seinen Vorschlag für die ERAA 2024 vor (14). Im Anschluss daran begann die ACER mit der Prüfung des Entwurfs der ERAA 2024 gemäß Artikel 23 Absatz 7 der Elektrizitätsverordnung. (47) Die ERAA 2024 wird zwar noch geprüft und muss noch von der ACER genehmigt oder geändert werden, doch gehen daraus für alle Zieljahre, die von der Freistellung abgedeckt sind (2025 bis 2028), Bedenken bezüglich der Angemessenheit hervor, wenngleich diese weniger ausgeprägt sind als in der NRAA (siehe Tabelle 5). Tabelle 5 Ergebnisse der ERAA 2024 zur Angemessenheit, LOLE Abschätzung 2026 2028 2030 2035 Polnischer Zuverlässigkeitsstandard 3,0 3,0 3,0 3,0 ERAA 2024 3,9 13,7 9,2 9,8 (48) Die NRAA enthält ein zentrales Referenzszenario ohne neue Kapazitätsmechanismusverträge (in der polnischen NRAA als „Basisszenario“ bezeichnet) und ein Szenario mit neuen Kapazitätsmechanismusverträgen (im Folgenden „Szenario mit Kapazitätsmechanismus“). Letzteres schließt Kapazitäten ein, die im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus, durch ergänzende Auktionen und durch andere Mechanismen, z. B. zukünftige Kapazitätsmechanismen, beschafft werden sollen. In der NRAA werden 16 Zieljahre (von 2025 bis 2040) modelliert. Das Basisszenario ist das maßgebliche Szenario für den Nachweis von Bedenken bezüglich der Angemessenheit. In der Stellungnahme der ACER zur NRAA (siehe Erwägungsgrund 51) wird dieses Szenario mit dem zentralen Referenzszenario der ERAA 2023 verglichen, da es einen dem zentralen Referenzszenario der ERAA 2023 entsprechenden und vergleichbaren Ansatz darstellt, das ebenfalls keine neuen Kapazitätsmechanismusverträge enthielt. (49) Die LOLE-Ergebnisse der polnischen NRAA und die erwartete Energieunterdeckung (im Folgenden „EENS“) im Basisszenario sind in Tabelle 6 dargestellt. Tabelle 6 Ergebnisse der NRAA (50) Die Ergebnisse der NRAA im Basisszenario zeigen für alle vier betrachteten Zieljahre (2025, 2028, 2030 und 2033) eine höhere LOLE als in der ERAA 2023. Insbesondere wird der Zuverlässigkeitsstandard in allen im NRAA-Basisszenario modellierten Jahren überschritten. 3.2.3. Stellungnahme der ACER gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung (51) Polen übermittelte die polnische NRAA gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung der ACER zur Stellungnahme. Da die ACER im Jahr 2024 erstmals eine ERAA genehmigte (siehe Erwägungsgrund 44), war Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung, wonach die Mitgliedstaaten der ACER ihre NRAA bei Abweichungen zwischen der NRAA und der ERAA zur Stellungnahme vorlegen müssen, in den Vorjahren de facto nicht anwendbar. (52) Am 3. Februar 2025 gab die ACER eine Stellungnahme mit Empfehlungen zur polnischen NRAA ab (15). In ihrer Stellungnahme erklärte die ACER, dass die Unterschiede zwischen der polnischen NRAA und der ERAA 2023 in Bezug auf die Annahmen zu den Kapazitätsressourcen gerechtfertigt seien, nicht aber in Bezug auf die Annahmen zum zonenübergreifenden Austausch. Was den Unterschied bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen betrifft, konnte die ACER nicht feststellen, ob die Abweichung gerechtfertigt ist. (53) In ihrer Stellungnahme gab die ACER folgende Empfehlungen ab: a) In Bezug auf die Annahmen für den zonenübergreifenden Austausch sollten die Annahmen für Einfuhren und Ausfuhren in der polnischen NRAA verbessert werden, um die Funktionsweise des vernetzten europäischen Strommarkts besser widerzuspiegeln. So sollten beispielsweise ausländische Gebotszonen und -regionen auf der Grundlage der in der ERAA verfügbaren Datensätze modelliert werden. b) In Bezug auf die Annahmen zu den Kapazitätsressourcen sollten in der ERAA dieselben länderspezifischen Kosten wie in der NRAA verwendet werden. c) In Bezug auf die Modellierung der Kapazitätsressourcen sollte die Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit (im Folgenden „EVA“) aktualisiert werden, um künftige Einnahmen und Kosten angemessen zu berücksichtigen. Die ACER empfiehlt insbesondere, mehr Klarheit über die wirtschaftlichen Ergebnisse der EVA zu schaffen und die Annahme zu untermauern, dass über die im Rahmen des Kapazitätsmechanismus kontrahierte Kapazität hinaus keine zusätzliche Laststeuerung oder Speicherung in das polnische System gelangen wird. 3.2.4. Bericht gemäß Artikel 24 Absatz 3 der Elektrizitätsverordnung (54) Nach Artikel 24 Absatz 3 letzter Unterabsatz der Elektrizitätsverordnung muss die Stelle, die für die NRAA verantwortlich ist, der Stellungnahme der ACER gebührend Rechnung tragen und erforderlichenfalls ihre endgültige Abschätzung ändern. Falls sie beschließt, der Stellungnahme der ACER nicht in vollem Umfang Rechnung zu tragen, muss die Stelle, die für die NRAA verantwortlich ist, einen Bericht mit einer detaillierten Begründung veröffentlichen. (55) Am 22. April 2025 veröffentlichte der polnische ÜNB in Erwiderung auf die Stellungnahme der ACER zu den Unterschieden zwischen der NRAA und der ERAA 2023 einen Bericht (16). In seinem Bericht stellte der polnische ÜNB Folgendes fest: — Was die Unterschiede bei den Annahmen für den zonenübergreifenden Austausch betrifft, so hat der vereinfachte Ansatz für die regionale Modellierung nur begrenzte Auswirkungen auf die Ergebnisse der NRAA. In der NRAA wird ein Ansatz für die Annahmen zu den Einfuhren angewandt, der mit der Methode für die grenzüberschreitende Beteiligung im Einklang steht (Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a der Elektrizitätsverordnung) (17). Die Unterschiede bei den Annahmen zu den Ausfuhren sind dadurch gerechtfertigt, dass Polen in erster Linie eine importierende Gebotszone ist und die Modellierung von Ausfuhren in der NRAA lediglich die Lasteinschränkungen für erneuerbare Energien verringern würde, ohne die wirtschaftliche Tragfähigkeit bestehender Kraftwerke zu verbessern. Folglich würden sich die Annahmen zu den Ausfuhren in der NRAA weder auf den Kapazitätsmix auswirken noch die Angemessenheitsrisiken erheblich verändern. — Die Unterschiede bei den Annahmen in Bezug auf die Kapazitätsressourcen sind auf die unterschiedlichen Zeitpunkte der Datenerhebung für die beiden Studien zurückzuführen (erstes Halbjahr 2024 für die NRAA und Ende 2022 für die ERAA 2023). — Was die Unterschiede bei der Modellierung der Kapazitätsressourcen betrifft, so stellen die EVA-Berechnungen in der NRAA einen genaueren und repräsentativeren Ansatz dar als die in der ERAA. Zu den Unterschieden bei den Annahmen für Laststeuerung und Speicherung erklärt der polnische ÜNB, dass seinen Berechnungen zufolge vor 2029 keine Investitionsentscheidungen für die Speicherung zu erwarten seien und dass ab 2036 mit einem marktorientierten Einsatz von Speicheranlagen zu rechnen sei. In Bezug auf die Laststeuerung erläutert der polnische ÜNB, dass die NRAA im Gegensatz zur ERAA 2023 auch die implizite Laststeuerung modelliere. Die Unterschiede bei den Mustern der planmäßigen Wartung von Kraftwerken erklärten sich dadurch, dass diese eher den Beobachtungen in der Praxis als den in der ERAA 2023 beschriebenen entsprächen. 3.3. Dem Antrag auf Freistellung beigefügter Bericht (56) Gemäß Artikel 64 Absatz 2d der Elektrizitätsverordnung ist dem Antrag auf Freistellung ein Bericht beizufügen, der Folgendes enthält: a) eine Bewertung der Auswirkungen der Freistellung hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung; b) einen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung der in Absatz 2b genannten Erzeugungskapazität an Kapazitätsmechanismen bis zum Ablauf der Freistellung, einschließlich eines Plans zur Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität im Einklang mit dem indikativen nationalen Zielpfad für den Gesamtanteil erneuerbarer Energie und einer Bewertung der Investitionshemmnisse, die dazu führen, dass in dem unter Buchstabe a des Absatzes 2c genannten wettbewerblichen Angebotsverfahren nicht genügend Gebote abgegeben werden. 3.3.1. Auswirkungen auf die Treibhausgasemissionen (57) Polen vergleicht die beiden in der NRAA dargestellten Szenarien (siehe Erwägungsgrund 48), um die Auswirkungen der Einführung einer Freistellung in Form von ergänzenden Auktionen auf die Treibhausgasemissionen zu bewerten. (58) Polen erklärt, dass der Hauptunterschied zwischen den beiden Szenarien darin bestehe, dass die Energieunterdeckung im Basisszenario deutlich höher sei als im Szenario mit Kapazitätsmechanismus. In Tabelle 7 werden die Werte für die Energieunterdeckung in den beiden NRAA-Szenarien gegenübergestellt. Tabelle 7 Werte für die Energieunterdeckung in den beiden NRAA-Szenarien Quelle: Für die Erstellung der NRAA zusammengestellte Daten von PSE. (59) Polen schätzt, dass die Umsetzung der Freistellung kurzfristig zu einem leichten Anstieg der CO2-Emissionen (um 0,2 % bis 0,3 % der Emissionen des Energiesektors) in dem von der Freistellung abgedeckten Zeitraum (2025 bis 2028) führen könnte. Polen erklärt dies damit, dass im Szenario mit Kapazitätsmechanismus der Zuverlässigkeitsstandard erreicht werde, was zu einer geringeren Energieunterdeckung als im Basisszenario führe, da emissionsintensive Einheiten zur Teilnahme an ergänzenden Auktionen berechtigt wären, damit der Zuverlässigkeitsstandard erfüllt werde. Polen bringt vor, dass das Land in diesem Zeitraum aufgrund der Vorlaufzeit nicht der Lage sei, eine große Zahl neuer thermischer Anlagen mit geringeren Emissionen (wie Gasturbinen mit offenem Kreislauf oder Kombikraftwerke) in Betrieb zu nehmen, die diese zusätzlichen Emissionen verringern würden. (60) Tabelle 8 enthält eine Gegenüberstellung der CO2-Emissionen auf der Grundlage von Daten aus dem Strom- und Wärmeerzeugungssektor bei den KWK-Emissionen in den beiden Szenarien der NRAA. Tabelle 8 Quelle: Für die Erstellung der NRAA zusammengestellte Daten von PSE. (61) Polen kommt zu dem Schluss, dass die Freistellung nur sehr begrenzte Auswirkungen auf die Emissionen im Stromerzeugungssektor in Erzeugungseinheiten mit zentralem Dispatch hätte, da die Zahl der unter die Freistellung fallenden Einheiten, die potenziell für Kapazitätsverträge im Rahmen ergänzender Auktionen in Betracht kämen, auf das erforderliche Minimum beschränkt wäre. Andererseits argumentiert Polen, wie in Abschnitt 3.3.2 ausführlich dargelegt, dass die Freistellung stabilere Marktbedingungen für Investitionsentscheidungen in den Bereichen Laststeuerung, Speicherung und erneuerbare Energien schaffen und somit eine schnellere Emissionssenkung in späteren Jahren (und mittelfristig) ermöglichen würde. Aus diesem Grund stellt Polen zudem fest, dass die Emissionswerte im Basisszenario in den Jahren 2033 bis 2040 aufgrund ungünstigerer Marktbedingungen für neue Investitionen höher seien. 3.3.2. Auswirkungen auf die Energiewende (62) Polen verwendet die beiden in der NRAA dargestellten Szenarien (siehe Erwägungsgrund 48) auch als Grundlage für die Bewertung der Auswirkungen der Freistellung auf die Ziele der Energiewende, d. h. auf den Übergang zu erneuerbarer Energie, mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung. (63) Diese vergleichende Analyse zeigt, dass durch die Freistellung vorübergehend möglicherweise eine etwas größere Anzahl emissionsintensiverer Erzeugungseinheiten in Betrieb bleibt. Nach Angaben Polens würde sich jedoch mittelfristig — in den 2030er-Jahren — der Ausstieg aus emissionsintensiven Einheiten im Szenario mit Kapazitätsmechanismus im Vergleich zum Basisszenario beschleunigen. (64) Polen zufolge würde die Umsetzung der Freistellung das Risiko der Nichteinhaltung des Zuverlässigkeitsstandards minimieren und die Preisvolatilität verringern. Dies würde stabilere und vorhersehbarere Marktbedingungen schaffen, die Investitionen in flexible Kapazitäten wie Speicherung und neue regelbare Einheiten, Kapazität für erneuerbare Energien und Elektromobilität fördern und letztlich dazu führen, dass Kohlekraftwerke für die Gewährleistung des Zuverlässigkeitsstandards nicht mehr erforderlich wären. Polen bringt zudem vor, dass ohne die Freistellung bestehende regelbare und flexible Einheiten (d. h. Laststeuerungs- und Energiespeicherungseinheiten) sehr häufig in Betrieb sein müssten und möglicherweise nicht in der Lage wären, ihren Verpflichtungen im Rahmen der bestehenden Kapazitätsmechanismen in einem höchst unzureichenden System nachzukommen, sodass die Gefahr bestünde, dass sie mit Sanktionen belegt würden. Dies würde Investitionen in saubere flexible Technologien und deren Teilnahme am Kapazitätsmarkt verhindern. (65) In Abbildung 1 und Tabelle 9 ist dargestellt, welche Technologien von den im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus in Primärauktionen ausgewählten Einheiten für einen Lieferzeitraum bis 2029 eingesetzt werden. Abbildung 1 Tabelle 9 Quelle: Polnisches Ministerium für Klima und Umwelt. (66) Die NRAA enthält Annahmen für den Zeitraum 2025-2040 betreffend die Entwicklung von erneuerbaren Energiequellen, Energiespeicherlösungen, regelbaren Energiequellen mit emissionsarmen oder emissionsfreien Brennstoffen, Laststeuerungsanlagen, Elektromobilität und anderen Sektoren. Ihr prognostizierter Anteil nimmt im Szenario mit Kapazitätsmechanismus mit der Zeit erheblich zu (siehe Abbildung 2), während der Anteil der Kohleverstromung nach Ablauf der Freistellung deutlich zurückgeht (von 40 % im Jahr 2025 auf 20 % im Jahr 2029). In den Folgejahren verringert sich der Anteil der Kohleverstromung am Markt weiter. Dies ist auch auf das Auslaufen langfristiger Verträge zurückzuführen, die im Rahmen des Kapazitätsmechanismus vor dem 31. Dezember 2019 an Kohlekraftwerke vergeben wurden (siehe Erwägungsgrund 7). Abbildung 2 Anteil der Technologien an der Elektrizitätserzeugung im Szenario mit Kapazitätsmechanismus (18) 3.3.3. Bewertung der Investitionshemmnisse (67) Im Mai und Juni 2024 führte das polnische Ministerium für Klima und Umwelt eine Erhebung bei den Strommarktteilnehmern durch (19), um deren Ansichten zum Entwicklungsstand des Elektrizitätsmarkts und zum Funktionieren des Kapazitätsmarkts einzuholen. (68) Auf der Grundlage der Ergebnisse der Erhebung ermittelte das Ministerium u. a. die folgenden Hemmnisse und Bereiche, in denen eine Änderung der Rechtsvorschriften in Betracht gezogen werden sollte: — flexiblere Gestaltung des Elektrizitätssystems, einschließlich der Förderung von Flexibilitätsdiensten, dynamischen Versorgungsverträgen und Regelreserveleistungen sowie einer besseren Integration erneuerbarer Energien; — im Zusammenhang mit dem Funktionieren des Großhandelsmarkts fehlt es an Maßnahmen, die eine angemessene Marge beim Strompreis gewährleisten und die Endkunden vor hohen Energiepreisen schützen. (69) Den Teilnehmenden zufolge ist das behördliche Genehmigungsverfahren für Investitionen in die Netzinfrastruktur langwierig und komplex. Durch die mangelnde öffentliche Akzeptanz entstehen unangemessene Hindernisse für Infrastrukturinvestitionen. Externes Kapital, einschließlich Fremdfinanzierung, wird benötigt, damit Investoren tatsächlich investieren, da die Kosten von Projekten im Energiesektor weiter steigen. (70) Im Jahr 2024 führte die polnische NRB eine Befragung durch, um die Meinungen der Energiemarktteilnehmer und Vorschläge für mögliche Änderungen am bestehenden Kapazitätsmechanismus Polens einzuholen. An den Ergebnissen der Erhebung waren mehrere Faktoren abzulesen, die sich auf die Ergebnisse der Kapazitätsmarktauktionen für nach dem 1. Juli 2025 begonnene Lieferzeiträume ausgewirkt haben könnten. Hierzu zählen — die begrenzten Möglichkeiten, Finanzmittel für die Modernisierung bestehender Erzeugungseinheiten und die Entwicklung neuer Erzeugungseinheiten, die fossile Brennstoffe nutzen, an den Finanzmärkten zu beschaffen; — die erheblichen Auswirkungen globaler Entwicklungen wie der COVID-19-Pandemie und der geopolitischen Bedingungen (Unterbrechung der Versorgung mit Halbfertigerzeugnissen, Werkstoffen und Rohstoffen aus Regionen, die von Krieg oder terroristischen Bedrohungen betroffen sind) sowie makroökonomische Herausforderungen (eine sich allmählich verschärfende Krise und ein drastischer Anstieg der Inflation), die sich negativ auf die Kapitalbeschaffungskosten auswirken; — die komplexen und langwierigen behördlichen Verfahren im Zusammenhang mit standort- und umweltbezogenen Entscheidungen und Baugenehmigungen. (71) Nach Ansicht Polens behindern nicht die derzeitigen Marktregeln und der Rahmen für die Funktionsweise des bestehenden Kapazitätsmechanismus die Entwicklung der Energiespeicherung und Laststeuerung im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus. Der Hauptfaktor, der die Entwicklung dieser Kapazitäten beeinflusst, ist nach der Auffassung Polens die wirtschaftliche Tragfähigkeit der Einheiten. Die derzeitigen und prognostizierten Einnahmen aus dem Energiemarkt und den Systemdienstleistungen scheinen nicht auszureichen, um die Kosten zu decken und eine hinreichende Gewinnspanne zu gewährleisten. 3.3.4. Plan für die Abkehr von der Teilnahme von Kapazitäten, die den Emissionsgrenzwert für Kapazitätsmechanismen überschreiten (72) Gemäß Artikel 64 Absatz 2d der Elektrizitätsverordnung wird dem Antrag ein Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung von Kohle am bestehenden Kapazitätsmechanismus bis zum Ablauf der beantragten Freistellung beigefügt, einschließlich eines Plans zur Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität. In diesen Dokumenten schlägt Polen auch Maßnahmen zur Beseitigung der in den Erwägungsgründen 67 bis 71 genannten Regulierungs- und Investitionshemmnisse vor. (73) Polen weist darauf hin, dass aus den in den Erwägungsgründen 59 und 64 dargelegten Gründen die Freistellung kurzfristig zu einer etwas langsameren Abkehr von Kohlekraftwerken auf dem Kapazitätsmarkt führen könnte, mittelfristig aber günstigere Bedingungen für Investitionen in Ersatzkapazitäten schaffen würde. Darüber hinaus könnten Kohlekraftwerke, wenn die beantragte Freistellung gewährt werde, nach dem 31. Dezember 2028 nicht mehr mit emissionsarmen Erzeugungseinheiten im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus konkurrieren. Demnach dürfte die potenzielle Zahl der Kohlekraftwerke, die auf dem Energiemarkt wirtschaftlich tragfähig wären, aufgrund fehlender finanzieller Anreize, hoher Betriebs- und Wartungskosten, einer geringeren Anzahl von Betriebsstunden und entsprechend niedrigen Einnahmen sowie des Endes ihrer technischen Lebensdauer sehr begrenzt sein (20). (74) Polen erwartet zwischen 2025 und 2028 keine größeren marktbasierten Investitionen, abgesehen von den in den Erwägungsgründen 77 bis 81 genannten öffentlich geförderten Investitionen, da neue Einheiten nicht rechtzeitig in Betrieb genommen werden könnten und in diesem Zeitraum demnach auch nicht betriebsbereit sein würden. Dies sei vor allem auf die Vorlaufzeiten und die Tatsache zurückzuführen, dass sie noch keine Netzanschlussverträge und Umweltgenehmigungen erhalten hätten. (75) Die NRAA enthält Schätzungen der Ersatzkapazität, die installiert werden müsste, um die Kohleverstromung im System zu ersetzen (21), einschließlich des indikativen nationalen Zielpfads für den Gesamtanteil erneuerbarer Energie. Abbildung 3 enthält einen Überblick über den polnischen Plan mit Etappenzielen für die Abkehr von der Beteiligung von Kohle am bestehenden Kapazitätsmechanismus bis zum Ablauf der beantragten Freistellung. Abbildung 3 Installierte Kapazität von Stromerzeugungstechnologien im Szenario mit Kapazitätsmechanismus. Alle Werte sind in GW angegeben. Quelle: NRAA. (76) Um die Etappenziele zu erreichen, wird Polen den Umsetzungsplan anwenden (siehe Erwägungsgrund 82) und zusätzliche Reformen von Rechtsvorschriften durchführen (siehe Erwägungsgründe 83 bis 85). Darüber hinaus geht Polen davon aus, dass es die erforderliche Ersatzkapazität über den bestehenden Kapazitätsmechanismus (siehe Erwägungsgründe 77 bis 80) und andere Förderregelungen (siehe Erwägungsgrund 81) beschaffen kann. Einige der Etappenziele für die Beschaffung der erforderlichen Ersatzkapazität wurden bereits erreicht: Zum Zeitpunkt des Auslaufens der Freistellung werden neue regelbare Kapazitäten betriebsbereit sein, wie die Ergebnisse der Primärauktionen für Lieferzeiträume von 2026 bis 2029 zeigen (siehe Erwägungsgründe 77, 78 und 80). (77) Für den Zeitraum 2026-2028 weist die NRAA einen Anstieg der Erdgaskapazität um etwa 3 GW und der neuen Batteriespeicheranlagen um etwa 2 GW aus. Im Rahmen der für die Lieferjahre 2026 und 2027 abgeschlossenen Primärauktionen wurden Kapazitäten von über 3,1 GW durch neue Gaskraftwerke beschafft. Für das Lieferjahr 2028 wurden mehr als 1,7 GW neue Batteriespeicherkapazität beschafft. Die Ergebnisse der Hauptauktion für das Lieferjahr 2029, die nach der Veröffentlichung der NRAA durchgeführt wurde, zeigen, dass die Gesamtspeicherkapazität im Jahr 2029 bei 6 GW liegt — damit wurde die NRAA-Prognose übertroffen. (78) In Abbildung 4 ist das Volumen der Kapazitätsverpflichtungen (22) für neue Gas- und Speicherkapazitäten aufgeführt, die im Rahmen des bestehenden Kapazitätsmechanismus bis 2029 bereits beschafft wurden. Abbildung 4 Neue Kapazitätsverpflichtungen, die in bereits abgeschlossenen Auktionen kontrahiert wurden Quelle: Polnisches Ministerium für Klima und Umwelt. (79) Die installierte EE-Kapazität soll bis 2028 um fast 10 GW und bis 2030 um weitere 8 GW steigen. Darüber hinaus werden zwischen 2031 und 2040 mehr als 12,5 GW an Gaskraftwerkskapazität, 12,5 GW an Batteriespeicherkapazität, fast 35 GW an EE-Kapazität und 3,3 GW an Kernkraftwerkskapazität erwartet (im Szenario mit Kapazitätsmechanismus). Polen weist darauf hin, dass die in der NRAA angegebenen Werte mit den bestehenden und geplanten Regelungen für erneuerbare Energiequellen im Einklang stehen und dass der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromkomponente des indikativen nationalen Zielpfads für den Gesamtanteil erneuer