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Le marché polonais de l’électricité repose sur trois piliers : un parc charbonnier hérité de 26,5 GW, des portefeuilles verticaux intégrés et détenus par l’État, et une part d’énergies renouvelables en forte croissance, notamment le solaire.

Ce système est actuellement soumis à rude épreuve. En 2025, la Pologne a enregistré plus de 300 heures de prix négatifs de l’électricité, soit plus du double des 149 heures du Royaume-Uni, bien qu’encore en dessous des 575 heures de l’Allemagne, illustrant la rapidité avec laquelle les renouvelables variables transforment la dynamique des prix.

Le marché national polonais de l’électricité, organisé en zone unique, est depuis longtemps dominé par quatre groupes publics intégrés verticalement. Chacun regroupe production, distribution et fourniture sous une même entité, même si les activités de distribution sont juridiquement séparées. Cette domination s’effrite à mesure que le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre construits par des producteurs indépendants gagnent des parts de marché.

Points clés à retenir

• Quatre entreprises publiques (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) ont généré 65 % de l’électricité polonaise en 2024, contre 79 % en 2022. Chacune possède des actifs de production, de distribution et de fourniture sur des territoires définis.
• Les quotas carbone du SEQE de l’UE représentent désormais 63 % du coût marginal à court terme du charbon.
• La Pologne a comptabilisé plus de 300 heures de prix négatifs sur le marché day-ahead en 2025, sous l’effet d’une forte production solaire.
• Les prix day-ahead ont atteint en moyenne 109 €/MWh en 2025, soit 77 % de plus qu’en France et 20 % de plus qu’en Allemagne.

Quatre entreprises publiques contrôlent 65 % de la production

Le premier pilier est la structure des entreprises publiques. Le marché polonais de l’électricité a été libéralisé en 2007, mais dans les faits, quatre groupes publics contrôlent toujours la majeure partie de la chaîne de valeur :

• PGE dessert le centre et l’est de la Pologne.
• Tauron opère en Silésie et dans le sud du pays.
• Enea couvre l’ouest de la Pologne.
• Energa (désormais partie d’Orlen) gère le nord du pays.

PGE est le plus grand des quatre groupes publics. Il exploite 19,1 GW de capacité, dont le complexe de lignite de Bełchatów (5,1 GW), la plus grande centrale thermique d’Europe, et compte 5,8 millions de clients sur le centre et l’est du pays.

Chaque groupe possède des centrales, un gestionnaire de réseau de distribution (DSO) et une branche de fourniture. En théorie, il existe une concurrence sur le segment de la fourniture, mais les taux de changement de fournisseur restent faibles, à 0,23 % par an.

Ensemble, les quatre entreprises publiques ont généré 65 % de l’électricité injectée sur le réseau en 2024, contre 79 % en 2022. Ce recul s’explique par la montée en puissance de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque développés par des producteurs indépendants et des autoconsommateurs.

Le charbon fixe le prix, le carbone le rend cher

Le deuxième pilier, c’est le charbon. Sur la plupart des marchés européens, c’est le gaz qui a historiquement fixé le prix de l’électricité — et c’est encore souvent le cas. En Pologne, ce rôle revient au charbon, en grande partie exploité par les quatre entreprises publiques qui dominent la production.

Le marché day-ahead polonais fonctionne via la TGE (Towarowa Giełda Energii, la bourse polonaise de l’électricité), aux côtés d’EPEX SPOT et de Nord Pool, et est couplé au marché unique européen via l’algorithme EUPHEMIA.

Les producteurs soumettent des offres pour chaque heure du lendemain, et le marché s’équilibre au prix de l’unité la plus chère nécessaire pour répondre à la demande à cette heure (le merit order).

Un jour d’été typique, la production solaire atteint un pic d’environ 12 GW à la mi-journée. Les centrales à charbon doivent alors soit s’arrêter (et supporter les coûts de redémarrage), soit proposer des offres négatives pour rester en fonctionnement à leur puissance minimale. Le solaire bénéficiant d’un CfD (système de soutien par contrats pour différence) propose aussi des offres négatives : le contrat garantit un prix fixe aux producteurs, quel que soit le prix de marché. En soirée, la production solaire chute et le charbon redevient l’élément fixant le prix.

Ce fonctionnement engendre une forte volatilité des prix de l’électricité en Pologne ; rien qu’en 2025, le pays a connu plus de 300 heures de prix négatifs. Pour les batteries, cette volatilité constitue un signal de revenus fort.

En Pologne, le charbon dur ou le lignite fixe le prix marginal la plupart du temps. Le coût marginal à court terme (SRMC) est le coût de production d’un MWh supplémentaire à partir d’une centrale existante, couvrant uniquement le combustible, les quotas carbone et les coûts variables d’exploitation.

En 2025, le SRMC du charbon dur s’établissait en moyenne à 110 €/MWh : 37 €/MWh pour le combustible (indice PSCMI‑1), 70 €/MWh pour les quotas carbone du SEQE, et 4 €/MWh pour l’exploitation et la maintenance variables. Le CO₂ représentait 43 % du SRMC du charbon en 2020 ; en 2025, cette part est montée à 63 %.

​Parce que le charbon fixe le prix sur de nombreuses heures et qu’il y a moins de renouvelables pour faire baisser les prix, les prix day-ahead polonais figurent parmi les plus élevés d’Europe. La moyenne annuelle 2025 était de 109 €/MWh (77 % de plus qu’en France, 20 % de plus qu’en Allemagne), mais encore en dessous des 116 €/MWh de l’Italie.

La majorité de l’électricité n’atteint jamais la bourse

Le troisième pilier concerne la façon dont l’électricité est échangée. L’enchère day-ahead détermine un prix d’équilibre, mais la majeure partie de l’électricité polonaise n’est jamais réellement échangée sur la bourse. Elle transite plutôt via des contrats internes au sein de chaque groupe public.

La branche trading de chaque entreprise publique agit comme Responsable d’Équilibre (BRP) à la fois pour sa propre production et pour ses clients de fourniture. Par exemple, PGE Obrót achète l’électricité des centrales à charbon de PGE via des contrats intra-groupe et la revend simultanément à ses clients. En cas de déséquilibre entre production et consommation, PGE peut ajuster la production de ses propres centrales pour combler l’écart.

Ce système d’appariement interne fait que les entreprises publiques n’ont que rarement besoin d’échanger sur la bourse ; le BRP soumet des programmes nets à Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) une fois les positions équilibrées en interne.

Comment les producteurs indépendants vendent-ils leur électricité ?

Les entreprises publiques dominent encore le mix polonais, mais la part des producteurs indépendants progresse rapidement. Entre 2022 et 2024, la part des producteurs indépendants et des autoconsommateurs est passée de 21 % à 31 %. La capacité solaire installée atteint 24,8 GW : environ 12,7 GW en autoconsommation sur 1,5 million d’installations, et 12,1 GW de projets utilitaires ou commerciaux. Les entreprises publiques ne détiennent que 3,9 GW de renouvelables, si bien que la quasi-totalité de la croissance se fait hors de leurs portefeuilles.

En Pologne, les producteurs indépendants disposent de deux principaux canaux d’accès au marché.

• Enchères CfD. Les développeurs enchérissent sur un prix d’exercice. La production est vendue sur le marché day-ahead au prix d’équilibre. Si le prix de marché est inférieur au prix d’exercice, le CfD paie la différence ; s’il est supérieur, le producteur rembourse l’excédent. Contrairement à l’Allemagne, qui utilise surtout des CfD unilatéraux (loi EEG) permettant aux producteurs de conserver toute la surperformance.
• PPA d’entreprise. Contrats financiers à prix fixe avec un client industriel ou une entreprise. L’électricité physique transite toujours par le marché day-ahead ; le contrat règle la différence de prix.

18 GW de charbon ont déjà une date de fermeture

Bien que la croissance des renouvelables portés par les producteurs indépendants dépasse largement celle des entreprises publiques, ces dernières ont toutes publié des objectifs de développement renouvelable à l’horizon 2035. L’orientation est claire : moins de charbon, plus de renouvelables, et une première incursion dans le stockage par batteries (BESS). Cette croissance planifiée est la conséquence directe du nombre important d’unités charbon programmées pour l’arrêt. De nouvelles centrales à gaz sont également construites pour fournir une puissance pilotable et compenser l’intermittence des renouvelables.

Le parc charbonnier polonais de 26,5 GW doit passer à 8,7 GW d’ici 2049. PGE sera le plus concerné par les fermetures, avec le complexe de Bełchatów (5,1 GW) prévu pour l’arrêt d’ici 2036.

Ce que cela signifie pour les investisseurs en flexibilité

Les caractéristiques qui définissent le marché polonais sont aussi celles qui créent le plus d’opportunités pour le stockage par batteries (BESS).

• À mesure que le charbon disparaît et que les renouvelables variables prennent le relais, les entreprises publiques devront davantage recourir aux marchés pour répondre à la demande de leurs clients. Contrairement à leurs portefeuilles charbonniers stables et prévisibles, le nouveau mix énergétique entraînera une plus grande incertitude et davantage de déséquilibres qui devront être traités sur les marchés. Les volumes autrefois appariés en interne transiteront désormais par le marché, renforçant la liquidité dont le BESS et les actifs flexibles ont besoin.
• Parallèlement, la capacité solaire croît plus vite que le charbon ne recule. L’excédent de mi-journée va donc s’accentuer avant de se résorber, et les prix négatifs sont là pour durer — un signal fort et durable pour les investisseurs en flexibilité.