Rynek energii w Polsce czeka kolejna wielka reforma. Po zeszłorocznej reformie rynku bilansującego, która przyniosła duże rozchwianie, nie tylko cen produktów tam oferowanych, ale także cen na rynku spot, rok 2025 będzie stał pod znakiem przejścia na 15-minutowe rozliczenie na rynku dnia następnego (day-ahead, DA, RDN) w ramach procesu aukcyjnego SDAC (Single Day-Ahead Coupling).
Co to oznacza dla rynku hurtowego energii w Polsce? Jakiego można spodziewać się efektu dla cen i wolumenu handlu na RDN? Czy reforma ta wpłynie na rynek dnia bieżącego (Intraday, ID, RDB)? O tym w dzisiejszym artykule.
Obecna struktura rynku spot – Rynki Dnia Następnego i Bieżącego
Zanim przejdziemy do analizy potencjalnych skutków zmian wdrażanych zmian, warto przypomnieć sobie, jak właściwie działa rynek spot, w odniesieniu do polskich warunków.
Zacznijmy od tego, że w Polsce funkcjonują trzy giełdy energii – Towarowa Giełda Energii (TGE), Nord Pool oraz EPEX Spot (czyli spółka zależna European Energy Exchange – EEX). W tym artykule położymy główny nacisk na TGE, jako, że zajmuje ona dominującą pozycję w Polsce, jeśli chodzi o handel energią.
Jeśli chodzi o RDN, handlowana jest na nim energia “na jutro”. Na TGE zlecenia są przyjmowane do godziny 10.30 dnia, w którym odbywa się aukcja, na dzień „N+1”. Wtedy wyniki są podawane na stronie TGE, a także na stronach podmiotów, będących pośrednikami TGE, np. Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska.
Na RDB, natomiast, Handlowana jest na nim energia “na dziś”. Odbywa się ona według modelu XBID, uwzględniającego możliwości wymiany transgranicznej z innymi państwami – kontrakty obejmują 60 minut (1 godzinę) lub 15 minut dostawy [1].
Skrócenie okresu rozliczeniowego – dobra zmiana?
Wraz z dniem 30 września 2025 roku, rozliczenie na RDN będzie następować co 15 minut. Oznacza to, że podczas doby czeka Nas 96 takich interwałów, z, potencjalnie, 96-cioma różnymi cenami.
Źródło: EPEX Spot
Jaki był powód wprowadzenia takiej zmiany? Przede wszystkim 15-minutowe okresy rozliczeniowe będą lepiej odzwierciedlały fluktuacje wynikającego z generacji energii elektrycznej przez źródła pogodowo-zależne, jak turbiny wiatrowe czy panele fotowoltaiczne.
Ponadto, co podkreśla MCSC*, zmiana ta ma na celu poprawę stabilności sieci, definiowaną jako utrzymanie jej częstotliwości w pożądanym zakresie oraz zwiększyć zaangażowanie uczestników rynku dla lepszego optymalizowania zużycia i generacji energii elektrycznej.
Kogo dotknie ta zmiana? Można wyróżnić parę grup, które na pewno będą musiały się dostosować do nowych realiów rynkowych:
- Producenci energii z nieodnawialnych źródeł – poprzez bardziej dynamiczne dostosowanie się do sygnałów cenowych płynących z rynku energii z czterokrotnie wyższą częstotliwością, będą musieli oni bardziej dokładnie optymalizować swoją moc w danej jednostce czasu
- Prosumenci rozliczający się w systemie net-billing – zgodnie z zapowiedziami, RCE podąży za zmianami na RDN i jego okres rozliczeniowy także ulegnie zmianie.
Jednak na obecny moment, w polskim porządku prawnym nie ma wzmianki o wprowadzeniu rozliczenia co 15 minut – odpowiednia ustawa musi przejść cały proces legislacyjny, by prosumenci mieli obowiązek rozliczać się w kwadransowych interwałach.
Na obecny moment jesteśmy w sytuacji swego rodzaju luki prawnej, która na razie nie została rozwiązana. Prawdopodobnie zostanie zastosowana jedna z trzech opcji – albo cena godzinowa dla wspomnianych prosumentów będzie ceną z pierwszego kwadransa danej godziny (np.11.00-11.15), albo będzie ona stanowić średnią ważoną wolumenem lub średnią arytmetyczną z czterech kwadransów składających się na daną godzinę. - Spółki obrotu energią elektryczną – zmniejszenie okresów rozliczania może potencjalnie zwiększyć aktywność spółek obrotu, dynamicznie zmieniających alokowane wolumenu na rynkach (DA, ID, Ryenk Bilansujący) [2].
Rosnąca rola handlu międzynarodowego – łącząc Europę interkonektorami
Zmiana na rynku wspólnego handlu na rynku dnia następnego (w Polsce wycenianej jako Fixing II) jest pokłosiem zmian zachodzących w Europie, które na celu mają stworzenie jednego, europejskiego rynku energii. Ma ona zabezpieczyć poszczególne państwa przed wahaniami częstotliwości w systemie elektroenergetycznym, która jest niezwykle groźna dla wszelkich urządzeń podłączonych do sieci, a jej duże wahania (powyżej 0.5 Hz w każdą stronę) mogą prowadzić do blackoutu – takiego jak miał ostatnio miejsce na Półwyspie Iberyjskim.
Rodzaje rynków w Europie w kontekście połączeń transgranicznych – zarówno kraje bałtyckie, jak i Półwysep Iberyjski mają bardzo ograniczone możliwości wymiany transgranicznej z sąsiadami (odpowiednio z Polską, Szwecją i Finlandią, oraz z Francją). Grafika – Phil Hewitt, Montel
Handel międzypaństwowy natrafia jednak na „wąskie gardła” w postaci interkonektorów pomiędzy różnymi państwami i strefami cenowymi. Można więcej powiedzieć, że odpowiedź na sygnał cenowy jest mierzona dostępnością mocy pomiędzy różnymi strefami*, charakteryzującymi się różną ceną za energię elektryczną danym interwale czasowym.
Niespodziewane zmiany na ostatniej prostej – niepokój giełd?
W dniu 14 maja, czyli na mniej niż miesiąc przed wprowadzeniem wspomnianej zmiany, MCSC postanowiło jednak dać rynkowi więcej czasu i opóźnić proces o prawie cztery miesiące – do 30 września.
Co stało za tą decyzją?
Oficjalnym powodem jest „niegotowość techniczna”, którą jako pierwsza zasygnalizowała giełda EPEX SPOT w połowie kwietnia. Testy wykazały, że rynki „rozłączały się” w 1 na 5 przypadków, co stanowi dużo większy poziom, niż gotowy do zaakceptowania przez uczestników rynku. Było to spowodowane wielokrotnym zwiększeniem komplikacji na poziomie algorytmu, który jeszcze nie został na tyle udoskonalony, by sprostać czterokrotnemu zmniejszeniu interwału cenowego.
Pomimo starań Nord Pool oraz innych giełd (m. in. Polskiej TGE), by zmiany wdrożyć na czas, opóźnienie stało się faktem.
Co przyniesie zmiana? Powiązanie ID and DA na TGE mniej widoczne niż „u sąsiada”
Biorąc pod uwagę fakt, że 15-minutowe interwały na rynku dnia bieżącego są już z nami już od prawie 4,5 roku (zostały wprowadzone 10 grudnia 2020 r.), można przewidywać, że RDN, podążając w tym samym kierunku, nieco odbierze miejsca RDB. Dlaczego? W 2024 roku, na rynku RDB, obrót był niemal 22-krotnie mniejszy niż na RDN, pomimo różnicy w interwałach dot. okresów rozliczeniowych przez ponad pół roku. Ta różnica ma szansę się jeszcze zwiększyć.
Ponadto, jak wynika z analizy Dyrektora Departamentu Analiz firmy Montel, Andre Bosschaart’a aukcja IDA1**, jako ta najbardziej oddalona od fizycznej dostawy, będzie najbardziej narażona na utratę wolumenu na rzecz zbliżającej się zmiany na rynku DA.
Aukcje IDA2 i IDA3*** służą rebalansowaniu portfeli sprzedawców i kupujących – te aukcje, będące najbliżej fizycznej dostawy energii elektrycznej (do 2 godzin przed dostawą) prawdopodobnie nie będą aż tak dotknięte przez zbliżającą się zmianę.
Warto wspomnieć, że aukcje ID na TGE dla Polski cieszą się większym zainteresowaniem, niż chociażby na konkurencyjnym EPEX Spot np. dla sąsiednich Niemczech**** – wolumen obrotu w ramach aukcji jest w Polsce większy, niż w ramach notowań ciągłych, podczas gdy w Niemczech zachodzi odwrotna zależność.
Na obecny moment same komentarze dotyczące decyzji o zmianie terminu wprowadzenia są negatywne. Obecny system, według trader’ów nie jest optymalny, gdyż wymusza odpowiednią zmianę pozycji w nierównych interwałach czasowych dla RDN (1 godzina) i RDB (15 minut). Co więcej zwiększa on ryzyko alokacji wolumenu przez producentów energii z pogodowozależnych źródeł na, charakteryzujących się dużą zmiennością, rynków bilansujących.
[1] https://www.climateleadership.pl/pl/baza-wiedzy/wiedza-o-klimacie/jeden-rynek-a-rozne-rynki-kontraktacja-energii-elektrycznej-na-rynku-hurtowym-energii-elektrycznej-w-polsce
[2] https://www.tge.pl/pub/TGE/komunikaty/2025/SDAC_15min_MTU_general_information_paper.pdf
*Market Coupling Steering Committee – ciało ENTSO-E (organizacji zrzeszającej wszystkich Operatorów Systemów Przesyłowych w krajach należących do tej organizacji), które, w koordynacji z Nominated Electricity Market Operators (organizacją zrzeszającą giełdy energii elektrycznej), ma na celu integrację rynków energii elektrycznej do niego należących.
** W Polsce granice państwa pokrywają się ze strefą cenową rynku energii. Inaczej jest np. we Włoszech, Danii, Norwegii czy Szwecji, gdzie w obrębie jednego państwa funkcjonuję parę odrębnych stref cenowych, pomiędzy którymi zachodzą różnice w wycenie energii elektrycznej w poszczególnych interwałach czasowych.
***IDA1 – aukcja dla Rynku Dnia Bieżącego, która kończy się o godzinie 15:00 dnia N-1 dla całego dnia N
****IDA2 – aukcja dla Rynku Dnia Bieżącego, która kończy się o godzinie 22:00 dnia N-1 dla całego dnia N / IDA3 – aukcja dla Rynku Dnia Bieżącego, która kończy się o godzinie 10:00 dnia N dla drugiej połowy dnia N (12.00 – 24.00)
***** EPEX Spot nie oferuje w Polsce notowań ciągłych
Hubert Put
Senior Energy Consultant oraz Ekspert Rynku Polskiego w firmie Montel. Główne obszary zainteresowań to rynki energii, regulacje w sektorze energetyki, innowacje w energetyce (przede wszystkim w sektorze morskiej energetyki wiatrowej i wodoru), a także strategie dot. zrównoważonego rozwoju w energetyce. W ramach pracy zarobkowej, zajmował się lokalnymi planami zagospodarowania energią (Local Area Energy Plans - LAEPs), umowami Power Purchase Agreements (PPAs) oraz gwarancjami pochodzenia (GoOs/REGOs) i wpływem zmian regulacji na energetykę, zarówno Niemczech, Zjednoczonym Królestwie, jak i w Polsce. Uczestnik programu podyplomowego Road to C-Suite autorstwa European Institute of Innovation and Technology (EIT). Podwójny magister inżynier AGH w Krakowie oraz IST w Lizbonie. Posiadacz certyfikatu PRINCE2® Practitioner oraz alumn premierowej edycji programu OECD Youthwise, dzięki któremu miał szansę stanowić głos młodego pokolenia w zakresie sprawiedliwej transformacji energetycznej i zrównoważonego rozwoju. Absolwent kursów zarządzania projektami organizowanego przez Uniwersytet w Katanii, i znajomości rynków energii organizowanym przez European Federation of Energy Traders (EFET). Jeden z liderów polskiego oddziału Światowej Rady Energetycznej. Autor wielu artykułów popularnonaukowych nt. wpływu regulacji na morską energetykę wiatrową czy rozwoju sieci elektroenergetycznych, które ukazały się w branżowych mediach w Polsce oraz w Niemczech, i współautor analiz dla m.in Młodzieżowej Rady Klimatycznej czy UN Global Compact Network Poland.
