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Il mercato elettrico polacco si basa su tre pilastri: un parco storico a carbone da 26,5 GW, portafogli verticalmente integrati e di proprietà statale, e una quota di rinnovabili in rapida crescita, soprattutto 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 rispetto alle 149 ore della Gran Bretagna, anche se ancora sotto le 575 della Germania, a dimostrazione della rapidità con cui le rinnovabili stanno 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 sotto una sola società madre, anche se le attività di distribuzione sono giuridicamente separate. Questo dominio sta iniziando a erodersi poiché la produzione da fotovoltaico eolico onshore di IPP sta conquistando una quota crescente.

Punti chiave

• Quattro società 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.
• Le quote di carbonio EU ETS rappresentano ora il 63% del costo marginale di breve termine del carbone.
• La Polonia ha registrato oltre 300 ore di prezzi negativi nel mercato day-ahead nel 2025, spinte dall’alta produzione solare.
• I prezzi day-ahead 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 società statali controllano il 65% della generazione

Il primo pilastro è la struttura delle SOE. Il mercato elettrico polacco è stato liberalizzato nel 2007, ma in pratica 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 le aree settentrionali.

PGE è la più grande delle quattro SOE. Gestisce 19,1 GW di capacità, ancorata al complesso lignitico di Bełchatów da 5,1 GW, la più grande centrale termica d’Europa, e serve 5,8 milioni di clienti retail tra centro e est del paese.

Ogni gruppo possiede centrali elettriche, un operatore di sistema di distribuzione (DSO) e una divisione vendita. In teoria esiste concorrenza nel retail, ma il tasso di cambio fornitore è basso, solo lo 0,23% annuo.

Insieme, le quattro SOE hanno generato il 65% dell’elettricità immessa in rete nel 2024, in calo rispetto al 79% del 2022. Il calo è spiegato dalla crescita di eolico onshore e fotovoltaico costruiti da IPP e prosumer.

Il carbone fa il prezzo, il carbonio lo rende caro

Il secondo pilastro è il carbone. Nella maggior parte dei mercati europei, il prezzo dell’energia è stato storicamente fissato dal gas; in Polonia, questo ruolo è svolto dal carbone, in gran parte posseduto e gestito dalle quattro utility statali che dominano la generazione.

Il mercato elettrico day-ahead polacco opera tramite TGE (Towarowa Giełda Energii, la Borsa Elettrica Polacca), insieme a EPEX SPOT e Nord Pool, ed è integrato nell’accoppiamento europeo unico del day-ahead 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, sostenendo 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 a prescindere dal prezzo di mercato. La sera, la produzione solare cala e il carbone torna a fare il prezzo.

Questo comportamento di mercato porta a prezzi estremamente volatili; solo nel 2025 la Polonia ha vissuto oltre 300 ore di prezzi negativi. Per le batterie, questa volatilità è un forte segnale di ricavi.

In Polonia, il prezzo marginale è fissato quasi sempre da carbone duro o lignite. Il costo marginale di breve termine (SRMC) è il costo di produrre un MWh aggiuntivo da un impianto già costruito, considerando solo combustibile, quote di carbonio e costi variabili di esercizio.

Lo SRMC della produzione da carbone duro nel 2025 è stato in media 110 €/MWh: 37 €/MWh per il combustibile (indice PSCMI‑1), 70 €/MWh per le quote di carbonio EU ETS e 4 €/MWh per O&M variabili. La CO₂ rappresentava il 43% dello SRMC nel 2020; nel 2025 questa quota è salita al 63%.

​Poiché il carbone fa il prezzo in molte ore e le rinnovabili sono ancora poche per abbassare i prezzi, quelli polacchi nel day-ahead sono tra i più alti d’Europa. La media annua 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 in borsa

Il terzo pilastro riguarda le modalità di scambio. L’asta day-ahead fissa un prezzo, ma la maggior parte dell’energia polacca non viene effettivamente negoziata in borsa. Passa invece tramite contratti interni ai gruppi SOE.

La divisione trading di ciascuna SOE agisce come Balancing Responsible Party (BRP) sia per la propria generazione che per i clienti retail. Ad esempio, PGE Obrót acquista energia dalle centrali a carbone di PGE tramite contratti infragruppo e la rivende ai clienti retail di PGE. Se c’è uno sbilanciamento tra generazione e domanda, PGE può regolare i propri impianti per colmare il gap.

Questo bilanciamento interno fa sì che le SOE abbiano raramente bisogno di scambiare in borsa; il BRP comunica a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) solo i programmi netti, dopo averli già bilanciati internamente.

Come vendono l’energia gli IPP?

Le SOE dominano ancora il mix elettrico polacco, ma la quota degli IPP cresce rapidamente. Tra il 2022 e il 2024, la quota IPP e prosumer è salita dal 21% al 31%. La capacità solare installata è di 24,8 GW: circa 12,7 GW di impianti behind-the-meter su 1,5 milioni di installazioni e 12,1 GW di progetti utility-scale e commerciali. Le SOE 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 si vende sul day-ahead al prezzo di mercato. Se il prezzo di mercato è sotto lo strike, il CfD paga la differenza; se sopra, il produttore restituisce l’eccesso. Diversamente dalla Germania, che usa principalmente CfD unilaterali secondo la legge EEG (i produttori trattengono tutti i guadagni extra).
• PPA aziendali. Contratti finanziari a prezzo fisso con un’azienda industriale o una utility. L’energia fisica passa comunque dal day-ahead; il contratto regola la differenza di prezzo.

18 GW di carbone hanno già una data di uscita

Sebbene la crescita delle rinnovabili IPP superi di gran lunga quella delle SOE, tutte e quattro le SOE hanno pubblicato obiettivi di sviluppo rinnovabile al 2035. La direzione è chiara: meno carbone, più rinnovabili e primi investimenti in BESS. Questa crescita pianificata è conseguenza diretta dei numerosi impianti a carbone che verranno dismessi. Accanto alle rinnovabili, vengono costruite centrali a gas per garantire potenza stabile e colmare i vuoti lasciati dalla generazione variabile.

La flotta a carbone polacca da 26,5 GW scenderà a 8,7 GW entro il 2049. PGE affronterà 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 il BESS.

• Con il ritiro del carbone e la crescita delle rinnovabili variabili, le utility statali dovranno rivolgersi sempre più alle borse per soddisfare la domanda retail. A differenza degli attuali portafogli stabili e prevedibili dominati dal carbone, il nuovo mix porterà maggiore incertezza nei profili e più sbilanciamenti che finiranno sul mercato. I volumi prima bilanciati internamente passeranno sulla borsa, aumentando la liquidità necessaria per BESS e altri asset flessibili.
• Intanto, la capacità solare cresce più rapidamente dei ritiri di carbone. Il surplus diurno si amplierà prima di ridursi e i prezzi negativi sono destinati a restare – un segnale forte e duraturo per gli investitori in flessibilità.