​Nei dodici mesi fino a settembre 2026, la Polonia è stata in testa agli indici di riferimento europei di Modo Energy per le batterie. La nostra batteria polacca da due ore ha generato 442.000 €/MW/anno, oltre il doppio rispetto a una batteria equivalente in Germania.

La maggior parte dei ricavi è derivata dalla fornitura di riserve a PSE, il gestore della rete polacca. PSE acquista solo 1,8 GW di capacità di riserva, limitando il numero di batterie che possono ottenere i ricavi attuali.

Nel 2026 gli sviluppatori hanno aggiunto 455 MW di batterie. Nel nostro scenario centrale, la capacità installata supererà 1,8 GW nel 2027. Con l’aumento della concorrenza per i contratti di riserva, i ricavi annuali di una batteria da due ore scenderanno del 63%, a 165.000 €/MW/anno entro la metà del 2028.

Nel livestream di novembre 2026 abbiamo esaminato le opportunità offerte dal trading all’ingrosso con il calo dei prezzi delle riserve, la rapidità con cui potranno connettersi le nuove batterie e le decisioni più importanti per gli sviluppatori nel 2027.

Punti chiave

• Da aprile i prezzi dell’elettricità in Polonia hanno iniziato a seguire quelli del gas, nonostante il carbone continui a fornire gran parte dell’elettricità del Paese. Entro il 2028 prevediamo che produrre elettricità con il carbone costerà più che con il gas. Dopo il 2028, le centrali a carbone perderanno il sostegno del mercato della capacità.
• La riforma della rete sta liberando spazio per nuovi progetti: le richieste presentate a PSE sono diminuite dell’80%. Finanziare la batteria è un ostacolo distinto. Per la consegna nel 2030, solo 13,4 MW di una batteria da 100 MW e quattro ore possono beneficiare dei pagamenti per la capacità.
• Nei dodici mesi fino a settembre 2026, i servizi di bilanciamento hanno rappresentato il 92% dei ricavi delle batterie polacche da due ore. I ricavi sono quindi particolarmente sensibili alla concorrenza per i contratti di riserva di PSE.
• Prevediamo che nel 2027 la capacità installata delle batterie supererà la domanda di riserve. Nel nostro scenario centrale, entro il 2030 il parco batterie polacco raggiungerà una capacità pari a 4,4 volte quella delle riserve acquistate da PSE.

I prezzi all’ingrosso polacchi hanno iniziato a seguire quelli del gas

Con l’intensificarsi della concorrenza per le riserve, una quota maggiore dei ricavi delle batterie proverrà dall’arbitraggio sul mercato all’ingrosso. In Polonia sta cambiando il combustibile che determina il prezzo all’ingrosso.

Carbone e lignite producono ancora la maggior parte dell’elettricità polacca. Da gennaio a ottobre 2026, i prezzi polacchi day-ahead sono aumentati del 17%, meno che in Gran Bretagna (31%) e in Germania (26%). In quei mesi, tuttavia, i prezzi polacchi hanno iniziato a seguire un combustibile diverso.

Fino ad aprile, il prezzo day-ahead seguiva da vicino i costi di esercizio di una centrale a carbone. Quando i prezzi del gas sono saliti dopo lo scoppio della guerra in Iran, i prezzi dell’elettricità polacca hanno iniziato a seguire quelli del gas. A ottobre, produrre elettricità con il gas costava 186,5 €/MWh, contro i 105,9 €/MWh del carbone.

Prevediamo che questi costi si invertiranno entro il 2028. Nel nostro scenario centrale, i prezzi del gas scendono nel corso del 2027 e del 2028, mentre l’aumento dei prezzi del carbonio nell’ambito del sistema di scambio di quote di emissione dell’UE pesa maggiormente sul carbone. Di conseguenza, il carbone diventerà il combustibile più costoso da utilizzare.

Dopo il 2028, le norme UE elimineranno anche il sostegno del mercato della capacità alle centrali a carbone. Il governo punta a dismettere le ultime entro il 2036. Il nostro scenario centrale ipotizza che chiudano nel 2040, quando la capacità a gas della Polonia sarà più che raddoppiata.

L’ondata di calore di agosto ha spinto il prezzo serale a 1.870 PLN/MWh

Il 4 agosto 2026, un’ondata di calore ha indotto PSE a lanciare la seconda attivazione del mercato della capacità dell’anno, imponendo a tutte le unità contrattualizzate di erogare energia. La domanda ha raggiunto un picco di 21,2 GW, un livello frequente in Polonia. La difficoltà di quella sera è stata la scarsità di generazione in grado di sostituire il solare quando la sua produzione è diminuita.

Circa 5 GW di capacità a carbone erano già fuori servizio per la manutenzione estiva programmata. Il basso livello dei fiumi ha limitato l’acqua di raffreddamento disponibile per altre centrali termiche e i parchi eolici hanno prodotto solo la metà della loro media estiva.

Per coprire il deficit, la Polonia ha fatto ricorso agli impianti di pompaggio e alle importazioni da Germania e Lituania. Alcune centrali estere con contratti di capacità polacchi, comprese unità in Svezia, sono state necessarie per le rispettive reti nazionali.

Alle 20:00, dopo la conclusione dell’attivazione di due ore, il prezzo day-ahead ha raggiunto 1.870 PLN/MWh. Per un gestore di batterie, il valore di un’ora aggiuntiva di energia immagazzinata dipendeva dalla durata del picco serale.

Durante l’attivazione, il prezzo di sbilanciamento è sceso quasi a zero. È il prezzo al quale vengono regolate in tempo reale le deviazioni dalla produzione e dalla domanda programmate. Poiché le unità contrattualizzate stavano già erogando alla massima potenza, in quelle due ore PSE ha avuto poco bisogno di ulteriore bilanciamento.

La maggiore produzione solare non ha ancora aumentato le ore con prezzi negativi

L’altro elemento del margine di trading di una batteria è il prezzo pagato per ricaricarla. Dal 1° gennaio al 26 ottobre 2026, in Polonia si sono registrate 303 ore di prezzi day-ahead negativi, leggermente meno rispetto allo stesso periodo del 2025. In Spagna, il dato è salito da 547 a 693.