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Il mercato elettrico polacco si basa su tre componenti: un parco carbone storico da 26,5 GW, portafogli statali verticalmente integrati e una quota di rinnovabili in rapida crescita, soprattutto solare.

Questo sistema è ora messo sotto pressione. Nel 2025, la Polonia ha registrato oltre 300 ore di prezzi negativi dell’energia, più del doppio rispetto alle 149 ore della Gran Bretagna, anche se ancora sotto le 575 ore della Germania, a dimostrazione di quanto rapidamente le rinnovabili variabili stiano rimodellando le dinamiche dei prezzi.

Il mercato elettrico nazionale polacco, a zona unica, è stato a lungo dominato da quattro gruppi statali verticalmente integrati. Ognuno combina produzione, distribuzione e vendita al dettaglio sotto un’unica società madre, anche se le attività di distribuzione sono giuridicamente separate. Questo dominio sta iniziando a erodersi grazie alla crescita di impianti fotovoltaici eolici onshore realizzati da produttori indipendenti (IPP).

Punti chiave

• Quattro aziende statali (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) hanno generato il 65% dell’elettricità polacca nel 2024, in calo rispetto al 79% del 2022. Ognuna possiede produzione, distribuzione e vendita su territori geografici definiti.
• I permessi di carbonio EU ETS rappresentano ora il 63% del costo marginale a breve termine del carbone.
• Nel 2025 la Polonia ha registrato oltre 300 ore di prezzi negativi nel mercato del giorno prima, spinte dall’alta produzione solare.
• I prezzi medi del giorno prima sono stati di 109 €/MWh nel 2025, il 77% in più rispetto alla Francia e il 20% in più rispetto alla Germania.

Quattro aziende statali controllano il 65% della produzione

Il primo pilastro è la struttura delle aziende statali. Il mercato elettrico polacco è stato liberalizzato nel 2007, ma di fatto quattro gruppi statali controllano ancora la maggior parte della filiera:

• PGE serve la Polonia centrale e orientale.
• Tauron opera in Slesia e nel sud.
• Enea copre la Polonia occidentale.
• Energa (ora parte di Orlen) gestisce il nord.

PGE è la più grande delle quattro aziende statali. Gestisce 19,1 GW di capacità, con il complesso a lignite di Bełchatów da 5,1 GW – la più grande centrale termica d’Europa – e serve 5,8 milioni di clienti retail tra Polonia centrale e orientale.

Ogni gruppo possiede centrali elettriche, un operatore di rete di distribuzione (DSO) e una divisione di vendita al dettaglio. In teoria la concorrenza al dettaglio esiste, ma il tasso di cambio fornitore è basso, pari allo 0,23% annuo.

Insieme, le quattro aziende statali hanno prodotto il 65% dell’elettricità immessa in rete nel 2024, in calo rispetto al 79% del 2022. Il calo è dovuto alla crescita di eolico onshore e fotovoltaico realizzati da IPP e prosumer.

Il carbone fa il prezzo, la CO2 lo rende caro

Il secondo pilastro è il carbone. Nella maggior parte dei mercati europei il prezzo dell’energia è storicamente determinato dal gas; in Polonia, invece, è il carbone – in gran parte di proprietà e gestione delle quattro utility statali – a fissare il prezzo.

Il mercato elettrico del giorno prima in Polonia opera tramite TGE (Towarowa Giełda Energii, la Borsa elettrica polacca), insieme a EPEX SPOT e Nord Pool, ed è integrato nel Single Day-Ahead Coupling europeo tramite l’algoritmo EUPHEMIA.

I produttori presentano offerte per ogni ora del giorno successivo e il mercato si chiude al prezzo dell’unità più costosa necessaria per soddisfare la domanda in quell’ora (il merit order).

In una tipica giornata estiva, la produzione solare a mezzogiorno raggiunge i 12 GW. Le centrali a carbone devono spegnersi, con costi di riavvio, oppure offrire prezzi negativi per restare in esercizio al minimo tecnico. Anche il solare sostenuto da CfD (aukcyjny system wsparcia) offre prezzi negativi: il contratto paga un prezzo fisso a prescindere dal prezzo di mercato. Alla sera, quando il solare cala, il carbone torna a fare il prezzo.

Questo comportamento di mercato genera prezzi dell’energia molto volatili in Polonia; solo nel 2025 si sono registrate oltre 300 ore di prezzi negativi. Per i sistemi di accumulo, questa volatilità rappresenta un forte segnale di ricavo.

In Polonia, il carbone duro o la lignite fissano il prezzo marginale per la maggior parte delle ore. Il costo marginale a breve termine (SRMC) è il costo di produrre un MWh aggiuntivo da un impianto già costruito, considerando solo combustibile, permessi di CO₂ e costi operativi variabili.

Nel 2025, il SRMC della generazione a carbone duro è stato in media di 110 €/MWh: 37 €/MWh per il combustibile (indice PSCMI‑1 del carbone nazionale), 70 €/MWh per i permessi EU ETS e 4 €/MWh per O&M variabile. La quota della CO₂ sul SRMC del carbone era il 43% nel 2020; nel 2025 è salita al 63%.

​Poiché il carbone fissa il prezzo per molte ore e con meno rinnovabili a spingere i prezzi verso il basso, i prezzi dell’energia polacchi nel giorno prima sono tra i più alti d’Europa. La media annuale 2025 è stata di 109 €/MWh (77% in più rispetto alla Francia, 20% in più rispetto alla Germania), ma ancora sotto i 116 €/MWh dell’Italia.

La maggior parte dell’elettricità non passa dalla borsa

Il terzo pilastro riguarda le modalità di vendita dell’energia. L’asta del giorno prima produce un prezzo di riferimento, ma la maggior parte dell’elettricità polacca non viene effettivamente scambiata in borsa. Invece, viene gestita tramite contratti interni a ciascun gruppo statale.

La divisione trading di ciascuna azienda statale agisce come Balancing Responsible Party (BRP) sia per la propria produzione sia per i propri clienti retail. Ad esempio, PGE Obrót acquista elettricità dalle centrali a carbone di PGE tramite contratti infragruppo e la vende contemporaneamente ai clienti retail di PGE. Se si verifica uno sbilanciamento tra produzione e domanda, PGE può aumentare o ridurre la produzione delle proprie unità per colmare il gap.

Questa gestione interna fa sì che le aziende statali debbano raramente operare in borsa; il BRP invia i programmi netti a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) dopo aver già bilanciato le posizioni all’interno del gruppo.

Come vendono l’energia gli IPP?

Le aziende statali dominano ancora il mix produttivo polacco, ma la quota degli IPP cresce rapidamente. Tra il 2022 e il 2024, la quota di IPP e prosumer è passata dal 21% al 31%. La capacità solare installata è di 24,8 GW: circa 12,7 GW di impianti “dietro il contatore” in 1,5 milioni di installazioni e 12,1 GW di progetti utility-scale e commerciali. Le aziende statali detengono solo 3,9 GW di rinnovabili, quindi quasi tutta la crescita avviene fuori dai loro portafogli.

In Polonia, gli IPP hanno due principali canali di vendita.

• Aste CfD. Gli sviluppatori fanno offerte per un prezzo strike. L’energia viene venduta sul mercato del giorno prima al prezzo di clearing. Se il prezzo di mercato è inferiore allo strike, il CfD paga la differenza; se è superiore, il produttore restituisce l’eccesso. Diversamente dalla Germania, che usa prevalentemente CfD unilaterali (EEG) dove il produttore mantiene tutti i ricavi extra.
• PPA aziendali. Contratti finanziari a prezzo fisso con un’industria o una utility. L’energia fisica viene comunque scambiata sul mercato del giorno prima; il contratto regola la differenza di prezzo.

18 GW di carbone hanno già una data di ritiro

Sebbene la crescita delle rinnovabili IPP sia molto più rapida di quella delle aziende statali, tutte e quattro hanno pubblicato obiettivi di sviluppo rinnovabile al 2035. La direzione è chiara: meno carbone, più rinnovabili e primi ingressi nell’accumulo elettrochimico (BESS). Questa crescita pianificata delle rinnovabili è conseguenza diretta del gran numero di unità a carbone già programmate per la chiusura. Accanto alle rinnovabili vengono costruite centrali a gas per garantire potenza stabile e coprire i vuoti lasciati dalla generazione variabile.

Il parco carbone polacco da 26,5 GW è destinato a scendere a 8,7 GW entro il 2049. PGE dovrà affrontare le maggiori dismissioni, con il complesso di Bełchatów (5,1 GW) che chiuderà entro il 2036.

Cosa significa per gli investitori in flessibilità

Le caratteristiche che definiscono il mercato elettrico polacco sono anche quelle che creano le maggiori opportunità per i sistemi di accumulo (BESS).

• Man mano che il carbone viene ritirato e sostituito da rinnovabili variabili, le utility statali dovranno rivolgersi sempre di più alle borse per soddisfare la domanda retail. Diversamente dagli attuali portafogli stabili e prevedibili dominati dal carbone, il nuovo mix produttivo porterà più incertezza nei profili e maggiori sbilanciamenti che finiranno sul mercato. I volumi prima gestiti internamente passeranno sul mercato, aumentando la liquidità necessaria a BESS e altri asset flessibili.
• Nel frattempo, la capacità solare cresce più rapidamente del ritmo di dismissione del carbone. Il surplus di mezzogiorno si amplierà prima di ridursi e i prezzi negativi sono destinati a restare – un segnale forte e duraturo per gli investitori in flessibilità.