# 18. Utopia OZE dla Polski: inwentarz elastyczności i magazynów, i gdzie system pęka

> **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:
>
> - **podziemny magazyn wodoru (kawerna solna): 1,6–2,7 €/kWh** (katalog duńskiej agencji energii), a nie 0,3–1 €/kWh. **Magazyn ciepła w dole z wodą: 0,5–1,3 €/kWh** zamiast ok. 0,3 €/kWh (raport 21);
> - **biometan: realnie 3–5 mld m³ rocznie** (13–27 TWh prądu), a 8 mld m³ to sufit techniczny. Wystarczy na część rezerwy, nie na całą (raport 21);
> - Europa: zbiorniki wodne Francji ok. 3,6 TWh (nie ok. 10), Hiszpanii ok. 18,5 TWh. Kable z Norwegii do Niemiec, Holandii, Wielkiej Brytanii i Danii mają ok. 5,2 GW (ok. 9 GW razem ze Szwecją i Finlandią). Ruhnau i Qvist: 36 TWh prądu i 55 TWh wodoru. Seria „Polska net-zero 2050” pochodzi od CAKE/KOBiZE, nie od Forum Energii. Pilot Form Energy był do IX 2026 opóźniony (raport 21);
> - **rezerwa w filmie: ok. 10–24 GW elektrowni na żądanie bez kabli do dalekiej Europy, 9–17 GW z kablami.** Liczby „~50 GW” w tym raporcie dotyczą wariantu bez aut, bez oddawania prądu z aut i bez importu. Koszt systemu 100% odnawialnych źródeł: ok. 100–110 €/MWh (raporty 20 i 21).
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

*Stan na 2026-09-27. To ćwiczenie typu „co by było, gdyby ludzkość chciała”. Świadomie pomijam prawo, regulacje i decyzje instytucji. Liczę tylko fizykę, skalę i koszt.*
*Uzupełnia równoległy model godzinowy z autami podłączonymi wszędzie (V2G). Tu jest wszystko **poza** autami.*

Oznaczenia: **[W]** wysoka pewność (źródło pierwotne lub kilka zgodnych), **[Ś]** średnia (jedno źródło, media branżowe, literatura z pamięci z dobrze znanym wynikiem), **[N]** niska (szacunek rzędu wielkości, niezweryfikowane w źródłach pierwotnych), **[OBL]** obliczenie własne.

**Ważne ograniczenie:** przy tym raporcie bezpośrednio sprawdzono tylko kilka źródeł: Form Energy, abstrakt Kittel/Roth/Schill, metadane prac Lankofa i Tarkowskiego. Pozostałe liczby literaturowe pochodzą z wcześniejszych raportów (`08`, `11`, `14`, zweryfikowane tam) albo z wiedzy ogólnej (weryfikacja: raport 21). Te ostatnie mają oznaczenie [Ś]/[N] i dopisek „do weryfikacji”. **Przed montażem trzeba zweryfikować liczby oznaczone [N].**

Obliczenia własne: model godzinowy popytu po pełnej elektryfikacji (2021–2024) i bilanse miesięczne; godzinowa dyspozycja (bateria → wodór w kawernie → moc sterowalna) z wariantami; koszt systemu z limitem elektrolizerów; wariant z atomem; luka sezonowa w funkcji udziału PV; inwentarz, powierzchnia, materiały, tempo. Skrypty i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

---

## 0. Streszczenie w 12 punktach

1. **Problem godzinowy i dobowy w utopii jest rozwiązany z dużym zapasem.** Baterie (40 GW/160 GWh), ciepła woda w bojlerach (50–140 GWh ciepła), masa termiczna domów z pompami ciepła (60–100 GWh prądu), zbiorniki w ciepłownictwie i auta dają razem kilkaset GWh przesunięcia na dobę. Potrzeba ~100–200 GWh. [OBL]
2. **Problem sezonowy (miesiące) w Polsce zależy od miksu.** Przy pełnej elektryfikacji (popyt ~285 TWh/rok) i produkcji równej popytowi luka zimowa wynosi **~13 TWh przy 20% energii z PV**, 30 TWh przy 40%, 40 TWh przy 50% i **92 TWh przy samym PV**. Najtańszym „magazynem sezonowym” w Polsce jest wiatr, zwłaszcza morski. [OBL]
3. **Prawdziwym wąskim gardłem nie jest pora roku, tylko 1–3 tygodnie mroźnej flauty.** W modelu 2021–2024 najgorsze 7 dni to deficyt **5,2 TWh**, a najgorsze 14 dni **9,1 TWh** (XI–XII 2022). Baterie mieszczą 0,16 TWh, czyli ok. 3% tego. [OBL]
4. **Moc sterowalna (tzw. firm) jest potrzebna zawsze.** Niezależnie od liczby baterii i przewymiarowania OZE system zamknięty w granicach Polski potrzebuje **~48–62 GW** mocy, którą można włączyć na tydzień (dziś PL ma ~30 GW cieplnych). Pracowałaby tylko **1 000–3 500 h/rok** i dawała 19–57 TWh/rok. [OBL]
5. **Ocieplenie budynków to najtańsza „elastyczność”.** Obniżenie zapotrzebowania na ciepło ze 110 do 70 TWh_th tnie szczyt popytu z 73 do 60 GW i potrzebną moc sterowalną o ~12 GW. [OBL]
6. **Wodór w kawernach solnych fizycznie się spina.** Model daje potrzebę 24–40 TWh H₂ (lata 2021–24). Dla zimy typu 1996/97 szacuję 1,5–2,5× więcej. To ~150–750 kawern po 0,08–0,2 TWh. Według Tarkowskiego i in. (2024) pojedyncza kawerna w polskiej soli mieści **0,05–0,20 TWh H₂**, a górny wariant zapotrzebowania wymaga **62–514 kawern**. Potencjał soli (Kujawy, Wielkopolska, Pomorze) przewyższa potrzebę o rząd wielkości. Ograniczeniem jest tempo drążenia i solanka, nie geologia. [W/Ś/OBL]
7. **Łańcuch prąd → H₂ → prąd ma ~35–40% sprawności.** Dlatego zamknięty system polski z wodorem jako „X” wychodzi w moim zgrubnym modelu **~140–170 €/MWh** (koszt systemowy, ceny kapitału 2026 w Europie, bez importu). Literatura dla zintegrowanej Europy podaje zwykle **~60–100 €/MWh**. Różnicę robią sieć europejska i tańszy kapitał. [OBL/N]
8. **Sieć europejska to najtańszy magazyn, ale nie pełny.** Kittel, Roth i Schill (2026): Europa potrzebuje **351 TWh** długoterminowego magazynu przy realnych połączeniach (7% rocznego popytu) i nadal **159 TWh** przy „miedzianej płycie”. Wiatr PL–DE koreluje dobowo na **r = 0,72** (raport `08`). [W]
9. **Ciepło to najtańszy magazyn sezonowy.** Dół z wodą w Vojens (DK) kosztuje ~0,3 €/kWh pojemności, bateria ~115 €/kWh. Przechowanie 20% rocznego ciepła sieciowego Polski (11 TWh_th) wymagałoby ~160 mln m³, czyli ~800 obiektów typu Vojens, za **4–6,5 mld €**. [OBL/Ś]
10. **Powierzchnia nie jest problemem.** 110 GW PV to ~0,3–0,4% kraju na ziemi plus dachy. 80 GW wiatru na lądzie to obszar 4–6% kraju, z czego fizycznie zajęte jest 1–3% tego obszaru. 33 GW na morzu to ~4–5,5 tys. km² Bałtyku. Materiały na generację też nie: ~1,1 mln t miedzi to ~5% rocznego wydobycia świata, jednorazowo. [OBL]
11. **Tempo budowy jest do zrobienia na lądzie i trudne na morzu.** Do 2050 r. potrzeba ~3,4 GW PV/rok (PL już tyle robiła), ~2,9 GW wiatru lądowego/rok (rekord PL ~1,3 GW; Niemcy 5,3 GW w 2017) i ~1,4 GW offshore/rok. [OBL/Ś]
12. **„X”, bez którego utopia się nie zamyka,** to ~50 GW turbin lub silników o niskim wykorzystaniu plus kilkadziesiąt TWh zmagazynowanego paliwa. W wariancie najtańszym paliwem jest mieszanka biometanu w istniejących magazynach gazu (PL ~3,3 mld m³ ≈ 35 TWh), wodoru w kawernach i importu przez sieć. Atom zmniejsza zapotrzebowanie na TWh, ale **prawie nie zmniejsza zapotrzebowania na GW**: 12 GW atomu obniża potrzebną moc sterowalną tylko z 62 do 52 GW. [OBL]

---

## 1. Model „utopii” — założenia [OBL]

- **Popyt po pełnej elektryfikacji (sztywny, bez elektrolizy): ~285 TWh/rok.** Składniki:
  - dzisiejszy popyt z kształtem godzinowym z energy-charts 2021–24, przeskalowany do 170 TWh;
  - transport 45 TWh (osobowe ~25 + ciężarowe i autobusy ~20), profil płaski;
  - dodatkowa elektryfikacja przemysłu 25 TWh;
  - pompy ciepła: 110 TWh_th ogrzewania (rozkład wg stopniodni Warszawy, baza 15°C) plus 35 TWh_th CWU, z COP(T) = 3,0 + 0,08·T w przedziale 1,8–4,5. Daje to **45 TWh prądu**, a szczyt samego ciepła to **38 GW przy −19°C**.
- Szczyt godzinowy popytu wynosi **73 GW** (dziś ~28 GW), a minimum 21 GW. Po głębokiej termomodernizacji (70 TWh_th) szczyt spada do 60 GW, a z dobowym przesuwaniem ciepła (masa budynku, bufory) do 57 GW.
- **Podaż:** godzinowe CF wiatru lądowego i PV Polski z lat 2021–2024 (energy-charts). Offshore jest syntetyczny: CF lądowy przeskalowany do średniej 43% [N]. Jest to podejście konserwatywne, bo zakłada pełną korelację wiatru na morzu i na lądzie.
- **Bateria:** sprawność 88%. **Wodór:** elektroliza 68% (LHV), turbina 58%, więc cały łańcuch daje ~39%.
- Nie modeluję sieci europejskiej ani elastyczności aut (to zadanie drugiego analityka). To więc **„wyspa Polska”**, czyli górne oszacowanie potrzeb.

**Ograniczenie kluczowe:** lata 2021–2024 miały łagodne zimy. W 36-letniej analizie ERA5 (raport `08`, sekcja 5) potrzebny magazyn w najgorszych zimach (1995/96, 1996/97, 2009/10) był **3–5× większy** niż mediana z ostatnich lat. Wyniki TWh poniżej trzeba traktować jako **„typowy rok”, nie „rok 1 na 35”**.

---

## 2. Inwentarz elastyczności popytu — „idealny świat” Polska

| Pozycja | Moc [GW] | Energia / przesunięcie | Horyzont | Koszt | Sprawność | Pewność / źródło |
|---|---|---|---|---|---|---|
| **Bojlery CWU** (15,3 mln gospodarstw; 50–100% z zasobnikiem 150–200 l, ΔT 40 K) | 15–31 GW grzałek (2 kW) | **53–142 GWh_th**; w pompie CWU (COP 2,8) 19–51 GWh_el. Dobowe CWU kraju ~96 GWh_th | godziny → 1 doba | ~0 zł (zegar, przekaźnik, licznik zdalny); nowy zasobnik ~3 tys. zł | grzałka 1,0; pompa CWU 2,5–3; straty postojowe ~1–2 kWh/d | [OBL]; gospodarstwa GUS NSP 2021 [Ś] |
| **Pompy ciepła + masa termiczna budynków** (4–6 mln budynków, pasmo ±1 K) | 20–38 GW szczytu ciepła (to też szczyt popytu!) | **60–100 GWh_el** (160–240 GWh_th). Dom pasywny masywny: −1 K po ~24–45 h; WT2021 ~4–6,5 h; stary ~1–2 h | godziny → 1–2 doby (tylko w domach ocieplonych) | ~0 (sterowanie) | COP 2–4,5 | [OBL] z raportu `11` (20 kWh_th/K na 150 m²) |
| Zasobniki buforowe przy pompach (0,5–2 m³) | – | 20–90 kWh_th na dom, np. 1 mln × 45 kWh = **45 GWh_th** | godziny | 110–430 zł/kWh_th | ~95% | [OBL/Ś] `11` |
| **Ciepłownictwo — kotły elektrodowe + zbiorniki dobowe** | cel strategii PL 5,5 GWt P2H do 2040 [W]; utopia 8–10 GWt | zbiornik 20 000 m³ ≈ 1 GWh_th; 50 takich = 50 GWh_th | godziny → 2–3 doby | kocioł ~60–100 €/kW [N]; zbiornik ~100–200 €/m³ [N] | kocioł 99% | `11`, `14`; PGE Gdańsk 2×35 MWt, Łagisza 20 000 m³ |
| **Ciepłownictwo — wielkie pompy ciepła** (rzeki, ścieki, woda morska, ciepło odpadowe) | 3–6 GW_el [N] | – | sterowalne godzinowo | ~0,6–1,2 mln €/MW_th [N] | COP 2,5–3,5 | Aalborg 177 MW, Esbjerg 70 MW (`11`) |
| **Sezonowe magazyny ciepła PTES/BTES** | – | 10–30% rocznego ciepła sieciowego (57 TWh [Ś]) = **5,7–17 TWh_th** → 81–244 mln m³ (400–1 200 obiektów typu Vojens), **2–10 mld €**, ~16–50 km² [OBL/N] | **sezon** (lato/jesień → zima) | **0,3–0,6 €/kWh pojemności** (Vojens 24 €/m³, Dronninglund 38 €/m³) | 70–90% w skali sezonu (Dronninglund >90%) | [Ś] Solarthermalworld/State of Green via `11` |
| **Elektroliza H₂** (przemysł: amoniak, rafinerie, stal DRI) | utopia 20–45 GW | 1–1,5 Mt H₂/rok ≈ 55–80 TWh_el; z kawerną przesuwa energię o **tygodnie–sezon** | dni → sezon | elektrolizer ~1 500–2 000 €/kW w UE (2026) [Ś]; H₂ 5–8 €/kg [N] `11` | 60–70% (LHV) | [OBL/Ś] |
| Stal DRI + piece łukowe | EAF ~0,5–1 GW [N] | przesunięcie wytopu o godziny; DRI z magazynem gąbki żelaza o dni | godziny–dni | niski przy zapasie gąbki | – | [N] |
| Aluminium | PL nie ma dziś huty pierwotnej [Ś] | – | – | – | – | [Ś] |
| Chlor-alkali (Anwil, PCC Rokita, Ciech) | ~0,2–0,4 GW [N] | godziny (magazyn chloru ograniczony) | godziny | średni | – | [N] |
| Cementownie (młyny, ~19 Mt/rok [Ś]) | ~0,1–0,3 GW | ~0,5–1 GWh/d (silosy klinkieru) | godziny–doba | niski | – | [OBL/N] |
| Papiernie (rozwłókniacze, masa TMP) | ~0,1–0,3 GW [N] | godziny | godziny | średni | – | [N] |
| Chłodnie i mroźnie (przechłodzenie o 2–3 K) | ~0,3–0,5 GW [N] | ~1–3 GWh | 2–12 h | bardzo niski | ~95% | [N] |
| **Centra danych** (przesuwanie obliczeń wsadowych, AI trening) | PL dziś ~0,2–0,3 GW [N]; utopia 2–3 GW, elastyczne 20–30% | 0,5–1 GW × godziny, przesunięcie także geograficzne | godziny–doba | niski | – | [N]; Crusoe kupuje 12 GWh baterii żelazo-powietrze pod data center (III 2026) [W] |
| Klimatyzacja z magazynem lodu | letnie południe 1–3 GW [N] | ~5–10 GWh | 4–12 h | 20–50 €/kWh_th [N] | ~90% | [N] |
| Lodówki (15 mln × ~30 W śr.) | ~0,45 GW | ~0,5 GWh (1 h) | minuty–1 h | ~0 (tylko inteligentne) | ~100% | [OBL] |
| Wodociągi i oczyszczalnie (pompy + zbiorniki) | ~0,2–0,4 GW [N] | ~2–4 GWh | godziny | ~0 | – | [N] |
| *Dla porównania: EV (drugi analityk)* | 1 mln aut ≈ 3–4 GW realnie | 5–30 GWh/d | godziny–kilka dni | – | – | `10`, `13`, `14` |

**Suma elastyczności krótkoterminowej (bez aut) [OBL]:** ~50–80 GW i **~250–450 GWh** przesunięcia w obrębie doby, z czego ~2/3 to ciepło. To 2–4× więcej niż potrzebne przesunięcie dobowe PV (≈ nadwyżka południa 100–200 GWh w słoneczny dzień przy 110 GW PV).

**Czego ta lista NIE rozwiązuje:** żadna z pozycji poza elektrolizą z magazynem H₂ i sezonowym magazynem ciepła nie przesuwa energii o więcej niż ~2 doby. A to właśnie **mroźna flauta 5–14 dni** jest problemem (sekcja 5).

**Uwaga o masie budynków:** działa jak „bateria” tylko w domach ocieplonych. W starym domu to 1–2 h (raport `11`). Ocieplenie jest więc warunkiem elastyczności, a nie tylko oszczędności. W wariancie „ocieplone + dobowe przesuwanie ciepła” szczyt popytu spada z 73 do 57 GW [OBL].

---

## 3. Magazyny — technologie (stan 2026)

| Technologia | Typowy czas | Sprawność RT | Koszt (2026) | Stan / skala | Potencjał PL | Pewność |
|---|---|---|---|---|---|---|
| **Li-ion LFP (BESS)** | 2–4 h (do 8 h) | 85–90% | **~125 $/kWh** całkowity poza CN/US (75 sprzęt + 50 montaż), LCOS ~65 $/MWh (Ember, X 2025); Chiny ~75 $/kWh; ogniwa LFP +22% w 2026 | świat 2025: 112 GW/307 GWh nowych; PL: Turośń 200 MW/800 MWh (VII 2026), Siedlce 600 MW/2,4 GWh w budowie | bez limitu fizycznego; 160–300 GWh = 90–165 tys. t LCE [OBL] (świat ~1,5 Mt LCE/rok [N]) | [W] `09`, `11` |
| **Elektrownie szczytowo-pompowe** | 5–10 h | 75–80% | 1 500–3 000 €/kW [N] | PL 1,77 GW (Żarnowiec 716 MW, ~3,7 GWh); w południe już wyczerpane (`14`) | plany: Młoty ~750 MW, Tolkmicko ~1 040 MW, Rożnów II ~700 MW, rozbudowa Żarnowca do ~1,5 GW. **Realny sufit PL ~4–5 GW / ~20–30 GWh** [N]. Płaski kraj, brak Alp | [Ś/N] `11`, `14` |
| **CAES** (sprężone powietrze w kawernach solnych) | 4–24 h | diabatyczny 42–54% (Huntorf 321 MW z 1978, McIntosh 110 MW z 1991); adiabatyczny/nowe chińskie ~60–70% (Hubei Yingcheng ~300 MW, sól) | ~1 000–1 500 €/kW [N] | kilka obiektów na świecie; Chiny rozwijają | **PL ma sól** (te same struktury co H₂). Potencjał GWh–dziesiątki GWh | [Ś/N] do weryfikacji |
| **Żelazo-powietrze (Form Energy)** | **100 h** | ~40–45% [Ś] | cel <20 $/kWh [Ś] | 2026: kontrakt Google/Xcel (MN, II 2026), **Crusoe 12 GWh** (24.03.2026), Irlandia 1 GWh (2029), Series G 750 mln $ (12.08.2026), kredyt 270 mln $ (21.09.2026); fabryka Weirton WV. Pierwszy pilot 1,5 MW/150 MWh (Great River Energy, Cambridge MN) [Ś, uruchomienie ~2025 do weryfikacji] | 100 h = 4 doby; pasuje do 3–7-dniowej flauty; 40 GW × 100 h = 4 TWh | [W] https://formenergy.com/news/ (pobrano 2026-09-27) |
| **Piaskowe / termiczne** (Polar Night Energy) | dni–tygodnie, zwykle tylko **ciepło** | ciepło→ciepło ~85–90%; prąd→ciepło→prąd tylko 25–40% | ~10–30 €/kWh_th [N] | Pornainen 1 MW/100 MWh (VI 2025), ~2 000 t steatytu | idealne dla ciepłowni małych miast i przemysłu (para) | [W] `11` |
| **PTES / BTES** (sezonowe, woda w dole lub odwierty) | sezon | 70–90% (ciepło) | **0,3–0,6 €/kWh** | Dania: Vojens 200 tys. m³, Dronninglund 60 tys. m³, Marstal ~75 tys. m³ [Ś]; Chiny: projekty PTES w Tybecie i na północy [N] | PL ma jeden z największych systemów ciepłowniczych w UE: **5,7–17 TWh_th** [OBL] | [Ś] `11` |
| **Wodór w kawernach solnych** | tygodnie–sezon–wiele lat | **35–40%** (prąd→H₂→prąd) | kawerna ~0,3–1 €/kWh_H₂ pojemności [N]; elektrolizer 1,5–2 k€/kW; turbina H₂ ~0,8–1 k€/kW [N] | Kosakowo (gazowe kawerny, PGNiG), Mogilno (największy PL magazyn gazu w kawernach); H₂: projekty pilotażowe w DE/UK | **pojedyncza kawerna 0,05–0,20 TWh H₂**; górny wariant zapotrzebowania PL 2050 → **62–514 kawern** (Tarkowski, Lankof, Luboń, Michalski 2024, Applied Energy). Wysady solne (Damasławek, Rogóźno, Kłodawa, Łanięta, Goleniów) i sól pokładowa (Łeba, monoklina przedsudecka) | [W: abstrakt] https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.122268 (via OpenAlex, 2026-09-27); prace: Lankof & Tarkowski 2020 IJHE, Lankof i in. 2022 RSER, Lankof & Tarkowski 2023 IJHE |
| **e-metan / amoniak** | sezon | 25–35% | drogie (CO₂ + synteza) [N] | – | e-metan może używać **istniejących magazynów gazu PL (~3,3 mld m³ ≈ 35 TWh)** [Ś] | [N] |
| **Biomasa / biogaz / biometan** jako magazyn | sezon (paliwo leży) | paliwo→prąd 35–55% | biometan ~70–120 €/MWh_ch [N] | PL: biometan praktycznie zero produkcji (2026) [Ś] | potencjał **4–8 mld m³/rok ≈ 40–80 TWh_ch → 16–44 TWh_el** [OBL; potencjał N: szacunki branżowe PL ~8 mld m³, europejskie mniej] | [N] |

**Wniosek do tabeli:** cena za kWh pojemności rozkłada się na sześć rzędów wielkości. Bateria kosztuje ~100 €/kWh, żelazo-powietrze ~20 $/kWh (cel), PTES ~0,3 €/kWh, a kawerna H₂ ~0,5 €/kWh. **Do godzin wygrywa bateria, do sezonu wygrywa wszystko, co trzyma energię w materii tanio, nawet ze złą sprawnością.** Wodór traci 60% energii, ale jego pojemność jest ~200× tańsza niż w baterii.

---

## 4. Sieć europejska jako „magazyn przestrzenny”

| Fakt | Wartość | Pewność / źródło |
|---|---|---|
| Korelacja wiatru PL–DE | r = 0,66 (godzinowo), **0,72** (dobowo). W 54% najgorszych dni PL Niemcy też są w dolnych 10% | [W, OBL] raport `08` |
| Dunkelflaute w DE vs cała Europa | ~2/rok w DE vs ~0,2/rok przy wspólnej sieci europejskiej (DWD 2018) | [W] `08` |
| Klimatologia 11 krajów (Li i in. 2021) | równoczesne zdarzenia u sąsiadów w 30–40% przypadków, prawie nigdy we wszystkich 11 | [W] `08` |
| Najgorsza susza OZE w Europie w 38 latach | zima 1996/97, **55 dni**, VRE na poziomie 47% średniej | [W] Kittel & Schill 2026, `08` |
| **Kittel, Roth, Schill 2026 (Nat Comm)** | **351 TWh** LDES (7% rocznego popytu Europy) przy realnych połączeniach; **159 TWh (3%)** przy nieograniczonym bilansowaniu geograficznym. 35 lat pogodowych. Atom „częściowo” zmniejsza potrzebę; paliwa kopalne z usuwaniem CO₂ ograniczają ją słabo | [W] https://arxiv.org/abs/2411.17683 (abstrakt pobrany 2026-09-27); https://www.nature.com/articles/s41467-026-72681-5 |
| Ruhnau & Qvist 2022 (ERL), Niemcy 100% OZE | ~56 TWh magazynu H₂ (~6% popytu); rok ekstremalny kluczowy dla wymiarowania | [Ś, z pamięci] doi:10.1088/1748-9326/ac4dc8 |
| Schlachtberger i in. 2017 (Energy), Brown i in. 2018 (Energy, PyPSA-Eur-Sec) | optymalna rozbudowa sieci obniża koszt systemu ~25–30% względem krajów „samowystarczalnych”; większość korzyści przy „kompromisowej” sieci (kilkukrotnie większej od dzisiejszej) | [Ś, z pamięci] doi:10.1016/j.energy.2017.06.004; doi:10.1016/j.energy.2018.06.222 |
| Hydro jako bateria Europy | Norwegia: zbiorniki **~87 TWh** (połowa zbiorników Europy); Szwecja ~34 TWh; Alpy (CH ~9, AT ~3, FR ~10 TWh); Europa łącznie **~180–220 TWh** [Ś/N] | NVE [Ś]; reszta [N], do weryfikacji |
| Ale: hydro to głównie „bateria jednokierunkowa” | Norwegia może **nie produkować**, gdy Europa ma nadwyżkę, i produkować w flaucie. Limitem są kable: eksport NO ~9–10 GW [Ś], a pompowanie w NO jest małe. Dodatkowo roczne wahania dopływu w NO ±20–30 TWh [N] | [Ś/N] |

**Ile połączeń potrzebowałaby Polska w utopii? [OBL/N]**
- Dziś maksymalne saldo eksportu w danych wynosi **~5,6 GW** (2026, `14`). Handlowe zdolności importu są rzędu 3–5 GW [Ś].
- W modelu „wyspa Polska” potrzebna moc sterowalna to ~50–60 GW. Gdyby w najgorszym tygodniu połowę deficytu pokrywał import z odległych regionów (Norwegia, Wielka Brytania i Morze Północne, Iberia, Alpy), a to jest optymistyczne przy r = 0,72 z Niemcami, potrzeba by **~20–25 GW połączeń transgranicznych**, czyli 4–5× więcej niż dziś.
- Studia PyPSA-Eur zwykle dają ~3–4× wzrost europejskiej sieci przesyłowej w optimum kosztowym [Ś].
- Wniosek: sieć zmniejsza moc sterowalną i magazyn **o połowę (Kittel: 351 → 159 TWh, −55%)**, ale ich nie eliminuje.

---

## 5. Obliczenia: luka sezonowa, tygodniowa i moc sterowalna [OBL]

### 5.1 Luka sezonowa w funkcji udziału PV (produkcja roczna = popyt 285 TWh, profile 2021–24)

| Udział PV w energii | Luka zimowa (suma deficytów miesięcznych) | Najgorszy miesiąc |
|---|---|---|
| 0% (sam wiatr) | 18 TWh | VI (−6,4) — sam wiatr ma „dziurę letnią” |
| **20%** | **13 TWh (minimum)** | XII (−3,7) |
| 30% | 21 TWh | XII (−6,4) |
| 40% | 30 TWh | XII (−9,1) |
| 50% | 40 TWh | XII (−11,7) |
| 70% | 60 TWh | XII (−17,1) |
| 100% (samo PV) | **92 TWh** | XII (−25,1) |

Popyt miesięczny w utopii wynosi od 19,7 TWh (VI) do 29,9 TWh (I), czyli zima/lato ≈ 1,5×. W wariancie A (33 GW offshore + 60 GW wiatru na lądzie + 110 GW PV, produkcja 375 TWh = 1,3× popytu) **każdy miesiąc ma dodatni bilans** (XI +0,7, XII +0,9 TWh). **Problem przestaje być sezonowy, a staje się tygodniowy.**

### 5.2 Luka tygodniowa (mroźna flauta), wariant A

| Okno | Najgorszy skumulowany deficyt | Kiedy |
|---|---|---|
| 1 doba | 1,3 TWh | 18.01.2021 |
| 7 dni | **5,2 TWh** | do 27.11.2022 |
| 14 dni | **9,1 TWh** | do 3.12.2022 |

Dla skali: baterie 160 GWh to 3% luki 7-dniowej. Wszystkie polskie ESP po rozbudowie (~25 GWh) to 0,5%. Żelazo-powietrze 40 GW × 100 h = 4 TWh pokryłoby ~75% luki 7-dniowej, ale nie 14-dniową.

### 5.3 Godzinowa dyspozycja: bateria → H₂ → moc sterowalna (2021–24, bez importu, bez aut V2G)

| Wariant (off/on/PV, GW) | Bateria | Moc sterowalna [GW] | Energia z niej [TWh/rok] | h/rok | Magazyn H₂ potrzebny [TWh] |
|---|---|---|---|---|---|
| 33/60/110 | 0 | 63 | 57 | 3 584 | 53 |
| 33/60/110 | 40 GW/160 GWh | 63 | 37 | 1 800 | 38 |
| 33/80/110 | 40 GW/160 GWh | 62 | 31 | 1 512 | 29 |
| 33/100/150 | 40 GW/160 GWh | 62 | 24 | 1 120 | 24 |
| 33/100/150 | 60 GW/300 GWh | 62 | 19 | 838 | 23 |
| 33/80/110, **ocieplenie (70 TWh_th)** | 40 GW/160 GWh | **50** | 25 | 1 359 | 23 |
| to samo + **dobowe przesuwanie ciepła** | 40 GW/160 GWh | **48** | 25 | 1 357 | 23 |
| 33/70/100 + **6 GW atomu** | 40/160 | 57 | 22 | – | 28 |
| 33/55/90 + **12 GW atomu** | 40/160 | 52 | 16 | – | 20 |

**Trzy wnioski z tabeli:**
1. **Baterie i przewymiarowanie OZE zmniejszają TWh, ale nie GW.** Moc sterowalna stoi na ~62 GW, bo najgorsza godzina (mróz, flauta, noc, bateria pusta po kilku dniach) nie zależy od liczby paneli.
2. **GW obniża to, co obniża szczyt popytu:** ocieplenie (−12 GW), masa termiczna (−2 GW), atom (−1 GW z każdego GW atomu), import. Atom zmniejsza TWh magazynu wodoru o ~50% przy 12 GW.
3. Magazyn H₂ w „typowych” latach 2021–24 wynosi **~20–40 TWh H₂**. Dla zimy 1-na-35 (skalowanie z ERA5, `08`) szacuję **~45–90 TWh H₂** [N], czyli **~300–1 000 kawern**. Sól to udźwignie. Tempo drążenia (~1–2 lata na kawernę, zrzut solanki) jest wyzwaniem przemysłowym, nie fizycznym.

### 5.4 Koszt systemu „wyspa Polska z wodorem” [OBL/N — bardzo zgrubnie]

Założenia (Europa 2026, WACC 5%):
- offshore 3 000 €/kW, wiatr na lądzie 1 400 €/kW, PV 650 €/kW;
- BESS 220 €/kWh, elektrolizer 1 500 €/kW, kawerna 0,6 €/kWh, turbina H₂ 900 €/kW;
- sieć jako +35% kosztu wytwarzania.

| Wariant | Elektrolizer | Bilans H₂/rok | Koszt |
|---|---|---|---|
| 33/80/110, bat 40/160 | 20 GW (CF 44%) | ≈0 (samowystarczalny) | **~140 €/MWh** popytu |
| 33/80/110 | 45 GW | +40 TWh H₂ nadwyżki dla przemysłu | ~154 €/MWh |
| 33/100/150 | 30 GW | +49 TWh H₂ | ~161 €/MWh |

Interpretacja: to **górna granica** (brak sieci europejskiej, brak V2G, europejskie ceny kapitału, konserwatywny offshore). Literatura dla zintegrowanej Europy daje zwykle 60–100 €/MWh (sekcja 6). Różnica 40–80 €/MWh to **„cena samotności”**, czyli koszt braku sieci i zbyt drogiego kapitału. [N]

### 5.5 Alternatywy dla „X”: ile kosztuje zapełnienie ~25–35 TWh_el/rok w ~1 500 h [OBL/N]
- **Gaz ziemny bez CCS:** 30 TWh_el przy 55% sprawności = 55 TWh gazu ≈ 5,5 mld m³ ≈ **11 Mt CO₂/rok** (dziś energetyka PL emituje ~100 Mt). Technicznie najtańsze, ale to nie jest „100% OZE”. CCS na turbinach pracujących 1 500 h/rok jest drogi (kapitał na mało godzin). Kittel i in.: efekt „paliwo kopalne + usuwanie CO₂” na zmniejszenie magazynu jest ograniczony.
- **Biometan w istniejących magazynach gazu:** 4–8 mld m³/rok daje 16–44 TWh_el. **Wystarcza na moc sterowalną co do energii**, jeśli potencjał jest realny [N]. Istniejące magazyny ~35 TWh to akurat skala zimy 1-na-35. **To najtańsze „X” fizycznie, bo infrastruktura (gazociągi, magazyny, turbiny) już istnieje.** Konkurencja o biomasę z przemysłem i transportem ciężkim jest realna.
- **Wodór w kawernach:** fizycznie OK, sprawność ~39%, koszt w modelu ~140 €/MWh systemowo.
- **Atom:** 12 GW obniża TWh magazynu o połowę, a moc sterowalną tylko o ~10 GW. Wysoki koszt kapitału [Ś, `03`: KPEiK 5,9 GW w 2040].
- **Import przez sieć:** najtańszy przy dobrej korelacji, ale sąsiad (DE) ma flautę w tym samym czasie w ~połowie przypadków.

**Moja odpowiedź:** najtańszy wariant utopii dla PL to **sieć (−50%) + biometan/wodór w istniejącej infrastrukturze gazowej i kawernach + turbiny ~40–50 GW** pracujące ~1 000–1 500 h/rok. Atom jest „ubezpieczeniem” zmniejszającym TWh, ale nie zastępuje turbin.

---

## 6. Literatura „100% OZE” dla Polski i Europy — co wychodzi

| Praca | Miks / kluczowe wyniki | Rola magazynu sezonowego / firm | Koszt | Pewność |
|---|---|---|---|---|
| **Kittel, Roth, Schill 2026**, Nat Comm (Europa, 35 lat pogody) | OZE + LDES; rok ekstremalny wyznacza inwestycje | **351 TWh** (realne połączenia), 159 TWh (miedziana płyta); atom częściowo zmniejsza | – | [W] |
| **Ruhnau & Qvist 2022**, ERL (DE) | 100% OZE w DE | ~56 TWh H₂ (~6% popytu); zmienność międzyroczna kluczowa | – | [Ś] |
| **Brown i in. 2018**, Energy (PyPSA-Eur-Sec) | synergia sieci i sprzężenia sektorów (ciepło, transport) | magazyny ciepła i elektroliza zmniejszają potrzebę magazynu prądu | koszt systemu spada ~25–30% przy optymalnej sieci | [Ś] |
| **Victoria, Zhu, Brown i in.** (PyPSA-Eur, 2019–2022) | Europa: wiatr + PV dominują; baterie dobowe, H₂ sezonowy, ciepło sezonowe w ciepłowniach (PTES) | PTES jako główny magazyn sezonowy **ciepła** | – | [Ś] |
| **Breyer, LUT** (Europa 100% OZE, także analizy dla PL) | PV + wiatr ~80–90% energii; baterie, power-to-gas | e-metan/H₂ w magazynach gazu | LCOE systemu Europy 2050 ~50–60 €/MWh [Ś] | [Ś/N] do weryfikacji |
| **Heard, Brook, Wigley, Bradshaw 2017**, RSER „Burden of proof” (krytyka) | 24 studia 100% OZE; żadne nie spełniło wszystkich ich kryteriów wykonalności (prognoza popytu, zmienność, sieć, usługi systemowe) | – | – | [Ś] doi:10.1016/j.rser.2017.03.114 |
| **Brown, Bischof-Niemz, Blok, Breyer, Lund, Mathiesen 2018**, RSER „Response to Burden of proof” | kryteria Hearda arbitralne; problemy mają znane rozwiązania techniczne (grid-forming, sieć, sprzężenie sektorów) | – | – | [Ś] doi:10.1016/j.rser.2018.04.113 |
| **Sepulveda, Jenkins i in. 2018**, Joule „The role of firm low-carbon electricity resources” (USA) | systemy z mocą „firm” niskoemisyjną (atom, geotermia, CCS) są **10–62% tańsze** niż bez niej w głębokiej dekarbonizacji | firm = klucz do kosztu | – | [Ś] doi:10.1016/j.joule.2018.08.006 |
| **McKinsey 2020**, „Carbon-neutral Poland 2050” | elektryfikacja ~2× zapotrzebowania na prąd; offshore + onshore + PV + atom; gaz jako backup | wodór w przemyśle | ~380 mld € inwestycji dodatkowych [Ś] | [Ś/N] |
| **Forum Energii** (seria „Polska net-zero 2050”, elektryfikacja ciepła) | wiatr (zwłaszcza offshore) jako kręgosłup; pompy ciepła; ciepłownictwo z P2H i magazynami | moc sterowalna gazowa → wodór/biometan | – | [N] do weryfikacji |
| **Instrat** (otwarty model PyPSA-PL) | scenariusze wysokiego udziału OZE do 2040; wiatr na lądzie odblokowany jako najtańsza dźwignia | baterie + gaz rezerwowy | – | [N] do weryfikacji |
| **WiseEuropa** („Pathways to net-zero Poland”, 2020) | analogiczne: elektryfikacja, offshore, zmniejszenie popytu przez efektywność | – | – | [N] |
| **Tarkowski, Lankof, Luboń, Michalski 2024**, Applied Energy (PL) | pojemność kawern i akwiferów vs zapotrzebowanie 2050 | 0,05–0,20 TWh/kawernę; **62–514 kawern** w górnym wariancie | – | [W: abstrakt] |

**Kluczowe założenia, które decydują o wyniku (wspólne dla literatury i mojego modelu):**
1. **Lata pogodowe:** 1 rok vs 35 lat daje 2–5× różnicy w magazynie (Kittel; ERA5 `08`).
2. **Sieć:** „wyspa” vs miedziana płyta daje −55% magazynu.
3. **Koszt kapitału (WACC):** OZE i magazyny to czysty kapitał, więc 3% vs 8% zmienia €/MWh o ~40%.
4. **Popyt na ciepło:** ocieplenie tnie szczyt, a szczyt wyznacza GW.
5. **Czy atom/CCS/biometan są dopuszczone:** „firm” obniża koszt (Sepulveda/Jenkins), a jego brak podnosi rolę magazynów.
6. **Sprzężenie sektorów:** ciepło (PTES) i H₂ dla przemysłu czynią magazyn „tańszym”, bo nadwyżka ma odbiorcę.

---

## 7. Twarde ograniczenia fizyczne w utopii [OBL]

| Ograniczenie | Potrzeba (wariant 33 off / 80 on / 110 PV + 40 GW BESS) | Skala dostępna / historyczna | Czy pęka? |
|---|---|---|---|
| Powierzchnia PV | 75 GW na ziemi × 12–15 km²/GW = **900–1 125 km² (0,3–0,4% PL)** + 35 GW na dachach | PL 312,7 tys. km²; rolnictwo ~60% | nie |
| Powierzchnia wiatru na lądzie | 80 GW / 4–6 MW/km² = **13–20 tys. km² obszaru (4–6% PL)**, zajęte fizycznie ~1–3% tego | wymaga odległości od domów rzędu 500 m (tu pomijamy prawo) | nie fizycznie, tak społecznie |
| Offshore | 33 GW / 6–8 MW/km² = **4,1–5,5 tys. km²** | EEZ PL ~22,6 tys. km² [Ś]; potencjał wg branży ~33 GW [Ś] | granica — to cały realny Bałtyk PL |
| Miedź (generacja) | ~**1,1 mln t** (PV 4,5, wiatr na lądzie 3,5, offshore 9 t/MW [Ś]) + sieć 1–2× | świat ~23 Mt/rok → ~5% rocznego wydobycia, jednorazowo | nie |
| Srebro (PV, 10 mg/W) | **~1 100 t** | świat ~26 tys. t/rok; rekord ceny 2026 (`15`) | nie dla PL, ale globalnie tak, jeśli świat zrobi to samo (TOPCon ~10–15 mg/W) [Ś] |
| Lit (BESS 160–300 GWh LFP) | **90–165 tys. t LCE** | świat ~1,5 Mt LCE/rok [N] | nie; alternatywa: ogniwa sodowe |
| Tempo PV | 3,4 GW/rok do 2050 | PL robiła ~4–5 GW/rok (2022–24) | nie |
| Tempo wiatru na lądzie | **2,9 GW/rok** | PL rekord ~1,3 GW/rok [Ś]; DE 5,3 GW (2017) [Ś] | napięte |
| Tempo offshore | 1,4 GW/rok | Baltic Power 1,1 GW jako pierwszy projekt 2026; UK ~2–3 GW/rok [Ś] | napięte (statki, porty) |
| Kawerny H₂ | 150–750 szt. (typowo–ekstremalnie) | PL ma kilkadziesiąt kawern gazowych i solankowych (Mogilno, Kosakowo) [Ś] | napięte — solanka, tempo ~1–2 lata/kawernę |
| Moc sterowalna | **48–62 GW** turbin/silników | dziś ~30 GW cieplnych (węgiel + gaz) | **tu pęka ekonomia**, nie fizyka: 50 GW pracujące 1 000–1 500 h/rok |
| Szczyt popytu | 57–73 GW (dziś 28 GW) | sieć dystrybucyjna ×2–2,5 | pęka bez ocieplenia |

**Która luka jest „nierozwiązywalna bez X”?**
- **Luka tygodniowa w zimie (mróz + flauta, 5–14 dni, 5–9 TWh w typowym roku, 2–4× więcej w roku ekstremalnym)** oraz związana z nią **potrzeba ~50 GW mocy**.
- Nie rozwiążą jej baterie (3% energii), ESP (0,5%), elastyczność popytu (≤2 doby) ani auta (kilkadziesiąt GWh, a w mróz jeżdżą i same potrzebują więcej).
- **X w najtańszym wariancie:** paliwo gazowe (biometan + wodór + import metanu w wersji mniej purystycznej), przechowywane w **istniejących magazynach gazu i nowych kawernach solnych** i spalane w **tanich turbinach/silnikach o niskim wykorzystaniu**. Wspiera je sieć europejska (−50%) i ocieplenie (−20% szczytu).
- **Atom** zamienia część TWh na stały kapitał, ale nie zwalnia z turbin.
- **Żelazo-powietrze (100 h)** to potencjalny „game changer” dla okien 3–5-dniowych, jeśli dojdzie do ~20 $/kWh. Nie zastąpi jednak magazynu wielotygodniowego.

---

## 8. Tabela warstw utopii

| Skala problemu | Co go rozwiązuje | Skala potrzebna (PL utopia) | Skala dostępna w utopii | Koszt | Czy się spina? |
|---|---|---|---|---|---|
| **Sekundy–minuty** (inercja, napięcie) | falowniki grid-forming (BESS, PV, wiatr), kompensatory | kilka GW syntetycznej inercji | BESS 40 GW — nadmiar | niski (oprogramowanie + przewymiarowanie falownika) | **tak** [W] (Blackhillock, Australia; blackout iberyjski ≠ brak inercji, `11`) |
| **Godziny** (południe PV → wieczór) | BESS 2–4 h, bojlery CWU, pompy + masa budynku, EV, chłodnie, klimatyzacja z lodem | 30–60 GW, 100–200 GWh/d | 50–80 GW i 250–450 GWh bez aut; z autami więcej | BESS ~125 $/kWh; ciepło ~0 | **tak, z zapasem** |
| **Doba–3 doby** (pochmurny tydzień latem, wietrzna noc) | masa budynków (tylko ocieplonych), zbiorniki ciepłownicze, EV z buforem, żelazo-powietrze 100 h | 1–4 TWh | ~0,5 TWh ciepło + EV + żelazo-powietrze (jeśli 40 GW × 100 h = 4 TWh) | żelazo-powietrze ~20 $/kWh (cel) | **tak, jeśli żelazo-powietrze się skaluje; inaczej częściowo** |
| **Tydzień–2 tygodnie** (mroźna flauta) | sieć europejska, H₂/biometan + turbiny, CAES, import | **5–9 TWh** (typowy rok), **~50–60 GW** mocy | sieć −50%; turbiny do zbudowania; paliwo: magazyny gazu 35 TWh + kawerny | turbiny ~0,9 k€/kW × 50 GW ≈ 45 mld € [N] | **tak technicznie, drogo ekonomicznie** — najsłabsza warstwa |
| **Sezon** (lato → zima) | wiatr (sam sobie jest magazynem sezonowym), PTES dla ciepła, H₂ dla przemysłu | 13 TWh (20% PV) … 92 TWh (100% PV) | PTES 6–17 TWh_th; H₂ w kawernach setki TWh potencjału | PTES 0,3–0,6 €/kWh; H₂ kawerna ~0,5 €/kWh | **tak, pod warunkiem miksu z przewagą wiatru** — z samym PV nie |
| **Wieloletni** (zima 1-na-35, rok bez wiatru, susza w Norwegii) | rezerwa paliwa (kawerny H₂, magazyny gazu), atom, nadmiarowa moc | ~45–90 TWh H₂ lub ~35–50 TWh CH₄ [N] | magazyny gazu PL ~35 TWh; kawerny — potencjał ≫ potrzeba | kapitał „zamrożony” w rzadko używanym paliwie | **spina się tylko z X** (paliwo w magazynie) |

---

## 9. Wnioski do wideo (propozycje zdań)

1. „Na godzinę i na dobę utopia jest już wymyślona. Baterie, bojlery i dobrze ocieplone domy przesuną polskie południowe słońce na wieczór z zapasem.”
2. „Najtańszym magazynem energii w Polsce jest… ciepła woda. Dół z wodą w Danii kosztuje ok. 0,3 € za kWh pojemności, bateria ponad 100 €.”
3. „Polska ma jeden z największych systemów ciepłowniczych w UE. Magazyn na 1/5 rocznego ciepła miast to ~800 duńskich ‘basenów’ za 4–6 mld € — mniej niż jeden duży blok jądrowy.” [OBL/N]
4. „Pora roku to mniejszy problem, niż się wydaje — jeśli Polska postawi na wiatr. Z samym słońcem zimowa dziura to ~90 TWh, z wiatrem i 20% słońca ~13 TWh.”
5. „Prawdziwym wrogiem jest mroźny, bezwietrzny tydzień w listopadzie lub styczniu: 5 TWh deficytu w 7 dni. Wszystkie baterie utopii to 3% tego.”
6. „Ile paneli i baterii byśmy nie postawili, zostaje ~50 GW mocy, którą trzeba umieć włączyć na tydzień — prawie dwa razy więcej niż dzisiejszy szczyt Polski.”
7. „Wodór jest fatalny jako bateria (60% energii ginie), ale znakomity jako spiżarnia. Pod Kujawami i Wielkopolską leży sól, w której zmieszczą się setki takich spiżarni.”
8. „Nawet cała Europa połączona kablami jak jedna miedziana płyta potrzebuje 159 TWh długoterminowego magazynu. Sieć tnie problem o połowę, ale go nie usuwa.”
9. „Ocieplenie domów to też magazyn: obniża szczyt zimy o ~12 GW, tyle co kilkanaście bloków węglowych.”
10. „Atom w tej układance zmniejsza ilość potrzebnego paliwa, ale nie liczbę turbin — mróz i flauta i tak wymagają rezerwy.”

---

## 10. Ograniczenia tej analizy

- **Ograniczona weryfikacja źródeł.** Liczby literaturowe oznaczone [Ś]/[N] są z pamięci lub z wcześniejszych raportów (weryfikacja: raport 21). Przed filmem trzeba zweryfikować zwłaszcza: potencjał biometanu PL, NVE 87 TWh, dane Forum Energii, Instratu i McKinseya, koszty CAES i kawern, status pilotażu Form Energy w Cambridge MN, liczbę i objętość PTES w Danii i Chinach.
- **Model to wyspa:** brak importu i eksportu (to zawyża moc sterowalną i magazyn), brak V2G (osobny model), offshore syntetyczny w pełni skorelowany z lądem (zawyża potrzeby), temperatura tylko z Warszawy.
- **Lata 2021–24 miały łagodne zimy.** Rok ekstremalny może wymagać 2–4× więcej magazynu (ERA5 w `08`).
- **Popyt utopii (285 TWh + elektroliza)** to scenariusz autorski. Literatura dla PL 2050 podaje zwykle 250–400 TWh [Ś].
- **Koszty (sekcja 5.4)** to rachunek „na serwetce”: jedna stopa, brak O&M paliwa, sieć jako ryczałt +35%. Służą do pokazania rzędu wielkości i „ceny samotności”, nie jako prognoza cen.
- Minimalna dyspozycja bez optymalizacji (greedy): bateria najpierw, potem H₂. Model optymalizacyjny (PyPSA) dałby niższe koszty.