FAQ - pytania i odpowiedzi

RDN to Rynek Dnia Następnego (ang. Day-Ahead Market) - giełdowy rynek energii elektrycznej prowadzony w Polsce przez TGE (Towarową Giełdę Energii).

Każdego dnia ok. godziny 10:45 publikowane są ceny godzinowe na kolejną dobę - 24 wartości w PLN/MWh. Cena wynika z aukcji, w której wytwórcy (elektrownie) i odbiorcy (firmy, handel) licytują każdą godzinę osobno.

To cena hurtowa - dla odbiorcy końcowego sprzedawca dolicza marżę (typowo 15-25%), opłatę dystrybucyjną i podatki.

TGE publikuje ceny RDN na kolejną dobę codziennie około 10:45.

Prądcast pobiera te ceny zaraz po publikacji i udostępnia jako "Jutro (D+1)" już z potwierdzonej giełdy. Prognoza na D+1 (którą przygotowujemy rano) zostaje w systemie jako materiał porównawczy - nie zastępuje potwierdzonej ceny z TGE.

D+1 to jutro, D+2 to pojutrze, D+3 to za 3 dni. Dla D+1 po ok. 10:45 znamy już potwierdzoną cenę z TGE, ale dla D+2 i D+3 cena rynkowa jeszcze nie istnieje - musimy ją przewidzieć.

Im dalej w przyszłość, tym słabsze mamy dane wejściowe: prognoza pogody na 3 dni jest mniej pewna, ceny gazu i CO₂ mogą się zmienić, awaria dużej elektrowni potrafi wywrócić rynek z godziny na godzinę.

W praktyce dla D+1 średnio mylimy się o około 20%, dla D+2 i D+3 zauważalnie więcej. Pracujemy nad tym, żeby błąd obniżyć - aktualne wyniki zawsze sprawdzisz w Eksploratorze cen.

Pomarańczowy obszar pokazuje zakres, w którym realna cena trafi najprawdopodobniej - w 80% przypadków. W 10% sytuacji cena wyjdzie poniżej dolnej krawędzi pasma, w 10% powyżej górnej.

Wąskie pasmo oznacza, że model jest pewny swojej prognozy - typowo w nocy (spokojny rynek, mało zmienne ceny). Szerokie pasmo to godziny ryzyka: południe (gdy dużo fotowoltaiki rozchwiewa cenę) i wieczorny szczyt zapotrzebowania.

Z pasma korzystaj, gdy planujesz pracę urządzeń na granicy opłacalności - bierzesz pod uwagę ryzyko, a nie tylko środkową wartość prognozy.

Ceny RDN pochodzą bezpośrednio z TGE (Towarowej Giełdy Energii) - oficjalne wyniki codziennej aukcji Fixing I, publikowane ok. 10:45.

Dane o systemie elektroenergetycznym - prognoza zapotrzebowania, planowane wyłączenia elektrowni, rynek sprzężony z Niemcami/Czechami/Słowacją - pobieramy z europejskiej platformy ENTSO-E.

Prognoza pogody pochodzi z Open-Meteo - uśredniamy ją z kilku lokalizacji w Polsce, z wagami dopasowanymi do rozmieszczenia farm wiatrowych i fotowoltaiki.

Pomocniczo korzystamy też z publicznych danych giełdowych o cenach gazu i uprawnień do emisji CO₂ - te ceny przekładają się na koszt wytwarzania prądu w elektrowniach konwencjonalnych.

Oficjalne notowania Rynku Dnia Następnego dostępne są bezpośrednio na stronie Towarowej Giełdy Energii: https://tge.pl/energia-elektryczna-rdn. Znajdziesz tam Fixing I (aukcja PL), Fixing II (SDAC, rynek sprzężony z sąsiednimi krajami) oraz notowania ciągłe - z możliwością przełączenia daty i pobrania danych.

Prądcast prezentuje te same ceny Fixing I, ale z prognozą na kolejne dni, listą najtańszych godzin i automatyczną ewaluacją jakości prognozy. Jeśli potrzebujesz wyłącznie surowych notowań z pełnej historii lub aktualnych danych z rynku terminowego - strona TGE jest Twoim najlepszym pierwszym przystankiem.

Dla każdego dnia, dla którego znamy już realne ceny RDN, automatycznie porównujemy naszą prognozę z rzeczywistością i publikujemy wynik.

Bieżące wyniki zobaczysz w Eksploratorze cen po wybraniu daty sprzed dziś. Uśredniając ostatnie dni, typowy błąd to 20-30% - w dni spokojne (stabilny rynek) schodzimy poniżej 10%, w dni trudne (nagłe szoki, święta, huragany) potrafimy przekroczyć 40%.

To techniczne miary błędu prognozy - jeśli nie interesuje Cię statystyka, w praktyce wystarczy pamiętać że im niższa liczba, tym lepsza prognoza.

MAE (średni błąd) - o ile średnio mylimy się w złotówkach na MWh. MAE=40 zł/MWh = typowa pomyłka ±40 zł.

sMAPE (procentowy błąd) - ta sama idea w procentach. Odporny na ceny bliskie zeru i ujemne, dlatego używamy go zamiast zwykłego MAPE.

RMSE - miara podobna do MAE, ale mocniej karze pojedyncze duże pomyłki. Jeśli jest znacznie wyższy od MAE, to model miał "wpadkę" w kilku godzinach.

Bias - czy systematycznie zawyżamy (+) czy zaniżamy (-) prognozę. Zdrowy model ma bias bliski zera, bo różnice w obie strony się znoszą.

Tak - to podstawowy cel serwisu. Na stronie głównej pokazujemy 5 najtańszych godzin na jutro (po publikacji cen TGE ok. 10:45).

W Polsce typowo najtaniej jest w nocy (0:00-5:00, dolina popytu) oraz w słoneczne południa (12:00-14:00, nadpodaż PV). Najdrożej w szczycie wieczornym (18:00-21:00).

Dedykowana integracja z Home Assistant (custom component / HACS) jest w planach - wejdzie razem z publicznym API z kluczami dostępu. Szczegóły w sekcji "Plany rozwoju" na stronie O projekcie.

W klasycznej taryfie (np. G11) płacisz stałą cenę za kWh przez cały rok, niezależnie od tego co się dzieje na rynku. W taryfie dynamicznej płacisz cenę powiązaną z aktualną ceną RDN + marża sprzedawcy.

Opłaca się, gdy jesteś w stanie przesuwać zużycie w tańsze godziny: ładowanie auta w nocy, pralka/zmywarka w południe, bojler w godzinach doliny.

Dla gospodarstwa z elastycznym zużyciem roczna oszczędność może wynosić 10-25% vs taryfa stała. Dla gospodarstwa "włącz i zapomnij" dynamiczna może wyjść drożej.

Dyrektywa UE 2019/944 obliguje państwa członkowskie do oferowania taryf dynamicznych - w Polsce rynek dopiero dojrzewa, ale ofert przybywa.

Tak, w Polsce już wielokrotnie RDN schodził poniżej zera - głównie w słoneczne, wietrzne weekendy i święta.

Mechanizm: gdy OZE produkuje więcej niż system zużywa, elektrownie węglowe i gazowe wolą dopłacić do sprzedaży energii, niż zatrzymać się na kilka godzin (ponowny rozruch kosztuje dużo więcej). Cena równowagi rynkowej staje się ujemna.

Dla prosumenta z PV to paradoks: w najbardziej słoneczne godziny sprzedaż nadwyżki do sieci przynosi najmniej - albo dopłatę, zależnie od modelu rozliczeń.