​Polonia encabezó los índices de referencia europeos de baterías de Modo Energy en el año hasta septiembre de 2026. Nuestra batería polaca de dos horas obtuvo 442.000 €/MW/año, más del doble que una batería equivalente en Alemania.

La mayor parte de esos ingresos procedió de prestar servicios de reserva a PSE, el operador de la red polaca. PSE compra solo 1,8 GW de capacidad de reserva, lo que limita el número de baterías que pueden obtener ingresos con las tarifas actuales.

Los promotores añadieron 455 MW de baterías en 2026. En nuestro escenario central, la capacidad instalada supera los 1,8 GW en 2027. A medida que más baterías compitan por contratos de reserva, los ingresos anuales de una batería de dos horas caerán un 63%, hasta 165.000 €/MW/año a mediados de 2028.

En nuestra retransmisión en directo de noviembre de 2026, analizamos qué puede ofrecer la compraventa mayorista a medida que bajan los precios de reserva, con qué rapidez pueden conectarse las nuevas baterías y qué decisiones serán más importantes para los promotores en 2027.

Conclusiones principales

• En abril, los precios de la electricidad en Polonia empezaron a seguir la evolución del gas, aunque el carbón seguía aportando gran parte de la electricidad del país. Para 2028 esperamos que generar con carbón sea más caro que con gas. Después de 2028, las centrales de carbón perderán el apoyo del mercado de capacidad.
• La reforma de la red está liberando espacio para nuevos proyectos y las solicitudes a PSE han caído un 80%. Financiar la propia batería es otro obstáculo. Para la entrega en 2030, solo 13,4 MW de una batería de cuatro horas y 100 MW pueden optar a pagos por capacidad.
• Los servicios de balance representaron el 92% de los ingresos de las baterías polacas de dos horas en el año hasta septiembre de 2026. Por ello, sus ganancias son especialmente sensibles a la competencia por los contratos de reserva de PSE.
• Esperamos que la capacidad instalada de baterías supere la demanda de reservas en 2027. Para 2030, en nuestro escenario central, la flota polaca alcanzará 4,4 veces la capacidad de reserva que compra PSE.

Los precios mayoristas polacos han empezado a seguir la evolución del gas

A medida que aumenta la competencia por las reservas, una mayor proporción de los ingresos de las baterías procederá del arbitraje en el mercado mayorista. En Polonia está cambiando el combustible que marca el precio mayorista.

El carbón y el lignito siguen generando la mayor parte de la electricidad de Polonia. De enero a octubre de 2026, los precios polacos del mercado diario subieron un 17%, menos que en Gran Bretaña (31%) o Alemania (26%). Sin embargo, durante esos meses los precios polacos empezaron a seguir la evolución de otro combustible.

Hasta abril, el precio del mercado diario seguía de cerca el coste de operar una central de carbón. Cuando los precios del gas subieron tras el estallido de la guerra en Irán, los precios de la electricidad en Polonia empezaron a seguir los del gas. En octubre, generar electricidad con gas costaba 186,5 €/MWh, frente a los 105,9 €/MWh del carbón.

Esperamos que esos costes converjan en 2028. En nuestro escenario central, los precios del gas bajan durante 2027 y 2028, mientras que los mayores precios del carbono del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE encarecen más el carbón. Como resultado, operar una central de carbón será más caro.

Después de 2028, las normas de la UE también retirarán el apoyo del mercado de capacidad a las centrales de carbón. El Gobierno pretende retirar las últimas en 2036. Nuestro escenario central supone que cerrarán en 2040, cuando Polonia contará con más del doble de su capacidad actual de generación con gas.

Una ola de calor en agosto disparó el precio vespertino hasta los 1.870 PLN/MWh

El 4 de agosto de 2026, una ola de calor llevó a PSE a emitir su segunda activación del mercado de capacidad del año, que exigía que todas las unidades contratadas suministraran electricidad. La demanda alcanzó un máximo de 21,2 GW, un nivel habitual en Polonia. Lo que complicó aquella tarde fue la escasez de generación capaz de sustituir a la solar cuando su producción empezó a caer.

Unos 5 GW de capacidad de carbón ya estaban fuera de servicio por tareas de mantenimiento estival programadas. El bajo nivel de los ríos limitó el agua de refrigeración disponible para otras centrales térmicas, y los parques eólicos generaron solo la mitad de su promedio estival.

Polonia recurrió al almacenamiento por bombeo y a las importaciones de Alemania y Lituania para cubrir el déficit. Algunas centrales extranjeras con contratos polacos de capacidad, incluidas unidades en Suecia, tuvieron que atender sus propias redes.

El precio del mercado diario alcanzó los 1.870 PLN/MWh a las 20:00, una vez terminada la activación de dos horas. Para un operador de baterías, el valor de almacenar una hora adicional de energía dependía de cuánto durara el pico de precios de aquella tarde.

Durante la activación, el precio de desequilibrio cayó casi a cero. Este es el precio al que se liquidan en tiempo real las desviaciones respecto a la generación y la demanda programadas. Como las unidades contratadas ya suministraban a plena potencia, PSE tuvo que realizar poco balance adicional durante esas dos horas.

El aumento de la energía solar aún no ha generado más horas con precios negativos

El otro componente del margen de compraventa de una batería es el precio que paga para cargarse. Del 1 de enero al 26 de octubre de 2026, Polonia registró 303 horas con precios negativos en el mercado diario, ligeramente menos que en el mismo periodo de 2025. En España, la cifra subió de 547 a 693.