RDN vs RDB: jaki rynek wybiera biznes w 2026?

Rynek Dnia Następnego (RDN) i Rynek Dnia Bieżącego (RDB) to dwa filary hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce, na których przedsiębiorstwa i pośrednicy zawierają transakcje kupna oraz sprzedaży energii. RDN, zarządzany przez Towarową Giełdę Energii, opiera się na aukcjach ustalających ceny dla każdego okresu handlowego w kolejnej dobie po sesji giełdowej. Według Polskich Sieci Elektroenergetycznych proces ten stanowi element Jednolitego Łączenia Rynków Dnia Następnego (Single Day-ahead Coupling, SDAC), integrującego europejskie obszary rynkowe.

Od 1 października 2025 roku na RDN obowiązuje istotna zmiana strukturalna: notowania energii przeszły z okresów godzinowych na kwadransowe, co bezpośrednio wpłynęło na sposób wyznaczania Rynkowej Ceny Energii (RCE). Jak podaje GlobEnergia, do 30 września 2025 roku RCE była ceną godzinową, natomiast od października bazuje na cenach przypadających na kwadrans. Zmiana odzwierciedla rosnącą dynamikę popytu i podaży, szczególnie w godzinach szczytowych, a rynek zaczyna precyzyjniej reagować na zmienność generacji ze źródeł odnawialnych.

Dla biznesu wybór między RDN a RDB w 2026 roku ma wymierne konsekwencje finansowe. Według Polskiej Agencji Rozwoju Przedsiębiorczości RDN stanowi kluczowy element hurtowego rynku energii elektrycznej i umożliwia optymalizację kosztów zakupu w oparciu o ceny znane z jednodniowym wyprzedzeniem. RDB uzupełnia ten mechanizm, pozwalając korygować pozycje handlowe bliżej momentu dostawy, co ma znaczenie przy nieprzewidywalnym profilu zużycia lub produkcji. GlobEnergia zwraca uwagę, że polski rynek jest coraz ściślej powiązany z rynkami Niemiec, Holandii i Danii przez wspólny mechanizm SDAC, co przekłada się na częstsze występowanie skrajnych cen – w tym ujemnych – w okresach wysokiej generacji OZE.

Rynek Dnia Następnego (RDN) działa w modelu aukcyjnym z fixingiem w dniu D-1: uczestnicy składają zlecenia kupna i sprzedaży do godziny granicznej, a Towarowa Giełda Energii wyznacza jedną cenę rozliczeniową dla każdego okresu handlowego następnej doby. Od 1 października 2025 roku podstawowym okresem handlowym nie jest już godzina, lecz kwadrans – w efekcie w ciągu doby powstaje 96 osobnych cen zamiast 24. Zmiana wynika z wprowadzenia przez TGE 15-minutowych produktów na Rynek Dnia Następnego, o czym informuje serwis GLOBEnergia.

RDN jest zintegrowany z europejskim mechanizmem Single Day-ahead Coupling (SDAC), który łączy krajowe obszary rynkowe w jednym procesie aukcyjnym. Według Polskich Sieci Elektroenergetycznych produktem podlegającym obrotowi jest energia elektryczna dla każdego podstawowego okresu handlowego w dniu dostawy, a algorytm dopasowuje zlecenia z uwzględnieniem zdolności przesyłowych między obszarami. Praktyczna konsekwencja dla polskiego biznesu jest taka, że cena RDN odzwierciedla nie tylko krajowy bilans popytu i podaży, ale także sytuację w Niemczech, Holandii czy Danii – stąd rosnąca częstotliwość ujemnych cen energii w godzinach dużej produkcji OZE.

Rynek Dnia Bieżącego (RDB) działa w innej logice: handel odbywa się w dniu dostawy D w trybie ciągłym, bez pojedynczego fixingu. Uczestnicy dostosowują pozycje bliżej realnego czasu dostawy, reagując na zmiany prognoz zapotrzebowania, awarie jednostek wytwórczych czy odchylenia produkcji z farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Cena nie jest wyznaczana jednym clearingiem – kształtuje się jako sekwencja transakcji dwustronnych zawieranych w arkuszu zleceń.

Różnica strukturalna sprowadza się do trzech osi: moment zawarcia transakcji (D-1 vs D), mechanizm cenotwórczy (aukcja z jedną ceną vs handel ciągły) oraz horyzont planowania (zamknięty grafik na dobę wcześniej vs bieżące dostosowania). Dla przedsiębiorstwa oznacza to, że RDN wymusza dyscyplinę prognozowania zużycia z wyprzedzeniem, a RDB pozwala korygować bilans w reakcji na faktyczne odczyty – kosztem większej ekspozycji na krótkoterminowe skoki cen.

Wybor miedzy RDN a RDB w 2026 r. rozstrzyga sie na poziomie profilu zuzycia i zdolnosci prognozowania popytu. Duzi odbiorcy przemyslowi z przewidywalnym obciazeniem – zaklady produkcyjne w trybie ciaglym, sieci handlowe, centra danych – opieraja portfel na Rynku Dnia Nastepnego, poniewaz aukcja z fixingiem w D-1 daje jedna referencyjna cene na kazdy okres handlowy i pozwala zabudzetowac koszt energii z 12-36 godzinnym wyprzedzeniem. Wedlug Polskiej Agencji Rozwoju Przedsiebiorczosci RDN stanowi podstawe hurtowego handlu energia w Polsce.

Rynek Dnia Biezacego wybieraja podmioty, ktorych rzeczywiste zapotrzebowanie lub produkcja odbiegaja od prognozy z dnia poprzedniego. Dotyczy to wytworcow OZE – farm wiatrowych i fotowoltaicznych – oraz spolek obrotu bilansujacych portfele prosumentow, ktore koryguja pozycje w miare aktualizacji prognoz pogody. RDB jest tez naturalnym wyborem dla odbiorcow z elastycznym procesem technologicznym, potrafiacych przesunac zuzycie w reakcji na sygnal cenowy w ciagu doby.

Od 1 pazdziernika 2025 r. podzial ten pogleboila zmiana okresu rozliczeniowego. Towarowa Gielda Energii wprowadzila produkty 15-minutowe na RDN, w slad za czym Rynkowa Cena Energii przestala byc cena godzinowa i zaczela bazowac na kwadransach. Dla przedsiebiorstwa oznacza to, ze granulacja sygnalu cenowego z RDN zblizyla sie do granulacji RDB, a dokladnosc prognozy zuzycia w ujeciu kwadransowym stala sie realnym czynnikiem kosztowym.

Wiekszosc srednich i duzych firm laczy oba rynki: bazowy wolumen (okolo 80-95 procent zapotrzebowania) kontraktuje na RDN, a RDB pelni funkcje rynku korygujacego odchylenia tuz przed dostawa. Wedlug PARP systemy zarzadzania energia pozwalaja obnizyc koszt nawet o jedna trzecia dzieki aktywnemu przesuwaniu zuzycia. Wybor wylacznie RDB jest uzasadniony jedynie dla instalacji OZE bez kontraktow terminowych oraz dla podmiotow prowadzacych obrot spekulacyjny.

Perspektywa na 2026 r. przesuwa kalkulację wyboru między Rynkiem Dnia Następnego a Rynkiem Dnia Bieżącego w stronę większej granularności czasowej i ściślejszej integracji europejskiej. Od 1 października 2025 r. rozliczenia bazują na cenach kwadransowych zamiast godzinowych, co – zgodnie z komunikatem TGE – lepiej odzwierciedla dynamikę popytu i podaży w szczytach obciążenia. Dla przedsiębiorcy oznacza to, że pojedyncza godzina wysokiej ceny może zostać “rozbita” na cztery różne kwadranse, a decyzja o przesunięciu produkcji nie zapadnie już w blokach 60-minutowych, tylko w oknach 15-minutowych.

Rosnąca produkcja OZE i coraz częstsze ujemne ceny energii zmieniają logikę zakupową w kierunku RDB. Według portalu Globenergia zjawisko ujemnych cen w Polsce jest coraz silniej powiązane z jednolitym europejskim rynkiem dnia następnego, a nadwyżki energii z fotowoltaiki eksportowane są do Niemiec, Holandii i Danii. Firma, która potrafi zaabsorbować energię w oknach nadprodukcji – ładując bufory cieplne, uruchamiając energochłonne procesy poza rytmem zmianowym – realnie kupuje prąd taniej niż konkurencja opierająca się wyłącznie na kontraktach z góry ustalonych w RDN.

Integracja z mechanizmem SDAC (Single Day-ahead Coupling) prowadzona przez PSE zwiększa płynność i przewidywalność RDN, ale jednocześnie sprawia, że polskie ceny coraz mocniej reagują na wydarzenia w sąsiednich obszarach rynkowych. W praktyce oznacza to jeden wniosek strategiczny: wybór rynku przestaje być decyzją “albo-albo”. Coraz więcej firm buduje portfel hybrydowy – bazę zakupową na RDN dla przewidywalnego wolumenu, a RDB jako narzędzie optymalizacji kosztów energii dla elastycznej części zużycia. Kierunek zmian regulacyjnych i technologicznych faworyzuje odbiorców, którzy zainwestują w prognozowanie i automatyzację odpowiedzi na sygnał cenowy.