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

Este sistema está siendo puesto a prueba. 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 subraya la rapidez con la que las renovables variables están transformando la dinámica de precios.

El mercado eléctrico nacional de zona única de Polonia ha estado dominado durante mucho tiempo por cuatro grupos estatales integrados verticalmente. Cada uno combina generación, distribución y venta minorista bajo una sola empresa matriz, aunque los brazos de distribución están jurídicamente separados. Ese dominio comienza a erosionarse a medida que la energía 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 de Polonia en 2024, frente al 79% en 2022. Cada una posee generación, distribución y venta minorista en territorios geográficos definidos.
• Los derechos de emisión de carbono del EU ETS representan ahora el 63% del coste marginal de corto plazo del carbón.
• Polonia registró más de 300 horas de precios negativos en el mercado diario en 2025, impulsado 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 presta servicio en el centro y este de Polonia.
• Tauron opera en Silesia y las regiones del sur.
• Enea cubre el oeste de Polonia.
• Energa (ahora parte de Orlen) gestiona los territorios del norte.

PGE es la mayor de las cuatro empresas estatales. Opera 18,9 GW de capacidad, anclados por el complejo de lignito Bełchatów de 5,1 GW, la mayor planta térmica de Europa, y atiende a 5,8 millones de clientes minoristas en el centro y este del país.

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

En conjunto, las cuatro empresas estatales generaron el 65% de la electricidad inyectada 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 productores independientes (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, el gas históricamente ha marcado, y suele seguir marcando, 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 satisfacer la demanda en esa hora (el orden de mérito).

En un día laboral típico de verano, la generación solar al mediodía alcanza picos de unos 12 GW. Las centrales de carbón deben apagarse e incurrir en costes de reinicio o pujar por debajo de cero para mantenerse despachadas en su 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 anochecer, la generación solar cae y el carbón vuelve a marcar el precio.

Este comportamiento de mercado da lugar a precios 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 de una planta ya construida, cubriendo solo combustible, derechos de carbono y costes operativos variables.

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

Debido a que el carbón marca el precio durante tantas horas, y con menos renovables que empujen los precios a la baja, los precios diarios de la electricidad en Polonia están entre los más altos de Europa. El promedio anual de 2025 fue de 109 €/MWh (77% por encima de Francia, 20% por encima de 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 comercia la electricidad. La subasta diaria produce un precio de liquidación, 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 la Parte Responsable del 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 intra-grupo y, al mismo tiempo, la vende a los clientes minoristas de PGE. Si hay un desajuste entre generación y demanda, PGE puede aumentar o reducir la producción de sus propias unidades para cerrar la brecha.

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

¿Cómo venden la energía los IPP?

Las empresas estatales siguen dominando la mezcla de generación de Polonia, pero la cuota de los IPP crece rápidamente. Entre 2022 y 2024, la participación de IPP y prosumidores pasó del 21% al 31%. La capacidad solar instalada supera ya los 25 GW: aproximadamente 13 GW de sistemas detrás del contador en 1,5 millones de instalaciones y 12 GW de proyectos a escala comercial y de servicios públicos. Las empresas estatales solo poseen 3,9 GW de capacidad renovable entre todas, por lo que casi todo el crecimiento se produce fuera de sus carteras.

En Polonia, los IPP tienen dos rutas principales al mercado.

• Subastas CfD. Los desarrolladores pujan por un precio de ejercicio. La producción se vende en el mercado diario al precio de liquidación. Si el precio de mercado es inferior al de ejercicio, el CfD paga la diferencia; si es superior, el generador devuelve el exceso. A diferencia de Alemania, que utiliza principalmente CfD unilaterales bajo la Ley EEG (donde los generadores retienen todas las ganancias).
• PPA corporativos. Contratos financieros a precio fijo con un comprador industrial o una comercializadora. La electricidad física sigue liquidándose en el mercado diario; el contrato liquida la diferencia de precio financieramente.

18 GW de carbón ya tienen fecha de cierre

Aunque el crecimiento de las renovables de 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 en renovables es consecuencia directa del gran número de unidades de carbón programadas para cierre. También se están construyendo centrales de gas junto a renovables para aportar potencia 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 enfrenta los mayores cierres, con el complejo Bełchatów de 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 mayores oportunidades para BESS.

• A medida que el carbón se retira y es reemplazado por renovables variables, las empresas estatales tendrán que recurrir cada vez más a los mercados para cubrir la demanda minorista. A diferencia de sus actuales carteras estables y previsibles dominadas por el carbón, la nueva mezcla de generación traerá mayor incertidumbre en los perfiles y desequilibrios que se desviarán al mercado. El volumen que antes se emparejaba internamente circulará por el mercado, profundizando la liquidez que necesitan BESS y otros activos flexibles.
• 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 los inversores en flexibilidad.