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El mercado eléctrico polaco se define por tres componentes: un parque de carbón heredado de 26,5 GW, carteras estatales verticalmente integradas y una cuota de renovables en rápido crecimiento, especialmente solar.

Este sistema está siendo sometido a una prueba de estrés. En 2025, Polonia registró más de 300 horas de precios negativos de la electricidad, más del doble que las 149 horas de Gran Bretaña, aunque aún por debajo de las 575 de Alemania, lo que demuestra la rapidez con la que las renovables variables están transformando la dinámica de precios.

El mercado nacional de electricidad de zona única de Polonia ha estado dominado durante mucho tiempo por cuatro grupos estatales integrados verticalmente. Cada uno combina generación, distribución y comercialización bajo una sola empresa matriz, aunque las ramas de distribución están legalmente separadas. Ese dominio comienza a erosionarse a medida que la solar fotovoltaica y la eólica terrestre desarrolladas por productores independientes (IPP) capturan una cuota creciente de la generación.

Puntos clave

• Cuatro empresas estatales (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) generaron el 65% de la electricidad polaca en 2024, frente al 79% en 2022. Cada una posee generación, distribución y comercialización en territorios geográficos definidos.
• Las asignaciones de carbono del EU ETS representan ahora el 63% del coste marginal a corto plazo del carbón.
• Polonia registró más de 300 horas de precios negativos en el mercado diario en 2025, impulsadas por la alta generación solar.
• Los precios diarios promediaron 109 €/MWh en 2025, un 77% por encima de Francia y un 20% por encima de Alemania.

Cuatro empresas estatales controlan el 65% de la generación

El primer pilar es la estructura de las empresas estatales. El mercado eléctrico polaco se liberalizó en 2007, pero en la práctica, cuatro grupos estatales siguen controlando la mayor parte de la cadena de valor:

• PGE cubre el centro y este de Polonia.
• Tauron opera en Silesia y el sur.
• Enea cubre el oeste de Polonia.
• Energa (ahora parte de Orlen) gestiona el norte.

PGE es la mayor de las cuatro empresas estatales. Opera 19,1 GW de capacidad, anclada por el complejo de lignito de Bełchatów de 5,1 GW, la mayor central térmica de Europa, y atiende a 5,8 millones de clientes minoristas en el centro y este de Polonia.

Cada grupo posee centrales eléctricas, un operador de sistema de distribución (DSO) y una rama de comercialización. En teoría existe competencia a nivel minorista, pero las tasas de cambio son bajas, del 0,23% anual.

En conjunto, las cuatro empresas estatales generaron el 65% de la electricidad vertida a la red en 2024, frente al 79% en 2022. El descenso se explica por el crecimiento de la eólica terrestre y la solar fotovoltaica desarrolladas por IPP y prosumidores.

El carbón marca el precio, el carbono lo encarece

El segundo pilar es el carbón. En la mayoría de los mercados europeos, históricamente el gas ha fijado (y suele seguir fijando) el precio de la electricidad; en Polonia, ese papel lo desempeña el carbón, gran parte del cual es propiedad y está operado por las cuatro empresas estatales que dominan la generación.

El mercado diario de electricidad de Polonia opera a través de TGE (Towarowa Giełda Energii, la Bolsa de Energía Polaca), junto con EPEX SPOT y Nord Pool, y está acoplado al mercado único europeo mediante el algoritmo EUPHEMIA.

Los generadores presentan ofertas para cada hora del día siguiente, y el mercado se liquida al precio de la unidad más cara necesaria para cubrir la demanda en esa hora (el orden de mérito).

En un día laborable típico de verano, la producción solar al mediodía alcanza picos de unos 12 GW. Las centrales de carbón deben apagarse e incurrir en costes de reinicio o pujar en negativo para mantenerse en funcionamiento al mínimo técnico. La solar respaldada por CfD (aukcyjny system wsparcia) también puja en negativo: el contrato paga a los generadores un precio fijo independientemente del precio de mercado. Al atardecer, la producción solar cae y el carbón vuelve a fijar el precio.

Este comportamiento del mercado genera precios eléctricos extremadamente volátiles en Polonia; solo en 2025, el país experimentó más de 300 horas de precios negativos. Para las baterías, esta volatilidad es una fuerte señal de ingresos.

En Polonia, el carbón duro o el lignito marcan el precio marginal la mayor parte del tiempo. El coste marginal a corto plazo (SRMC) es el coste de producir un megavatio-hora adicional en una central ya construida, cubriendo solo combustible, derechos de carbono y costes variables de operación.

El SRMC de la generación a carbón duro en 2025 promedió 110 €/MWh: 37 €/MWh de combustible (según el índice nacional PSCMI‑1), 70 €/MWh de derechos de carbono del EU ETS y 4 €/MWh de O&M variable. El CO₂ representaba el 43% del SRMC del carbón en 2020; en 2025, esa proporción subió al 63%.

​Como el carbón marca el precio en tantas horas y hay menos renovables para empujar los precios a la baja, los precios diarios de la electricidad en Polonia se encuentran entre los más altos de Europa. El promedio anual de 2025 fue de 109 €/MWh (un 77% más que Francia y un 20% más que Alemania), aunque aún por debajo de los 116 €/MWh de Italia.

La mayor parte de la electricidad nunca llega a la bolsa

El tercer pilar es la forma en que se comercializa la electricidad. La subasta diaria produce un precio de referencia, pero la mayor parte de la electricidad polaca nunca se negocia realmente en la bolsa. En su lugar, fluye a través de contratos internos dentro de cada grupo estatal.

El brazo comercial de cada empresa estatal actúa como responsable de balance (BRP) tanto para su propia generación como para sus clientes minoristas. Por ejemplo, PGE Obrót compra electricidad de las centrales de carbón de PGE mediante contratos internos y la vende simultáneamente a los clientes minoristas de PGE. Si hay un desajuste generación-demanda, PGE puede aumentar o reducir la producción de sus propias centrales para cerrar la brecha.

Este emparejamiento interno significa que las empresas estatales rara vez necesitan negociar en la bolsa; el BRP presenta los programas netos a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) después de equilibrar las posiciones dentro del grupo.

¿Cómo venden su energía los IPP?

Las empresas estatales siguen dominando la mezcla de generación polaca, pero la cuota de los IPP crece rápidamente. Entre 2022 y 2024, la cuota de IPP y prosumidores pasó del 21% al 31%. La capacidad solar instalada alcanza los 24,8 GW: unos 12,7 GW en sistemas detrás del contador repartidos en 1,5 millones de instalaciones y 12,1 GW en proyectos a escala comercial y de servicios públicos. Las empresas estatales solo poseen 3,9 GW de renovables entre todas, por lo que casi todo el crecimiento ocurre fuera de sus carteras.

En Polonia, los IPP tienen dos vías principales para vender su energía.

• Subastas CfD. Los desarrolladores pujan por un precio fijo. La producción se vende en el mercado diario al precio de referencia. Si el precio de mercado está por debajo del fijo, el CfD paga la diferencia; si está por encima, el generador devuelve el exceso. A diferencia de Alemania, que usa principalmente CfD unilaterales bajo la Ley EEG (donde los generadores se quedan con todo el beneficio extra).
• PPA corporativos. Contratos financieros a precio fijo con un comprador industrial o una utility. La electricidad física sigue liquidándose en el mercado diario; el contrato liquida la diferencia de precio.

18 GW de carbón ya tienen fecha de cierre

Aunque el crecimiento renovable de los IPP supera ampliamente al de las empresas estatales, las cuatro han publicado objetivos de despliegue renovable hasta 2035. La dirección es clara: menos carbón, más renovables y una primera entrada en BESS. Este crecimiento planificado responde directamente al gran número de unidades de carbón programadas para cierre. También se están construyendo centrales de gas junto a renovables para aportar energía firme y cubrir los huecos de la generación variable.

La flota de carbón de 26,5 GW de Polonia está programada para reducirse a 8,7 GW en 2049. PGE afronta las mayores retiradas, con el complejo de Bełchatów (5,1 GW) previsto para cerrar antes de 2036.

¿Qué significa esto para los inversores en flexibilidad?

Las características que definen el mercado eléctrico polaco son también las que crean la mayor oportunidad para el almacenamiento en baterías (BESS).

• A medida que el carbón se retira y es reemplazado por renovables variables, las utilities estatales tendrán que recurrir más a los mercados para cubrir su demanda minorista. A diferencia de sus actuales carteras estables y predecibles basadas en carbón, la nueva mezcla generará más incertidumbre en los perfiles y mayores desbalances que pasarán al mercado. El volumen que antes se casaba internamente circulará por el mercado, aumentando la liquidez que BESS y otros activos flexibles necesitan.
• Mientras tanto, la capacidad solar crece más rápido de lo que se retira el carbón. El superávit del mediodía se ampliará antes de reducirse, y los precios negativos han llegado para quedarse: una señal fuerte y duradera para inversores en flexibilidad.