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

Esse sistema agora 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, destacando a rapidez com que as renováveis variáveis estão remodelando a dinâmica dos preços.

O mercado nacional de eletricidade da Polônia, de zona única, foi por muito tempo dominado por quatro grupos estatais verticalmente integrados. Cada um combina geração, distribuição e varejo sob uma única empresa-mãe, embora as áreas de distribuição sejam legalmente separadas. Esse domínio começa a diminuir 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, ante 79% em 2022. Cada uma detém geração, distribuição e varejo em territórios geográficos definidos.
• As permissões 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 do dia seguinte em 2025, impulsionada pela alta geração solar.
• Os preços do mercado 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 estatal. 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 opera na Silésia e nas 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 18,9 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 de varejo no centro e leste do país.

Cada grupo possui usinas, um operador de sistema de distribuição (DSO) e um braço de fornecimento de varejo. Em teoria, há concorrência no varejo, 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, ante 79% em 2022. A 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 geralmente define o preço da energia; na Polônia, esse papel cabe ao carvão, em grande parte de propriedade e operação das quatro estatais que dominam a geração.

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

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

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

Esse comportamento de mercado resulta em preços de energia 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 maioria das horas. O custo marginal de curto prazo (SRMC) é o custo de produzir um megawatt-hora adicional de uma usina já existente, cobrindo apenas combustível, permissões de carbono e custos variáveis de operação.

O SRMC da geração a carvão mineral em 2025 teve média de €110/MWh: €37/MWh de combustível (índice nacional PSCMI‑1), €70/MWh em permissões 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 participação subiu para 63%.

Como o carvão define o preço em tantas horas e há menos renováveis para pressionar os preços para baixo, os preços poloneses do 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 energia nunca chega à bolsa

O terceiro pilar é a forma como a energia é comercializada. O leilão do dia seguinte gera um preço de liquidação, mas a maior parte da eletricidade polonesa nunca é realmente negociada na bolsa. Em vez disso, circula por contratos internos 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 clientes de varejo. Por exemplo, a PGE Obrót compra eletricidade das usinas a carvão da PGE por meio de contratos intra-grupo e, ao mesmo tempo, vende para seus clientes finais. Se houver descompasso entre geração e demanda, a PGE pode aumentar ou reduzir a produção de suas próprias unidades para fechar a diferença.

Esse ajuste interno faz com que as estatais raramente precisem negociar na bolsa; a BRP submete programações líquidas à Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) depois que as posições já estão equilibradas dentro do grupo.

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 ultrapassa 25 GW: cerca de 13 GW em sistemas behind-the-meter distribuídos em 1,5 milhão de instalações, e 12 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 duas principais rotas para o mercado.

• Leilões CfD. Desenvolvedores disputam um preço-alvo. A produção é vendida no mercado do dia seguinte ao preço de liquidação. Se o preço de mercado ficar abaixo do alvo, o CfD paga a diferença; se ficar acima, o gerador devolve o excedente. Diferente da Alemanha, que usa principalmente CfDs unilaterais sob a EEG (onde o gerador fica com todo o upside).
• PPAs corporativos. Contratos financeiros a preço fixo com um comprador industrial ou uma utility. A energia física ainda liquida pelo mercado do dia seguinte; o contrato liquida a diferença de preço financeiramente.

18 GW de carvão já têm data para aposentadoria

Embora o crescimento das renováveis dos IPPs supere 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 entrada em BESS. Esse crescimento planejado é consequência direta do grande número de unidades a carvão com data de aposentadoria marcada. Usinas a gás também estão sendo construídas junto às renováveis para garantir geração firme e preencher as lacunas da geração variável.

A frota de carvão da Polônia, de 26,5 GW, está programada para encolher para 8,7 GW até 2049. A PGE terá o maior volume de aposentadorias, 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 de energia da Polônia também são as que criam mais oportunidades para BESS.

• Com a aposentadoria do carvão e sua substituição por renováveis variáveis, as estatais precisarão recorrer cada vez 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 desequilíbrios mais altos, que serão direcionados ao mercado. O volume antes ajustado internamente passará pelo mercado, ampliando a liquidez que BESS e outros ativos flexíveis necessitam.
• Enquanto isso, a capacidade solar cresce mais rápido do que o carvão se aposenta. O excedente do meio-dia vai aumentar antes de diminuir, e os preços negativos vieram para ficar – um sinal forte e duradouro para investidores em flexibilidade.