​Pour recevoir nos prochains articles sur la Pologne, ajoutez la Pologne à vos préférences.

Guide gratuit de Modo EnergyMettre l’IA au service de l’investissement et de la gestion d’actifs énergétiquesVous suivez de près les taux de captation solaire et leurs effets ? Un guide pratique pour utiliser des outils d’IA dans vos équipes d’investissement et d’exploitation, avec des conseils concrets et des astuces pour gagner du temps dès maintenant.Télécharger le guide →

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

Ce système est actuellement mis à l’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, mais encore en dessous des 575 heures de l’Allemagne, illustrant la rapidité avec laquelle les renouvelables variables bouleversent la formation des prix.

Le marché national polonais, en zone unique, est longtemps resté dominé par quatre groupes publics intégrés verticalement. Chacun regroupe la production, la distribution et la vente au détail sous une même entité, même si les activités de distribution sont juridiquement séparées. Cette domination s’effrite à mesure que le solaire et l’éolien terrestre développés par des IPP prennent une part croissante de la production.

Points clés à retenir

• Quatre entreprises publiques (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) ont produit 65 % de l’électricité polonaise en 2024, contre 79 % en 2022. Chacune détient la production, la distribution et la vente dans 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 enregistré plus de 300 heures de prix négatifs sur le marché du lendemain en 2025, sous l’effet d’une forte production solaire.
• Les prix du marché du lendemain 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 polonais de l’électricité a été libéralisé en 2007, mais dans la pratique, quatre groupes publics contrôlent encore l’essentiel 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 rattachée à Orlen) gère le nord.

PGE est la plus grande des quatre entreprises publiques. Elle exploite 19,1 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 dans 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, la concurrence existe en aval, mais le taux de changement de fournisseur reste faible, à 0,23 % par an.

Ensemble, les quatre groupes publics ont produit 65 % de l’électricité injectée sur le réseau en 2024, contre 79 % en 2022. Ce recul s’explique par la progression de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque construits par des producteurs indépendants (IPP) et des autoconsommateurs.

Le charbon fixe le prix, le carbone le rend cher

Le deuxième pilier, c’est le charbon. Dans la plupart des marchés européens, le gaz fixe traditionnellement le prix de l’électricité ; en Pologne, c’est le charbon, majoritairement détenu et exploité par les quatre grands groupes publics.

Le marché de l’électricité au jour pour le lendemain fonctionne via la TGE (Bourse polonaise de l’énergie), en parallèle d’EPEX SPOT et Nord Pool, et est couplé au marché européen via l’algorithme EUPHEMIA.

Les producteurs soumettent leurs offres pour chaque heure du lendemain, et le prix de marché s’établit sur la base de l’unité la plus chère nécessaire pour satisfaire la demande (méthode du merit order).

Lors d’une journée estivale classique, la production solaire atteint un pic de 12 GW à midi. Les centrales à charbon doivent alors soit s’arrêter (avec des coûts de redémarrage), soit proposer des prix négatifs pour rester en fonctionnement au minimum technique. Le solaire soutenu par un CfD (aukcyjny system wsparcia) propose aussi des prix négatifs : le contrat garantit un prix fixe, 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 très forte volatilité des prix en Pologne : rien qu’en 2025, plus de 300 heures de prix négatifs ont été enregistrées. Pour les batteries, cette volatilité est un signal de revenus fort.

En Pologne, le charbon dur ou le lignite fixent le prix marginal la plupart du temps. Le coût marginal à court terme (SRMC) correspond au coût de production d’un MWh supplémentaire sur une centrale existante, incluant carburant, quotas carbone et coûts variables d’exploitation.

Le SRMC du charbon dur en 2025 s’élève en moyenne à 110 €/MWh : 37 €/MWh de combustible (indice PSCMI‑1 du charbon national), 70 €/MWh de quotas carbone EU ETS, et 4 €/MWh d’O&M variable. Le CO₂ représentait 43 % du SRMC charbon en 2020 ; il en constitue 63 % en 2025.

​Parce que le charbon fixe le prix la plupart du temps, et qu’il y a moins de renouvelables pour le faire baisser, les prix du marché au jour pour le lendemain en Pologne comptent parmi les plus élevés d’Europe. La moyenne annuelle 2025 est de 109 €/MWh (77 % au-dessus de la France, 20 % de plus que l’Allemagne), bien qu’en dessous de l’Italie (116 €/MWh).

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

Le troisième pilier concerne la manière dont l’électricité est échangée. L’enchère du marché du lendemain fixe un prix, mais la plupart de l’électricité polonaise ne transite jamais par la bourse. Elle circule via des contrats internes à chaque groupe public.

La branche trading de chaque entreprise publique agit comme Responsable d’Équilibre (BRP) pour sa propre production et ses clients. Par exemple, PGE Obrót achète l’électricité des centrales à charbon de PGE via des contrats internes et la revend aux clients de détail de PGE. En cas de déséquilibre, PGE ajuste la production de ses propres unités pour équilibrer la demande.

Ce système d’appariement interne fait que les entreprises publiques échangent rarement 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 entreprises publiques dominent toujours le mix 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 atteint 24,8 GW : environ 12,7 GW en autoconsommation (1,5 million d’installations) et 12,1 GW en projets commerciaux et à grande échelle. Les entreprises publiques ne détiennent que 3,9 GW de renouvelables, la quasi-totalité de la croissance se fait donc en dehors de leurs portefeuilles.

En Pologne, les IPP disposent de deux principaux canaux d’écoulement.

• Enchères CfD. Les développeurs proposent un prix de référence. La production est vendue sur le marché du lendemain au prix de marché. Si ce prix est inférieur au prix de référence, le CfD paie la différence ; s’il est supérieur, le producteur reverse l’excédent. Contrairement à l’Allemagne, qui utilise surtout des CfD unilatéraux (sous EEG) où le producteur conserve tous les gains à la hausse.
• PPA d’entreprise. Contrats financiers à prix fixe avec un industriel ou une entreprise. L’électricité physique passe toujours par le marché du lendemain ; le contrat compense la différence de prix.

18 GW de charbon déjà programmés à l’arrêt

Même si la croissance des renouvelables IPP dépasse largement celle des entreprises publiques, ces dernières ont toutes publié des objectifs de développement des renouvelables 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 croissance planifiée des renouvelables est une conséquence directe du grand nombre d’unités charbon programmées à la fermeture. Des centrales à gaz sont aussi construites en complément des renouvelables pour garantir la puissance et combler l’intermittence.

Le parc charbonnier polonais de 26,5 GW doit être réduit à 8,7 GW d’ici 2049. PGE connaîtra la plus forte vague de 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 du marché polonais de l’électricité sont aussi celles qui créent le plus d’opportunités pour le stockage par batteries (BESS).

• À mesure que le charbon disparaît au profit des renouvelables variables, les groupes publics devront davantage recourir à la bourse pour répondre à la demande de détail. Contrairement à leurs portefeuilles actuels, stables et dominés par le charbon, le nouveau mix sera plus incertain et générera davantage de déséquilibres, qui seront compensés sur le marché. Les volumes jusque-là équilibrés en interne transiteront par le marché, renforçant la liquidité nécessaire au BESS et aux actifs flexibles.
• Par ailleurs, la capacité solaire croît plus vite que la fermeture du charbon. L’excédent de production à midi va s’accentuer avant de se résorber, et les prix négatifs sont là pour durer – un signal fort et durable pour les investisseurs en flexibilité.