​Para receber atualizações sobre futuros artigos da Polônia, adicione Polônia às suas preferências.

O mercado elétrico polonês é definido por três componentes: um parque de carvão legado de 26,5 GW, portfólios verticalmente integrados de empresas estatais e uma participação de renováveis em rápido crescimento, especialmente solar.

Esse sistema está sendo testado sob pressão. 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, destacando a rapidez com que as renováveis variáveis estão remodelando a dinâmica de preços.

O mercado nacional de eletricidade em zona única da Polônia foi, por muito tempo, 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 diminuir à medida que parques solares eólicos e solares fotovoltaicos construídos por IPPs conquistam uma fatia crescente da geração.

Principais pontos

• Quatro empresas estatais (PGE, Enea, Tauron, Energa/Orlen) geraram 65% da eletricidade da Polônia em 2024, queda em relação aos 79% em 2022. Cada uma possui geração, distribuição e varejo em territórios geográficos definidos.
• As permissões de carbono do EU ETS agora 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 do dia seguinte em 2025, impulsionada pela alta geração solar.
• Os preços do dia seguinte tiveram média de €109/MWh em 2025, 77% acima dos da França e 20% acima dos da Alemanha.

Quatro estatais controlam 65% da geração

O primeiro pilar é a estrutura das estatais. O mercado de eletricidade da Polônia 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 no sul do país.
• A Enea cobre o oeste da Polônia.
• A Energa (agora parte da Orlen) administra o norte.

A PGE é a maior das quatro estatais. Opera 19,1 GW de capacidade, ancorada pelo complexo de linhito Bełchatów de 5,1 GW, a maior usina termelétrica da Europa, e atende 5,8 milhões de clientes varejistas no centro e leste do país.

Cada grupo possui usinas, um operador de sistema de distribuição (DSO) e uma unidade de fornecimento varejista. A concorrência existe teoricamente no varejo, mas a taxa de troca é baixa, de apenas 0,23% ao ano.

Juntas, as quatro estatais geraram 65% da eletricidade injetada na rede em 2024, contra 79% em 2022. Essa queda se explica pelo crescimento da energia eólica onshore e solar fotovoltaica construída 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 costuma definir, o preço da energia; na Polônia, esse papel cabe ao carvão, grande parte dele pertencente e operado pelas quatro estatais que dominam a geração.

O mercado de eletricidade do dia seguinte da Polônia opera pela TGE (Towarowa Giełda Energii, a Bolsa de Energia Polonesa), junto com a EPEX SPOT e a Nord Pool, e está acoplado ao mercado único europeu de energia via o algoritmo EUPHEMIA.

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

Em um dia útil típico de verão, o pico da geração solar ao meio-dia chega a cerca de 12 GW. As usinas a carvão precisam desligar e arcar com custos de religamento, ou ofertar preços negativos para continuarem despachadas no mínimo técnico. Solares subsidiadas por CfD (aukcyjny system wsparcia) também ofertam preços negativos: o contrato garante um preço fixo ao gerador, independentemente do preço de mercado. À noite, a geração solar cai e o carvão volta a definir o preço.

Esse comportamento resulta em preços extremamente voláteis na Polônia; 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 maior parte das horas. O custo marginal de curto prazo (SRMC) é o custo de produzir um megawatt-hora adicional em uma usina já construída, cobrindo apenas combustível, permissões de carbono e custos variáveis de operação.

O SRMC da geração a carvão mineral em 2025 ficou em média €110/MWh: €37/MWh de combustível (índice doméstico PSCMI‑1), €70/MWh de permissões de carbono do EU ETS e €4/MWh de operação e manutenção variáveis. 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 há menos renováveis para pressionar os preços para baixo, os preços do mercado de energia do dia seguinte na Polônia estão entre os mais altos da Europa. A média anual em 2025 foi de €109/MWh (77% acima da França e 20% acima da Alemanha), embora ainda abaixo dos €116/MWh da Itália.

A maior parte da energia não passa pela bolsa

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

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

Esse ajuste interno faz com que as estatais raramente precisem negociar na bolsa; a BRP envia as programações líquidas para a Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) após os balanços já estarem ajustados 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 subiu de 21% para 31%. A capacidade solar instalada já soma 24,8 GW: cerca de 12,7 GW de sistemas atrás do medidor 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, então quase todo o crescimento ocorre fora dos seus portfólios.

Na Polônia, os IPPs têm dois principais caminhos para comercializar sua energia.

• Leilões CfD. Os desenvolvedores disputam um preço de exercício. A produção é vendida no mercado do dia seguinte pelo preço de referência. Se o preço de mercado ficar abaixo do preço de exercício, o CfD paga a diferença; se ficar acima, o gerador devolve o excedente. Diferentemente da Alemanha, que usa predominantemente CfDs unilaterais sob a Lei EEG (em que o gerador fica com todo o ganho).
• PPAs corporativos. Contratos financeiros a preço fixo com um comprador industrial ou uma utility. A energia física ainda passa pelo mercado do dia seguinte; o contrato liquida a diferença de preço.

18 GW de carvão já têm data para aposentadoria

Embora o crescimento das renováveis de IPPs supere de longe o das estatais, todas as quatro estatais publicaram metas para implantação de renováveis até 2035. A direção é clara: menos carvão, mais renováveis e a primeira entrada em sistemas de armazenamento (BESS). Esse crescimento planejado das renováveis é consequência direta do grande número de usinas a carvão programadas para desativação. Usinas a gás também estão sendo construídas ao lado das renováveis para garantir potência firme e cobrir as lacunas deixadas pela geração variável.

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

O que isso significa para investidores em flexibilidade

As características que definem o mercado elétrico 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 terão que recorrer cada vez mais às bolsas para atender à demanda do varejo. Diferente dos portfólios atuais, estáveis e pesados em carvão, a nova matriz trará mais incerteza nos perfis e maiores desequilíbrios, que acabarão na bolsa. O volume antes ajustado internamente passará pelo mercado, aumentando a liquidez necessária para BESS e outros ativos flexíveis.
• Enquanto isso, a capacidade solar cresce mais rápido do que o carvão se aposenta. O excedente ao meio-dia vai aumentar antes de diminuir, e os preços negativos vieram para ficar – um sinal forte e duradouro para investidores em flexibilidade.