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

Questo sistema è ora sottoposto a una prova di stress. Nel 2025, la Polonia ha registrato oltre 300 ore di prezzi negativi dell’energia, più del doppio delle 149 ore del Regno Unito, ma ancora sotto le 575 ore della Germania, a dimostrazione di quanto rapidamente le rinnovabili variabili stiano rimodellando la dinamica dei prezzi.

Il mercato elettrico nazionale polacco, a zona unica, è stato a lungo dominato da quattro gruppi statali verticalmente integrati. Ognuno combina generazione, distribuzione e vendita al dettaglio sotto un’unica società madre, sebbene le attività di distribuzione siano legalmente separate. Questo dominio sta iniziando a erodersi grazie alla crescita della produzione solare e eolica onshore realizzata da IPP.

Punti chiave

• Quattro imprese statali (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) hanno generato il 65% dell’elettricità polacca nel 2024, in calo rispetto al 79% del 2022. Ognuna possiede generazione, distribuzione e vendita in aree geografiche definite.
• I permessi di emissione 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’elevata produzione solare.
• I prezzi del giorno prima hanno avuto una media di 109 €/MWh nel 2025, il 77% in più rispetto alla Francia e il 20% in più rispetto alla Germania.

Quattro imprese statali controllano il 65% della generazione

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

• PGE serve la Polonia centrale e orientale.
• Tauron opera in Slesia e nelle regioni meridionali.
• Enea copre la Polonia occidentale.
• Energa (ora parte di Orlen) gestisce le aree settentrionali.

PGE è la più grande delle quattro imprese statali. Gestisce 18,9 GW di capacità, ancorata al complesso a lignite di Bełchatów da 5,1 GW, la più grande centrale termica d’Europa, e serve 5,8 milioni di clienti retail nelle zone centrali e orientali del paese.

Ogni gruppo possiede centrali elettriche, un operatore di distribuzione (DSO) e una divisione di vendita al dettaglio. In teoria esiste concorrenza a livello retail, ma i tassi di cambio fornitore sono bassissimi, solo lo 0,23% annuo.

Insieme, le quattro imprese statali hanno generato il 65% dell’elettricità immessa in rete nel 2024, in calo rispetto al 79% del 2022. Il calo è dovuto alla crescita dell’eolico onshore e del fotovoltaico realizzati da produttori indipendenti (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, questo ruolo spetta al carbone, perlopiù di proprietà e gestito dalle quattro utility statali.

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 nell’accoppiamento unico europeo tramite l’algoritmo EUPHEMIA.

I produttori inviano 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 (merit order).

In una tipica giornata estiva, la produzione solare a mezzogiorno raggiunge circa 12 GW. Le centrali a carbone devono spegnersi (con costi di riavvio) oppure offrire prezzi negativi per restare in funzione al minimo tecnico. Anche il solare supportato da CfD (aukcyjny system wsparcia) offre prezzi negativi: il contratto garantisce un prezzo fisso indipendentemente dal prezzo di mercato. Di sera, la produzione solare cala e il prezzo torna a essere fissato dal carbone.

Questo comportamento di mercato porta a una forte volatilità dei prezzi in Polonia; solo nel 2025, il paese ha vissuto oltre 300 ore di prezzi negativi. Per le batterie, questa volatilità rappresenta un segnale di ricavo molto forte.

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

Nel 2025, il SRMC del carbone duro ha avuto una media di 110 €/MWh: 37 €/MWh per il combustibile (indice PSCMI‑1), 70 €/MWh per i permessi EU ETS e 4 €/MWh per O&M variabile. La CO₂ rappresentava il 43% del SRMC nel 2020; nel 2025 questa quota è salita al 63%.

Poiché il prezzo è fissato spesso dal carbone e le rinnovabili non sono ancora abbastanza diffuse per abbassare i prezzi, il mercato polacco del giorno prima è tra i più cari in Europa. La media annuale del 2025 è stata di 109 €/MWh (il 77% in più della Francia, il 20% in più della Germania), ma ancora sotto i 116 €/MWh dell’Italia.

La maggior parte dell’energia non passa mai in borsa

Il terzo pilastro riguarda il modo in cui l’energia viene scambiata. L’asta del giorno prima produce un prezzo di riferimento, ma la maggior parte dell’energia polacca non viene mai realmente scambiata in borsa, ma tramite contratti interni ai gruppi statali.

La divisione trading di ciascuna impresa statale agisce come Balancing Responsible Party (BRP) sia per la produzione sia per i clienti retail del gruppo. Ad esempio, PGE Obrót acquista energia dalle centrali a carbone di PGE tramite contratti infragruppo e la rivende ai clienti retail PGE. Se si verifica uno sbilanciamento tra produzione e domanda, PGE può modulare direttamente le proprie unità per colmare il gap.

Questo bilanciamento interno fa sì che le imprese statali abbiano raramente bisogno di operare in borsa; il BRP invia i programmi netti a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) solo dopo aver già bilanciato le posizioni internamente.

Come vendono l’energia gli IPP?

Le imprese statali dominano ancora il mix di generazione, ma la quota degli IPP sta crescendo rapidamente. Tra il 2022 e il 2024, la quota di IPP e prosumer è passata dal 21% al 31%. La capacità solare installata supera ora i 25 GW: circa 13 GW di impianti “behind-the-meter” in 1,5 milioni di installazioni e 12 GW di progetti utility-scale e commerciali. Le imprese 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 modalità di accesso al mercato.

• Aste CfD. Gli sviluppatori offrono un prezzo di esercizio. L’energia viene venduta sul mercato del giorno prima al prezzo di mercato. Se il prezzo di mercato è inferiore a quello di esercizio, il CfD copre la differenza; se è superiore, il produttore restituisce l’eccesso. A differenza della Germania, che usa prevalentemente CfD unilaterali (EEG) lasciando tutto l’upside al produttore.
• PPA aziendali. Contratti finanziari a prezzo fisso con un’acquirente industriale o una utility. L’energia fisica viene comunque scambiata sul mercato del giorno prima; il contratto regola la differenza di prezzo finanziariamente.

18 GW di carbone hanno già una data di chiusura

Sebbene la crescita delle rinnovabili IPP sia molto più rapida rispetto a quella delle imprese statali, tutte e quattro le SOE hanno pubblicato target di sviluppo rinnovabile al 2035. La direzione è chiara: meno carbone, più rinnovabili e il primo ingresso nel BESS. Questa crescita pianificata è una conseguenza diretta dei numerosi impianti a carbone già programmati per la dismissione. Sono inoltre in costruzione centrali a gas per garantire potenza stabile e coprire i vuoti lasciati dalla generazione variabile.

Il parco a carbone polacco da 26,5 GW si ridurrà a 8,7 GW entro il 2049. PGE affronterà le maggiori dismissioni, con il complesso di Bełchatów da 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 il BESS.

• Con il ritiro del carbone sostituito da rinnovabili variabili, le utility statali dovranno rivolgersi sempre più spesso alle borse per soddisfare la domanda retail. A differenza dei portafogli attuali, stabili e prevedibili grazie al carbone, il nuovo mix porterà maggiore incertezza nei profili e più sbilanciamenti che finiranno sul mercato. I volumi finora gestiti internamente passeranno attraverso il mercato, aumentando la liquidità di cui BESS e altri asset flessibili hanno bisogno.
• Nel frattempo, la capacità solare cresce più velocemente di quanto il carbone venga dismesso. Il surplus di mezzogiorno si amplierà prima di restringersi, e i prezzi negativi sono destinati a restare: un segnale forte e duraturo per gli investitori in flessibilità.