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ポーランドの電力市場は、26.5GWの既存石炭火力、垂直統合された国有企業グループ、そして急速に拡大する再生可能エネルギー（特に太陽光）の3つの要素によって特徴付けられています。

このシステムは現在、厳しい試練にさらされています。2025年、ポーランドでは300時間を超えるマイナス電力価格が記録され、これはイギリス（149時間）の2倍以上、ドイツ（575時間）には及ばないものの、変動型再生可能エネルギーが価格動向を急速に変えていることを示しています。

ポーランドの単一ゾーン全国電力市場は、長年にわたり4つの国有・垂直統合型グループによって支配されてきました。各グループは発電、配電、小売を1つの親会社のもとで展開しており、配電部門は法的には分離されています。しかし、IPPによる太陽光発電や陸上風力の増加により、その支配力は徐々に低下しています。

主なポイント

• 4つの国有企業（PGE、Enea、Tauron、Energa/Orlen）は、2024年にポーランドの電力の65%を発電（2022年は79%）。各社は特定地域で発電、配電、小売を展開。
• EU ETSのカーボン排出枠は、石炭火力の短期限界費用の63%を占める。
• 2025年、ポーランドは日次市場で300時間を超えるマイナス価格を記録（主因は太陽光発電の増加）。
• 2025年の日次平均価格は109ユーロ/MWhで、フランスより77%高く、ドイツより20%高い。

4つの国有企業が発電の65%を支配

最初の柱は国有企業（SOE）構造です。ポーランドの電力市場は2007年に自由化されましたが、実際には4つの国有グループが依然としてバリューチェーンの大部分を支配しています。

• PGEは中部および東部ポーランドを担当。
• Tauronはシレジアおよび南部を担当。
• Eneaは西部を担当。
• Energa（現在Orlenの一部）は北部を管理。

PGEは4社の中で最大で、19.1GWの設備容量を運用しています。その中核にはヨーロッパ最大の火力発電所である5.1GWのベウハトフ褐炭コンプレックスがあり、中部・東部の580万世帯に電力を供給しています。

各グループは発電所、配電事業者（DSO）、小売部門を所有しています。理論上は小売分野で競争がありますが、スイッチング率は年間0.23%と低水準です。

4社は2024年に送電網へ供給された電力の65%を発電しており、2022年の79%から減少。これはIPPとプロシューマーによる陸上風力・太陽光の成長によるものです。

石炭が価格を決定し、カーボンがコストを押し上げる

2つ目の柱は石炭です。欧州の多くの市場ではガスが電力価格の決定役ですが、ポーランドでは主に石炭がその役割を担い、その多くは発電を支配する4つの国有企業によって所有・運営されています。

ポーランドの日次電力市場はTGE（ポーランド電力取引所）を通じて運営され、EPEX SPOTやNord Poolと並び、EUPHEMIAアルゴリズムを通じて欧州単一日次カップリングに接続されています。

発電事業者は翌日の各時間帯ごとに入札し、需要を満たすために必要な最も高コストの発電ユニットの価格（メリットオーダー）で市場がクリアされます。

典型的な夏の平日、正午の太陽光発電は約12GWに達します。石炭火力は停止して再起動コストを負担するか、最低安定出力で稼働するためにゼロ以下で入札する必要があります。CfD（aukcyjny system wsparcia）に支えられた太陽光もマイナス入札を行います。これは契約により発電者が市場価格に関係なく固定価格を受け取るためです。夕方になると太陽光出力が減少し、再び石炭が価格を決定します。

このような市場行動により、ポーランドの電力価格は非常に不安定となっています。2025年だけで300時間を超えるマイナス価格が発生しました。バッテリーにとって、この変動性は収益機会の強いシグナルです。

ポーランドでは、多くの時間帯で石炭または褐炭が限界価格を決定します。短期限界費用（SRMC）は、既存設備から追加で1MWh発電するためにかかる燃料費、カーボン排出枠、変動運転コストのみを含みます。

2025年の石炭発電のSRMCは平均110ユーロ/MWh（燃料：37ユーロ、EU ETSカーボン：70ユーロ、変動O&M：4ユーロ）。2020年には石炭SRMCのうちCO₂が43%を占めていましたが、2025年には63%に上昇しました。

​石炭が多くの時間で価格を決定し、再生可能エネルギーがまだ少ないため、ポーランドの日次電力価格は欧州でも最高水準となっています。2025年の年間平均は109ユーロ/MWh（フランスより77%、ドイツより20%高い）で、イタリアの116ユーロ/MWhには及びません。

大半の電力は取引所を通らない

3つ目の柱は電力の取引方法です。日次オークションでクリア価格が決まりますが、実際にはほとんどの電力は取引所で取引されず、各SOEグループ内の内部契約を通じて流れています。

各SOEのトレーディング部門は、自社の発電と小売顧客の両方に対してバランシング・レスポンシブル・パーティ（BRP）として機能します。例えば、PGE ObrótはPGEの石炭火力から電力をグループ内契約で購入し、同時に小売顧客に販売します。需給の不一致があれば、自社設備の出力を調整してバランスを取ります。

この内部マッチングにより、SOEは取引所での取引がほとんど不要となり、BRPはグループ内でバランスが取れた後に純スケジュールをPSE（ポーランド送電会社）に提出します。

IPPはどうやって電力を販売するのか？

SOEが依然として発電ミックスを支配していますが、IPPのシェアは急速に拡大しています。2022年から2024年の間に、IPPおよびプロシューマーのシェアは21%から31%に成長。太陽光の導入容量は24.8GWで、そのうち約12.7GWが150万件の自家消費システム、12.1GWがユーティリティスケール・商業用です。SOEが保有する再エネ容量はわずか3.9GWで、ほぼすべての成長がSOE外で起きています。

ポーランドのIPPには主に2つの販売ルートがあります。

• CfDオークション：開発者はストライク価格で入札し、発電量は日次市場でクリア価格で売却。市場価格がストライク価格を下回ればCfDが差額を支払い、上回れば発電者が超過分を返還。ドイツのEEG法に基づく一方向CfD（発電者が上昇分をすべて取得）とは異なる。
• コーポレートPPA：産業バイヤーやユーティリティと固定価格で締結する金融契約。物理的な電力は日次市場を通じてクリアされ、契約で価格差を金融決済。

18GWの石炭火力はすでに廃止日が決定

IPPによる再エネの成長がSOEを大きく上回る中、4社すべてが2035年までの再エネ導入目標を公表しています。方向性は明確で、「石炭を減らし再エネを増やし、BESS（蓄電池）にも初参入」。これは多くの石炭火力が廃止予定となっているためです。再エネと並行して、ガス火力も建設され、変動電源の補完役を担います。

ポーランドの26.5GWの石炭火力は、2049年までに8.7GWへ縮小予定です。PGEは最大の廃止を控えており、5.1GWのベウハトフ・コンプレックスは2036年までに閉鎖予定です。

柔軟性投資家への意味合い

ポーランド電力市場を特徴付ける要素は、BESSにとって最大のビジネスチャンスにもなります。

• 石炭が廃止され変動型再エネが増える中、国有ユーティリティは小売需要を満たすために取引所を活用する必要が増します。従来の石炭中心で安定的だったポートフォリオとは異なり、新たな発電構成は需要パターンの不確実性やインバランスを高め、これらが市場に流入することでBESSや柔軟性資産に必要な流動性が拡大します。
• 一方、太陽光の導入ペースは石炭廃止より速く、正午の余剰は今後さらに拡大し、マイナス価格も常態化。柔軟性投資家への強力かつ持続的なシグナルとなっています。