Rynek dnia następnego

W większości krajów UE rynek dnia następnego działa jako jednolite łączenie rynków dnia następnego (SDAC), wspólny mechanizm giełd energii (NEMO) i operatorów systemów przesyłowych. Codziennie jeden algorytm, PCR EUPHEMIA, kojarzy zlecenia kupna i sprzedaży na następną dobę we wszystkich połączonych obszarach cenowych i jednocześnie przydziela transgraniczne zdolności przesyłowe. Wynikiem są ceny rozliczeniowe, zawarte transakcje, planowane wymiany transgraniczne i pozycja netto każdego obszaru cenowego.

Zlecenia przyjmuje się do 12:00 CET w dniu poprzedzającym dostawę (D-1). Od doby handlowej 30 września 2025 r., z pierwszą dostawą 1 października 2025 r., jednostka czasu rynku wynosi 15 minut, więc zwykła doba dostaw ma 96 okresów. Zlecenia nadal można składać w rozdzielczości 15, 30 lub 60 minut. Obecne limity cen to od -600 do +4000 EUR/MWh: specyfikacja produktów Nord Pool obowiązująca od 30 września 2025 r. ustaliła je na -500 i +4000 EUR/MWh, a od dnia handlowego 28 maja 2026 r. NEMO Committee zastąpił dolny limit -500 zharmonizowaną minimalną ceną rozliczeniową -600 EUR/MWh. Ceny ujemne zdarzają się w zwykłej pracy rynku, więc trzeba je traktować jak normalne dane.

W Polsce rynek dnia następnego to RDN na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). RDN notuje kontrakty 15-minutowe, godzinowe i blokowe, a indeks TGe24 to średnia arytmetyczna cen kontraktów 15-minutowych dla danej doby dostawy.

Rynek dnia bieżącego pozwala korygować pozycje po zamknięciu aukcji dnia następnego, gdy zmieniają się prognozy wiatru, słońca i zapotrzebowania. W UE działa jako jednolite łączenie rynków dnia bieżącego (SIDC), uruchomione w czerwcu 2018 r., ze wspólnym arkuszem zleceń dla połączonych obszarów.

Ma dwie części. Notowania ciągłe kojarzą zlecenia jedno po drugim; handel na kolejną dobę dostaw rusza po publikacji cen dnia następnego, zwykle o 14:00 CET. Każdy obszar ma własny czas zamknięcia bramki: w specyfikacji Nord Pool z września 2025 r. to 60 minut przed dostawą w Polsce, 5 minut w Niemczech i 0 minut dla transakcji lokalnych w kilku obszarach zachodnich. Aukcje dnia bieżącego (IDA) działają od 13 czerwca 2024 r., trzy razy dziennie: o 15:00 i 22:00 CET na całą następną dobę oraz o 10:00 CET na godziny od 12:00 do 24:00 tego samego dnia. Wszystkie produkty IDA są 15-minutowe.

Czas zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego przesuwa się bliżej czasu rzeczywistego. Rozporządzenie 2019/943, zmienione w 2024 r., wymaga, by od 1 stycznia 2026 r. wypadał nie wcześniej niż 30 minut przed czasem rzeczywistym, a decyzja ACER nr 11/2025 dostosowała do tego metodykę czasu zamknięcia bramki. Krajowy regulator może przyznać operatorowi odstępstwo do 1 stycznia 2029 r., które da się raz przedłużyć o maksymalnie dwa i pół roku. Wszystkie polskie granice korzystają z takiego odstępstwa, a przejście na 30 minut zaplanowano na koniec 2028 r.

Każdy system, który korzysta z cen dnia następnego, czy to do prognozy kosztów, harmonogramu magazynu energii, czy do składania ofert, musi obsłużyć kilka rzeczy:

• Doba ma 96 cen, nie 24. System powinien zapisywać je według okresu dostawy, ze znacznikiem czasu w UTC. W dniu zmiany czasu doba ma 92 albo 100 kwadransów. Historia sprzed października 2025 r. jest godzinowa, więc wykresy, średnie i indeksy muszą radzić sobie z mieszaną rozdzielczością.
• Wyniki pojawiają się po zamknięciu bramki o 12:00 CET i mogą się opóźnić. Zadania pobierające dane potrzebują ponowień, kontroli kompletności i procesu uzupełniania brakujących okresów.
• Platforma przejrzystości ENTSO-E publikuje ceny dla obszarów cenowych przez API. Giełdy, takie jak TGE, EPEX SPOT, Nord Pool, OTE czy OPCOM, publikują własne dane, często na płatnych licencjach. Scraper publicznej strony psuje się przy każdej zmianie jej układu.
• Pola cen i logika optymalizacji muszą przyjmować wartości poniżej zera i respektować aktualne zharmonizowane limity, które się zmieniają.
• Polskie ceny podaje się w PLN, a większość pozostałych w EUR, więc przy każdym przeliczeniu system musi wskazać źródło i datę kursu.
• Jeśli oprogramowanie składa zlecenia, potrzebuje typów zleceń, terminów w CET/CEST, potwierdzeń, śledzenia pozycji i ścieżki audytu.

Od 2020 r. budujemy platformę dla Enerace, firmy doradzającej w zakupie energii. Pobiera ona dane rynkowe z kilkunastu źródeł, m.in. z ENTSO-E (ceny spot, generacja i obciążenie), TGE (najpierw crawler, potem API), ICE, OTE, OKTE i OPCOM, dla rynków takich jak Polska, Czechy, Słowacja, Rumunia, Austria i Chorwacja. Dostosowaliśmy ją do 15-minutowej jednostki czasu rynku dnia następnego od 1 października 2025 r., a w 2026 r. dodaliśmy import cen 15-minutowych z ENTSO-E i pobieranie danych po publikacji wyników aukcji.

Dla Zeronest zbudowaliśmy silnik zarządzania energią, który co minutę decyduje, czy domowy magazyn ma się ładować, rozładowywać, czy sprzedawać energię do sieci. Porównuje ceny dnia następnego i dnia bieżącego z taryfami, zużyciem i prognozą pogody, a od października 2025 r. pobiera ceny RDN z TGE. Wcześniej, w latach 2022-2023, zbudowaliśmy dla Nuvve narzędzie do monitorowania duńskiego rynku energii i składania na nim ofert.