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ポーランドの電力市場は、26.5GWの従来型石炭火力、垂直統合型の国有企業ポートフォリオ、そして急速に拡大する再生可能エネルギー、特に太陽光発電という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、ストレステストにかけられています。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、これはイギリスの149時間の2倍以上ですが、ドイツの575時間には及びません。変動型再エネが価格動向をいかに急速に変えているかが浮き彫りになっています。

ポーランドの単一ゾーン型全国電力市場は、長らく4つの国有・垂直統合型グループが支配してきました。各グループは発電・送配電・小売を1つの親会社の下に持ちますが、配電部門は法的に分離されています。この支配は、IPPによる太陽光発電や陸上風力の発電シェアが拡大するにつれて、徐々に崩れ始めています。

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%を発電しました（2022年は79%）。各社は定められた地域で発電・配電・小売を担っています。
• EU ETSのカーボン排出枠は、現在、石炭火力の短期限界費用の63%を占めています。
• 2025年、ポーランドでは高い太陽光発電量により、300時間を超えるマイナスの翌日市場価格が記録されました。
• 翌日市場の平均価格は2025年に€109/MWhで、フランス比77%高、ドイツ比20%高となりました。

4つの国有企業が発電の65%を支配

最初の柱は国有企業の構造です。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今もバリューチェーンの大部分を支配しています。

• PGEは中部・東部ポーランドを担当。
• Tauronはシレジアおよび南部地域を担当。
• Eneaは西部ポーランドをカバー。
• Energa（現Orlen傘下）は北部地域を管理。

PGEは4社の中で最大です。19.1GWの発電容量を有し、その中核は欧州最大の火力発電所である5.1GWのベウハトゥフ褐炭コンプレックスです。中部・東部地域で580万の小売顧客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）、小売供給部門を持っています。理論上は小売レベルで競争がありますが、実際のスイッチング率は年間0.23%と低水準です。

4つの国有企業は2024年にグリッドへ供給された電力の65%を発電しました（2022年は79%）。この減少は、独立系発電事業者（IPP）やプロシューマーによる陸上風力や太陽光発電の増加によるものです。

価格を決めるのは石炭、コストを押し上げるのはカーボン

2つ目の柱は石炭です。多くの欧州市場では歴史的にガスが価格決定を担ってきましたが、ポーランドではこの役割を石炭が担っており、その多くは主要な国有電力会社が所有・運営しています。

ポーランドの翌日電力市場はTGE（ポーランド電力取引所）を通じて運営され、EPEX SPOTやNord Poolと並行し、EUPHEMIAアルゴリズムによって欧州単一翌日カップリングにも参加しています。

発電事業者は翌日の各時間帯ごとに入札を行い、需要を満たすために必要な中で最も高価なユニットの価格（メリットオーダー）で市場がクリアされます。

典型的な夏の平日では、正午の太陽光発電出力が約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、最低安定出力を維持するためにゼロ未満で入札する必要があります。CfD（aukcyjny system wsparcia）による太陽光もマイナス入札を行います。契約によって市場価格に関わらず固定のストライク価格が支払われるためです。夕方になると太陽光出力が低下し、再び石炭が価格を決めます。

このような市場挙動により、ポーランドの電力価格は非常に変動性が高くなっています。2025年だけで300時間以上のマイナス価格が発生しました。バッテリーにとって、この変動性は強力な収益シグナルとなります。

ポーランドでは、ほとんどの時間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、既設の発電所が1MWh追加で発電する際の費用で、燃料・カーボン排出枠・可変運用費のみをカバーします。

2025年の石炭火力のSRMCは平均€110/MWhで、内訳は燃料€37/MWh（PSCMI-1国内石炭指標）、EU ETSカーボン排出枠€70/MWh、可変O&M€4/MWhです。CO₂は2020年に石炭SRMCの43%を占めていましたが、2025年には63%にまで上昇しました。

​多くの時間帯で石炭が価格を決め、再エネ比率がまだ低いため、ポーランドの翌日電力価格は欧州でも最高水準にあります。2025年の年間平均は€109/MWh（フランス比77%高、ドイツ比20%高）ですが、イタリアの€116/MWhよりは低い水準です。

ほとんどの電力は取引所を経由しない

3つ目の柱は取引の仕組みです。翌日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が取引所で売買されていません。多くは各国有企業グループ内の内部契約を通じて流れています。

各国有企業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ついてバランシング責任主体（BRP）を担います。たとえば、PGE ObrótはPGEの石炭火力から社内契約で電力を購入し、同時にPGEの小売顧客に販売します。発電と需要にギャップが生じた場合、PGEは自社設備の出力を調整してバランスを取ります。

このような内部マッチングにより、国有企業は取引所で取引する必要がほとんどありません。BRPはグループ内でバランスされた後に、ポーランド送電会社（PSE）へ純スケジュールを提出します。

IPPはどのように電力を販売するのか？

国有企業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中です。2022年から2024年でIPPとプロシューマーのシェアは21%から31%に増加しました。太陽光の導入容量は24.8GWで、そのうち約12.7GWは150万件の家庭用システム、12.1GWはユーティリティスケールおよび商業用プロジェクトです。国有企業4社が保有する再エネ容量はわずか3.9GWで、ほぼ全ての成長が彼らのポートフォリオ外で起きています。

ポーランドにおけるIPPの主な販売ルートは2つあります。

• CfDオークション：開発事業者がストライク価格で入札し、発電量は翌日市場でクリア価格で売却されます。市場価格がストライクを下回ればCfDが差額を補填し、上回れば発電事業者が超過分を返還します。ドイツがEEG法のもと一方向CfDを主に用いるのとは異なります（ドイツでは発電事業者が上振れ分を全て保持）。
• コーポレートPPA：工業顧客やユーティリティとの定額価格による金融契約。物理的な電力は翌日市場で取引され、契約で価格差を精算します。

18GWの石炭火力に退役日が設定済み

IPPの再エネ成長は国有企業を大きく上回っていますが、4社とも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）への初進出も計画されています。これは多くの石炭火力ユニットが退役予定であることが直接の要因です。再エネと並行してガス火力も建設され、変動型発電のギャップを補完します。

ポーランドの26.5GWの石炭火力は2049年までに8.7GWまで縮小予定です。PGEは5.1GWのベウハトゥフ褐炭複合施設を含め、最大規模の退役を控えています（2036年までに閉鎖予定）。

フレキシビリティ投資家にとって意味すること

ポーランド電力市場の特徴は、そのままBESSにとって大きなビジネスチャンスを生み出しています。

• 石炭火力が退役し変動型再エネに置き換わることで、国有電力会社は小売需要を満たすためにこれまで以上に取引所を活用する必要が生じます。従来の安定した石炭中心ポートフォリオとは異なり、新たな発電ミックスではプロファイルの不確実性やインバランスが増え、これが取引所へ流れ込みます。以前は社内でマッチングされていたボリュームが市場を通じて流れることで、BESSや他の柔軟性資産が必要とする流動性が拡大します。
• また、太陽光容量の増加ペースは石炭火力の退役ペースを上回っています。正午の余剰電力は一時的に拡大し、マイナス価格は今後も続く見込みです。これはフレキシビリティ投資家にとって強力かつ持続的なシグナルとなります。