# 02 — Świat i liderzy OZE: stan na wrzesień 2026

*Research do filmu popularnonaukowego. Stan wiedzy: 27.09.2026. Każda liczba ma źródło i ocenę pewności: **[W]** wysoka (dane pierwotne lub kilka zgodnych źródeł), **[Ś]** średnia (jedno wtórne źródło albo dane wstępne), **[N]** niska (do dalszej weryfikacji).*

**Dane:** obliczenia własne na surowych danych rocznych i miesięcznych Ember (pobrane 27.09.2026 z publicznego repozytorium Ember) oraz na danych CAISO z 9 lipca w latach 2020–2026. Teksty źródłowe: Ember Global Electricity Review 2026, IRENA Renewable capacity highlights 2026, Global Energy Monitor China wind & solar brief (lipiec 2026). Skrypty i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

---

## 0. Kontekst roku 2026, bez którego liczby są mylące

- **Kryzys ormuzki.** Pod koniec lutego 2026 wybuchła wojna USA–Iran i Cieśnina Ormuz praktycznie się zamknęła. IEA nazwała to „największym zakłóceniem podaży w historii rynku ropy”. Na starcie ubyło ok. 20% światowej podaży LNG i ropy. Brent doszedł do ok. 118 USD/bbl pod koniec marca 2026. Spotowe LNG w Azji zdrożało o ponad 140% po ataku na Ras Laffan (18.03). Mimo rozejmu z 8.04 ruch statków we wrześniu 2026 nadal jest dużo poniżej poziomu sprzed wojny. [Ś] ([Wikipedia: 2026 Iran war fuel crisis](https://en.wikipedia.org/wiki/2026_Iran_war_fuel_crisis), [Carbon Brief 16.09.2026](https://www.carbonbrief.org/analysis-global-fossil-fuel-emissions-set-to-fall-in-2026-amid-hormuz-crisis))
- **Skutki dla OZE.** Po pierwsze, w marcu 2026 Chiny wyeksportowały rekordowe **68 GW** paneli, dwa razy więcej niż w lutym. Rekordowy import z Chin zanotowało wtedy 50 krajów ([Ember, 04.2026](https://ember-energy.org/latest-updates/chinese-solar-exports-double-in-a-month-to-hit-record-high-amid-energy-crisis/)). Po drugie, Azja częściowo wróciła do węgla: IEA prognozuje rekordowe 8,94 mld t węgla w 2026, czyli +1,2%. Mimo to Carbon Brief (16.09.2026) szacuje, że globalne emisje z paliw kopalnych spadną w 2026 o ok. 0,5%, głównie przez niszczenie popytu na ropę.
- **Obrazowe zestawienie z Ember.** Przyrost produkcji z PV w 2025 (+636 TWh) wystarczyłby, żeby zastąpić cały prąd z gazu odpowiadający LNG płynącemu przez Ormuz w 2024 (ok. 550 TWh). [W] (Ember GER 2026, s. 7)

---

## 1. Świat

### 1.1 Moc zainstalowana (IRENA, koniec 2025)

| Technologia | Moc na koniec 2025 | Przyrost 2025 | Przyrost 2024 | Przyrost 2023 |
|---|---|---|---|---|
| **Wszystkie OZE** | **5 149 GW** | **+692 GW (+15,5%)** rekord | +585 GW (+15,1%) | +473 GW (+14,3%) |
| Słońce (PV+CSP) | 2 392 GW (47% OZE) | +511 GW (+27,2%), w tym PV 510,3 GW | +452 GW | ok. +346 GW [Ś] |
| Wiatr | 1 291 GW | +158,7 GW (+14%) rekord | ok. +113 GW | ok. +116 GW [Ś] |
| Hydro (bez szczytowo-pompowych) | 1 296 GW | +18,4 GW (96% w Chinach) | ok. +7 GW | – |
| Hydro szczytowo-pompowe | 160 GW (razem hydro 1 456 GW) | – | – | – |
| Bioenergia | 154 GW | +3,4 GW | – | – |
| Geotermia | 16 GW | +0,3 GW | – | – |

- OZE to **49,4%** całej mocy zainstalowanej na świecie, a same źródła zmienne (wiatr i PV) to **35,3%**. Wiatr i PV dały 96,8% przyrostu mocy OZE. [W] ([IRENA Renewable capacity highlights, 31.03.2026, akt. 07.2026](https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2026/Mar/IRENA_DAT_RE_capacity_highlights_2026.pdf); dane za 2024 z [IRENA 03.2025](https://www.irena.org/News/pressreleases/2025/Mar/Record-Breaking-Annual-Growth-in-Renewable-Power-Capacity))
- Regiony w 2025: Azja dołożyła +513 GW, czyli 74% światowego przyrostu, z czego same Chiny **+440 GW**. Europa: +77 GW (Niemcy ponad 20,5 GW). Ameryka Płn.: +42 GW. Afryka: +11,3 GW, najwięcej w historii, głównie Etiopia, RPA i Egipt. Bliski Wschód: +29%, najszybszy wzrost procentowy, głównie Arabia Saudyjska. [W] (IRENA)
- Przyrost PV w 2025 według krajów (AC): Chiny 315,1 GW, Indie 37,0, USA 34,0, Niemcy 15,1, Brazylia 11,6 GW. [W] (IRENA)
- Tempo: świat instalował średnio **1,4 GW paneli dziennie** (obliczenie własne: 511/365).
- Cel COP28, czyli potrojenie mocy OZE do 11,17 TW w 2030: brakuje jeszcze 6,02 TW. [W] (IRENA)

### 1.2 Produkcja energii elektrycznej (Ember, obliczenia własne na danych rocznych)

| Udział w produkcji świata | 2015 | 2020 | 2023 | 2024 | **2025** |
|---|---|---|---|---|---|
| Węgiel | 38,7% | 35,3% | 35,1% | 34,1% | **33,1%** (10 490 TWh) |
| Gaz | 23,1% | 23,9% | 22,6% | 22,3% | 21,7% |
| **OZE razem** | 23,0% | 28,0% | 30,3% | 32,0% | **33,8%** (10 717 TWh) |
| Hydro | 16,2% | 16,3% | 14,3% | 14,4% | 14,0% (4 432 TWh) |
| Wiatr | 3,5% | 6,0% | 7,8% | 8,1% | 8,5% (2 712 TWh) |
| Słońce | 1,1% | 3,2% | 5,6% | 6,9% | **8,8%** (2 779 TWh) |
| Atom | 10,5% | 9,9% | 9,1% | 9,0% | 8,9% (2 812 TWh) |
| Wiatr+słońce | 4,5% | 9,2% | 13,4% | 15,0% | **17,3%** |
| Czyste razem (OZE+atom) | 33,5% | 37,9% | 39,4% | 40,9% | 42,6% |

Źródło: [Ember Global Electricity Review 2026, 21.04.2026](https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-review-2026/) [W]. Najważniejsze fakty z raportu:
- **OZE wyprzedziły węgiel po raz pierwszy od ok. 100 lat**: w 2025 było 33,8% wobec 33,0%. Pierwszy raz stało się to już w H1 2025 (34,3% wobec 33,1%, [Ember Mid-Year 2025, 10.2025](https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-mid-year-insights-2025/)).
- Popyt urósł o 849 TWh (+2,8%), a czyste źródła o 887 TWh. Samo PV pokryło **75% wzrostu popytu**, PV z wiatrem 99%.
- **Produkcja z paliw kopalnych spadła o 38 TWh (−0,2%)**. Ember i Carbon Brief nazywają to pierwszym spadkiem wynikającym ze zmian strukturalnych, a nie z kryzysu (poprzednie spadki: 2009, 2020). Węgiel: −63 TWh (−0,6%). Gaz: +36 TWh (+0,5%).
- PV wyprzedziło wiatr po raz pierwszy w 2025. Ember przewiduje, że w 2026 zarówno PV, jak i wiatr wyprzedzą atom.
- Produkcja z PV podwaja się mniej więcej co 3 lata: 1 333 TWh w 2022, 2 778 TWh w 2025. Średni wzrost roczny to 27,7%, co daje czas podwojenia 2,8 roku (obliczenie własne). Dziesięć lat temu, w 2015, PV dawało 256 TWh. Dziś produkcja z PV jest porównywalna z całym zużyciem prądu w UE.
- Chiny: **produkcja z paliw kopalnych −56 TWh (−0,9%)**, pierwszy spadek od 2015, przy wzroście popytu o 5%. Indie: **−52 TWh (−3,3%)**, pierwszy spadek w tym stuleciu. Wiatr i PV mają w Chinach 22% miksu, więcej niż średnia OECD (20%).
- Poza Chinami produkcja z paliw kopalnych nie rośnie od 2018 (w 2025 była o 0,6% niższa niż w 2018).
- Azja to jedyny region, gdzie węgiel (52%) nadal przewyższa OZE (32%). Afryka: OZE wyprzedziły węgiel w 2025. Oceania: w 2023.
- Magazyny: w 2025 przybyło ok. **250 GWh baterii (+46%)**. Ceny pakietów stacjonarnych spadły do rekordowych **70 USD/kWh (−45% r/r)**. „Dyspozycyjne” PV z baterią kosztuje ok. **76 USD/MWh** (Ember, 10.2025).

### 1.3 Emisje z sektora energii

| Wskaźnik | Wartość | Źródło |
|---|---|---|
| Emisje sektora elektroenergetycznego 2025 | **−6 MtCO2e (−0,04%)**, praktycznie płasko; w 2024 było +237 Mt (+1,7%) | Ember GER 2026 [W] |
| Intensywność emisji prądu | 458 gCO2e/kWh (−2,7% r/r; −16% od 2005) | Ember [W] |
| Chiny / Indie (sektor energetyczny) | −37 Mt (−0,7%) / −42 Mt (−2,9%) | Ember [W] |
| **Całe emisje energetyczne CO2** (nie tylko prąd) 2025 | **+0,4%**, nowy rekord ok. 38,4 Gt | [IEA Global Energy Review 2026](https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2026/key-findings) [W] |
| Prognoza całych emisji z paliw kopalnych 2026 | ok. −0,5% (kryzys ormuzki) | Carbon Brief 16.09.2026 [Ś] |

**Odpowiedź na pytanie „czy emisje spadły?”:** z samej produkcji prądu w 2025 praktycznie nie wzrosły (plateau, −0,04%). Całe emisje energetyczne dalej lekko rosną (+0,4%). Nie ma jeszcze trwałego spadku. Patrz też 1.5 i dane za H1 2026.

### 1.4 Pierwsze półrocze 2026 (dane wstępne, Ember monthly, obliczenia własne)

| Świat, H1 | H1 2025 | H1 2026 | Zmiana |
|---|---|---|---|
| Słońce | 1 320 TWh (8,9%) | 1 564 TWh (10,2%) | **+18,4%** |
| Wiatr | 1 361 TWh | 1 431 TWh | +5,1% |
| Hydro | 2 065 TWh | 2 128 TWh | +3,0% |
| Węgiel | 4 876 TWh (32,8%) | 4 945 TWh (32,2%) | **+1,4%** |
| Gaz | 3 070 TWh | 3 147 TWh | +2,5% |
| Kopalne razem | 8 398 TWh | 8 519 TWh | **+1,4%** |
| OZE razem | 5 109 TWh (34,4%) | 5 492 TWh (35,8%) | +7,5% |
| Popyt / produkcja | 14 855 TWh | 15 336 TWh | +3,2% |

[Ś], bo to dane wstępne, a część krajów, np. Chiny i Indie za czerwiec, Ember szacuje. Ważny niuans: **w H1 2026 produkcja z paliw kopalnych znów rosła**. W Chinach w styczniu–maju węgiel wzrósł o 3,6%, a wiatr tylko o 0,7%, mimo ogromnego przyrostu mocy (słabszy wiatr i rekordowy curtailment). GEM potwierdza: chiński węgiel +3,4% w H1 2026. Pozostałe punkty z H1 2026:
- **Kwiecień 2026**: wiatr i PV dały po raz pierwszy więcej prądu niż gaz na całym świecie (531 TWh wobec 477 TWh, 22% wobec 20%) ([Ember, 21.05.2026](https://ember-energy.org/latest-updates/for-the-first-time-wind-and-solar-generated-more-electricity-than-gas-worldwide-in-april-2026/)). [W]
- **Czerwiec 2026**: PV dało po raz pierwszy **25% prądu w UE** (52 TWh). Niemcy 36%, Hiszpania 34%, Polska 24% ([Ember, 14.07.2026](https://ember-energy.org/latest-insights/a-quarter-of-eu-power-came-from-solar-for-the-first-time-in-june/)). [W]
- USA H1 2026: PV +21%, węgiel −10,9%, OZE 30,2% produkcji (obliczenie własne, Ember monthly). [Ś]
- Prognoza BNEF: w 2026 światowe instalacje PV mogą **spaść po raz pierwszy od ok. 20 lat**, z ok. 655 do 649 GW, przez hamowanie Chin ([pv magazine, 11.06.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/06/11/solar-slowing-bnef-asks-whats-next-for-the-industry/)). [Ś]

### 1.5 Inwestycje i zatrudnienie

| Wskaźnik | Wartość | Źródło |
|---|---|---|
| Inwestycje w transformację energetyczną 2025 | **2,3 bln USD (+8%)**: transport elektryczny 893 mld, OZE 690 mld (**−9,5% r/r**, przez niepewność w Chinach), sieci 483 mld | [BNEF ETIT 2026](https://about.bnef.com/insights/clean-energy/bloombergnef-finds-global-energy-transition-investment-reached-record-2-3-trillion-in-2025-up-8-from-2024/) [W] |
| Czysta energia vs paliwa kopalne (2026, prognoza) | **2,2 bln vs ok. 1,1–1,2 bln USD**, prawie 2:1; łącznie energetyka ok. 3,4 bln USD | [IEA World Energy Investment 2026](https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2026/executive-summary) [W] |
| Inwestycje w PV | wg różnych streszczeń WEI 2026 od ok. 365 mld do ponad 500 mld USD | [Ś], sprzeczność, patrz sekcja 8 |
| Centra danych (dla porównania) | ok. 0,5 bln USD w 2025, więcej niż inwestycje w PV | BNEF [Ś] |
| Zatrudnienie w OZE (2024) | **≥16,6 mln**; PV 7,2 mln, z czego Chiny 4,2 mln (58%); UE ok. 764 tys. w PV | [IRENA/ILO Renewable Energy and Jobs 2025](https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2026/Jan/IRENA_SOC_RE_and_jobs_2026.pdf) [W] |

Uwaga do zatrudnienia: mimo rekordowych instalacji w 2024 zatrudnienie w PV prawie nie wzrosło (7,1 → 7,2 mln). Powody to automatyzacja, nadpodaż fabryk i curtailment.

### 1.6 Prognozy (kontekst)
- IEA Renewables 2025 (10.2025): +4 600 GW OZE w latach 2025–2030, z czego ok. 80% to PV. To o 5% mniej niż rok wcześniej. Prognozę dla USA obniżono o prawie 50% (OBBBA, FEOC, wstrzymanie offshore), dla Chin o 129 GW (reforma cen). [W] ([IEA](https://www.iea.org/reports/renewables-2025/executive-summary))

---

## 2. Chiny

### 2.1 Tempo instalacji (NEA, AC)

| Okres | PV | Wiatr | Źródło |
|---|---|---|---|
| 2024 | ok. 277 GW | ok. 80 GW | NEA [Ś] |
| **Maj 2025** | **93 GW w jednym miesiącu** (rekord świata; ok. 3 GW dziennie) | – | [Mercom](https://www.mercomindia.com/china-adds-record-93-gw-of-solar-capacity-in-may) [W] |
| Styczeń–maj 2025 | 197,85 GW (+388% r/r) | – | NEA [W] |
| **2025 cały rok** | **315,07 GW** (rekord) | **119,33 GW** (rekord) | [NEA via pv magazine, 28.01.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/01/28/china-adds-315-gw-of-solar-in-2025/) [W] |
| Q1 2026 | 41,39 GW | – | NEA [W] |
| **H1 2026** | **ok. 72 GW (−66% r/r)** | – | [Dialogue Earth](https://dialogue.earth/en/digest/chinas-new-solar-installed-capacity-plummeted-in-the-first-half-of-2026/) [W] |
| Styczeń–lipiec 2026 | 86,15 GW (−61%) | 47,07 GW (−12%) | [PV Tech, 25.08.2026](https://www.pv-tech.org/china-adds-14gw-solar-pv-july-2026/) [W] |
| Lipiec 2026 | 14,08 GW (+28% r/r, odbicie) | 8,45 GW | PV Tech [W] |
| Prognoza 2026 | 160–200 GW PV (BNEF: 341 GW DC) | – | [Ś] |

- Moc łączna na koniec lipca 2026: **PV 1 290 GW, wiatr 690 GW**. Cała moc elektrowni: 4,08 TW. Na koniec 2025 wiatr i PV (1,84 TW) stanowiły 47,3% mocy i **po raz pierwszy przewyższyły elektrownie cieplne** (głównie węglowe). Źródła niekopalne to 60,4% mocy. [W] (NEA)
- Chiny odpowiadają za ok. 58–62% światowych instalacji PV i ok. 72–75% instalacji wiatrowych w 2025 (Ember/IRENA, obliczenia własne).
- Produkcja z PV w Chinach w 2025: +336 TWh (+40%). Pokryło to 2/3 wzrostu popytu. [W] (Ember)

### 2.2 Dokument 136 i koniec stałych taryf
- **Dokument nr 136** (NDRC i NEA, luty 2025): od **1.06.2025** cała energia z nowych instalacji wiatrowych i PV musi być sprzedawana na rynku. Stałe taryfy (benchmark węglowy) znikają. Zamiast nich działa „mechanizm ceny kontraktowej”, czyli rozliczenie różnicowe podobne do CfD. Projekty oddane przed 1.06.2025 dostają cenę administracyjną, nowe wygrywają ją w aukcjach prowincjonalnych do wysokości limitu. [W] ([pv magazine, 12.02.2025](https://www.pv-magazine.com/2025/02/12/china-to-switch-from-fits-to-market-oriented-renewables-pricing/), [Carbon Brief explainer](https://www.carbonbrief.org/explainer-how-chinas-renewable-pricing-reforms-will-affect-its-climate-goals/))
- **Skutek**: gorączka przyłączeń przed terminem. W maju 2025 przybyło 93 GW, czyli więcej niż jakikolwiek inny kraj zainstalował w całym 2024. Potem nastąpił gwałtowny spadek: H1 2026 było o 66% niższe r/r. Przepisy wykonawcze były wdrażane powoli: według Carbon Brief tylko połowa prowincji zdążyła je sfinalizować ([Carbon Brief](https://www.carbonbrief.org/analysis-only-half-of-chinese-provinces-finalise-key-document-136-renewable-rules/)). [Ś]

### 2.3 Nadpodaż produkcji
- 2025: ok. **620 GW modułów wyprodukowanych przy ok. 1 100 GW mocy fabryk**. Średnie wykorzystanie mocy produkcyjnych: polikrzem 44%, wafle 54%, moduły 47%. [Ś] ([analizy branżowe](https://axis-intelligence.com/china-solar-industry-statistics/))
- Ceny modułów spadły na początku 2026 do ok. **0,10 USD/W**, poniżej kosztu produkcji. Zapasy polikrzemu na starcie 2026 to 570–600 tys. t, czyli ok. 300 GW modułów. [Ś]
- Czołowi producenci mieli w H1 2026 łączną stratę powyżej 10 mld RMB ([PV Tech](https://www.pv-tech.org/top-chinese-pv-players-combined-deficit-tops-rmb10-billion-h1-2026/)). Pekin prowadzi kampanię „anty-inwolucyjną” przeciw wojnie cenowej ([CNBC, 20.04.2026](https://www.cnbc.com/2026/04/20/china-solar-production-energy-iran-war.html)). [Ś]
- **Od 1.04.2026 Chiny zniosły zwrot VAT przy eksporcie PV**, który w grudniu 2024 obniżono z 13% do 9%. Dla baterii zwrot spada do 6%, a od 2027 znika. Po części tłumaczy to też rekordowy eksport w marcu 2026 (68 GW): eksporterzy spieszyli się przed terminem. [W] ([PV Tech](https://www.pv-tech.org/chinas-ministry-of-finance-to-remove-export-tax-rebates-for-solar-pv-products-in-april-2026/))

### 2.4 Curtailment
- Oficjalnie: w styczniu–lutym 2026 wykorzystanie spadło, a ograniczenia sięgnęły **9,2% dla PV** (rok wcześniej 6,1%) i **8,5% dla wiatru** (6,2%). W 2024 rząd podniósł dopuszczalny limit ograniczeń z 5% do 10%. [Ś] ([Bloomberg/Energy Connects, 04.2026](https://www.energyconnects.com/news/renewables/2026/april/china-s-wasting-too-much-renewable-power-as-curtailments-rise/))
- Regiony: w 2025 ograniczenia PV wyniosły **10–17% w Qinghai, Xinjiangu i Gansu**, a wiatru 4–9% w sześciu prowincjach północno-zachodnich. GEM uważa, że realne wartości są wyższe od raportowanych. [Ś] (GEM brief 07.2026)
- Szacunek GEM: **ok. 360 TWh zmarnowanej energii z wiatru i PV w H1 2026 (+49% r/r)**. To mniej więcej tyle, ile wyniósł cały wzrost chińskiego popytu w tym okresie ([GEM](https://globalenergymonitor.org/article/china-wasted-enough-wind-and-solar-cover-all-new-power-demand-h1-2026)). [N/Ś]: to szacunek z raportowanymi i nieraportowanymi ograniczeniami, więc do ostrożnego użycia. Dla porównania: 360 TWh to więcej niż roczne zużycie prądu w Polsce (ok. 170 TWh).

### 2.5 UHV (linie ultrawysokiego napięcia)
- Koniec 2025: **45 linii UHV, 52 300 km, ok. 300 GW zdolności przesyłowej**. W latach 2026–2030 dojdzie 15 kolejnych linii (+35% zdolności międzyprowincjonalnej). State Grid planuje wydać **4 bln CNY (ok. 580 mld USD)** w 15. planie pięcioletnim, o 40% więcej niż w poprzednim. [Ś] ([Enerdata](https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/china-plans-15-new-ultra-high-voltage-transmission-lines-2030.html))
- Rzecz nieoczywista: **udział wiatru i PV w energii przesyłanej liniami UHVDC od 2021 ledwo przekracza 20%**. Linie wożą głównie prąd z węgla. Jedenaście planowanych linii dla „megabaz” łączy 129 GW wiatru i PV z **40 GW nowych bloków węglowych**. [Ś] (GEM 07.2026)
- W budowie: 262 GW farm PV i 251 GW farm wiatrowych, więcej niż reszta świata razem. [Ś] (GEM)
- Węgiel w H1 2026: oddano 30 GW nowych bloków (+43%), wycofano 2,7 GW. [Ś] (GEM)

---

## 3. Europa

### 3.1 UE ogółem (Ember European Electricity Review 2026, 22.01.2026) [W]
- 2025: **wiatr i PV (30%) po raz pierwszy wyprzedziły paliwa kopalne (29%)**. OZE razem 48%, wiatr 17%, PV 13% (369 TWh, czwarty rok z rzędu wzrost powyżej 20%), węgiel 9,2% (historyczne minimum). Gaz wzrósł o 8%, rachunek za import gazu to 32 mld EUR (+16%). ([Ember](https://ember-energy.org/latest-insights/european-electricity-review-2026/))
- W 14 z 27 krajów wiatr i PV dały więcej prądu niż paliwa kopalne. W 2025 UE dodała 65,1 GW PV.
- H1 2026 (obliczenia własne, Ember monthly): PV +8,5%, wiatr +7,7%, **gaz +5,3%**, OZE 49,8%.

### 3.2 Tabela krajów, 2025 (Ember yearly, udziały w produkcji)

| Kraj | OZE | PV | Wiatr | Wiatr+PV | Węgiel | Uwagi |
|---|---|---|---|---|---|---|
| **Dania** | 94,2% | 13,4% | **58,7%** | **72,1%** (1. na świecie) | 0,4% | rok słabego wiatru, a mimo to rekordowy udział |
| **Portugalia** | 80,9% | 17,3% | 26,8% | 44,1% | 0% | REN: 68% zużycia z OZE, rekordowe 37 TWh |
| **Niemcy** | 59,1% (Ember) / 55,9% (Fraunhofer, sieć publiczna) | 17,9% | 27,2% | 45,1% | 20,6% | PV wyprzedziło węgiel brunatny |
| **Hiszpania** | 55,9% | **21,9%** | 20,4% | 42,3% | 0,3% | REE: 55,5% (56,6% z autokonsumpcją) |
| **Wielka Brytania** | 52,0% | 6,6% | 29,4% | 36,0% | ok. 0% | pierwszy pełny rok bez węgla |
| **Holandia** | 51,2% | **21,1%** | 25,0% | 46,1% | 7,1% | 581 h cen ujemnych |
| **Włochy** | 48,7% | 16,9% | 8,1% | 25,0% | 1,4% | Terna: 41% zużycia z OZE, PV rekord 44,3 TWh |
| **Grecja** | 47,8% | 19,8% | 20,9% | 40,7% | 4,7% | curtailment 6,6% |
| **Węgry** | 35,3% | **27,3%** (najwięcej w UE) | 1,5% | – | 3,4% | o 13:00 w czerwcu PV daje średnio 91% produkcji |
| Polska (dla porównania) | 31,3% | 11,3% | 13,9% | 25,2% | **50,6%** | H1 2026: węgiel **+7,9% r/r** |

Źródło: obliczenia własne na danych Ember (rocznych i za I półrocze 2026) [W/Ś].

### 3.3 Szczegóły krajowe
- **Niemcy**: według Fraunhofer ISE OZE dały w 2025 55,9% publicznej produkcji netto, tyle samo co w 2024. Wiatr był największym źródłem, a PV (+21%, ok. 87 TWh, w tym 16,9 TWh autokonsumpcji) pierwszy raz wyprzedziło węgiel brunatny. Rekord mocy PV: **50,4 GW 20.06.2025**, co odpowiadało 98,6% obciążenia sieci. ([Fraunhofer ISE, 01.2026](https://www.ise.fraunhofer.de/en/press-media/press-releases/2026/german-public-electricity-generation-in-2025-wind-and-solar-power-take-the-lead.html)) [W]
  - **Godziny z ujemną ceną**: 301 (2023), 457 (2024), **573 (2025, 6,5% roku)**. W H1 2026 było ich 299 wobec 389 rok wcześniej, czyli mniej, ale **ograniczenia rynkowe wzrosły o 20%** (1 216 → 1 463 GWh). Działają baterie i nowe zasady EEG, które zabraniają dopłat przy ujemnych cenach. [W/Ś] ([Bloomberg 05.01.2026](https://www.bloomberg.com/news/articles/2026-01-05/europe-saw-record-surge-in-negative-power-prices-in-2025), [Euronews 29.07.2026](https://www.euronews.com/2026/07/29/wind-and-solar-overtake-fossil-fuels-in-germany-but-negative-electricity-prices-still-rife))
- **Hiszpania**: OZE 55,5% w 2025 (REE), PV zajmuje ok. 25% mocy zainstalowanej. W 2025 było **ponad 500 godzin z ceną ujemną** na OMIE; w maju–czerwcu ceny ujemne wystąpiły w 18% godzin. W maju 2025 **21% zaoferowanej energii z PV nie znalazło nabywcy**, bo zabrakło popytu (nie sieci). Po blackoucie REE przeszła na „wzmocniony tryb pracy” i uruchamia więcej bloków gazowych do kontroli napięcia, co zwiększa ograniczenia OZE. Udział godzin, w których cenę wyznacza gaz, spadł z 75% (2019) do ok. 15% (2026). [Ś] ([REE](https://www.ree.es/en/press-office/news/press-release/2026/03/the-spanish-electricity-system-in-2025-electricity-demand-generation-and-installed-power-capacity-increase), [Intereconomics 2026](https://www.intereconomics.eu/contents/year/2026/number/4/article/energy-security-amid-geopolitical-instability-lessons-from-the-2026-strait-of-hormuz-shock.html))
- **Portugalia**: rekordowe 37 TWh z OZE, 68% zużycia (REN). Wcześniejszy rekord z 2023: **149 godzin z rzędu**, gdy OZE przewyższały całe zużycie kraju. [Ś] ([energiaestrategica](https://www.energiaestrategica.com/en/notes/renewables-set-new-record-in-portugal-covering-nearly-70-of-power-demand-in-2025))
- **Wielka Brytania**: ostatnia elektrownia węglowa **Ratcliffe-on-Soar zamknięta 30.09.2024**. Rok 2025 to pierwszy pełny rok bez węgla. OZE miały rekordowe 44% produkcji według źródeł brytyjskich (Ember podaje 52%, patrz sprzeczności), wiatr prawie 30%. Rekord pracy bezemisyjnej NESO: 97,7% przez pół godziny 1.04.2025. W H1 2026 wiatr urósł o 20,6%, a gaz spadł o 9,3%. [W/Ś]
- **Holandia**: 581 godzin z ceną ujemną w 2025 (7% roku). **Kryzys sieciowy**: na koniec 2025 w kolejce do przyłącza czekało ok. 15 tys. dużych odbiorców (ok. 9,3 GW). Przyrost PV w 2025 miał wynieść tylko 1,4 GWp, najmniej od 9 lat [N, do weryfikacji]; łącznie 29,4 GWp. [Ś]
- **Dania**: wiatr ok. 59–60% produkcji w 2025, najwięcej na świecie, i to w roku słabego wiatru. PV urosło z 10% do 14%. Ceny ujemne: 441 h w Danii Zachodniej. [Ś]
- **Grecja**: OZE (z dużą hydro) 56% zapotrzebowania. Curtailment w 2025: **1 867 GWh (6,6%)**, dwa razy więcej niż w 2024. Prognoza na 2026: 3,3–3,7 TWh. W Q1 2026 było 239,5 godzin z ceną zerową lub ujemną, wobec 13 rok wcześniej. Małe farmy PV straciły w marcu i kwietniu 2026 **62–70% przychodów** i grożą im bankructwa. [Ś] ([Balkan Green Energy News](https://balkangreenenergynews.com/greece-achieves-record-renewables-output-but-also-curtailments-in-2025/), [pv magazine 07.05.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/05/07/curtailment-negative-prices-push-greek-small-and-medium-sized-pv-owners-toward-bankruptcy/))
- **Włochy**: zużycie 311 TWh, z czego OZE 41% (spadek z 42% przez słabszą hydro). PV rekordowe 44,3 TWh (+25%), przybyło 6,4 GW. [W] (Terna)

### 3.4 Blackout iberyjski 28.04.2025: raport końcowy ENTSO-E (20.03.2026)
Raport ma ok. 440 stron i zawiera 22 rekomendacje ([ENTSO-E](https://www.entsoe.eu/news/2026/03/20/entso-e-publishes-expert-panel-final-report-on-28-april-2025-blackout-in-spain-and-portugal/)). [W]
- **Przyczyna: kaskadowe przepięcie przy niewystarczającej kontroli napięcia i mocy biernej.** Awaria wynikła z wielu nakładających się czynników: oscylacji, luk w regulacji napięcia, różnic w praktykach regulacyjnych, szybkich redukcji mocy i odłączeń generatorów w Hiszpanii oraz nierównych zdolności stabilizacyjnych.
- **Przebieg (czas lokalny)**: 12:32:00–12:32:48 duże instalacje OZE zmniejszają moc o ok. 500 MW. Do 12:33:16 w regionie Badajoz wypada 727 MW PV i CSP. O 12:33:18 w ciągu 2 sekund odłącza się kolejne 928 MW w pięciu prowincjach. O 12:33:19 systemy Hiszpanii i Portugalii tracą synchronizm z Europą. Łącznie ubyło ponad 2,5 GW, a napięcie przekroczyło 435 kV. ([pv magazine 23.03.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/03/23/entso-e-report-finds-systemic-failures-behind-2025-iberian-blackout/))
- **Kto zawiódł (wiele stron)**:
  - Elektrownie konwencjonalne na ścisłej regulacji napięcia w krytycznych chwilach dostarczały **mniej niż 75% wymaganej mocy biernej**.
  - Kluczowe urządzenia do regulacji napięcia (dławiki) były przełączane ręcznie, a część dostępnych dławików nie została użyta.
  - Operator nie widział w czasie rzeczywistym luki między potrzebną a dostarczaną mocą bierną.
  - Farmy OZE pracowały ze **stałym współczynnikiem mocy**, więc nie regulowały napięcia aktywnie. Część z nich odłączyła się przed osiągnięciem progów wymaganych przepisami. Nie wiadomo, jak zachowały się małe dachowe PV (<1 MW), bo brakuje danych.
- **Przekaz ENTSO-E**: prezes Damián Cortinas powiedział, że blackout **„nie był związany z OZE, tylko z kontrolą napięcia”**. W praktyce raport wskazuje, że ówczesne zasady pracy farm OZE (stały cosφ, zbyt czułe zabezpieczenia) się przyczyniły, a zalecenia wymagają od nich aktywnej regulacji napięcia. Red Eléctrica twierdzi, że „nie zawiodła”. [W]

---

## 4. Poza Europą

### 4.1 Kalifornia (CAISO)
- **Krzywa kaczki odwraca się za pomocą baterii.** Dane CAISO z 9 lipca w kolejnych latach (obliczenia własne):

| 9 lipca | Maks. rozładowanie baterii | Udział w produkcji | Pozycja o 20:00 |
|---|---|---|---|
| 2020 | 110 MW | 0,5% | – |
| 2023 | 4 178 MW | 13,8% | 4. źródło |
| 2024 | 5 441 MW | 13,5% | 2. źródło |
| 2025 | 9 548 MW | 26,3% | 2. źródło |
| **2026** | **12 994 MW (20:20)** | **36,3%** | **1. źródło: baterie 12,99 GW wobec gazu 7,87 GW** |

- Rekord rozładowania z 9.07.2026 potwierdzają media ([GCN](https://gcn.com/california-s-grid-batteries-unleashed-record-2/20601)). [W] Następnego dnia PV dało 23 GW, czyli 72% zapotrzebowania. Wieczorny szczyt w Kalifornii obsługują teraz głównie baterie, a nie gaz. Moc baterii w CAISO to ok. 16,5 GW / 62+ GWh (M. Jacobson, X, 06.2026 [Ś]).
- Ember: od 2021 Kalifornia dodaje więcej mocy w bateriach niż w PV, a większość przyrostu produkcji PV w 2025 trafiła do sieci wieczorem.

### 4.2 Teksas (ERCOT)
- **2025: PV po raz pierwszy wyprzedziło węgiel w skali roku** (ok. 14% wobec 13%) ([Houston Chronicle](https://www.houstonchronicle.com/business/energy/article/texas-grid-solar-coal-21282343.php), EIA). [W/Ś]
- 2026: rekord PV **35,4 GW (9.07.2026)** i rekord rozładowania baterii **ok. 12 GW** (lipiec 2026). Dwa lata wcześniej, przy poprzednim szczycie zapotrzebowania, baterii było ok. 4 GW, więc to wzrost trzykrotny ([GridStatus](https://blog.gridstatus.io/ercot-record-july-2026/)). [Ś]
- Teksas, stan „ropy i gazu”, jest liderem budowy PV i magazynów w USA dzięki rynkowi energy-only i szybkim przyłączeniom.

### 4.3 Australia
- NEM w Q2 2026: OZE 42,1% (rekord dla Q2), hurtowe ceny najniższe od 6 lat. [W] ([AEMO QED Q2 2026](https://www.aemo.com.au/-/media/files/major-publications/qed/2026/qed-q2-2026.pdf))
- Ember: w godzinach 18–20 (Q4 2025) baterie ustalały cenę w NEM w **36% czasu** (rok wcześniej w 18%). Wieczorne ceny spadły o ponad połowę, a średnia hurtowa do 50 AUD/MWh (−44%). Australia dodała w 2025 tyle baterii, że mogą przesunąć **53%** nowej produkcji PV. [W]
- **Australia Południowa**: ponad 75% OZE w 2025, cel to 100% netto w 2027. Chwilowy rekord OZE: 98,7% (10.09.2025). **Ujemne zapotrzebowanie operacyjne −263 MW**: dachy produkują więcej niż zużywa cały stan. **31.08.2026 o 13:30 dachowe PV pokryło 99,9% zapotrzebowania SA** (zimą!). Z dużych elektrowni potrzeba było wtedy 2 MW. PV ma 57% domów w SA. [W/Ś] ([pv magazine Australia via now.solar, 25.09.2026](https://now.solar/2026/09/25/rooftop-solar-meets-99-9-of-sa-electricity-demand-pv-magazine-australia-com/))
- **Solar Sharer (darmowy prąd)**: działa od **1.07.2026** w NSW, SA i południowo-wschodnim Queenslandzie. Sprzedawcy muszą oferować plan z **3 darmowymi godzinami** w środku dnia (NSW/QLD 11–14, SA 12–15), z limitem **24 kWh/dzień**. Nie trzeba mieć własnych paneli, wystarczy licznik inteligentny; oferta jest dla najemców i właścicieli. Limit 24 kWh dodano po konsultacjach. Wiktorii i ACT na razie nie objęto. [W] ([PV Tech 02.07.2026](https://www.pv-tech.org/australia-launches-solar-sharer-offer-giving-households-three-hours-of-free-midday-electricity/))
- Australia ma ponad 4,3 mln dachowych instalacji, 28,3 GW, na 41% budynków. [Ś]

### 4.4 Chile
- PV ma ok. **25% produkcji** (2025, Ember), trzeci wynik wśród dużych systemów. OZE razem 66%.
- **Curtailment w 2025: 6,08 TWh (+8% r/r)**. Bez baterii byłoby to ok. 8 TWh (+43%). Moc baterii podwoiła się z 3,5 do 7,6 GWh. W styczniu–maju 2026 ograniczenia przekroczyły już 2,4 TWh (+16%). Ponad połowa PV stoi w regionach Antofagasta i Atacama, daleko od odbiorców w Santiago. Ceny krańcowe w dzień często spadają do zera. [W] ([PV Tech / ACERA](https://www.pv-tech.org/energy-storage-alleviated-solar-pv-wind-curtailment-increase-in-chile-in-2025/), Ember)
- Chile dodało w 2025 tyle baterii, że mogą przesunąć **76%** nowej produkcji PV. To najwięcej na świecie w relacji do przyrostu PV (Ember). [W]

### 4.5 Pakistan: rewolucja oddolna
- Import paneli z Chin: ok. **17 GW w 2024**, a do połowy 2025 łącznie ok. 47–50 GW. Dla porównania: szczyt zapotrzebowania krajowej sieci to ok. 25–30 GW. [Ś]
- Ember (29.06.2026): **27 GW rozproszonego PV zainstalowanego w latach 2023–2025**. Produkcja z tych instalacji wzrosła z 15 do 51 TWh, a produkcja w sieci spadła o 3%. Do 2026 kraj uniknął ponad 12 mld USD importu paliw. Cały wzrost popytu w latach 2023–2025 pokryło rozproszone PV. PV to **ok. 20,7% produkcji** (Ember 2025), a udział wzrósł z 4,4% w H1 2021 do 21,9% w H1 2025. [W/Ś] ([PV Tech](https://www.pv-tech.org/pakistan-added-27gw-of-distributed-solar-in-2023-25-as-consumers-move-off-grid/), [Ember](https://ember-energy.org/latest-insights/the-solarisation-of-pakistans-energy-economy/))
- Odpowiedź państwa: w 2026 net-metering zastąpiono **net-billingiem** (NEPRA Prosumer Regulations 2026) z dużo niższą ceną odkupu nadwyżek. Spiralę rosnących cen sieciowych, przez które kolejni klienci odchodzą od sieci, nazywa się „grid defection”. [Ś]

### 4.6 Indie
- 2025 (rok kalendarzowy): **rekordowe 37,9 GW PV (AC) i 6,3 GW wiatru** (+54% i +85% r/r) (Ember/IRENA). W **czerwcu 2025**, pięć lat przed celem NDC, źródła niekopalne osiągnęły **50% mocy zainstalowanej**. W marcu 2026 było 150 GW PV, 56 GW wiatru i 51 GW dużej hydro. [W] ([PIB](https://www.pib.gov.in/PressReleasePage.aspx?PRID=2209478))
- Produkcja z paliw kopalnych w 2025 spadła o 3,3%, ale pomógł w tym łagodny rok i silny monsun. W południe PV daje ponad 50 GW (1/4 popytu), a nocą węgiel dalej rośnie. W styczniu–maju 2026 PV wzrosło o 35%, a węgiel o 1,7% (Ember monthly, obliczenia własne). [Ś]
- Ember: w Indiach PV z bateriami dające czystą energię całą dobę (ponad 95% dostępności) kosztuje już tyle co nowe elektrownie węglowe albo mniej.

### 4.7 RPA
- **Koniec loadsheddingu**: 365 dni bez wyłączeń minęło 15.05.2026, pierwszy raz od 2018. Zima 2026 też minęła bez wyłączeń. Przyczyny: lepsza praca Eskomu (dostępność 67,8%), niższy popyt i **dachowe PV (ponad 7,5 GW; łącznie PV prawdopodobnie ponad 10 GW)**. [W/Ś] ([pv magazine 02.06.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/06/02/rooftop-pv-helps-south-africa-pass-one-year-without-loadshedding/))
- RPA to wciąż największy importer paneli z Chin w Afryce. Węgiel daje nadal ok. 81% produkcji (Ember 2025).

### 4.8 Brazylia
- OZE 86,6% produkcji (hydro 52%, wiatr 15,7%, PV 11,8%; Ember 2025). Rozproszone PV ma ok. 42 GW. [Ś]
- **Curtailment w 2025: ok. 20% produkcji wiatru i PV**, średnio 4–4,25 GW, strata ok. 6,5 mld BRL (1,2 mld USD). W styczniu–sierpniu 2026 było **51 dni z krytycznymi ograniczeniami** (ponad 60% dostępnej mocy OZE wyłączonej w jakimś momencie). **7.06.2026 ONS po raz pierwszy ograniczył rozproszone PV na dachach.** [Ś] ([pv magazine 02.02.2026](https://www.pv-magazine.com/2026/02/02/brazil-curtails-20-of-solar-and-wind-output-in-2025-with-losses-at-1-2-billion/), [Cenário Energia 16.09.2026](https://cenarioenergia.com.br/2026/09/16/curtailment-no-limite-brasil-acumula-51-dias-de-cortes-massivos-em-solar-e-eolica-ate-agosto/))

### 4.9 Kraje arabskie
- Najniższa taryfa PV na świecie: **Al Shuaibah 2 (Arabia Saudyjska), 1,04 centa USD/kWh**, ustalona w 2021 i według źródeł branżowych nadal niepobita w 2026. Runda 5 saudyjskiego programu (3,7 GW, 2024): najniższa oferta 1,29 c/kWh. Al Dhafra (ZEA): ok. 1,35 c/kWh. [W/Ś] ([RenewEconomy](https://reneweconomy.com.au/saudi-solar-plant-locks-in-new-record-low-price-for-power-1-04c-kwh/), [pv magazine](https://www.pv-magazine.com/2024/10/23/saudi-arabias-3-7-gw-solar-tender-attracts-lowest-bid-of-0-0129-kwh/))
- **Masdar/EWEC (Abu Zabi)**: 5,2 GW PV i 19 GWh baterii mają dawać prąd przez całą dobę. Inwestycja 6,1 mld USD, zamknięcie finansowe w lipcu 2026, taryfy nie ujawniono. [Ś]
- Bliski Wschód miał w 2025 najszybszy wzrost mocy OZE (+29%, IRENA).

### 4.10 Afryka: import paneli z Chin (Ember)
- 12 miesięcy do czerwca 2025: **15 GW (+60%)**. Cały 2025: **18,8 GW (+48%, z 12,7 GW)**. Najwięcej importowały Egipt (2,3 GW), Algieria (2,1 GW, sześć razy więcej niż rok wcześniej), RPA, Nigeria i DRK (każdy ponad 1 GW). [W] ([Ember](https://ember-energy.org/latest-insights/the-first-evidence-of-a-take-off-in-solar-in-africa/), [Ecofin 23.04.2026](https://www.ecofinagency.com/news/2304-54935-african-imports-of-chinese-solar-panels-jump-48-in-2025))
- **Rzecz nieoczywista**: Sierra Leone w ciągu roku zaimportowała panele o potencjalnej produkcji równej **61%** swojej oficjalnej produkcji prądu. Czad: 49%, Liberia: 25%. Oficjalne statystyki tego boomu nie widzą. [W]
- Marzec 2026: Afryka zaimportowała 10 GW w jednym miesiącu (rekord). Nigeria, Kenia i Etiopia przekroczyły po 1 GW miesięcznie. [W]

---

## 5. Rekordy

| Kategoria | Rekord | Źródło / pewność |
|---|---|---|
| Najniższa taryfa PV | 1,04 c USD/kWh, Al Shuaibah 2 (KSA, 2021) | [W] |
| Najwyższy miesięczny przyrost PV | 93 GW, Chiny, maj 2025 | NEA [W] |
| Najwyższy miesięczny eksport PV | 68 GW, Chiny, marzec 2026 | Ember [W] |
| Najwyższy roczny udział wiatr+PV | Dania 72% (2025) | Ember [W] |
| Najwyższy udział PV (duży kraj) | Węgry 27,3%, Chile 25,1%, Hiszpania 21,9%, Holandia 21,1%, Pakistan 20,7% (2025). Wśród małych krajów Macedonia Płn. 31% | Ember, obliczenia własne [W] |
| Chwilowy udział PV | Niemcy 50,4 GW = 98,6% obciążenia (20.06.2025); Węgry średnio 91% o 13:00 w czerwcu 2025; SA: dachy 99,9% (31.08.2026) | [W] |
| Ciągłość 100% OZE | Portugalia 149 h (2023); Australia Płd. chwilowo 98,7% OZE i ujemne zapotrzebowanie operacyjne | [W/Ś] |
| Kraje z ok. 100% OZE (2024, Ember) | **Paragwaj, Islandia, Bhutan, Nepal, Etiopia, DR Konga: 100%**; Kostaryka 99,9%; Urugwaj 98,9%; **Norwegia 98,6%**; Namibia 97,6%; Uganda 97%; Tadżykistan 94,6%; Kenia 91,5% (głównie geotermia) | Ember, obliczenia własne [W]. Albanii nie ma w danych Ember; inne źródła podają ok. 100% z hydro [Ś] |
| Urugwaj | 97,8% OZE i 40,6% z wiatru (2025) | Ember [W] |
| Baterie jako największe źródło | CAISO 12,99 GW = 36% produkcji (9.07.2026, 20:20) | CAISO [W] |
| Ujemne ceny | Niemcy 573 h (2025); Holandia 581 h; Hiszpania ponad 500 h; minimum w Hiszpanii −15 EUR/MWh (11.05.2025) | [W/Ś] |
| Wiatr i PV powyżej gazu globalnie | kwiecień 2026 | Ember [W] |

---

## 6. USA po 2025: fakty

| Obszar | Co się zmieniło | Źródło |
|---|---|---|
| **One Big Beautiful Bill Act** (podpisany 4.07.2025) | Ulgi 45Y/48E dla **wiatru i PV** przysługują tylko, jeśli budowa ruszy przed **4.07.2026** albo projekt zostanie oddany do końca **2027**. Magazyny, geotermia i atom zachowują ulgi (wygaszanie od 2034). Ulga 25D dla domowego PV zniknęła po 31.12.2025. Doszły zasady **FEOC** („podmiot obcy budzący obawy”, w praktyce Chiny) z wymogami udziału niechińskich komponentów rosnącymi z 40% w 2026 do 60% w 2030. | [Kirkland](https://www.kirkland.com/publications/kirkland-alert/2025/08/one-big-beautiful-bill-act-brings-big-changes-to-green-energy-tax-credits) [W] |
| **Cła** | Sprawa AD/CVD przeciw Indiom, Laosowi i Indonezji: wstępne stawki łączne ok. 103–234%. **Sekcja 232 (proklamacja 6.08.2026)**: 15% cła na wafle, ogniwa i moduły oraz **ceny minimalne** (moduł 0,38 USD/W, ogniwo 0,22 USD/W, polikrzem 21 USD/kg). Wchodzi w życie **4.12.2026**. | [Norton Rose Fulbright](https://www.nortonrosefulbright.com/en/knowledge/publications/7d640477/us-imposes-tariffs-and-minimum-import-prices-on-polysilicon-and-derivative-solar-products) [W] |
| **Offshore wind** | Nakaz wstrzymania prac dla Empire Wind (kwiecień 2025, potem cofnięty) i Revolution Wind (08.2025; sąd uchylił go 22.09.2025). W 12.2025 Departament Spraw Wewnętrznych **zawiesił dzierżawy wszystkich 5 budowanych farm** (Vineyard Wind 1, Revolution, CVOW, Sunrise, Empire), powołując się na tajne raporty o bezpieczeństwie. W 2026 administracja oferuje deweloperom ok. **4 mld USD zwrotu** za rezygnację z dzierżaw. Mimo to **Revolution Wind (704 MW) postawił ostatnią, 65. turbinę we wrześniu 2026**. | [CRS](https://www.congress.gov/crs_external_products/LSB/PDF/LSB11402/LSB11402.1.pdf), [CT Mirror 18.09.2026](https://ctmirror.org/2026/09/18/revolution-wind-completed-orsted/) [W] |
| **Grunty federalne** | Każdy projekt wiatrowy i PV na gruntach federalnych musi osobiście zatwierdzić sekretarz Burgum (07.2025). Nowe kryterium „gęstości mocy” (MW/akr) faworyzuje paliwa kopalne i atom. Anulowano megaprojekt **Esmeralda 7 (6,2 GW PV, Nevada, 10.2025)**. | [DOI](https://www.doi.gov/pressreleases/secretary-burgum-announces-order-rein-environmentally-damaging-wind-and-solar), [E&E](https://www.eenews.net/articles/another-burgum-order-cold-cocks-solar-and-wind/) [W] |
| **Instalacje mimo wszystko** | 2025: **43,2 GW PV (DC)**, 54% nowej mocy; PV z magazynami to 79% nowej mocy. EIA na 2026: rekordowe **86 GW** mocy w skali sieci (43,4 GW PV, 24,3 GW baterii, 11,8 GW wiatru). SEIA/WoodMac: spadek PV o 13% w 2026, potem **gorączka w 2027** przed końcem ulg. | [SEIA](https://seia.org/news/report-u-s-adds-43-gw-of-new-solar-capacity-in-2025/), [EIA](https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67205) [W] |
| **Efekt dla prognoz** | IEA obniżyła prognozę OZE dla USA na lata 2025–2030 o prawie 50%. | [W] |

Paradoks: w H1 2026 PV w USA urosło o 21% r/r, a węgiel spadł o 11% (Ember monthly). Skutki polityki pokażą się z opóźnieniem, bo projekty w budowie i te, które zdążyły ruszyć przed 4.07.2026, będą oddawane jeszcze latami.

---

## 7. Najmocniejsze fakty do wideo

1. **„Po raz pierwszy od stu lat”**: w 2025 OZE (33,8%) wyprzedziły węgiel (33,0%) w światowej produkcji prądu. (Ember)
2. **Słońce pokryło 3/4 wzrostu światowego popytu na prąd** w 2025. Razem z wiatrem 99%.
3. **Chiny w maju 2025 zainstalowały 93 GW paneli w jeden miesiąc**, ok. 3 GW dziennie. To mniej więcej cała polska moc PV co 8 dni. Powód: termin reformy cen (Dokument 136) mijał 1 czerwca.
4. Potem przyszło załamanie: **H1 2026 było w Chinach o 66% słabsze**, a BNEF przewiduje pierwszy od 20 lat spadek światowych instalacji PV.
5. **Chiny marnują energię**: według szacunku GEM ok. 360 TWh z wiatru i PV w H1 2026, czyli ponad dwa roczne zużycia Polski. W Qinghai i Xinjiangu ogranicza się 10–17% produkcji PV.
6. **Linie UHV wożą głównie węgiel**: wiatr i PV to ok. 20% energii w chińskich liniach UHVDC.
7. **Kalifornia, 9.07.2026, 20:20**: baterie są największym źródłem prądu (13 GW, 36%), prawie dwa razy więcej niż gaz. W 2020 tego samego dnia dawały 0,1 GW.
8. **Australia Południowa, 31.08.2026**: dachy pokryły 99,9% zapotrzebowania stanu, i to zimą.
9. **Darmowy prąd w południe**: od 1.07.2026 Australijczycy w trzech stanach mogą dostać 3 godziny darmowego prądu dziennie, nawet bez paneli.
10. **Pakistan**: ludzie kupili z Chin ok. 50 GW paneli, a zużycie z sieci przez chwilę spadało. To rewolucja od dołu, bez rządowych dotacji. Państwo odpowiada ograniczaniem net-meteringu.
11. **Sierra Leone** w ciągu roku zaimportowała panele o produkcji równej 61% swojej oficjalnej produkcji prądu. Statystyki tego nie widzą.
12. **Blackout iberyjski**: według raportu ENTSO-E przyczyną było przepięcie, nie „za dużo słońca”. Zawiodły regulacja napięcia, elektrownie konwencjonalne (poniżej 75% wymaganej mocy biernej) i zasady pracy farm OZE.
13. **Wielka Brytania, kolebka rewolucji przemysłowej**, zamknęła ostatnią elektrownię węglową 30.09.2024, po 142 latach.
14. **Teksas**: w stanie ropy PV w 2025 wyprodukowało więcej prądu niż węgiel.
15. **Najtańszy prąd świata**: 1,04 centa/kWh z saudyjskiej farmy PV.
16. **Dania**: 72% prądu z wiatru i słońca. Urugwaj: 98% OZE, w tym 40% z wiatru.
17. **Kryzys ormuzki 2026**: przyrost produkcji PV z samego 2025 odpowiada całemu LNG z Ormuzu zużywanemu na prąd. W marcu 2026 50 krajów pobiło rekord importu paneli.
18. **Baterie staniały o 45% w rok** (70 USD/kWh). PV z baterią (76 USD/MWh) wygrywa z nową elektrownią gazową.
19. **Na 1 dolara w paliwa kopalne przypada prawie 2 dolary w czystą energię** (IEA 2026).
20. **Brazylia**: jedna piąta energii z wiatru i PV wyrzucona w 2025. W czerwcu 2026 operator po raz pierwszy ograniczył prywatne dachy.

---

## 8. Sprzeczności w źródłach i pułapki

| Temat | Wersja A | Wersja B | Wyjaśnienie / co przyjąć |
|---|---|---|---|
| Przyrost PV 2025 na świecie | IRENA: **511 GW** | Ember: **647 GW**; BNEF: ok. 655 GW | IRENA liczy moc AC (falowniki), Ember i BNEF moc DC (panele). W filmie podawać „ponad 500 GW (AC), ok. 650 GW mocy paneli”. |
| Przyrost PV w Chinach 2025 | NEA/IRENA 315 GW (AC) | Ember 378 GW (DC); BNEF 372 GW | Jak wyżej: AC vs DC. |
| Przyrost OZE ogółem 2025 | IRENA 692 GW | IEA GER 2026: „ok. 800 GW” | Inna metodologia (IEA prawdopodobnie liczy PV w DC). Przyjąć IRENA z adnotacją. |
| Przyrost wiatru 2025 | IRENA 158,7 GW | Ember 167 GW | Różne źródła i daty danych. |
| „Solar wyprzedził węgiel w H1 2026” | MarketScale (11.07.2026) tak twierdzi | Dane Ember: PV w H1 2026 ok. 1 564 TWh, węgiel ok. 4 945 TWh | **Błąd medialny**: pomylono PV z wszystkimi OZE i dane za H1 2025 (5 072 TWh). **Nie używać.** |
| Udział OZE w Niemczech 2025 | Fraunhofer: 55,9% (publiczna produkcja netto) | Ember: 59,1% (produkcja brutto z autokonsumpcją) | Różne mianowniki. Ember podaje też ok. 44–45% z wiatru i PV. |
| Udział OZE w UK 2025 | źródła brytyjskie (DESNZ / Energy UK): 44% | Ember: 52% | Ember liczy produkcję krajową bez importu, a biomasa i przypisanie źródeł też się różnią. |
| Hiszpania 2025 | REE: 55,5% (56,6% z autokonsumpcją) | Ember: 55,9% | Zgodne w granicach metodologii. |
| Emisje 2025 | Ember: sektor prądu −0,04% | IEA: całe emisje energetyczne +0,4% (rekord 38,4 Gt) | Różny zakres. „Prąd stoi w miejscu, reszta nadal rośnie”. |
| „Paliwa kopalne spadają” | 2025: −0,2% (Ember) | H1 2026: +1,4% (Ember monthly, wstępne); Chiny, węgiel: +3,6% w styczniu–maju 2026 | Plateau, a nie trwały spadek. W 2026 działają kryzys ormuzki, pogoda i curtailment w Chinach. |
| Curtailment w Chinach | NEA: wykorzystanie „powyżej 94–95%” w 2025 | GEM: ok. 360 TWh ograniczeń w H1 2026 (z nieraportowanymi) | Oficjalne dane zaniżają; GEM to szacunek. Podawać jako „szacunek”. |
| Rekordowy eksport z Chin w marcu 2026 | narracja: „efekt kryzysu energetycznego” | zniesienie zwrotu VAT od 1.04.2026 wywołało gorączkę przed terminem | Oba czynniki działały. Nie przypisywać całości Ormuzowi. |
| Rekord baterii w CAISO 2026 | 12,617 GW (23.06, Jacobson) | 12,99 GW (9.07, dane CAISO) | Kolejne rekordy tego samego lata; aktualny to 9.07.2026. |
| Pakistan: import paneli | ok. 47 GW (do 06.2025, Ember) | ok. 50 GW (do 08.2025) | Różne daty graniczne. |
| Holandia: przyrost PV 2025 | 1,4 GWp (ioplus) | brak drugiego źródła | [N], zweryfikować przed użyciem. |
| Inwestycje w PV (IEA WEI 2026) | ok. 365 mld USD | „ponad 500 mld USD” | Różne streszczenia wtórne. Sprawdzić w PDF IEA przed użyciem. |
| Najniższa taryfa PV | 1,04 c (Shuaibah, 2021) | prasa podaje „1,3 c” jako rekord Arabii | 1,04 c to rekord kontraktu; 1,29–1,3 c to późniejsze aukcje. |

---

## 9. Źródła główne (data dostępu: 27.09.2026)
- Ember, Global Electricity Review 2026 (21.04.2026): https://ember-energy.org/latest-insights/global-electricity-review-2026/
- Ember, dane roczne i miesięczne (CSV): https://storage.googleapis.com/emb-prod-bkt-publicdata/public-downloads/
- Ember, European Electricity Review 2026 (22.01.2026): https://ember-energy.org/latest-insights/european-electricity-review-2026/
- IRENA, Renewable capacity highlights / statistics 2026 (31.03.2026): https://www.irena.org/Publications/2026/Mar/Renewable-capacity-statistics-2026
- IEA, Renewables 2025; Global Energy Review 2026; World Energy Investment 2026: https://www.iea.org
- BNEF, Energy Transition Investment Trends 2026
- IRENA/ILO, Renewable Energy and Jobs Annual Review 2025 (01.2026)
- NEA (Chiny), przez pv magazine / PV Tech (28.01.2026, 25.08.2026)
- Global Energy Monitor, China wind & solar brief (07.2026)
- ENTSO-E, Final Report 28 April 2025 Blackout (20.03.2026): https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/
- Fraunhofer ISE / energy-charts.info (01.2026)
- AEMO QED Q2 2026 (07.2026)
- CAISO (dane z 9.07.2026)
- SEIA/Wood Mackenzie, EIA, CRS