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El mercado eléctrico polaco se define por tres componentes: una flota heredada de carbón de 26,5 GW, carteras estatales integradas verticalmente y una participación de renovables en rápido crecimiento, especialmente 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 resalta 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 durante mucho tiempo dominado por cuatro grupos estatales integrados verticalmente. Cada uno combina generación, distribución y comercialización bajo una misma empresa matriz, aunque los brazos de distribución están legalmente separados. Ese dominio comienza a erosionarse a medida que la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre construidas por productores independientes (IPP) capturan una mayor cuota de 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 comercialización en territorios geográficos definidos.
• Actualmente, los derechos de emisión de carbono del EU ETS representan 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 una 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 estatal. El mercado eléctrico polaco se liberalizó en 2007, pero en la práctica, cuatro grupos estatales aún controlan la mayor parte de la cadena de valor:

• PGE atiende 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 19,1 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 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 inyectada a la red en 2024, frente al 79% en 2022. Esta caída se explica por el crecimiento de la energía eólica terrestre y la solar fotovoltaica construidas 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, el gas históricamente ha fijado, y aún suele fijar, 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 Eléctrica Polaca), junto con EPEX SPOT y Nord Pool, y está acoplado al mercado diario europeo único 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 laborable típico de verano, la producción solar al mediodía alcanza picos de unos 12 GW. Las plantas de carbón deben apagarse y asumir costes de reinicio, o bien ofertar por debajo de cero para seguir despachadas al mínimo técnico. La solar respaldada por CfD (aukcyjny system wsparcia) también oferta 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 genera precios de la electricidad extremadamente volátiles en Polonia; solo en 2025, el país experimentó más de 300 horas de precios negativos. Para las baterías, esta volatilidad es una señal de ingresos muy fuerte.

En Polonia, el carbón duro o el lignito fijan 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 planta ya construida, cubriendo solo combustible, derechos de carbono y costes variables de operación.

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

​Debido a que el carbón marca el precio en tantas horas, y con 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, 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 negocia la electricidad. La subasta diaria produce un precio de liquidación, pero la mayoría de la electricidad polaca nunca se negocia realmente en la bolsa. En su lugar, circula a través de contratos internos dentro de cada grupo estatal.

El brazo comercial de cada empresa estatal actúa como Parte Responsable del Balance (BRP) tanto para su propia generación como para sus clientes minoristas. Por ejemplo, PGE Obrót compra electricidad a las plantas 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 negociar en la bolsa; la BRP presenta los programas netos a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) después de que las posiciones ya se hayan equilibrado internamente.

¿Cómo venden su energía los IPP?

Las empresas estatales aún dominan la mezcla de generación de Polonia, pero la cuota de los IPP crece rápidamente. Entre 2022 y 2024, la participación de IPP y prosumidores creció del 21% al 31%. La capacidad solar instalada asciende a 24,8 GW: aproximadamente 12,7 GW de sistemas behind-the-meter en 1,5 millones de instalaciones y 12,1 GW en proyectos comerciales y a gran escala. Las empresas estatales sólo suman 3,9 GW de renovables, así 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 ofertan por un precio de ejercicio. La producción se vende en el mercado diario al precio de liquidación. Si el precio de mercado está por debajo del precio de ejercicio, el CfD paga la diferencia; si está por encima, el generador devuelve el exceso. A diferencia de Alemania, que utiliza principalmente CfD unilaterales bajo la Ley EEG (donde los generadores conservan toda la subida).
• 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 compensa la diferencia de precio.

18 GW de carbón ya tienen fecha de cierre

Aunque el crecimiento de las renovables 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 de renovables es consecuencia directa del gran número de unidades de carbón programadas para retirarse. También se están construyendo plantas de gas junto a las 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 afronta el mayor cierre, con el complejo Bełchatów de 5,1 GW previsto para clausurarse antes de 2036.

¿Qué significa esto para los inversores en flexibilidad?

Las características que definen el mercado eléctrico polaco son también las que generan mayores oportunidades para BESS.

• A medida que el carbón se retira y es reemplazado por renovables variables, las utilities estatales tendrán que recurrir cada vez más a los mercados para cubrir su demanda minorista. A diferencia de sus carteras actuales, estables y previsibles gracias al carbón, la nueva mezcla de generación traerá mayor incertidumbre y desequilibrios que se trasladarán a los mercados. El volumen que antes se compensaba internamente pasará 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 excedente 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.