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O mercado de energia da Polônia é definido por três pilares: um parque legado de carvão de 26,5 GW, portfólios verticalmente integrados e estatais, e uma participação de renováveis em rápido crescimento, especialmente solar.

Esse sistema está sendo colocado à prova. Em 2025, a Polônia registrou mais de 300 horas de preços negativos de energia, mais que o dobro das 149 horas do Reino Unido, embora ainda abaixo das 575 horas da Alemanha, mostrando a rapidez com que as renováveis variáveis estão transformando a dinâmica de preços.

O mercado nacional de eletricidade da Polônia, de zona única, sempre foi dominado por quatro grupos estatais verticalmente integrados. Cada um reúne geração, distribuição e varejo sob uma única empresa-mãe, embora os braços de distribuição sejam legalmente separados. Esse domínio começa a enfraquecer à medida que usinas solares eólicas onshore construídas por IPPs conquistam uma fatia crescente da geração.

Principais destaques

• Quatro empresas estatais (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) geraram 65% da eletricidade da Polônia em 2024, contra 79% em 2022. Cada uma possui geração, distribuição e varejo em territórios geográficos definidos.
• Os créditos de carbono do EU ETS já representam 63% do custo marginal de curto prazo do carvão mineral.
• A Polônia registrou mais de 300 horas de preços negativos no mercado de energia para o dia seguinte em 2025, impulsionada pela alta geração solar.
• Os preços médios para o dia seguinte foram de €109/MWh em 2025, 77% acima da França e 20% acima da Alemanha.

Quatro estatais controlam 65% da geração

O primeiro pilar é a estrutura das estatais. O mercado de eletricidade polonês foi liberalizado em 2007, mas, na prática, quatro grupos estatais ainda controlam a maior parte da cadeia de valor:

• A PGE atende o centro e leste da Polônia.
• A Tauron atua na Silésia e regiões do sul.
• A Enea cobre o oeste da Polônia.
• A Energa (agora parte da Orlen) administra os territórios do norte.

A PGE é a maior das quatro estatais. Opera 19,1 GW de capacidade, ancorada pelo complexo de linhito de Bełchatów (5,1 GW), a maior usina térmica da Europa, e atende 5,8 milhões de clientes de varejo no centro e leste da Polônia.

Cada grupo possui usinas, um operador de sistema de distribuição (DSO) e uma divisão de fornecimento varejista. Existe concorrência no varejo em teoria, mas as taxas de troca são baixas, apenas 0,23% ao ano.

Juntas, as quatro estatais geraram 65% da eletricidade injetada na rede em 2024, contra 79% em 2022. A queda se deve ao crescimento da energia eólica onshore e solar fotovoltaica construídas por Produtores Independentes de Energia (IPPs) e prosumidores.

Carvão define o preço, carbono o torna caro

O segundo pilar é o carvão. Na maioria dos mercados europeus, o gás historicamente definiu — e ainda define — o preço da energia; na Polônia, esse papel cabe ao carvão, em grande parte pertencente e operado pelas quatro estatais que dominam a geração.

O mercado de eletricidade para o dia seguinte da Polônia opera por meio da TGE (Towarowa Giełda Energii, a bolsa de energia polonesa), juntamente com EPEX SPOT e Nord Pool, e está acoplado ao mercado único europeu via o algoritmo EUPHEMIA.

Os geradores enviam ofertas para cada hora do dia seguinte, e o mercado é liquidado ao preço da unidade mais cara necessária para atender a demanda naquela hora (ordem de mérito).

Em um dia típico de verão, a geração solar ao meio-dia atinge cerca de 12 GW. Usinas a carvão precisam desligar e arcar com custos de reinício ou ofertar abaixo de zero para continuar despachadas no patamar mínimo. Solares apoiadas por CfD (aukcyjny system wsparcia) também ofertam preços negativos: o contrato garante um preço fixo ao gerador, independentemente do preço de mercado. No fim do dia, a geração solar cai e o carvão volta a definir o preço.

Esse comportamento resulta em preços extremamente voláteis na energia polonesa; só em 2025, o país teve mais de 300 horas de preços negativos. Para baterias, essa volatilidade é um forte sinal de receita.

Na Polônia, o carvão mineral ou linhito define o preço marginal na maioria das horas. O custo marginal de curto prazo (SRMC) é o custo de produzir um megawatt-hora adicional em uma usina já construída, considerando apenas combustível, créditos de carbono e custos variáveis de operação.

O SRMC do carvão mineral em 2025 ficou em média em €110/MWh: €37/MWh de combustível (índice PSCMI‑1 de carvão doméstico), €70/MWh em créditos de carbono do EU ETS e €4/MWh de O&M variável. O CO₂ representava 43% do SRMC do carvão em 2020; em 2025, essa fatia subiu para 63%.

​Como o carvão define o preço em tantas horas, e com menos renováveis para pressionar para baixo, os preços poloneses para o dia seguinte estão entre os mais altos da Europa. A média anual de 2025 foi de €109/MWh (77% acima da França, 20% acima da Alemanha), embora ainda abaixo dos €116/MWh da Itália.

A maior parte da eletricidade não passa pela bolsa

O terceiro pilar é a forma como a energia é comercializada. O leilão para o dia seguinte define o preço de liquidação, mas a maior parte da eletricidade polonesa não é negociada na bolsa. Em vez disso, circula por contratos internos dentro de cada grupo estatal.

O braço comercial de cada estatal atua como Parte Responsável pelo Balanço (BRP) tanto para sua própria geração quanto para seus clientes de varejo. Por exemplo, a PGE Obrót compra eletricidade das usinas a carvão da PGE via contratos internos e, ao mesmo tempo, a vende para os clientes de varejo da PGE. Se houver desequilíbrio entre geração e demanda, a PGE pode aumentar ou reduzir a produção de suas próprias unidades para fechar a diferença.

Esse casamente interno faz com que as estatais raramente precisem negociar na bolsa; a BRP envia os cronogramas líquidos à Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) depois que as posições já estão equilibradas internamente.

Como os IPPs vendem sua energia?

As estatais ainda dominam a matriz de geração da Polônia, mas a participação dos IPPs cresce rapidamente. Entre 2022 e 2024, a fatia de IPPs e prosumidores saltou de 21% para 31%. A capacidade solar instalada é de 24,8 GW: cerca de 12,7 GW em sistemas behind-the-meter distribuídos em 1,5 milhão de instalações e 12,1 GW em projetos de grande porte e comerciais. As estatais detêm apenas 3,9 GW de capacidade renovável, ou seja, quase todo o crescimento ocorre fora de seus portfólios.

Na Polônia, os IPPs têm dois principais caminhos para o mercado.

• Leilões CfD. Desenvolvedores disputam um preço-alvo. A produção é vendida no mercado do dia seguinte pelo preço de liquidação. Se o preço de mercado ficar abaixo do preço-alvo, o CfD paga a diferença; se ficar acima, o gerador devolve o excedente. Diferente da Alemanha, que usa predominantemente CfDs unilaterais pela Lei EEG (em que os geradores ficam com todo o ganho).
• PPAs corporativos. Contratos financeiros a preço fixo com um comprador industrial ou utility. A energia física ainda é liquidada no mercado do dia seguinte; o contrato compensa a diferença de preço.

18 GW de carvão já têm data para aposentadoria

Embora o crescimento das renováveis por IPPs esteja superando em muito o das estatais, todas as quatro estatais publicaram metas de expansão renovável até 2035. A direção é clara: menos carvão, mais renováveis e a primeira incursão em BESS. Esse crescimento planejado é resultado direto do grande número de usinas a carvão programadas para encerramento. Usinas a gás também estão sendo construídas junto com renováveis para fornecer energia firme e cobrir as lacunas da geração variável.

A frota de carvão da Polônia, de 26,5 GW, deve encolher para 8,7 GW até 2049. A PGE terá a maior redução, com o complexo de Bełchatów (5,1 GW) previsto para fechar até 2036.

O que isso significa para investidores em flexibilidade

As características que definem o mercado de energia da Polônia também são as que criam mais oportunidades para BESS.

• À medida que o carvão se aposenta e é substituído por renováveis variáveis, as utilities estatais precisarão recorrer mais às bolsas para atender sua demanda de varejo. Diferente dos portfólios atuais, estáveis e previsíveis baseados em carvão, a nova matriz trará maior incerteza nos perfis e maiores desequilíbrios, que serão direcionados ao mercado. O volume antes ajustado internamente passará pelo mercado, aprofundando a liquidez que BESS e outros ativos flexíveis precisam.
• Enquanto isso, a capacidade solar cresce mais rápido que a aposentadoria do carvão. O excedente do meio-dia vai aumentar antes de diminuir, e preços negativos vieram para ficar — um sinal forte e duradouro para investidores em flexibilidade.