# 14. „Zły moment”: kto zużywa prąd w Polsce i dlaczego w słoneczne niedzielne południe robi się go za dużo

> **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:
>
> - **eksport w Wielkanoc o 13:00: 3,9 GW** (saldo wymiany zmierzone przez PSE) zamiast 4,7 GW (Energy-Charts, wymiana planowana). Dotyczy tabel, przebiegu doby i „zdania do narracji”;
> - **bilans tej godziny** domyka się dopiero po dodaniu 0,52 GW innych źródeł (olej, gaz koksowniczy, woda, inne odnawialne): **produkcja 17,4 GW ≈ zapotrzebowanie 12,3 + pompowanie 1,1 + eksport 3,9 GW** (raport 25, § 3);
> - szacunek „1 mln aut × 7 kW, realnie 3–4 GW naraz” jest zbyt optymistyczny. **Przy gniazdku 3,7 kW milion aut zdjąłby w Wielkanoc o 13:00 ok. 0,8–1,8 GW, więc zostaje ok. 4 GW ograniczeń** (raport 25, § 2).
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

*Stan na 27.09.2026. Pytanie wyjściowe: „Na czym polega ten ‘zły moment’ (nadmiar prądu w południe, ceny ujemne, redukcje OZE)? Czy to nie jest kwestia samochodów wpiętych do ładowarek? Co faktycznie zużywa ten prąd?”*

Konwencja: **[W]** wysoka pewność, **[Ś]** średnia, **[N]** niska / szacunek; **[OBL]** własne obliczenie na surowych danych.
Obliczenia własne na danych wymienionych niżej; skrypty, tabele wynikowe, wykresy i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

Źródła danych do obliczeń:
- energy-charts.info, PL 15-min: produkcja wg paliw, zapotrzebowanie (load), wymiana, pompowanie, cena RDN, stan do 26.09.2026. To dane PSE/ENTSO-E, rekord PV 14 565 MW z 20.05.2026 zgadza się co do MW.
- API PSE https://api.raporty.pse.pl: `his-wlk-cal` (zapotrzebowanie, generacja JWCD/nJWCD, PV, wiatr, saldo wymiany, 14.06.2024–26.09.2026), `gen-jw` (generacja każdego bloku JWCD, 12 wybranych dni), `pdgobpkd`, `poze-redoze` (redukcje OZE). Pobrane 27.09.2026.
- RCE PSE 15-min, ceny CZ/SK/LT/SE4 z energy-charts (pobrane 27.09.2026).
- Eurostat, bilans energii `nrg_bal_c`, PL, energia elektryczna, 2023–2024 (pobrane 27.09.2026): https://ec.europa.eu/eurostat/api/dissemination/statistics/1.0/data/nrg_bal_c?geo=PL&siec=E7000&unit=GWH

---

## TL;DR do filmu (jedno zdanie)

**„Zły moment” to kilka godzin w słoneczne (i często wietrzne) południe dnia wolnego, kiedy fabryki i biura stoją, a elektrownie, których nie da się wyłączyć, i słońce produkują razem więcej, niż kraj zużywa. Sąsiedzi mają w tym samym czasie to samo, więc nie ma dokąd tego oddać.** Winne nie są auta. Auta to dziś ok. 0,3% zużycia prądu. Problem polega na tym, że prawie nic w Polsce nie potrafi przesunąć zużycia na południe.

---

## 1. Kto zużywa prąd w Polsce

### 1.1 Bilans roczny (Eurostat, 2024)

| Pozycja | TWh 2024 | % zużycia brutto* | Uwagi |
|---|---|---|---|
| **Przemysł** | **53,4** | **30,6%** | największe gałęzie: spożywczy 8,2; chemia 7,5; mineralny (cement, szkło) 5,2; stal 5,0; maszyny 5,0; papier 5,0; transport. sprzęt 3,3; górnictwo 3,0 |
| **Usługi, handel, sektor publiczny** | **49,4** | **28,3%** | biura, sklepy, szpitale, szkoły, oświetlenie ulic, wodociągi |
| **Gospodarstwa domowe** | **32,5** | **18,6%** | GUS 2025: 30,7 TWh, 16,77 mln odbiorców, 1 833 kWh/odbiorcę [W] ([GUS, infrastruktura komunalna 2025](https://stat.gov.pl/obszary-tematyczne/infrastruktura-komunalna-nieruchomosci/nieruchomosci-budynki-infrastruktura-komunalna/infrastruktura-komunalna-energetyczna-i-gazowa-w-2025-r-,16,4.html)) |
| **Sektor energii – potrzeby własne** | **23,3** | **13,3%** | elektrownie i EC 10,4; kopalnie węgla 4,5; rafinerie 2,9; pozostałe 5,5 |
| **Straty sieciowe** | **8,6** | **4,9%** | 2023: 10,3 |
| **Transport** | **3,9** | **2,3%** | kolej 3,37; **drogowy (auta el., autobusy) 0,37**; rurociągi 0,20 |
| **Rolnictwo, leśnictwo, rybołówstwo** | **1,8** | **1,0%** | |
| **Pompowanie w elektrowniach szczytowo-pompowych** | **1,4** | **0,8%** | |
| **Razem** | **~174** | 100% | produkcja 172,5 + import 15,2 − eksport 13,2 |

\* Wszystkie liczby: Eurostat `nrg_bal_c`, 2024, [W]. Udziały [OBL]. Podział na „usługi” i „przemysł” różni się między Eurostatem, GUS i ARE o kilka TWh (klasyfikacja małych firm), więc w filmie lepiej mówić „mniej więcej po 1/3: przemysł, usługi, reszta (domy + energetyka + straty)”.

**Obraz do filmu [OBL]:** z każdych 10 kWh w Polsce ok. 3 zużywa przemysł, 3 usługi i handel, 2 domy, 1,3 same elektrownie, kopalnie i rafinerie, a 0,5 ginie w sieci. **Auta elektryczne zużywają 0,03 z tych 10 kWh.**

### 1.2 Ile prądu zużywają auta elektryczne [OBL]

Flota (koniec VII 2026, Licznik Elektromobilności PZPM/PSNM): **145 251 osobowych BEV + 157 095 PHEV** (razem 302 346 osobowych z wtyczką); BEV osobowe i użytkowe razem 158 365 [W] ([300gospodarka, VIII 2026](https://300gospodarka.pl/news/samochody-elektryczne-lipiec-2026-nowe-dane-psnm-i-pzpm); [managerplus](https://managerplus.pl/ponad-158-tys-samochodow-elektrycznych-w-polsce-szybko-rosnie-tez-siec-ladowarek-29736)).

| Grupa | Liczba | Założenie | TWh/rok |
|---|---|---|---|
| BEV osobowe | 145 251 | 12 000 km × 0,19 kWh/km (z sieci, ze stratami ładowania) | 0,33 |
| BEV użytkowe | ~13 100 | 15 000 km × 0,30 kWh/km | 0,06 |
| PHEV | 157 095 | ~3 000 km na prądzie × 0,22 kWh/km | 0,10 |
| **Razem** | | | **~0,5 TWh = ~0,3% zużycia brutto** |

- Kontrola: Eurostat 2024 „transport drogowy – energia elektryczna” = **0,368 TWh** (0,2%), czyli ten sam rząd wielkości [W].
- Średnia moc: 0,5 TWh / 8 760 h ≈ **57 MW**, przy średnim zapotrzebowaniu KSE ~18 GW. **To ok. 0,3% obciążenia** [OBL].
- Nawet gdyby wszystkie 145 tys. BEV osobowych stało jednocześnie podpiętych do 7 kW, dałoby to ~1 GW mocy. Energii potrzebowałyby jednak tylko ~0,9 GWh na dobę (~6 kWh/auto/dzień), a z PHEV razem ~1,2 GWh [OBL]. Typowa nadwyżka w niedzielę to ~21 GWh (sekcja 4).

**Wniosek:** auta nie powodują „złego momentu”, bo jest ich za mało i ładują się głównie wieczorem i w nocy. Mogłyby być częścią rozwiązania, bo są odbiornikiem, który da się przesunąć.

---

## 2. Profil dnia: kiedy i kto zużywa

### 2.1 Zapotrzebowanie KSE wg typu dnia [OBL, energy-charts/PSE, średnie godzinowe]

| Sezon | Godz. | Dzień roboczy | Sobota | Niedziela/święto | **Różnica rob. − nd** |
|---|---|---|---|---|---|
| Wiosna IV–V 2026 | 03:00 | 14,6 GW | 14,4 | 12,6 | 2,0 |
| | **13:00** | **20,0** | 17,7 | **15,4** | **4,5 GW** |
| | 20:00 | 20,9 | 17,6 | 16,5 | 4,4 |
| Lato VI–VIII 2026 | 13:00 | 19,7 | 17,4 | 15,7 | 4,0 |
| Zima XII 2025–II 2026 | 13:00 | 24,8 | 21,8 | 20,2 | 4,6 |
| Wiosna IV–V 2025 | 13:00 | 18,9 | 16,5 | 14,4 | 4,5 |

- **W niedzielne południe „znika” średnio 4–4,6 GW odbiorów** względem dnia roboczego, a w sobotę 2,3–3,1 GW [OBL]. Nocą różnica to tylko ~2 GW. Różnica w południe jest więc 2× większa niż w nocy, bo w dzień pracują fabryki, biura, sklepy i szkoły.
- **Dni skrajne [OBL]:**
  - Niedziela Wielkanocna 5.04.2026 o 13:00: **12,3 GW** vs wtorek 7.04.2026 **19,9 GW**, czyli **−7,6 GW (−38%)**. Dobowo 313 vs 426 GWh.
  - Niedziela Wielkanocna 20.04.2025 o 13:00: 11,4 GW vs wtorek 22.04.2025 17,6 GW (−6,2 GW).
  - 1.05.2026 (piątek, święto): 16,5 GW, czyli „tylko” −2,6 GW vs wtorek 5.05. Majówka jest płytsza niż Wielkanoc (część firm pracuje).
- Rozbicie w przybliżeniu [OBL/N]: przemysł to średnio ~6,1 GW (53,4 TWh/8 760 h), usługi ~5,6 GW, domy ~3,7 GW. W niedzielę stoi większość zmian w przemyśle nieciągłym (maszyny, meble, części samochodowe) i większość usług (biura, szkoły, od 2020 r. także handel w niedziele niehandlowe). Domy zużywają w niedzielę trochę więcej, ale to za mało, żeby to wyrównać. Dokładnego podziału godzinowego na sektory PSE nie publikuje, więc to rząd wielkości.

### 2.2 Zapotrzebowanie „brutto” a to, co widzi PSE (autokonsumpcja)

- PSE liczy **generację PV łącznie z oszacowaniem mikroinstalacji prosumenckich**, a zapotrzebowanie pomniejsza o prognozowaną **autogenerację** prosumentów [W] ([PSE, opis wielkości](https://www.pse.pl/dane-systemowe/plany-pracy-kse/plan-koordynacyjny-5-letni/wielkosci-podstawowe/opis)).
- **Korekta do tezy z briefu:** 13,5 GW prosumentów to **moc zainstalowana**, a nie „znikające zapotrzebowanie”. Energia oddana do sieci przez mikroinstalacje jest w danych PSE widoczna: **8,68 TWh w 2025 r.** (URE, 1,64 mln mikroinstalacji, 13,88 GW) [W] ([rynekelektryczny, 20.03.2026](https://www.rynekelektryczny.pl/produkcja-energii-elektrycznej-w-mikroinstalacjach/)). „Niewidoczna” jest tylko **autokonsumpcja**:
  - [OBL] 13,1 GW prosumenckich × ~950–1 000 kWh/kWp ≈ 12,4–13,1 TWh produkcji, minus 8,68 TWh oddanych = **~3,5–4,4 TWh autokonsumpcji (~2–2,5% zużycia kraju)**;
  - szacunki branżowe: ~2,6 TWh (2025) [N] lub ~30% produkcji, ~3,5 TWh (2024) [N] ([gramwzielone, 29.05.2025](https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/20317313/udzial-prosumentow-w-wytwarzaniu-energii-w-polsce-wzrosl-do-5)).
  - W godzinach [OBL/N]: w słoneczne południe prosumenci produkują ~6–7 GW, z czego lokalnie zużywają ~15–30%. **Zapotrzebowanie widziane przez sieć jest więc o ok. 1–2 GW niższe niż rzeczywiste zużycie**, a nie o 13,5 GW. Resztę (~5 GW) prosumenci wpychają do sieci i to ona jest częścią nadwyżki.
- **Australia (analogia „znikającego zapotrzebowania”):** minimum zapotrzebowania operacyjnego NEM to rekordowe **9 666 MW w południe w sobotę 4.10.2025**. Moc dachowego PV wzrosła tam z 12 GW (2020) do 25 GW (2025), a w Australii Południowej od początku 2025 r. było **112 godzin ujemnego zapotrzebowania operacyjnego** [W] ([AEMO QED Q4 2025](https://www.aemo.com.au/-/media/files/major-publications/qed/2025/qed-q4-2025.pdf); [Energy Council](https://www.energycouncil.com.au/analysis/a-minimum-requirement-managing-the-demand-drop/)). W Polsce zapotrzebowanie widziane przez sieć jeszcze nie „znika”: minimum roczne ~10,6–11,3 GW jest stabilne od 2020 r. [OBL]. Znika natomiast **zapotrzebowanie na elektrownie sterowalne** (sekcja 5).

### 2.3 Trzy „złe dni” godzina po godzinie [OBL]

Wartości średniogodzinowe w GW (cena RDN €/MWh, RCE zł/MWh).

**Godz. 13:00–14:00**

| | Wielkanoc 20.04.2025 | **Wielkanoc 5.04.2026** | 1.05.2026 (święto) | wtorek 7.04.2026 (odniesienie) |
|---|---|---|---|---|
| Zapotrzebowanie | 11,5 | **12,3** | 16,5 | 20,0 |
| PV (po redukcji) | 6,8 | 7,9 | 9,2 | 9,9 |
| Wiatr (po redukcji) | 0,5 | 1,2 | 0,4 | 3,9 |
| **Redukcje OZE (PSE)** | 3,6 | **5,4** (PV 2,5 + wiatr 2,9) | 3,3 | 1,2 |
| Węgiel kam. + brunatny | 4,8 | **5,4** | 5,8 | 6,5 |
| Gaz | 1,6 | 1,7 | 1,5 | 1,2 |
| Bloki JWCD w ruchu (szt.) | 34 | **35** | 36 | 43 |
| Cieplne nJWCD (EC przemysłowe/miejskie, biomasa) | 2,7 | 2,7 | 2,4 | 3,0 |
| **Eksport netto** | 2,7 | **4,7** | **0,5** | 2,1 |
| Pompowanie ESP | 0,8 | 1,1 | 1,2 | 1,0 |
| Cena RDN €/MWh | −81 | −198 | **−469** | −11 |
| RCE zł/MWh | −342 | −733 | **−1 416** | −21 |
| **Redukcje OZE w całej dobie** | 31,1 GWh | **52,2 GWh** | 23,9 GWh | 7,1 GWh |

**Przebieg dnia 5.04.2026 (wybrane godziny)**

| Godz. | 03 | 06 | 09 | 11 | 12 | 13 | 14 | 16 | 19 | 21 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Zapotrzebowanie | 12,0 | 12,3 | 13,9 | 12,9 | 12,3 | 12,3 | 12,0 | 12,4 | 14,4 | 14,5 |
| PV | 0 | 0,4 | 7,3 | 9,4 | 8,4 | 7,9 | 6,8 | 3,8 | 0,1 | 0 |
| Wiatr | 3,0 | 3,8 | 1,2 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,1 | 1,0 | 3,9 | 3,8 |
| Węgiel | 5,9 | 5,7 | 5,4 | 5,0 | 5,1 | 5,4 | 5,7 | 6,4 | 7,0 | 6,7 |
| Gaz | 1,9 | 1,8 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | 1,7 | 1,8 | 2,1 | 2,1 | 2,1 |
| Eksport | 0,0 | 0,7 | 3,2 | 4,7 | 4,8 | 4,7 | 4,5 | 2,8 | 1,0 | 0,5 |
| Redukcje | 0 | 0,8 | 2,5 | 4,1 | 5,1 | 5,4 | 5,0 | 4,4 | 1,4 | 1,0 |
| RDN €/MWh | 84 | 4 | −16 | −137 | −182 | −198 | −152 | −37 | 44 | 87 |

Co widać w danych:
1. **Popyt nie ma „górki” w południe.** 5.04.2026 był w południe (12,3 GW) niższy niż o 8 rano i o 21.
2. **Węgiel nie schodzi poniżej ~5 GW.** Nocą pracował na 5,7–6,7 GW, w szczycie słońca na 5,0 GW. Z 35 bloków JWCD żaden nie został wyłączony na południe (35–37 szt. przez całą dobę).
3. **Eksport sięgnął 4,7–4,8 GW,** blisko historycznego maksimum ~5,6 GW (2026) [OBL].
4. **Elektrownie szczytowo-pompowe pompują w południe:** 0,8–1,1 GW, prawie całe dostępne ~1,4 GW poboru.
5. **1.05.2026** to przypadek „sąsiedzi mają gorzej”: w Niemczech, Czechach i na Słowacji ceny były w tych godzinach niższe niż w Polsce (−431…−441 €/MWh), więc eksport spadł do 0,5 GW, a polska cena poleciała do −469 €/MWh (RCE −1 457,59 zł/MWh w kwadransie 14:15, zob. raport `04`).

---

## 3. Strona podaży: dlaczego „nie da się po prostu zmniejszyć innych”

### 3.1 Co pracowało w godzinach redukcji [OBL, 15-min]

| | 2025 | 2026 (do 26.09) |
|---|---|---|
| Godziny z jakąkolwiek redukcją OZE | 2 395 h | 1 646 h |
| **Godziny z redukcją > 1 GW w 9–17** | **491 h** | **638 h** |
| — śr. węgiel w tych godzinach | **6,3 GW** | **6,7 GW** |
| — śr. cała generacja konwencjonalna (węgiel + gaz + inne) | 8,8 GW | 9,0 GW |
| — w tym JWCD cieplne | 6,5 GW | 6,9 GW |
| — w tym nJWCD cieplne (EC, przemysł) | 2,7 GW | 2,4 GW |
| — śr. eksport | 1,8 GW | 1,9 GW |
| — śr. pompowanie | 0,6 GW | 0,8 GW |
| — śr. redukcja | 1,7 GW | 1,8 GW |
| — energia zredukowana w tych godzinach | 842 GWh | 1 171 GWh |
| Minimum węgla w dowolnym kwadransie z redukcją | 4,1 GW | 4,4 GW |
| Kwadranse z ceną < 0: śr. węgiel / konwencjonalne | 5,9 / 8,3 GW | 6,3 / 8,6 GW |

**Wniosek:** w każdej godzinie dużych redukcji OZE w Polsce pracowało średnio **6–7 GW węgla i ~9 GW elektrowni cieplnych**, a nigdy mniej niż ~4 GW węgla. To nie jest „zła wola”. Tak wygląda dzisiejsza fizyczna i rynkowa „podłoga” systemu.

### 3.2 Z czego składa się podłoga, na przykładzie Wielkanocy 5.04.2026, 12:00 [OBL, PSE `gen-jw`]

- **35 bloków JWCD w ruchu, 5,7 GW:**
  - 21 na węgiel kamienny (3,1 GW), 7 na brunatny (1,26 GW), 7 gazowych (1,3 GW);
  - **15 z nich to elektrociepłownie** (1,5 GW: Siekierki, Żerań, Łęg, Wrocław, Czechnica, Karolin, Katowice, Chorzów, Skawina, Płock, Włocławek, Stalowa Wola, Zielona Góra…). Grzeją wodę użytkową (CWU) dla miast i dają parę dla przemysłu (Płock).
- **Mediana obciążenia: 57% maksymalnej mocy obserwowanej.** Przykłady:
  - Opole 5 i 6: 410 i 450 MW z ~900 MW;
  - Bełchatów 14: 387 z ~858 MW;
  - Jaworzno 910 MW: 365 MW;
  - Kozienice 10: 318 MW.

  Czyli bloki pracują w pobliżu **minimum technicznego (~40–50% mocy)** [Ś, typowe minimum dla bloków węglowych, zob. raport `04`].
- **2,7 GW cieplnych jednostek nJWCD** (poza bezpośrednim sterowaniem PSE): przemysłowe elektrociepłownie (rafinerie, chemia, papiernie, huty), małe EC miejskie, biomasa, biogaz [OBL: `jnwrb − pv − wi` z `his-wlk-cal`]. Większość pracuje „pod ciepło” albo „pod proces”, a nie pod cenę prądu.
- Plan PSE na ten kwadrans (`pdgobpkd`): **rezerwa mocy w dół tylko 591 MW** [W, dane PSE]. System był przy ścianie.
- Dla porównania: wtorek 7.04.2026, 12:00: 42 bloki, 6,5 GW. Zimowy wtorek 20.01.2026: **~75 bloków**, 12–15 GW. W niedzielę wielkanocną z systemu zeszło więc już ponad połowę bloków względem zimy, ale nie dało się zejść niżej niż ~35.

### 3.3 Dlaczego tych ~35 bloków nie da się wyłączyć

1. **Minimum techniczne i koszt rozruchu.** Blok węglowy nie może pracować poniżej ~40% mocy. Wyłączenie na 6 godzin oznacza zimny lub ciepły rozruch (kilka–kilkanaście godzin, paliwo rozpałkowe, zużycie materiału). Taniej jest przez kilka godzin sprzedawać po cenie ujemnej, niż wyłączyć blok i nie zdążyć go uruchomić na wieczorny szczyt. 5.04.2026 o 19–21 węgiel znów pracował na 7 GW, a zapotrzebowanie wzrosło do 14,9 GW [OBL; mechanizm opisany w raporcie `04`, Ś].
2. **Usługi systemowe.** PSE: „do systemu elektroenergetycznego zawsze musi być wprowadzana pewna ilość mocy z tego rodzaju źródeł”, bo zapewniają rezerwy pierwotne i wtórne, regulację napięcia, inercję i stabilność. Wymagana liczba jednostek zależy od zapotrzebowania i warunków sieciowych (IRiESP, WDB) [W] ([PSE, redysponowanie nierynkowe](https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe)).
3. **Systemowe minimum techniczne:** „od około 9 tys. MW w zimie do około 7 tys. MW latem” (Konrad Purchała, dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem PSE, 6.02.2023) [W] ([wnp.pl](https://www.wnp.pl/energia/zaczynamy-wylaczac-wiatraki-elektrownie-sloneczne-tez-beda-zatrzymywane,673450.html)). Nasze dane z Wielkanocy 2026 (~8 GW konwencjonalnych łącznie z nJWCD) pasują do tego rzędu wielkości.
4. **Ciepło.** Elektrociepłownie latem nadal dostarczają ciepłą wodę użytkową. Bez kotła elektrodowego albo akumulatora ciepła nie mogą stanąć.
5. **Kolejność działań PSE przed redukcją OZE** [W] ([PSE](https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe)): najpierw obniżenie JWCD ofertami bilansującymi, potem ograniczenie nJWCD w ramach usług, potem pompowanie w ESP. Dopiero gdy to się wyczerpie, przychodzi polecenie redukcji OZE (redysponowanie nierynkowe).

### 3.4 Podłoga już bardzo spadła. PV rośnie szybciej [OBL]

| Rok | Maks. godzinowa moc PV [GW] | „Podłoga” węgla w południe IV–IX (5. percentyl, 10–16) [GW] | Min. węgla [GW] | Śr. węgiel w nd/święta 11–14, IV–VI [GW] |
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 1,7 | 8,3 | 6,4 | 8,6 |
| 2021 | 3,4 | 8,8 | 6,5 | 8,8 |
| 2022 | 6,7 | 8,2 | 6,3 | 9,2 |
| 2023 | 9,3 | 6,0 | 5,1 | 6,9 |
| 2024 | 12,4 | 5,7 | 5,1 | 6,4 |
| 2025 | 13,7 | **4,9** | 4,4 | 5,3 |
| 2026 | 14,4 | 5,1 | 4,6 | 5,7 |

Węgiel w południe zszedł z ~8,3 do ~5 GW (−3,3 GW) i od 2025 r. **stoi**. Szczyt PV w tym czasie wzrósł o ~12,7 GW. Energetyka konwencjonalna swoje już „oddała”. Następne gigawaty słońca w niedzielne południe nie mają już czego wypychać z krajowego miksu.

### 3.5 Eksport: sąsiedzi mają to samo słońce w tym samym czasie [OBL, energy-charts]

Średnia cena 12:00–15:00 (€/MWh):

| Dzień | PL | DE-LU | CZ | SK | LT | SE4 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 5.04.2026 | −177 | −96 | −45 | −50 | −3 | −5 |
| 6.04.2026 | — | — | −98 | −110 | −1 | −3 |
| 1.05.2026 | −395 | −431 | −435 | −441 | 0 | −4 |

- W tych godzinach **wszyscy sąsiedzi mieli ceny ujemne albo zerowe**. Niemcy w 2025 r. miały 576 ujemnych godzin (raport `04`). Eksport w 5.04.2026 (4,7 GW) był możliwy tylko dlatego, że u nas było jeszcze taniej. 1.05.2026 było odwrotnie (DE/CZ/SK taniej niż PL) i eksport spadł do 0,5 GW.
- Techniczne maksimum salda eksportu w danych: **~5,6 GW** (2026) [OBL]. Pochodzi głównie z połączeń synchronicznych z DE/CZ/SK, na których i tak dominuje przepływ w stronę Polski.

---

## 4. Czy „zły moment” to brak aut (i innych elastycznych odbiorników)? Ile by ich trzeba było

### 4.1 Wielkość nadwyżki [OBL]

Definicja jak w raporcie `10`: **S_B = redukcje OZE (PSE) + eksport netto w kwadransach z ceną ≤ 0**, czyli prąd, którego w kraju nikt nie chciał.

| | 2025 | 2026 (do 26.09) |
|---|---|---|
| S_B razem | 2 099 GWh | 2 530 GWh |
| w tym redukcje (S_A) | 1 377 GWh | 1 738 GWh |
| Dni z S_B > 1 GWh | 183 | 180 |
| **Typowy dzień roboczy z nadwyżką (mediana)** | 5,8 GWh, 1,4 GW szczytu, 6 h | 7,6 GWh, 1,8 GW, 7 h |
| **Typowa sobota** | 10,1 GWh, 2,5 GW | 13,9 GWh, 3,5 GW |
| **Typowa niedziela/święto** | **19,2 GWh, 3,8 GW, ~10 h** | **21,5 GWh, 3,8 GW, ~10 h** |
| 90. percentyl dnia | 27 GWh, 5,0 GW | 30 GWh, 5,4 GW |
| **Dzień ekstremalny** | 20.04.2025: 47,6 GWh, 6,8 GW | **5.04.2026: 90,2 GWh, 10,2 GW** (6.04: 83,6 GWh) |

### 4.2 Ile nadwyżki wchłonąłby elastyczny odbiornik o mocy P i dobowej pojemności E [OBL]

Uproszczenie: ten sam odbiornik co dzień, bez sprzężenia z ceną.

| P (GW) / E (GWh na dobę) | 2025: wchłonięte | 2026: wchłonięte |
|---|---|---|
| 0,5 / 2 | 17% | 14% |
| 1 / 5 | 36% | 31% |
| **2 / 10** | **58%** | **53%** |
| 3 / 15 | 73% | 67% |
| **5 / 25** | **90%** | **85%** |
| 7 / 35 | 97% | 94% |
| 10 / 60 | 100% | 98% |

**Odpowiedź liczbowa:** żeby usunąć **~90% nadwyżki**, trzeba **~5 GW elastycznego odbioru z ~25 GWh na dobę**, dostępnego **także w niedziele i święta**. Żeby usunąć ją całkowicie (Wielkanoc 2026), potrzeba ~10 GW i ~60–90 GWh. Już 2 GW / 10 GWh usuwa ponad połowę.

### 4.3 Kandydaci na elastycznego odbiorcę

| Zasób | Stan dziś w PL | Potencjał P / E na dobę | Działa w niedzielę? | Ekonomia / uwagi |
|---|---|---|---|---|
| **EV (dzisiejsza flota)** | 145 tys. BEV + 157 tys. PHEV | ≤1 GW / ~1,2 GWh [OBL] | tak (w domu) | ~5% typowej nadwyżki niedzielnej |
| **EV: 1 mln aut × 7 kW** | cel na lata 2030+ | 7 GW nominalnie; realnie ~3–4 GW podpiętych jednocześnie; **5–8 GWh/dobę** przy zwykłej jeździe (~6–8 kWh/auto), do ~20–30 GWh, jeśli auta „czekają” z pustszą baterią [OBL] | tak, jeśli ładowarka jest w domu | Wąskim gardłem jest **energia, a nie moc**: auto po 40 km potrzebuje ~7 kWh. Raport `10`: 1 mln aut w pracy wchłania ~22% nadwyżki; najlepiej praca w tygodniu + dom w weekend. Tanie (sterowanie + taryfa). |
| **Elektrownie szczytowo-pompowe** | 1,77 GW (gov.pl [Ś]); pobór do ~1,4 GW; Żarnowiec 716 MW, ~3,7 GWh (raport `11`) | już używane | tak | **Już pompują w południe**: 2026 średnio 0,78 GW o 12–13 vs 0,11–0,17 GW w nocy [OBL]; 5.04.2026 1,1 GW. Żarnowiec (gen-jw) pompował 5.04 i 7.04 w godz. 10–15. Zasób wyczerpany, nowy wymaga lat (rozbudowa Żarnowca do ~1,5 GW, 2030–2032 [Ś], [nowin.pl](https://www.nowin.pl/2025/03/24/rozbudowa-elektrowni-zarnowiec-zwiekszy-moc-do-1500-mw-szczegoly-inwestycji/)). |
| **Baterie sieciowe (BESS)** | ~0,9 GW działających na koniec 2025 [Ś] (raport `03`); Turośń Kościelna 200 MW/800 MWh (VII 2026); Ełk 200/800 (COD IV kw. 2026); Siedlce 600 MW/2,4 GWh (koniec 2027); Żarnowiec BESS 262 MW/981 MWh (2027) [W] ([Gramwzielone](https://www.gramwzielone.pl/magazynowanie-energii/20369868/polska-zyskala-gigantyczny-magazyn-energii-przez-4-godziny-moze-zasilac-bialystok); [energetyka24](https://energetyka24.com/energetyka/magazyny/greenvolt-power-uruchomil-nowy-magazyn-obiekt-wesprze-kse)) | Rynek mocy: ~2,5 GW kontraktów na 2029 r. (aukcja XII 2024) [Ś]; PSE: ~2 GW w 2028, ~5 GW w 2030 (raport `05`) [Ś]. **5 GW × 4 h = 20 GWh**, czyli mniej więcej typowa niedziela [OBL] | tak | **Najbardziej realna skala do 2030.** Zarabia na różnicy wieczór/południe (3,1× w 2026, raport `04`). Może też przejmować usługi systemowe (grid-forming), co **obniża must-run**. |
| **Kotły elektrodowe (power-to-heat)** | Gdańsk 2×35 MWt (2022; 5 338 h pracy do końca 2024); Bydgoszcz 25 MWt; Łagisza ~30 MW (plan); Rypin 2 MWt (VIII 2026) [W/Ś] ([PGE EC](https://pgeenergiaciepla.pl/aktualnosci/od-trzech-lat-kotly-elektrodowe-w-ec-gdansk-ograniczaja-spalanie-wegla-i-emisje-co2); [WysokieNapiecie 14.09.2026](https://wysokienapiecie.pl/121423-elektryfikacja-cieplownictwa-przyspiesza-rosnie-rola-kotlow-elektrycznych/)) | Dziś ~0,1 GW. Cel strategii: **5,5 GWt P2H do 2040** [W]. Letnie zapotrzebowanie na ciepło sieciowe (CWU) to [OBL/N] ~1,5–2 GWt średnio (57,4 TWh ciepła do odbiorców w 2024 [Ś, wnp.pl], ~12% w półroczu letnim), więc z akumulatorem ciepła **~1,5–2 GW w południe** | tak (ciepła woda płynie też w niedzielę) | **Podwójny efekt:** kocioł zjada nadwyżkę i pozwala **wyłączyć elektrociepłownię** (w Wielkanoc 15 bloków EC, 1,5 GW, pracowało „pod ciepło”). Tanie w budowie [N]. Bariera: brak uznania ciepła z kotła zasilanego nadwyżką OZE za „zielone” [Ś] ([wnp.pl 14.07.2026](https://www.wnp.pl/energia/koniec-przymusowego-wylaczania-oze-ratunkiem-moze-okazac-sie-cieplownictwo,1081162.html)) |
| **Bojlery elektryczne CWU w domach** | brak wiarygodnej liczby w GUS [N]. Rząd wielkości: kilkaset tys. do ~2 mln | Przykład [OBL]: 1 mln bojlerów × 2 kW = 2 GW, ~4–5 GWh/dobę | tak | Prawie żaden nie jest zdalnie sterowany. Część ma przekaźnik G12, który **włącza je nocą**. Przestawienie zegara na 10–15 nic nie kosztuje (lub tyle co tani przekaźnik/licznik zdalny). |
| **Pompy ciepła** | ~855 tys. w domach (PIE) [Ś] ([propertynews](https://www.propertynews.pl/mieszkania/sa-juz-w-855-tys-polskich-domow-ale-tempo-moze-byc-za-wolne,200737.html)); sprzedaż 72 tys. w 2025 | Latem tylko CWU: [OBL] ~0,5–1 GW, 1–3 GWh/dobę | tak | Przydatne wiosną (kwiecień jest jeszcze sezonem grzewczym, a to szczyt nadwyżek) i zimą przy wiatrowych nadwyżkach. |
| **Klimatyzacja** | brak danych PL | zbiega się z PV sama z siebie latem | tak | Nie pomaga w kwietniu–maju, kiedy nadwyżki są największe. Może „wstępnie chłodzić” w południe. |
| **Przemysł** (piece łukowe, elektroliza chloru, młyny cementu, chłodnie, pompy wodociągowe) | ~53 TWh/rok ≈ 6 GW średnio | rząd 0,5–1,5 GW [N] | **zwykle nie** (zakłady stoją w niedziele) | Opłacalne tam, gdzie jest ciągła produkcja z buforem (cement, chłodnie, wodociągi). Elektroliza H₂: w UE ~0,5 GW (koniec 2025, raport `01`), koszt 2 000+ $/kW (Zachód, raport `09`). Przy ~300–500 h nadwyżki rocznie **nie zwraca się** [OBL/Ś]. |

**Suma realnych zasobów do ~2030 [OBL, szacunek]:** BESS 3–5 GW / 12–20 GWh + ESP 1,4 GW / ~5 GWh (już użyte) + P2H 0,5–1 GW + sterowane EV i bojlery 1–2 GW / 5–10 GWh. **To wystarcza na typową niedzielę (~21 GWh, ~4 GW), ale nie na Wielkanoc (90 GWh, 10 GW),** zwłaszcza że moc PV rośnie o 3–5 GW rocznie.

### 4.4 Odpowiedź na pytanie o auta

- **Czy „zły moment” to wina aut? Nie.** Auta zużywają ~0,3% prądu (0,5 TWh z ~174 TWh) i ładują się głównie wieczorem i w nocy.
- **Czy brakuje „odbiorników, które można włączyć na zawołanie”? Tak, i to jest sedno.** System był projektowany pod popyt, który „robi, co chce”, i podaż, która się do niego dopasowuje. Teraz podaż w południe jest dana (słońce), a popyt się nie przesuwa, bo:
  1. 99,97% gospodarstw ma stałą cenę (4 836 taryf dynamicznych na koniec 2025, raport `03`);
  2. taryfy G12 nadal nagradzają noc (sekcja 5);
  3. ~50% liczników nie ma zdalnego odczytu (raport `04`).
- **Auta mogą pomóc,** ale dopiero jako milionowa flota ładowana w południe **w domu w weekendy** (bo 57% nadwyżki to weekendy i święta, raport `10`), a nie tylko w pracy.

---

## 5. Historia: dolina nocna, taryfa nocna i przeprowadzka doliny na południe

### 5.1 Jak było
- Przez dziesięciolecia najniższe zapotrzebowanie w Polsce przypadało **w nocy (2–5 rano)**, a bloki węglowe musiały pracować na minimum także wtedy. Dlatego:
  - **taryfa G12** (tania noc 22–6 plus „dolina popołudniowa” 13–15) i G12w (plus weekend) zachęcały do grzania wody bojlerem i pieców akumulacyjnych nocą [W] ([elektryka.edu.pl, 2026](https://elektryka.edu.pl/taryfa-g12-godziny/));
  - **elektrownie szczytowo-pompowe** (Żarnowiec od 1983) pompowały wodę w nocy, a oddawały prąd w szczycie [Ś] ([nowin.pl](https://www.nowin.pl/2025/03/24/rozbudowa-elektrowni-zarnowiec-zwiekszy-moc-do-1500-mw-szczegoly-inwestycji/));
  - oświetlenie uliczne i przemysł ciągły wypełniały dolinę.

### 5.2 Jak jest: dolina przeniosła się na południe [OBL]

„Zapotrzebowanie minus PV i wiatr” (to, co muszą pokryć elektrownie sterowalne i import), niedziele i święta IV–V, średnio:

| Rok | 03:00 | **13:00** | Godzina minimum |
|---|---|---|---|
| 2020 | 10,6 GW | **12,4 GW** | 5:00 (noc) |
| 2023 | 11,0 GW | **7,7 GW** | 12:00 |
| 2026 | 10,0 GW | **5,5 GW** | 12:00 |

W 2020 r. południe było **wyżej** niż noc. W 2026 r. niedzielne południe jest **o 4,5 GW niżej** niż noc i schodzi do 5,5 GW, czyli **poniżej systemowego minimum technicznego (~7 GW latem, PSE)**. Z tego wynika eksport, redukcje i ceny ujemne.

### 5.3 Ceny hurtowe potwierdzają przeprowadzkę [OBL, RDN €/MWh, średnie]

| Okres | Noc 22–6 (tania strefa G12) | 10–15 | 13–15 | Wieczór 17–21 |
|---|---|---|---|---|
| IV–IX 2023 | 107 | 94 | 93 | 141 |
| IV–IX 2025 | 99 | **39** | **34** | 148 |
| IV–IX 2026 | 132 | **43** | **35** | 173 |
| zima XI 2024–II 2025 | 100 | 118 | 124 | 146 |
| zima I–II 2026 | 100 | 130 | 134 | 161 |

- **Od kwietnia do września prąd w południe jest na hurcie 2,5–3× tańszy niż w nocy.** Mimo to strefa tania G12 to nadal głównie noc 22–6 (8 z 10 godzin).
- Zimą noc nadal jest tańsza od południa. Stała całoroczna strefa południowa byłaby więc błędem w drugą stronę. Stąd sens taryf **sezonowych**.

### 5.4 Nowe taryfy dystrybucyjne z tanią strefą w dzień: to już się dzieje

| Taryfa | OSD | Od kiedy | Tania strefa | Źródło |
|---|---|---|---|---|
| **G13s** | Tauron Dystrybucja | **1.07.2025** | latem **9–17**, stawka zmienna dystrybucji **4 gr/kWh netto** (vs 19 gr w G13, 25 gr w G11); sezonowa, dla odbiorców z licznikiem zdalnego odczytu | [W] [elektro.info, 24.06.2025](https://www.elektro.info.pl/artykul/najnowsze/212459,tauron-dystrybucja-ma-nowa-taryfe-dla-klientow-indywidualnych) |
| **G14dynamic** | Tauron Dystrybucja | początek 2025 | 4 strefy ustalane z dnia na dzień wg stanu sieci (aplikacja „Energetyczny Kompas”) | [Ś] [gramwzielone](https://www.gramwzielone.pl/trendy/20351753/taryfa-dystrybucyjna-g12e-sposob-na-nizsze-rachunki-dla-aktywnych-odbiorcow-energii) |
| **G12e** | PGE Dystrybucja | 2026 | dni robocze: **V–VIII 9–17 + 22–6** (16 h), IV i IX 10–17 + 22–6, III i X 11–15 + 22–6, zima 13–15 + 22–6; weekendy i święta całe tanie; strefa tania ~0,11 zł/kWh brutto | [Ś] [gramwzielone, 27.02.2026](https://www.gramwzielone.pl/trendy/20351753/taryfa-dystrybucyjna-g12e-sposob-na-nizsze-rachunki-dla-aktywnych-odbiorcow-energii) |
| G12 / G12w (klasyczne) | wszyscy OSD | bez zmian 2026 | 22–6 + 13–15 (G12w także weekend) | [W] taryfy URE 2026 zatwierdzone 17.12.2025 ([elektryka.edu.pl](https://elektryka.edu.pl/taryfa-g12-godziny/)) |

**Mocny wątek do filmu:** miliony liczników i zegarów bojlerów nadal „myślą”, że tani prąd jest w nocy, bo tak było przez 40 lat. Sieć już to wie (G13s, G12e), ale prawie nikt tego nie używa: taryfy są nowe, wymagają licznika zdalnego odczytu, a nawyk jest nocny. Jedna zmiana zegara bojlera z 22:00 na 11:00 przesuwa kilka kWh dziennie z najdroższej do najtańszej części doby.

---

## 6. Wnioski do wideo

**Czym jest „zły moment” (jedno zdanie):** to godziny, w których elektrownie, których nie da się wyłączyć (~8 GW), i słońce z wiatrem produkują razem więcej, niż Polska zużywa w wolne południe (~12–15 GW), a sąsiedzi mają w tym samym czasie ten sam nadmiar.

**Przyczyny (kolejność wg wagi, [OBL] na danych 2025–2026):**
1. **Weekend i święta.** Popyt w południe spada o 4–4,5 GW (średnio), a w Wielkanoc o 7,6 GW. Typowa nadwyżka w niedzielę jest ~3× większa niż w dzień roboczy.
2. **Sztywna podaż.** ~35 bloków JWCD (w tym 15 EC) + ~2,5 GW małych EC i przemysłu. Węgiel nie schodzi poniżej ~4,5–5 GW, a to już o 3,3 GW mniej niż w 2020 r.
3. **Brak elastycznego popytu.** Popyt w ogóle nie reaguje na cenę; taryfy nadal premiują noc.
4. **Sąsiedzi.** DE/CZ/SK mają ujemne ceny w tych samych godzinach, więc eksport (maks. ~5,6 GW) nie wystarcza, a czasem się odwraca (1.05.2026).
5. **Autokonsumpcja prosumentów** obniża zapotrzebowanie widziane przez sieć o ~1–2 GW w południe. To istotny, ale mniejszy czynnik.

**Co naprawia najtaniej (ranking [Ś], na podstawie powyższego i raportów `04`, `10`, `11`):**
1. **Zmiana taryf i zegarów (prawie za darmo):** G13s/G12e/dynamiczne + przestawienie bojlerów, pomp ciepła i ładowarek EV na 10–15. Warunek: liczniki zdalnego odczytu.
2. **Power-to-heat w ciepłownictwie:** tani kocioł + akumulator ciepła. Zjada nadwyżkę **i** pozwala wyłączyć elektrociepłownie w południe, czyli obniża must-run. Potrzebna zmiana przepisów („zielone ciepło”).
3. **Baterie 2–4 h:** rynek już to finansuje (arbitraż południe/wieczór 3×, rynek mocy). 5 GW / 20 GWh ≈ typowa niedziela. Mogą przejąć usługi systemowe od węgla (grid-forming), co dodatkowo obniża podłogę.
4. **EV ze sterowanym ładowaniem, w domu w weekend i w pracy w tygodniu:** ważne od ~1 mln aut. Dziś znikome.
5. **Elektroliza wodoru i nowe ESP:** drogie albo powolne. Przy kilkuset godzinach nadwyżki rocznie to nie jest pierwszy wybór.

**Zdania do narracji:**
- „W Wielkanoc 2026 o 13:00 Polska zużywała 12 GW, 5 GW dawał węgiel, którego nie dało się wyłączyć, 4,7 GW wysyłaliśmy za granicę, a 5,4 GW wiatraków i paneli PSE kazało wyłączyć.”
- „Auta elektryczne zużywają 3 promile polskiego prądu. To nie one są problemem, tylko rozwiązaniem, którego jeszcze nie ma.”
- „Przez 40 lat tani prąd był w nocy. Od 2023 r. w słoneczne niedziele najtańsze jest południe, a nasze bojlery nadal grzeją wodę o 22:00.”
- „Węgiel w południe zszedł już z 8 do 5 GW. Dalej nie zejdzie, dopóki ktoś inny nie przejmie jego pracy: grzania wody dla miast i trzymania częstotliwości.”

---

## 7. Ograniczenia i zastrzeżenia

- **Klasyfikacja jednostek** w `gen-jw` (węgiel/gaz/EC) jest ręczna, po nazwie elektrowni. „Moc maksymalna” to maksimum zaobserwowane w 12 dniach, a nie moc osiągalna. Opole i Jaworzno mają ~900 MW brutto, co jest zgodne.
- **nJWCD cieplne** = `jnwrb − pv − wi` (PSE). Zawiera też małe wodne, biogaz i biomasę.
- **S_B** zakłada, że eksport przy cenie ≤ 0 to „niechciana” nadwyżka. Część tego eksportu jest handlowo racjonalna. Model elastyczności (4.2) jest statyczny: nie uwzględnia, że dodatkowy popyt podniósłby cenę ani że magazyn trzeba rozładować.
- **Autokonsumpcja**: brak oficjalnych danych godzinowych. Rozrzut szacunków 2,6–4,4 TWh/rok. Nie jest też pewne, czy PSE w historycznym `demand` doszacowuje całą produkcję prosumencką, czy tylko energię oddaną do sieci; bilans jednostek w `his-wlk-cal` się zamyka (np. 5.04.2026 12:00: 5 109 + 85 − 942 + 12 274 − 4 108 ≈ 12 421 MW).
- **Bojlery elektryczne i klimatyzacja**: brak twardych danych GUS dla PL w zebranych źródłach [N]. Liczby w tabeli 4.3 to przykłady skali.
- **Magazyny**: strona gov.pl (18,55 MW BESS) jest nieaktualna. Raport `03` podaje ~0,9 GW na koniec 2025 [Ś]. Rozbieżność „Ełk vs Turośń” z syntezy rozstrzygnięta: **to dwa różne magazyny Greenvolt po 200 MW/800 MWh** (Turośń działa od VII 2026, Ełk podłączony VI 2026, komercyjnie IV kw. 2026) [W].
- Dane energy-charts dla PL za 2024 r. są niepełne (load 40,9 TWh w danych), więc trendy roczne liczone są na dostępnych godzinach. Pompowanie w energy-charts jest dostępne dopiero od 2025 r.
- Wyniki dla 2026 obejmują dane do 26.09.2026.
- Budżet wyszukiwań się wyczerpał, zanim zdążyliśmy zweryfikować aktualne programy PSE dotyczące **zwiększania poboru** w godzinach nadwyżek (usługi DSR „w górę”). **Do sprawdzenia przed nagraniem.**