​今後のポーランド関連記事を見逃さないために、地域フィルターでポーランドを選択し、好みに追加してください。

Modo Energyによる無料ガイドエネルギー投資とアセットマネジメントにおけるAI活用ドイツの蓄電池収益を月次で追跡していますか？エネルギー投資や運用チームでAIツールを活用するための実践的なプレイブック。すぐに使える具体的な時短テクニックも紹介しています。ガイドをダウンロード →

ポーランドの改正バランシング市場は2024年6月から稼働しており、22か月分のデータはBESSにとって好材料、大きなスプレッド、市場の深化を示しています。

他国のバランシング市場と同様に、卸売市場で参加者が契約した量と実際に発電・消費した量との差を決済します。不均衡決済価格（CEN、Cena Energii Niezbilansowania）が、その差を精算するためのレートです。

他の欧州のバランシング市場と異なり、ポーランドは中央ディスパッチ方式を採用しています。蓄電池はイギリスのように不均衡価格で取引するのではなく、PSEの統合スケジューリングプロセス（ZPG）にオファーを提出し、PSEが充放電のタイミングを決定します。収益はオファーの構成やPSEがそれを発動するかどうかで決まります。

この記事では、CEN価格がどこに集中するか、なぜ昼間にマイナスになるのか、TB4がデイアヘッドとどう比較されるか、そしてこれがポーランドのマーチャント収益スタックに何を意味するのかを解説します。イギリスやドイツと同様、補助サービス収益は飽和し、流動性が高く深いバランシング市場が将来の収益確保の鍵となります。

主なポイント

• バランシング市場のTB4スプレッドは2025年1月以降平均695 PLN/MWhで、デイアヘッドの同等値654 PLN/MWhより広くなっています。2026年4月には春の太陽光過剰供給でTB4は1,041 PLN/MWhまで急上昇しました。
• 2025年1月以降、バランシング市場では798時間相当のマイナス不均衡価格が記録されており、主に春・夏の昼間の太陽光ピーク時に集中しています。
• 昼間には決済期間の24%でCENがマイナスとなっていますが、20時にはわずか0.3%がマイナス、中央値は639 PLN/MWhに達しています。

ポーランドのバランシング市場は中央ディスパッチを採用

PSEは、スケジュールされた発電量と実際の発電量のギャップをリアルタイムで調整するため、バランシングエネルギーを発動します。2024年6月14日以降、不均衡は15分単位で精算されています。不均衡決済価格（CEN、Cena Energii Niezbilansowania）は、バランシング責任当事者（BRP）がスケジュールから逸脱した際に支払う、もしくは受け取る価格です。

この市場の特徴を形作る要素は2つあります。

• まず、ポーランドは中央ディスパッチモデルを採用しています。イギリスやドイツのように発電事業者が自らディスパッチするのではなく、PSEが統合スケジューリングプロセス（ZPG）を通じて各ユニットの運転タイミングを決定します。蓄電池は蓄電スケジューリングユニット（JG_M）として登録し、PSEがメリットオーダーで選択するオファーを提出します。（詳細はこちら）
• 次に、2024年6月の改革で単一価格の不均衡決済が導入されました。各15分間で全BRPが同じCENで決済されます。システムがショートの場合はデイアヘッド価格とバランシング市場価格の高い方、ロングの場合は低い方で決済されます。これにより、パッシブバランシング（システムに有利な方向への逸脱）が報われ、CENが単なる罰則ではなく狙うべき価格シグナルとなります。

市場に参加するには、すべての参加者がBRP（バランシング責任当事者）となるか、BRPを選任する必要があります。バランシングエネルギーを積極的に提供するには、別途BSP（バランシングサービスプロバイダー）としての認証が必要です。BESS開発事業者は通常、両方の役割を持つトレーディングハウスと契約し、事前資格審査やスケジューリング、オファー最適化を任せます。

PSEが最も柔軟性を必要とする時間帯、つまり昼間の余剰と夕方の逼迫が、最も大きなCENスプレッドを生み出します。上手く構成されたオファーは、蓄電池がその高付加価値のタイミングでディスパッチされるようにします。

価格の42％が1つの帯域に集中、BESSの収益源は両端に

CENのヒストグラムを見ると、コアが集中しています。全決済期間の42%が400〜600 PLN/MWhの範囲に収まりました。

しかし、モーダルビンの外側では、分布の両端に大きな裾野が広がっています。数千の期間でCENがマイナス、数百の期間で1,000 PLN/MWhを超えました。

マイナス価格は、昼間の太陽光発電と運転義務のある石炭・コージェネが需要を上回るときに発生します。石炭火力の最低出力や熱供給義務でこれ以上の減出力ができず、PSEの下方調整余地が尽きるとCENがマイナスに転じます。

1,000 PLN/MWh超のスパイクは逆の現象、つまり夕方の急激な需要増や突発的なトリップでPSEが即応力不足となり、バランシングの限界費用が急騰したことを示します。

なぜポーランドのバランシング市場は昼間にマイナスになるのか？

時間帯別のCENプロファイルを見ると、繰り返される日周期が明らかです。12時には24%の期間が供給過剰、20時にはわずか0.3%です。