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

Ce système est aujourd’hui soumis à rude épreuve. En 2025, la Pologne a enregistré plus de 300 heures de prix négatifs sur le marché de l’électricité, soit plus du double des 149 heures constatées en Grande-Bretagne, mais encore loin des 575 heures en Allemagne, illustrant la rapidité avec laquelle les renouvelables variables bouleversent la formation des prix.

Le marché national polonais de l’électricité, organisé en une seule zone, a longtemps été dominé par quatre groupes étatiques intégrés verticalement. Chacun regroupe la production, la distribution et la fourniture au détail sous une même entité, même si la distribution est juridiquement séparée. Cette domination commence à s’effriter, car l’éolien terrestre et le solaire photovoltaïque développés par des producteurs indépendants (IPP) prennent une part croissante de la production.

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 détient la production, la distribution et la fourniture sur des territoires géographiques définis.
• Les quotas carbone du SEQE de l’UE représentent désormais 63 % du coût marginal à court terme du charbon.
• La Pologne a enregistré plus de 300 heures de prix négatifs sur le marché day-ahead en 2025, principalement grâce à 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, c’est la structure des entreprises publiques. Le marché a été libéralisé en 2007, mais en pratique, quatre groupes étatiques contrôlent encore la majeure partie de la chaîne de valeur :

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

PGE est la plus grande des quatre entreprises publiques. Elle exploite 18,9 GW de capacité, dont le complexe de lignite de Bełchatów (5,1 GW), la plus grande centrale thermique d’Europe, et fournit 5,8 millions de clients au détail dans le centre et l’est de la Pologne.

Chaque groupe possède des centrales, un gestionnaire de réseau de distribution (DSO) et une branche de fourniture. La concurrence existe en théorie au niveau de la fourniture, mais le taux de changement de fournisseur reste faible, à 0,23 % par an.

Ensemble, ces quatre groupes ont produit 65 % de l’électricité injectée sur le réseau en 2024, contre 79 % en 2022. Cette baisse s’explique par la croissance de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque développés par les producteurs indépendants (IPP) et les autoconsommateurs.

Le charbon fixe le prix, le carbone le rend cher

Le deuxième pilier, c’est le charbon. Alors que dans la plupart des marchés européens, c’est le gaz qui fixe le prix de l’électricité, en Pologne, ce rôle revient au charbon, en grande partie détenu et exploité par les quatre groupes publics qui dominent la production.

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

Les producteurs soumettent des offres pour chaque heure du lendemain, et le marché s’équilibre au prix de la dernière unité nécessaire pour satisfaire la demande (le merit order).

Lors d’une journée d’été typique, la production solaire atteint un pic d’environ 12 GW à la mi-journée. Les centrales à charbon doivent alors s’arrêter (avec des coûts de redémarrage) ou proposer des offres à prix négatif pour rester en fonctionnement au minimum technique. Le solaire bénéficiant d’un CfD (aukcyjny system wsparcia) propose aussi des offres négatives : le contrat garantit un prix fixe aux producteurs, quel que soit le prix du marché. En soirée, la production solaire chute et le charbon redevient le prix de référence.

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 représente un signal de revenus très attractif.

En Pologne, le charbon (houille ou lignite) fixe le prix marginal la plupart du temps. Le coût marginal à court terme (SRMC) correspond au coût de production d’un mégawattheure supplémentaire sur une centrale existante, en ne tenant compte que du combustible, des quotas carbone et des coûts variables d’exploitation.

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

Comme le charbon fixe le prix la majorité du temps, et avec peu de renouvelables pour faire baisser les prix, les prix day-ahead polonais comptent 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 de l’Italie (116 €/MWh).

La majorité de l’électricité ne passe jamais par la bourse

Le troisième pilier concerne la façon dont l’électricité est échangée. L’enchère day-ahead fixe un prix d’équilibre, mais la plupart de l’électricité polonaise ne transite jamais par la bourse. Elle circule plutôt via des contrats internes à chaque groupe public.

La branche trading de chaque entreprise publique agit comme Partie Responsable d’Équilibre (BRP) pour sa propre production et ses clients au détail. Par exemple, PGE Obrót achète l’électricité produite par les centrales à charbon de PGE via des contrats intra-groupe et la revend en même temps à ses clients finaux. En cas de déséquilibre production-demande, PGE peut ajuster ses propres unités pour combler l’écart.

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

Comment les IPP vendent-ils leur électricité ?

Les groupes publics dominent encore le mix électrique polonais, mais la part des IPP progresse rapidement. Entre 2022 et 2024, la part des IPP et des autoconsommateurs est passée de 21 % à 31 %. La capacité solaire installée dépasse désormais 25 GW : environ 13 GW de systèmes en autoconsommation (1,5 million d’installations) et 12 GW de projets utilitaires et commerciaux. Les entreprises publiques ne détiennent que 3,9 GW de renouvelables, donc presque toute la croissance se fait hors de leurs portefeuilles.

En Pologne, les IPP disposent de deux principaux canaux de commercialisation.

• Enchères CfD. Les développeurs soumissionnent pour un prix d’exercice. L’électricité 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 privilégie les CfD unilatéraux (EEG) où le producteur conserve tout le potentiel de hausse.
• PPA d’entreprise. Contrats financiers à prix fixe avec un industriel ou une entreprise d’électricité. L’électricité physique passe toujours par le marché day-ahead ; le contrat règle la différence de prix de façon financière.

18 GW de charbon déjà programmés à l’arrêt

Même si la croissance des renouvelables IPP dépasse largement celle des groupes publics, ces derniers ont tous publié des objectifs de développement renouvelable à l’horizon 2035. La tendance est claire : moins de charbon, plus de renouvelables, et une première incursion dans le stockage par batteries (BESS). Cette évolution est directement liée au nombre important d’unités charbon programmées à l’arrêt. Des centrales à gaz sont aussi construites en complément pour garantir la puissance de pointe et compenser l’intermittence des renouvelables.

Le parc charbonnier polonais de 26,5 GW doit être réduit à 8,7 GW d’ici 2049. PGE connaîtra les plus grands retraits, le complexe de Bełchatów (5,1 GW) devant fermer d’ici 2036.

Ce que cela signifie pour les investisseurs en flexibilité

Les spécificités du marché polonais de l’électricité sont aussi celles qui créent les meilleures opportunités pour le stockage par batteries (BESS).

• À mesure que le charbon disparaît au profit des renouvelables variables, les entreprises publiques devront s’approvisionner davantage sur les marchés pour répondre à la demande des clients. Contrairement à leurs portefeuilles actuels, dominés par le charbon et donc stables et prévisibles, le nouveau mix apportera plus d’incertitude et des déséquilibres plus fréquents, qui se répercuteront sur les marchés. Les volumes auparavant équilibrés en interne transiteront par le marché, augmentant la liquidité dont le BESS et d’autres actifs flexibles ont besoin.
• Par ailleurs, la capacité solaire croît plus vite que les retraits de charbon. Le surplus de la mi-journée va donc s’accentuer avant de se résorber, et les prix négatifs vont perdurer — un signal fort et durable pour les investisseurs en flexibilité.