# 03 — OZE w Polsce: historia i stan na wrzesień 2026

> **Uwaga (aktualizacja 9.10.2026):** to zapis researchu sprzed weryfikacji filmu. Treści raportu nie zmienialiśmy, ale część liczb poprawiono później. W filmie i na stronie jest:
>
> - **moc paneli 27,9 GW** (PSE, stan na koniec lipca 2026) zamiast 27,5 GW;
> - **cena w Wielkanoc 5.04.2026: −198 €/MWh** (giełda, rynek dnia następnego, średnia z godziny 13:00–14:00). Wartości „−900 zł/MWh” ze źródła wtórnego nie sprawdzaliśmy. Najniższe ceny 2026 roku padły 1 maja (raport 04);
> - **rekord fotowoltaiki 14 565 MW z 20.05.2026 (11:45)** potwierdziliśmy w danych PSE 9.10.2026. Do tego dnia nie padł wyższy wynik (raport 28).
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

Stan wiedzy na **27.09.2026**. Legenda pewności: **[W]** wysoka (źródło pierwotne albo kilka zgodnych źródeł, albo moje obliczenie na danych PSE/ENTSO-E), **[Ś]** średnia (jedno źródło wtórne albo rozbieżności), **[N]** niska (szacunek, wiedza ogólna, do dalszej weryfikacji).

**Dane:** obliczenia własne na danych PSE API (`api.raporty.pse.pl/api/poze-redoze`) o nierynkowym redysponowaniu OZE (15 min, IX 2024 – IX 2026), na miksie produkcji PL 2020–2026 z Energy-Charts (Fraunhofer ISE; dane ENTSO-E/PSE) oraz na liczbie godzin z ceną ujemną z Energy-Charts (day-ahead, raport 04). Skrypty i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

---

## 1. Historia

### 1.1 Punkt wyjścia: kraj węgla
| Rok | Udział węgla w produkcji energii elektrycznej | Źródło |
|---|---|---|
| 1990 | ~98% | energetyka24 / wysokienapiecie [Ś] |
| 2004 (wejście do UE) | ~94,5% | energetyka24.com, „Bilans 20 lat Polski w UE” [Ś] |
| 2010 | ~90% | tamże [Ś] |
| 2021 | 72,5% (Ember) / 76,3% (Energy-Charts, moje obliczenie) | Ember via Notes from Poland; obliczenia własne na danych Energy-Charts [W] |
| 2023 | 60,5% | Forum Energii (wysokienapiecie.pl, 27.05.2024) [W] |
| 2024 | 57,1% (Forum Energii) / 56,6% (Ember) / 57,3% (Energy-Charts) | teraz-srodowisko.pl; notesfrompoland.com 2.01.2026 [W] |
| 2025 | 52,6% (Forum Energii) / 52,2% (Ember) / 53,4% (Energy-Charts) | wnp.pl 7.01.2026; notesfrompoland.com [W] |
| 2026 I–VIII | 52,9% (Energy-Charts); ~60–62% w kategoriach PSE | moje obliczenie; rp.pl (VII 2026) [Ś], patrz „Sprzeczności” |

### 1.2 Kamienie milowe polityki OZE
| Data | Wydarzenie | Pewność / źródło |
|---|---|---|
| 1.10.2005 | Start obowiązku świadectw pochodzenia („zielone certyfikaty”) na mocy Prawa energetycznego. Sprzedawcy muszą wykazać określony udział energii z OZE, a certyfikatami handluje się na TGE. | [W] wikipedia „System zielonych certyfikatów”; wgospodarce.pl |
| ok. 2012–2017 | Nadpodaż certyfikatów, m.in. przez współspalanie biomasy w elektrowniach węglowych, spowodowała załamanie ich ceny. Wiele farm wiatrowych i biogazowni wpadło w kłopoty. | [N] wiedza ogólna, przed użyciem w filmie sprawdzić ceny praw majątkowych OZEX_A na TGE |
| 20.02.2015 | Ustawa o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. 2015 poz. 478). Zaczyna się przejście z certyfikatów na aukcje (CfD). | [W] isap.sejm.gov.pl WDU20150000478 |
| 30.12.2016 | Pierwsze aukcje OZE (URE). | [W] ure.gov.pl, „System aukcyjny ma 5 lat” |
| 20.05.2016 | „Ustawa odległościowa” (10H): turbina musi stać w odległości co najmniej 10-krotności swojej całkowitej wysokości od zabudowań, czyli zwykle 1,5–2 km. Wykluczyło to ok. 99% powierzchni kraju. | [W] (data); [Ś] (99%, szacunek branżowy) |
| 2016–2019 | Stagnacja wiatru lądowego: 6,03 GW (2016), 5,79 (2017), 5,81 (2018), 5,95 GW (2019). | [W] Energy-Charts (moc zainstalowana) |
| 08.2019 | Start programu „Mój Prąd” (NFOŚiGW), 5 tys. zł dotacji do PV o mocy 2–10 kW. | [W] ecieplo.pl 7.10.2025 |
| 2018–2019 | Aukcje OZE dla wiatru (2018, 2019) odblokowują projekty, które miały pozwolenia sprzed 10H. Wiatr rośnie z 5,95 GW (2019) do 10,7 GW (2025). | [W] Energy-Charts cap |
| 2019–2022 | Boom prosumencki (opusty, „Mój Prąd”, ulga termomodernizacyjna): liczba mikroinstalacji od początku 2019 do końca 2021 wzrosła ok. 16 razy (+1475%). | [W] PTPiREE/ARE via globenergia |
| 1.04.2022 | Koniec net-meteringu (opusty 1:0,8 / 1:0,7), start net-billingu (wartościowe rozliczenie po RCEm, a od 1.07.2024 po cenach godzinowych RCE). | [W] ieo.pl, gramwzielone |
| 07.04.2021 | Offshore, faza I: URE przyznaje kontrakty różnicowe (cena maksymalna 319,60 zł/MWh, 25 lat, pula 5,9 GW). | [W] strefainwestorow.pl 7.04.2021 |
| 9.03.2023 | Nowelizacja ustawy wiatrakowej (Dz.U. 2023 poz. 553): 10H zostaje, ale gmina w planie miejscowym może zejść do **700 m**. | [W] ISAP WDU20230000553 |
| 7.09.2023 / 1.10.2023 | Liberalizacja linii bezpośrednich (wpis do rejestru zamiast zgody URE) i wprowadzenie cable poolingu (ustawa z 17.08.2023). | [W] GFP Legal, PwC |
| 24.08.2024 | Obowiązek oferowania umów z ceną dynamiczną przez sprzedawców mających ≥200 tys. odbiorców. | [W] URE |
| 21.08.2025 | **Weto prezydenta Nawrockiego** wobec ustawy wiatrakowej (500 m zamiast 700 m, 20 tys. zł rocznie dla sąsiadów do 1000 m, w pakiecie z zamrożeniem cen prądu na IV kw. 2025). Uzasadnienie: 500 m „nieakceptowalne społecznie”, ustawa to „szantaż”. | [W] prezydent.pl; rp.pl |
| ~26.09.2025 | Prezydent podpisuje osobną ustawę: zamrożenie ceny 500 zł/MWh netto na IV kw. 2025 plus bon ciepłowniczy. | [W] PAP Biznes, gramwzielone |
| 17.12.2025 | Pierwsza konkurencyjna aukcja offshore (faza II), 3,435 GW. | [W] URE |
| 01.2026 | Rząd wraca z projektem „ustawy wiatrakowej 2.0” (UD89) **z odległością 700 m** (rezygnuje z 500 m, żeby uniknąć kolejnego weta). Parki narodowe 1500 m, Natura 2000 500 m. | [Ś] GFP Legal 26.01.2026; globenergia. **Nie udało mi się potwierdzić, czy do 27.09.2026 ustawę uchwalono lub podpisano.** |
| 30.04.2026 | Wchodzi w życie „ustawa sieciowa” (nowelizacja PE z 13.03.2026, projekt UC84): warunki przyłączenia ważne 1 rok zamiast 2, opłata za wniosek, wyższa zaliczka, walka z projektami „zombie”, cable pooling także dla magazynów. | [W] gramwzielone; DZP; wysokienapiecie 7.05.2026 |
| 8.06.2026 | Rada Ministrów przyjmuje KPEiK do 2030 z perspektywą do 2040. | [W] gov.pl/web/energia |

### 1.3 „Mój Prąd”, wszystkie edycje
| Edycja | Okres | Dotacja maks. | Skala | Źródło / pewność |
|---|---|---|---|---|
| 1.0 | 2019 – I 2020 | 5 000 zł (PV 2–10 kW) | edycje 1+2 razem: 266 407 wniosków, 252 899 dotacji, **1,26 mld zł** | globenergia/NFOŚiGW [W] |
| 2.0 | 2020 | 5 000 zł | (jw.) | [W] |
| 3.0 | 1.07–22.12.2021 | 3 000 zł (≤50% kosztów), tylko net-metering | 145 772 wnioski (stan na 10.09.2021) | globenergia [W] |
| 4.0 | 2022–2023 | 4–5 tys. zł za PV, do ok. 20+ tys. z magazynem | pierwszy raz dotacje do magazynów energii i ciepła oraz HEMS/EMS | ecieplo.pl [Ś] |
| 5.0 | 2023–2024 | do 58 tys. zł za pakiet (m.in. z pompą ciepła) | – | ecieplo.pl [Ś] |
| 6.0 | 2.09.2024 – 12.09.2025 | do 28 tys. zł | budżet **1,85 mld zł**, 121 tys. wniosków (114 tys. PV, **74 tys. z magazynem energii**, 20 tys. z magazynem ciepła) | gramwzielone/enerad [W] |
| „7.0” / PME cz. 1 (KPO) | 30.03–8.05.2026 oraz 8–19.06.2026 | do 16 tys. zł (net-billing) / 8 tys. zł (net-metering), magazyn ≥12 kWh z EPS/EMS | ok. 335–500 mln zł | smrinstalacje, akademia-fotowoltaiki [Ś] (kwoty budżetu różnią się między źródłami) |
| PME cz. 2 (Fundusz Modernizacyjny) | nabór zapowiadany na IX 2026 | do 19 tys. zł | ok. 1 mld zł | gramwzielone (IX 2026) [Ś] |
| **Łącznie** 6 edycji | 2019–2025 | | **>715 tys. beneficjentów, >5 mld zł** („niemal co drugi prosument”) | gramwzielone [Ś] |

Przydomowe magazyny: ok. 18 tys. szt. w II kw. 2024, **ponad 128 tys.** w I kw. 2026. Cel rządu to 200 tys. do końca 2027 (gramwzielone, IX 2026) [Ś]. Moc magazynów prosumenckich wynosiła ok. 0,6 GW w 2025 i podwoiła się w ciągu roku (Forum Energii, Rocznik 2026) [Ś].

### 1.4 Boom prosumencki i net-billing
| Koniec roku | Mikroinstalacje | Moc | Źródło |
|---|---|---|---|
| 2020 | ~460 tys. | >3 GW | URE, raport 2020 [W] |
| 2021 | ~850 tys. [N] | ~6,1 GW | URE/globenergia [Ś] |
| 2022 | >1,2 mln | >9,3 GW | URE [W] |
| 2023 | 1 403 875 | ~11,3 GW | URE, raport mikroinstalacje 2023 [W] |
| 2024 | 1 544 574 (1 522 655 prosumentów) | 12,75 GW (prosumenci 12,05 GW) | URE [W] |
| 2025 | >1,63 mln | ~13,8 GW | URE/PTPiREE [W] |
| V 2026 | ~1,64 mln instalacji prosumenckich | 13,51 GW | ARE via globenergia [W] |

- Szczyt boomu: IV kw. 2021 i I kw. 2022, po ok. **1,3 GW mikroinstalacji na kwartał** (wyścig do net-meteringu przed 1.04.2022) [W] (globenergia).
- Skutek net-billingu: roczny przyrost liczby mikroinstalacji spadł z ok. **+41% (2022)** do **+15% (2023)**, **+10% (2024)**, a w 2025 do ok. +6% [W] (URE). Obliczyłem przyrosty bezwzględne: 2023 +184 tys., 2024 +141 tys., 2025 +85 tys. Maj 2023: 15 375 nowych prosumentów, rok wcześniej ~38 tys. miesięcznie [Ś].
- Mikroinstalacje miały kiedyś ~80% mocy PV w Polsce, dziś ~50%. Rynek przejęły farmy (globenergia, VI 2026) [W].
- IEO bronił net-billingu („nie jest złym rozwiązaniem”), bo nagradza autokonsumpcję i magazyny [Ś].

### 1.5 „Czyste Powietrze” i „Moje Ciepło”
- **Czyste Powietrze** (od IX 2018): od IX 2018 do I 2026 wpłynęło **1 085 416 wniosków** i podpisano **952 884 umowy**. Wypłacono **prawie 22 mld zł** (dane z VIII 2026), z czego ok. 12 mld zł od I 2024 [Ś] (farmer.pl, czystepowietrze.gov.pl). Reforma z 31.03.2025 (m.in. walka z nadużyciami „firm-krzaków”) spowodowała, według Polskiego Alarmu Smogowego, **spadek wniosków o ~75%**. Od 20.07.2026 obowiązują wyższe stawki dotacji. Budżet KPO 13,9 mld zł, umowy do 2030 [Ś].
- **Moje Ciepło** (dotacje do pomp ciepła w nowych domach, od 29.04.2022 do 26.02.2027, budżet 600 mln zł): 37 808 wniosków, 34 405 zatwierdzonych/wypłaconych, **298,6 mln zł**, czyli ok. połowa budżetu [Ś] (budujemydom.pl/globenergia, 2025).

---

## 2. Stan obecny (IX 2026)

### 2.1 Moc zainstalowana
| Technologia | ARE, VI 2026 | PSE, VIII 2026 („moc osiągalna”) |
|---|---|---|
| Fotowoltaika | **27 411 MW** | 27 545 MW (35% systemu), największe pojedyncze źródło |
| Wiatr lądowy | 10 998 MW | 11 358 MW (14%) |
| Wiatr morski | 0 w ARE VI; Baltic Power pierwsza energia 10.07.2026, 54/76 turbin | – |
| Biomasa | 1 013 MW | – |
| Biogaz | 334 MW | – |
| Wodne | 996 MW (bez szczytowo-pompowych) | 2 467 MW (z ESP) |
| **OZE razem** | **40 943 MW (+13,9% r/r)** | ~52% mocy systemu |
| Węgiel kamienny / brunatny | – | 22 342 / 8 380 MW |
| Gaz | – | 6 883 MW |
| Cały KSE | – | **~80 GW** |

Źródła: rynekelektryczny.pl (ARE, VI 2026) [W]; gramwzielone.pl 25.09.2026 (PSE, VIII 2026) [W]. Udział OZE w mocy zainstalowanej przekroczył 50% w XII 2025 (50,04%) [W] (globenergia/Notes from Poland 19.02.2026).

PV: koniec 2025 ok. **24,8 GW (ARE)** lub 25,5 GW (PSE); V 2026 26,87 GW (+18,5% r/r); prosumenci 13,51 GW [W]. Rekord chwilowej generacji PV: **14 565 MW, 20.05.2026** (PSE), co potwierdza moje obliczenie z Energy-Charts (14 565 MW, 20.05.2026) [W]. To tylko ~53% mocy zainstalowanej, bo panele nie pracują jednocześnie z pełną mocą, a część jest ograniczana.

### 2.2 Udział OZE w produkcji energii elektrycznej
| Rok | OZE wg Forum Energii / PSE | OZE wg Ember | OZE wg Energy-Charts (moje obl.) | Węgiel (FE / EC) |
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 17,8% | – | 14,8% | – / 75,2% |
| 2021 | – | – | 14,7% | 72,5% (Ember) / 76,3% |
| 2022 | 20,9% | – | 19,3% | ~70% / 73,7% |
| 2023 | **27,1%** (45,2 TWh) | – | 26,0% | **60,5%** / 64,1% |
| 2024 | **29,6%** | ~29% | 29,0% | **57,1%** / 57,3% |
| 2025 | **31,5%** (FE) / 31,41% (PSE via globenergia) / >30% (MKiŚ) | **29,4%** | 29,1% | **52,6%** / 53,4% |
| 2026 I–VI | – | – | 28,6% (2025 I–VI: 30,5%) | – / 54,2% |
| 2026 I–VIII | – | – | **30,7%** (2025 I–VIII: 31,2%) | – / 52,9% |
| 2026 I–26.IX | – | – | 31,1% | – / 52,9% |

Źródła: wnp.pl 7.01.2026 (Forum Energii) [W]; teraz-srodowisko.pl (FE 2024) [W]; wysokienapiecie (FE 2023) [W]; notesfrompoland.com 2.01.2026 (Ember) [W]; obliczenia własne na danych Energy-Charts [W, ale metodologia ENTSO-E zaniża OZE o ~1–2 pp.].

**Kluczowa obserwacja: w 2025 i 2026 udział OZE stoi w miejscu.** Mimo +5 GW nowych OZE rocznie udział w produkcji w 2026 YTD jest na poziomie 2025 albo trochę niższy. Przyczyny:
- słabszy wiatr: w I–VII 2026 produkcja z wiatru była o 8% niższa r/r (rynekelektryczny.pl),
- rosnące redukcje (patrz 4.2),
- wzrost zużycia o ~4% r/r (PSE).

Ember nazywa to „stagnacją”. PV w I–VIII 2026 wzrosło o 18% r/r (PSE).

Produkcja 2025 wg źródeł (FE): węgiel kamienny 57,3 TWh, brunatny 33,5, gaz 24,3, **wiatr lądowy 23,6**, **PV 20,5 TWh** [W] (wnp.pl).
2024: węgiel kamienny 59,3, brunatny 36,1, gaz 19,5, PV 15, wiatr 24,5 TWh [W] (teraz-srodowisko).

Miesiąc VIII 2026 (PSE): 13,8 TWh; węgiel 57% (kamienny 39, brunatny 18), PV 21%, wiatr 11%, gaz 10%, woda 2% [W] (gramwzielone 25.09.2026).
Energy-Charts dla VIII 2026: OZE 35,6%, węgiel 49,8% (różnica wynika z kategoryzacji PSE, patrz „Sprzeczności”).

### 2.3 Rekordy
| Rekord | Wartość | Źródło |
|---|---|---|
| Pierwszy miesiąc, w którym OZE > węgiel | **VI 2025**: OZE 44,6% miksu, 5,8 TWh | Forum Energii / gramwzielone / Ember [W]. Uwaga: w danych Energy-Charts VI 2025 to OZE 42,3% vs węgiel 43,8%, więc „prawie” |
| Węgiel < 50% w miesiącu | w 2025 **5 miesięcy** (Ember). EC: IV, V, VI, VIII 2025 oraz IV, VII, VIII 2026 | [W] |
| Chwilowy udział OZE (interwał 15 min, EC) | 2022: 58,6%; 2023: 66,3%; 2024: 68,4%; **2025: 70,5% (30.06.2025 11:00)**; 2026: 69,4% (27.05.2026) | moje obliczenie [W] |
| 5.09.2026 (sobota) | PSE: OZE ~**70%** generacji (PV 47,3% + wiatr 23,2%), 10:15–15:00 >2/3. EC: 69,1% | portaltechnologiczny.pl; moje obl. [W] |
| Godziny z OZE > 50% (EC) | 2022: 20 h; 2023: 389 h; 2024: 789 h; 2025: **1 112 h**; 2026 do 26.IX: **1 206 h** | moje obliczenie [W] |
| Godziny z OZE > 60% (EC) | 2023: 42; 2024: 118; 2025: 148; **2026 YTD: 318** | moje obliczenie [W] |
| Godziny z OZE > 1/3 | 2015: 25 h, 2024: ~3 300 h | Forum Energii via teraz-srodowisko [W] |
| Miesięczny udział PV | V 2026: 22% produkcji; VI 2026: PV 3,1 TWh, 58% energii z OZE | gramwzielone [W] |

---

## 3. Offshore na Bałtyku
| Projekt | Inwestor | Moc | Status IX 2026 | Cena CfD |
|---|---|---|---|---|
| **Baltic Power** | Orlen + Northland Power | 1,2 GW (76 × 15 MW, Vestas) | **pierwsza energia 10.07.2026** (GPZ Choczewo 400 kV); 54/76 turbin, wszystkie 78 fundamentów; zakończenie jesień 2026; ~4 TWh/rok (~3% zużycia) | faza I (≤319,60 zł/MWh, 2021, indeksowana) |
| **Baltica 2** | PGE + Ørsted | 1,5 GW (107 turbin) | fundamenty (111 monopali) do IV kw. 2026, dostawy turbin od XII 2026, **pierwszy prąd I poł. 2027**, pełna praca koniec 2027 | faza I |
| **BC-Wind** | Ocean Winds (EDPR + Engie) | ~390 MW | finansowanie ~2 mld EUR zamknięte; terminal w Świnoujściu od IX 2026; monopale I/II kw. 2027; **pierwsza energia 2028** | faza I |
| Bałtyk 2 + Bałtyk 3 | Equinor + Polenergia | 1,44 GW | pierwsza produkcja 2027, pełne oddanie 2028 | faza I |
| Baltica 3 | PGE + Ørsted | ~1 GW | „optymalizacja” | faza I |
| **Faza I razem** | | **~5,9 GW do ~2030** | | |

**Aukcja offshore 17.12.2025** (pierwsza konkurencyjna, faza II, pula do 4 GW) [W] (URE; wnp.pl; Polenergia):
- Wygrały 3 projekty, łącznie **3,435 GW**: Baltic East (Orlen Neptun, 900 MW), Baltica 9 (PGE/Ørsted, 975 MW), **Bałtyk 1** (Polenergia/Equinor, 1 560 MW, uruchomienie 2032).
- Ceny: **476,88 – 492,32 zł/MWh**, CfD na 25 lat, indeksacja inflacją. Czterech uczestników.
- PSEW: „sukces cenowy”, ale krytykuje rząd za hamowanie kolejnych aukcji.

Dla porównania (moje zestawienie): aukcje OZE na lądzie w 2026 dały najniższą cenę dla PV **234 zł/MWh** (jesień 2025: 287 zł/MWh) [Ś] (systemy-fotowoltaika.pl). Ceny wiatru lądowego w ofertach 2025 zaczynały się od ~100 zł/MWh [Ś] (gramwzielone). Offshore jest więc ~2 razy droższy od PV z aukcji, ale produkuje zimą i wieczorem.

---

## 4. Problemy

### 4.1 Odmowy przyłączenia do sieci (URE)
| Rok | Liczba odmów | Moc odrzuconych wniosków |
|---|---|---|
| 2023 | 7 448 | 83,51 GW |
| 2024 | 7 817 | 73,58 GW (4 443 odmowy techniczne = 33,5 GW; 2 196 ekonomicznych = 12,63 GW) |
| 2025 | 4 897 | **~107 GW (rekord)**: 2 133 techniczne, 1 150 ekonomiczne, 1 614 z obu powodów |

Źródło: URE, sprawozdanie za 2025 (11.05.2026) via gramwzielone; wysokienapiecie 7.05.2026 [W].
Dla skali: **107 GW to ok. 1,3 raza cały dzisiejszy KSE (~80 GW)**. Część to wnioski spekulacyjne lub wielokrotne, co tłumaczy „ustawę sieciową” z 30.04.2026.

### 4.2 Nierynkowe redysponowanie (nakazy ograniczenia OZE przez PSE)
Własne obliczenie na danych **PSE API `poze-redoze`** (15 min, dane od IX 2024) [W]. Wynik jest zgodny z publikacjami: 2025 = 1 376 GWh (PSE/kierunekenergetyka), VI 2026 = 286,6 GWh (globenergia), I–VI 2026 = 1 174 GWh.

| Rok | PV [GWh] | Wiatr [GWh] | **Razem [GWh]** | Dni z redukcją | Maks. chwilowa redukcja |
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | ~40 (PV) | – | **~71** (wnp) | – | – |
| 2024 | 597,3 (PSE) + 24,1 (OSD) | 125,1 (PSE) + 2,8 (OSD) | **~722 (PSE); ~749 z OSD**. Wzrost PV +2362% r/r | – | – |
| 2025 | **982,4** | **395,1** | **1 377,5** | **266 z 365** | 4 160 MW (21.04.2025, Poniedziałek Wielkanocny) |
| 2026 (do 26.IX) | **1 226,0** | **516,2** | **1 742,2 (+26% vs cały 2025)** | **206 z 269** | **5 373 MW (5.04.2026, Niedziela Wielkanocna)** |

Miesięcznie 2026 [GWh]: I 30, II 47, III 221, **IV 351 (rekord)**, V 236, VI 289, VII 270, VIII 187, IX (do 26.) 111.
- VI 2026: z farm PV ograniczono **14,2% potencjalnej produkcji**, redukcje trwały 252 godziny (35% godzin miesiąca) w 26 dniach [W] (globenergia).
- Rok 2026 przebił wolumen z całego 2025 **już 26.07.2026** [W] (wnp.pl / kierunekenergetyka 28.07.2026).

W jakie dni (moje obliczenie):
- **Niedziele: ~26% wolumenu**, soboty: 17–18%. Weekend to ok. 43% redukcji, choć stanowi 29% dni.
- **TOP 5 dni:** 5.04.2026 (Niedziela Wielkanocna) **52,2 GWh**; 6.04.2026 (Poniedziałek Wielkanocny) 44,2; 14.06.2026 (nd) 35,1; 8.07.2026 (śr) 33,3; 20.04.2025 (Niedziela Wielkanocna) 31,1 GWh.
- Pora dnia: ~70% wolumenu przypada na godziny 10–15.
- Przyczyna: w ~97–99% bilansowa (nadwyżka w całym systemie), a nie sieciowa.
- Skala: w 2025 ograniczono ok. **5% produkcji PV** (982 GWh wobec ~19–20 TWh; szacunek własny) [Ś].
- Rekompensaty PSE za 2025: **25,4 mln zł** [Ś] (parkiet/lighthief).
- **Prosumentów (mikroinstalacji) PSE nie wyłącza.** Dotyczy to farm i instalacji ≥50 kW.

### 4.3 Ceny ujemne
| Rok | Godziny z ceną < 0 (TGE RDN, gramwzielone) | RCE < 0 (godziny) | Energy-Charts day-ahead (raport 04) |
|---|---|---|---|
| 2023 | 19 | 32 | 43 |
| 2024 | 186 | 199 | 197 |
| 2025 | **315 (rekord)** | 352 | 311 |
| 2026 | 32 do końca III | 236 do VI | **307 do ~IX** (1 177 kwadransów ujemnych) |

- Minimum: **5.04.2026 (Wielkanoc) −900 zł/MWh** (TGE) [Ś].
- **1.05.2026: −1 283,65 zł/MWh**; 2.05: −997 zł/MWh (ZRSA, lista godzin ujemnych do kogeneracji) [W]. Energy-Charts dla 1.05.2026 12:00 pokazuje −490 EUR/MWh (to średnia godzinowa; kwadranse były niższe).
- Spread wieczór/południe w PL (Energy-Charts): 2023 1,38, 2025 2,33, **2026 3,1**. Energia w południe jest trzy razy tańsza niż wieczorem (Energy-Charts, raport 04) [W].

### 4.4 Falowniki wyłączające się przy 253 V
- Norma (PN-EN 50549 / PN-EN 50160, 230 V +10%): falownik musi się odłączyć, gdy średnia 10-minutowa napięcia przekroczy **253 V**. To nie jest awaria, tylko wymóg [W].
- Problem jest masowy na wiejskich liniach nN z wieloma instalacjami PV. Część źródeł branżowych mówi o „co trzeciej instalacji”, ale to niezweryfikowane (ecoaudyt.app) [N].
- Prosument może zażądać pomiaru napięcia od OSD (21 dni) i bonifikaty. Stawki rekompensat według decyzji URE: brak twardych danych [N].
- Nie znalazłem oficjalnej, zagregowanej statystyki URE/PTPiREE o liczbie takich wyłączeń. **Luka do uzupełnienia.**

### 4.5 Magazyny energii
- **Rynek mocy, obowiązki magazynów bateryjnych** (moje zestawienie, fizyczną moc przeliczyłem jako obowiązek/KWD) [Ś]:

| Aukcja (rok dostaw) | Obowiązek mocowy BESS | KWD | ≈ moc fizyczna |
|---|---|---|---|
| XII 2023 (2028) | >1,7 GW | ~0,95 | ~1,8 GW |
| XII 2024 (2029) | **2,498 GW** | 0,613 | ~4,1 GW |
| XII 2025 (2030) | ~0,685 GW | **0,1339** | ~5,1 GW |
| **Razem** | **~4,9 GW** | | **~11 GW** (szacunek, projekty mogą się pokrywać) |

  Źródła: wysokienapiecie 106708 i 115693; gramwzielone 16.12.2025. Aukcja na 2030 (11.12.2025) zamknęła się ceną **465,02 zł/kW/rok**, łącznie ~6,9 GW obowiązków (PSE). To ostatnia aukcja w obecnej formule, a spadek KWD do 13% odbiera magazynom główne źródło finansowania.
- Działające wielkoskalowe BESS: **~0,9 GW na koniec 2025**, ~0,7 GW w budowie (e-magazyny) [Ś]. Największy działający do połowy 2026: Stary Grodków 50 MW. W budowie m.in. Żarnowiec 262 MW / 981 MWh (PGE) i Gryfino 400 MW / 800 MWh [Ś].
- Przydomowe: patrz 1.3 (>128 tys. szt.).

### 4.6 Linie bezpośrednie i cable pooling
- Linia bezpośrednia: od 7.09.2023 wystarczy wpis do rejestru URE. Obowiązuje jednak „opłata solidarnościowa” oraz opłaty mocowe i jakościowe, więc oszczędność na dystrybucji to w praktyce „kilkanaście procent”. Instrument jest mniej atrakcyjny, niż zakładano [Ś] (kwwp.pl, teraz-srodowisko).
- Cable pooling: od 1.10.2023 dla OZE (np. PV dokładane do przyłącza farmy wiatrowej), od 30.04.2026 także dla magazynów [W].

---

## 5. Ceny energii dla gospodarstw domowych
| Okres | Cena energii (netto, bez dystrybucji) | Uwagi |
|---|---|---|
| 2023 – IX 2025 | zamrożona **500 zł/MWh netto** (0,615 zł/kWh brutto) do limitu zużycia (2023) / bez limitu (2024–2025) | [W] |
| IV kw. 2025 | 500 zł/MWh (osobna ustawa podpisana ~26.09.2025 po wecie „wiatrakowej”) | taryfy URE na IV kw. ~576 zł/MWh [Ś] |
| **od 1.01.2026** | **koniec mrożenia**; średnia taryfa URE sprzedawców z urzędu **495,16 zł/MWh netto** (−1% vs 500, −14% vs taryfa IV kw. 2025) | dystrybucja +9,36% (~+28 zł/MWh), cały rachunek **~+3%** [W] (URE via infor.pl) |

Taryfy 2026 (przykład PGE, energia brutto): **G11 0,6189 zł/kWh**; **G12w** szczyt 0,7221 / poza szczytem 0,5271 zł/kWh. Strefy tańsze w G12w to noce 22–6, 13–15 i cały weekend. Ogólnie strefa tania 0,43–0,53, szczyt 0,72–0,81 zł/kWh brutto [Ś] (akademia-fotowoltaiki, elektryka.edu.pl).

**Taryfy dynamiczne** (obowiązek od 24.08.2024 dla sprzedawców z ≥200 tys. odbiorców; od 2026 oferta dla każdego klienta z licznikiem zdalnego odczytu):
- Koniec 2025: **4 836 gospodarstw** (0,03% odbiorców), w tym **93% u sprzedawców alternatywnych** (np. Pstryk), a nie u „wielkiej czwórki” [W] (URE, 1.06.2026).
- Firmy (C i G poza gospodarstwami): 27 tys. umów (+12,5%).
- Oferty dla gospodarstw ma 10 sprzedawców (w 2024 było 9); dla mikrofirm 24.
- Średnia ważona cena roczna 2025 u różnych sprzedawców: od **476 do 769 zł/MWh**. Liczniki zdalne ma ~48% gospodarstw (koniec 2025) [Ś].
- Opłacalność: w 2024, przy mrożeniu 500 zł/MWh, oferty wielkiej czwórki były nieopłacalne. Globenergia (27.08.2024) liczyła opłaty handlowe (Enea 183–209 zł/mies., PGE 49,9 zł/mies.) i marże ~0,10–0,15 zł/kWh, co dawało +600–720 zł rocznie drożej niż G11. Po odmrożeniu i przy elastycznym zużyciu (bojler, pompa ciepła, EV, bateria) testy WysokieNapiecie (#WNLAB, Pstryk) dały **~2 000 zł/rok oszczędności przy 4 MWh**. Warunek to przesunięcie ≥25–40% zużycia [Ś].

---

## 6. Atom i plany (KPEiK)
- **Elektrownia jądrowa Lubiatowo-Kopalino (gm. Choczewo)**: 3 × AP1000 (Westinghouse–Bechtel), **3 750 MWe**, koszt **~192–200 mld zł** [W].
  - Komisja Europejska zatwierdziła pomoc publiczną: ~60 mld zł dokapitalizowania (~30% kosztów), 100% gwarancji Skarbu Państwa dla długu, CfD na 40 lat [W] (RMF24; swiatoze).
  - Wniosek o zezwolenie na budowę złożono do PAA 31.03.2026 [W] (nucnet, rp.pl).
  - **23.09.2026: uzgodnione główne warunki komercyjne kontraktu EPC** (to jeszcze nie podpisanie) [W] (rp.pl, strefabiznesu).
  - Pierwszy beton jądrowy 2028, **pierwszy blok 2036** [W].
- **KPEiK przyjęty przez Radę Ministrów 8.06.2026** [W] (gov.pl). Cele na 2030 [W]:
  - redukcja emisji GHG o 43–53% vs 1990,
  - **OZE 30–32% w końcowym zużyciu energii brutto**,
  - **OZE w produkcji energii elektrycznej 51,6–53,2% (2030)** i **65,6–68,9% (2040)**,
  - ciepło 31,6–36,5%, transport 16,5%.
- Pozostałe założenia KPEiK:
  - moc KSE >90 GW w 2030, 128–156 GW w 2040; OZE 84–92 GW w 2040; wiatr łącznie do 47 GW (WAM),
  - struktura mocy w 2040 (WAM): PV 43%, wiatr lądowy 28,8%, offshore 16,1%, atom 5,9%, węgiel kamienny 4,6%,
  - zapotrzebowanie ~200 TWh (2030) i ~270 TWh (2040),
  - atom ~40 TWh w 2040 (resort klimatu proponował 27 TWh),
  - nakłady 2,7–3,5 bln zł w latach 2026–2040.
  
  [Ś] (globenergia, rp.pl, ecoekonomia). Wersja Ministerstwa Energii **obniżyła ambicję OZE na 2040** (projekt MKiŚ zakładał 79,8%) na rzecz atomu [Ś] (rp.pl).

---

## 7. Ciepłownictwo i pompy ciepła
| Rok | Sprzedaż pomp ciepła (PORT PC) | Uwagi |
|---|---|---|
| 2022 | **~203 tys.** (sell-in, wszystkie typy) | rekord boomu (kryzys gazowy, Czyste Powietrze) [W] |
| 2023 | ~124 tys. (−39%) | powietrze-woda c.o. −41%; gruntowe +12% [W] |
| 2024 | ~87 tys. (−35%) | „3 błędy polityczne”: mrożenie cen gazu, drogi prąd, chaos w Czystym Powietrzu [W] |
| 2025 | ~80 tys. sell-out (w tym 19 tys. z magazynów), **~61 tys. sell-in** powietrze-woda; gruntowe 6,6 tys. (+10%) | tylko ~18 tys. z ~87 tys. (~20%) z dotacją (Moje Ciepło ~12 tys., CP ~6 tys.) [W] (PORT PC 12.03.2026) |
| **I poł. 2026** | **~36 tys. (+18% r/r)**: ~32 tys. powietrze-woda, ~4 tys. gruntowych; II kw. +22% | prognoza 2026: **~85 tys.** (vs ~72 tys. w 2025 wg korekty PORT PC); do tego >200 tys. klimatyzatorów z grzaniem (powietrze-powietrze) [W] |

Wniosek: po załamaniu 2023–2024 (spadek o ok. 60% od szczytu) w 2025 rynek był płaski, a w 2026 widać umiarkowane odbicie (+18%). Do rekordu z 2022 wciąż daleko (wnp.pl: „do rekordów nadal daleko”).
Ciepłownictwo systemowe: KPEiK zakłada OZE w ciepłownictwie systemowym 36,7% w 2030 i 67,6% w 2040, a węglowe EC do ~2035 [Ś]. Bon ciepłowniczy: do 1 750 zł (2025) i 3 500 zł (2026) [W].

---

## Najmocniejsze fakty do wideo
1. **1990: 98% prądu z węgla. 2025: 52–53%.** W 2025 węgiel dał mniej niż połowę prądu w 5 miesiącach, a w czerwcu 2025 OZE po raz pierwszy w historii wyprodukowały w miesiącu więcej niż węgiel (44,6%).
2. **Fotowoltaika to dziś największa pojedyncza „elektrownia” w Polsce: 27,5 GW**, więcej niż cały węgiel kamienny (22,3 GW). Jeszcze w 2018 było to 0,4 GW, czyli ~60 razy mniej.
3. **1,64 mln domowych elektrowni słonecznych** (13,5 GW), co odpowiada co ~9. gospodarstwu. Połowa mocy PV w Polsce stoi na dachach.
4. **Paradoks 2026: przybyło 5 GW OZE, a udział OZE w produkcji stoi w miejscu (~30–31%).** Słabszy wiatr, więcej redukcji, większe zużycie.
5. **Wielkanoc 2026:** 5 kwietnia PSE nakazało wyłączyć 52 GWh zielonej energii w jeden dzień (rekord), chwilowo 5,4 GW OZE, a cena na giełdzie spadła do −900 zł/MWh. **1 maja 2026: −1 284 zł/MWh**, czyli płacono za odbiór prądu.
6. **W 2025 PSE ograniczało OZE w 266 dniach na 365.** W 2026 do 26 lipca przebito cały poprzedni rok, a do końca września jest już 1,74 TWh, 24 razy więcej niż w 2023 (~71 GWh).
7. **107 GW odmów przyłączenia w 2025**, czyli więcej niż cały polski system energetyczny (~80 GW).
8. **Ustawa 10H (2016)** wykluczyła ok. 99% kraju pod wiatraki. Moc wiatru stała w miejscu przez 3 lata (6,0 GW w 2016 → 5,95 GW w 2019). **Weto z 21.08.2025** zablokowało zejście do 500 m, a rząd wraca z 700 m.
9. **Net-billing od 1.04.2022:** przed zmianą ~1,3 GW domowego PV na kwartał, a roczny przyrost liczby prosumentów spadł z +41% do +6%.
10. **Pierwszy prąd z Bałtyku: 10 lipca 2026** (Baltic Power, 15-MW turbiny). Aukcja offshore z XII 2025: 477–492 zł/MWh.
11. **Atom:** 23.09.2026 uzgodniono warunki kontraktu EPC. Koszt ~200 mld zł, pierwszy blok najwcześniej w 2036, czyli za 10 lat.
12. **Pompy ciepła: 203 tys. (2022) → ~80 tys. (2025).** Załamanie o ~60%, w 2026 +18%.
13. **Taryfy dynamiczne: tylko 4 836 gospodarstw** (0,03%) na koniec 2025, a 93% z nich u małych, alternatywnych sprzedawców.
14. W południe energia jest dziś ~3 razy tańsza niż wieczorem (2023: 1,4 raza), co jest podstawowym argumentem za magazynami.

## Sprzeczności w źródłach
1. **Udział OZE w 2025:** Forum Energii 31,5%, PSE/globenergia 31,41%, MKiŚ „>30%”, Ember 29,4%, Energy-Charts 29,1%. Różnica wynika z metodologii: FE/PSE liczą brutto z biomasą i współspalaniem w elektrowniach cieplnych, Ember/ENTSO-E netto „public power”. **W filmie podawać „ok. 30%” albo cytować jedno źródło konsekwentnie.**
2. **Udział węgla w 2026:** raporty oparte na kategoriach PSE (rp.pl, gramwzielone) dają ~57–62% (np. VIII 2026 57%, I–VI 2026 61,7%), Energy-Charts 49,8% (VIII) i ~54% (I–VI). Kategoria PSE „elektrownie na węglu kamiennym” obejmuje prawdopodobnie biomasę i współspalanie, a w zestawieniu rp.pl brakuje osobnej pozycji „biomasa”. **Nie porównywać liczb z różnych metodologii.**
3. **Czerwiec 2025, OZE > węgiel:** Forum Energii i Ember potwierdzają, a Energy-Charts pokazuje OZE 42,3% vs węgiel 43,8%.
4. **Redysponowanie 2025:** 1 320 GWh (wnp, III 2026, wstępnie) vs 1 376 GWh (PSE, VII 2026) vs moje 1 377,5 GWh. Artykuł lighthief pomylił wartości 2024 (597 GWh PV) z 2025. **2024:** ~720–734,5 GWh w zależności od tego, czy wliczono OSD.
5. **Godziny z cenami ujemnymi:** TGE RDN (315 w 2025), RCE (352) i Energy-Charts (311) różnią się metodą liczenia (godzina vs kwadrans, RDN vs RCE).
6. **Pompy ciepła 2025:** 61 tys. (sell-in powietrze-woda), ~80 tys. (sell-out), 72 tys. (korekta PORT PC w prognozie 2026), 87 tys. (2024 w dokumencie PORT PC). Różne definicje rynku.
7. **Moc PV koniec 2025:** ARE 24,8 GW vs PSE 25,5 GW vs Energy-Charts 20,7 GW (EC zaniża, pomija część mikroinstalacji).
8. **Budżet „Mój Prąd 7.0”/PME:** 335 mln vs 500 mln zł (KPO) plus 1 mld zł (FM). Nazewnictwo programu się zmieniało.
9. **Magazyny wielkoskalowe:** jedno źródło mówi, że do V 2026 ich moc „wzrosła ośmiokrotnie” względem 0,9 GW. To mało wiarygodne, bo największy działający obiekt ma 50 MW. **Nie używać bez weryfikacji.**
10. **Wiatr lądowy moc:** ARE 11,0 GW (VI 2026) vs PSE 11,36 GW (VIII 2026) vs Energy-Charts 10,7 GW (2025).

## Luki / do weryfikacji
- Status „ustawy wiatrakowej 2.0” (700 m) na IX 2026: czy uchwalona i czy podpisana.
- Ceny zielonych certyfikatów w 2012–2017 (TGE OZEX_A) i ich załamanie: podać konkretne liczby.
- Oficjalna skala wyłączeń falowników przy 253 V (skargi do URE lub OSD).
- Liczba prosumentów na koniec 2019 i 2021: precyzyjne dane URE.