# 04 — Ceny dynamiczne i ceny ujemne

Materiał researchowy do filmu popularnonaukowego o OZE. Stan na **27.09.2026**.
Legenda pewności: **[W]** wysoka (dane pierwotne policzone samodzielnie lub dokument regulatora/giełdy), **[Ś]** średnia (media branżowe, jedno źródło), **[N]** niska (sprzeczne źródła, szacunek, marketing).

Obliczenia własne (na danych wymienionych niżej): godziny z ceną ujemną, min/max, średnie, południe vs wieczór — PL, DE-LU, NL, ES, FR, FI, 2019–2026 YTD, rocznie i miesięcznie; rozkład godzin ujemnych i średnia cena wg godziny doby; capture rate PV (kanibalizacja) PL i DE; symulacja rachunków G11 vs taryfa dynamiczna; surowe RCE (PSE), 15 min, zł/MWh, 14.06.2024–26.09.2026. Skrypty i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

Źródła danych surowych:
- ceny day-ahead: API energy-charts.info (Fraunhofer ISE; dane ENTSO-E / SMARD / giełdy), `https://api.energy-charts.info/price?bzn=...`, pobrane 27.09.2026. Do 30.09.2025 ceny godzinowe, od 1.10.2025 kwadransowe. **„Godzina z ceną ujemną” = godzina, w której średnia z kwadransów < 0** (dla lat przed 10.2025 to po prostu cena godzinowa). Czas lokalny CET/CEST (FI: EET).
- produkcja PV: energy-charts `public_power`.
- RCE (rynkowa cena energii, PSE): `https://api.raporty.pse.pl/api/rce-pln`, pobrane 27.09.2026.
- temperatury Warszawa 2025: Open-Meteo archive API.

---

## 1. Mechanika

### 1.1 Rynek dnia następnego (day-ahead) i merit order
- Codziennie ok. 12:00 CET zamyka się aukcja **SDAC** (Single Day-Ahead Coupling) — jedna, wspólna aukcja dla prawie całej UE (w Polsce przez TGE i innych NEMO). Wytwórcy składają oferty sprzedaży (ile MWh, po jakiej minimalnej cenie), odbiorcy/sprzedawcy — oferty kupna. Algorytm (Euphemia) szuka przecięcia popytu i podaży dla każdej strefy i każdego okresu dostawy dnia następnego, z uwzględnieniem przepustowości połączeń międzystrefowych. [W]
- **Merit order**: oferty podaży ustawia się od najtańszej. Najpierw wchodzą źródła o zerowym koszcie krańcowym (wiatr, słońce, woda przepływowa), potem atom, węgiel brunatny, kamienny, gaz… Cenę dla **wszystkich** ustala ostatnia (najdroższa) jednostka potrzebna do pokrycia popytu — tzw. pay-as-clear. [W]
- Gdy słońca i wiatru jest tyle, że same pokrywają popyt (plus eksport), krańcowa oferta ma cenę ~0 — a jeśli ktoś *woli zapłacić*, niż przestać produkować, cena spada poniżej zera.

### 1.2 Dlaczego cena bywa ujemna — kto „woli dopłacić”
Za Eurelectric (explainer, 11.2024, https://www.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/11/Eurelectric-explainer-on-negative-prices.pdf) i własną analizą [W/Ś]:
1. **Wsparcie zależne od produkcji** — np. taryfy gwarantowane (FiT), premie rynkowe (niemieckie EEG Marktprämie), zielone certyfikaty. Jeśli za każdą MWh dostajesz dopłatę 60 €/MWh, opłaca ci się produkować nawet przy cenie −50 €/MWh. W starszych systemach dopłata należała się niezależnie od ceny.
2. **Elektrownie „niewyłączalne” / must-run** — bloki węglowe i jądrowe mają minimum techniczne (np. 40% mocy) i długi, drogi rozruch (koszty paliwa, zużycie materiału, dziesiątki godzin w przypadku bloków węglowych). Taniej jest dopłacić kilka godzin w południe, niż wyłączać blok i odpalać go wieczorem.
3. **Kogeneracja (CHP)** — elektrociepłownie muszą grzać miasto, więc produkują prąd „przy okazji” niezależnie od ceny.
4. **Usługi systemowe** — część jednostek musi pracować dla stabilności sieci (rezerwy, napięcie, bezwładność).
5. **Mała elastyczność popytu i brak magazynów** — ogromna większość odbiorców płaci stałą cenę, więc nie reaguje.
6. **Mikroinstalacje prosumenckie** — domowe PV nie widzą ceny hurtowej i nie reagują na nią (w PL: net-billing liczy ujemną RCE jako 0 — patrz §4.2), więc ich produkcja jest z punktu widzenia rynku „nieelastyczna”.
7. **Ograniczenia przesyłu** — nadwyżki nie da się wyeksportować, bo sąsiedzi mają to samo słońce w tym samym czasie.

### 1.3 „Płacą ci za zużycie prądu” — kto komu płaci
- Na giełdzie przy cenie −100 €/MWh **sprzedający płaci kupującemu** 100 € za każdą MWh, którą ten odbierze. Producent z dopłatą (lub nieelastyczny blok) płaci, bo alternatywa (wyłączenie, utrata dopłaty) jest droższa. Kupujący (spółka obrotu, magazyn, fabryka, odbiorca na taryfie dynamicznej przez swojego sprzedawcę) dostaje pieniądze.
- **Do odbiorcy domowego dociera tylko składnik „energia”**. Opłaty dystrybucyjne (zmienna sieciowa, jakościowa, OZE, kogeneracyjna, mocowa), akcyza i VAT **nie znikają**.
- Obliczenie dla Polski (stawki PGE Dystrybucja 2026, oferta „RCE + 0,08 zł/kWh” bez opłaty handlowej, G11) [W – obliczenie własne]:
  - dystrybucja zmienna netto: 0,3469 (sieciowa) + 0,0331 (jakościowa) + 0,0073 (OZE) + 0,0030 (kogeneracyjna) = **0,3903 zł/kWh**, akcyza 0,005 zł/kWh, marża 0,08 zł/kWh.
  - „całkowita” cena za kWh spada poniżej zera dopiero gdy RCE < **−0,475 zł/kWh (−475 zł/MWh ≈ −112 €/MWh)**.
  - W 2025 r. taka sytuacja (godzinowo) zdarzyła się **1 raz** (19.06.2025, 14–15, RCE −0,532 zł/kWh → klient „dostaje” 0,07 zł/kWh brutto). W 2026 r. (do 26.09) — **24 godziny**.
  - Rekord: **1 maja 2026, 13:00–14:00**: RCE średnio −1,416 zł/kWh (najniższy kwadrans: 14:15–14:30, **−1 457,59 zł/MWh**). Klient z ofertą RCE+0,08 zł na G11 „zarobiłby” **1,16 zł brutto za każdą zużytą kWh**. Ładując auto elektryczne 11 kW od 11:00 do 16:00 (55 kWh) dostałby ok. **34 zł** zwrotu — zamiast płacić ~65 zł przy G11.
  - Bez dystrybucji G12/G12w (tańsza strefa w południe/nocą) próg jest wysoki; z dystrybucją G12 (strefa tania 13–15 i 22–6, 0,0765 zł/kWh sieciowa) „płatnych” godzin w 2025 r. byłoby 19.
- Niemcy: w weekend 25–26.04.2026 cena giełdowa ok. −0,48 do −0,57 €/kWh (brutto z VAT) → po odjęciu Netzentgelte, podatków, opłat klienci Tibber/Rabot dostali **do ~0,39–0,47 €/kWh** zwrotu; kierowca EV „zarobił” ok. **18 €** na pełnym ładowaniu (ZfK, 28.04.2026, https://www.zfk.de/unternehmen/nachrichten/negative-preise-2026-auf-dem-weg-zum-rekordjahr) [Ś].

### 1.4 15-minutowe produkty (MTU 15 min)
- **1.10.2025** (sesja 30.09.2025) SDAC przeszło na 15-minutowy okres rozliczeniowy we wszystkich strefach — 96 cen na dobę zamiast 24. Wyniki pierwszej sesji opublikowano 13:08 (EPEX SPOT, https://www.epexspot.com/en/news/successful-implementation-15-minute-market-time-unit-mtu-sdac; Nord Pool; APG) [W]. Termin był przesunięty (pierwotnie czerwiec 2025; decyzja 14.05.2025).
- Konsekwencja dla statystyk: od 10.2025 media liczą „godziny ujemne” różnie (pełne godziny ze średnią < 0, liczba kwadransów/4, godziny z *jakimkolwiek* ujemnym kwadransem). Np. PL 2026 YTD: 307 godzin ze średnią < 0, ale **414** godzin z co najmniej jednym ujemnym kwadransem [W — obliczenie własne].
- **Dolny limit ceny** SDAC obniżono z −500 do **−600 €/MWh** od sesji 28.05.2026 (dostawa 29.05.2026) — automatyczny mechanizm HMMCP zadziałał, bo ceny w kilku strefach spadły poniżej −350 €/MWh (70% limitu) 26.04.2026 i 1.05.2026 (NEMO Committee / EPEX, komunikat 7.05.2026, https://www.epexspot.com/en/news/sdac-communication-note-harmonised-minimum-clearing-price-sdac-be-set-600-eurmwh-starting-28th) [W].

---

## 2. Statystyki

### 2.1 Godziny z ceną ujemną — obliczenia własne (energy-charts, day-ahead)
Godzina = średnia godzinowa < 0. 2026 = 1.01–26.09.2026.

| Strefa | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 YTD |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| **Polska** | 0 | 0 | 0 | 0 | 43 | 197 | **311** | **307** |
| **Niemcy (DE-LU)** | 211 | 298 | 139 | 69 | 301 | 457 | **576** | **467** |
| Holandia | – | 97 | 70 | 85 | 316 | 458 | **584** | 388 |
| Hiszpania | – | 0 | 0 | 0 | 0 | 247 | **556** | **743** |
| Francja | – | 102 | 64 | 4 | 147 | 352 | **513** | **565** |
| Finlandia | – | 9 | 5 | 27 | 467 | **725** | 465 | 52 |

[W] Walidacja: DE H1 2025 = 389 h, H1 2026 = 299 h — identycznie jak Montel/Euronews (29.07.2026). PL H1 2025 = 251 h — identycznie jak URE. DE 2025 = 576 (źródła podają 573–576 w zależności od metody liczenia po 1.10.2025).

Dodatkowe wskaźniki (obliczenia własne):

| | PL 2024 | PL 2025 | PL 2026 YTD | DE 2024 | DE 2025 | DE 2026 YTD |
|---|---|---|---|---|---|---|
| % godzin roku z ceną < 0 | 2,2% | 3,6% | 4,8% | 5,2% | 6,6% | 7,2% |
| dni z ≥1 godz. ujemną | 49 | 70 | 69 | 88 | 103 | 86 |
| godziny z ceną ≤ 0 | 216 | 352 | 316 | 519 | 654 | 479 |
| śr. cena w godzinach ujemnych (€/MWh) | −10,3 | −15,7 | −24,2 | −11,5 | −10,9 | −16,6 |
| najniższa cena (€/MWh) | −61,6 (28.07, 14:00) | −132,95 (19.06, 14:00) | **−490,0 (1.05.2026, 12:00)** | −135,5 | −250,3 (11.05, 13:00) | **−499,99 (1.05.2026, 13:00)** |
| średnia cena (€/MWh) | 96,3 | 104,3 | 117,6 | 78,5 | 89,3 | 107,1 |
| śr. cena 11–15 (€/MWh) | 71,7 | 66,4 | **58,4** | 51,6 | 51,4 | **44,3** |
| śr. cena 18–21 (€/MWh) | 143,1 | 154,9 | **181,2** | 116,1 | 130,3 | **159,1** |
| wieczór / południe | 2,0× | 2,3× | **3,1×** | 2,3× | 2,5× | **3,6×** |

Francja: 2026 YTD (565 h) już powyżej całego 2025 (513 h); min 2026 −498,65 €/MWh (1.05.2026). Finlandia: szczyt w 2024 (725 h, ceny płytkie, ok. −2 €/MWh średnio — wiatr + Olkiluoto 3 + niski popyt), 2025 −36% (zgodne z IEA ~−40%), 2026 tylko 52 h (przyczyny nie weryfikowałem; pv magazine: FI i SE2 w Q1 2026 „wróciły do zera”). Hiszpania: bardzo dużo godzin z ceną **dokładnie 0** (2024: 784 h ≤ 0, ale tylko 247 < 0; 2025: 797 ≤ 0) — ujemne ceny są tam płytkie (min 2025: −15 €/MWh, min 2026: −10 €/MWh), bo hiszpańskie OZE nie mają dopłat „od MWh” w starym stylu. Holandia i Niemcy: najgłębsze ujemne ceny (NL 2025 min −350, 2026 −499,62). [W]

Miesięcznie (godziny < 0) — Polska:

| Rok | I | II | III | IV | V | VI | VII | VIII | IX | X | XI | XII |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 5 | 0 | 0 | 0 | 25 | 0 | 13 |
| 2024 | 0 | 0 | 0 | 15 | 31 | 19 | 28 | 39 | 26 | 20 | 11 | 8 |
| 2025 | 11 | 0 | 44 | 75 | 49 | 72 | 5 | 36 | 13 | 5 | 1 | 0 |
| 2026 | 9 | 4 | 39 | **87** | 54 | 32 | 40 | 29 | 13 | – | – | – |

Niemcy:

| Rok | I | II | III | IV | V | VI | VII | VIII | IX | X | XI | XII |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2024 | 16 | 4 | 12 | 50 | 78 | 64 | 81 | 68 | 40 | 25 | 11 | 8 |
| 2025 | 14 | 0 | 30 | 75 | 129 | **141** | 12 | 64 | 60 | 51 | 0 | 0 |
| 2026 | 4 | 7 | 36 | **123** | 77 | 52 | 79 | 55 | 34 | – | – | – |

Rozkład w ciągu doby (liczba godzin < 0 wg godziny lokalnej; 2025):
- **PL 2025**: 10:00–16:00 → 267 z 311 godzin (**86%**); szczyt 13:00 (60 h) i 12:00 (58 h). Nocne ujemne ceny (wiatr) — pojedyncze.
- **DE 2025**: 10:00–17:00 → 513 z 576 (**89%**); szczyt 13:00 (99 h).
- W PL w 2024 r. udział nocy był wyraźnie większy (00–05: 33 h), bo część epizodów to wietrzne noce świąteczne (np. Boże Narodzenie 2023/2024).

Pierwsze ceny ujemne w Polsce: **11.06.2023 (niedziela), 11:00–16:00, od −1,27 do −5,24 €/MWh** (dane day-ahead; potwierdzone: wnp.pl, TVN24, teraz-srodowisko.pl, czerwiec 2023) [W].

### 2.2 Inne rynki (źródła zewnętrzne)
| Rynek | Dane | Źródło | Pewność |
|---|---|---|---|
| Szwecja SE2 | 593 h do końca 10.2025 (najwięcej w Europie w tym okresie) | Montel via OilPrice/Yahoo, 11.2025 | [Ś] |
| Europa 2025 | rekord; ES, SE, NL, FR > 500 h; ES +100% r/r, FR +45%, DE/NL ~+25% | IEA Electricity 2026 (https://www.iea.org/reports/electricity-2026/prices); Bloomberg 5.01.2026 | [W] |
| Finlandia / Szwecja 2025 | spadek: FI ok. −40% vs 2024 (2024: ~8% godzin), SE ok. −30% (2024: ~7%) | IEA Electricity 2026 | [W] |
| UE-27 Q1 2026 | 1 223 h vs 593 h w Q1 2025; ES 347 h, PT 294 h, GR 138 h (0 rok wcześniej) | pv magazine 8.05.2026 | [Ś] |
| H1 2026 | ES 596 h, PT 462 h, FR 370 h | Montel via pv magazine 15.07.2026 | [Ś] |
| **Australia (NEM)** | ujemne ceny w 3,5% interwałów w 2020 → ~15% w 2024; **Q4 2025: rekord 31,0%** interwałów całego NEM; Australia Płd. 48,4%, Wiktoria 43,1%; w dzień SA 67%; średnia cena w interwałach ujemnych −19,4 AUD/MWh; floor rynku −1 000 AUD/MWh | AEMO Quarterly Energy Dynamics Q4 2025 (01.2026), https://www.aemo.com.au/-/media/files/major-publications/qed/2025/qed-q4-2025.pdf | [W] |
| **Kalifornia (CAISO)** | SP15: ~530 h ujemnych w 2023 (~6%), ~1 180 h w 2024 (~13%); DAM: 8,8% interwałów w 2024 → **7,7% w 2025** (spadek, dzięki bateriom) | ReSurety; CAISO DMM Q4 2025 (30.03.2026); IEA 2026 | [Ś] |
| Wielka Brytania | Agile Octopus: 370 półgodzin „plunge pricing” (2,1% czasu) IV 2025–IV 2026, region East Midlands | Sunsave, 2026 | [Ś] |

### 2.3 Rekordowo niskie ceny (day-ahead)
- **−500 €/MWh — DE i NL, 2.07.2023, 14:00** (niedziela, słońce + wiatr, niski popyt) — ówczesny limit dolny. [W – dane własne + FfE]
- **Finlandia −500 €/MWh, 24.11.2023** — przez ok. 10 godzin (popołudnie i wieczór), ale z **błędu**: uczestnik rynku złożył na Nord Pool błędną ofertę sprzedaży na całą dobę (Fingrid, komunikat 23.11.2023, nie podaje nazwy; media branżowe wskazywały firmę Kinect Energy [Ś]). Fingrid: „cena nie steruje produkcją i zużyciem”. Dobry przykład do filmu, ale nie jest to „fizyczna nadwyżka OZE”. [W] https://www.fingrid.fi/en/news/news/2023/a-peculiar-situation-in-the-electricity-market-on-friday---the-price-does-not-guide-production-and-consumption-correctly/
- **1.05.2026**: DE −499,99, NL −499,62, PL −490 €/MWh (kwadrans) — tuż przy limicie; wraz z 26.04.2026 (DE ok. −480 €/MWh wg ZfK; pv magazine: najgłębsza godzina w DE w kwietniu 2026 −413,8 €/MWh) wymusiło obniżenie limitu do −600 €/MWh. [W]
- Polska w zł: najniższy kwadrans RCE: **−1 457,59 zł/MWh (1.05.2026, 14:15–14:30)** — czyli −1,46 zł/kWh. [W – PSE]
- UK Agile: rekord historyczny wg Octopus: −10,08 p/kWh (3.01.2022, 3:00). [Ś]
- Australia: floor −1 000 AUD/MWh; ceny dochodzą blisko floor (Amber: NSW z 20,30 AUD/kWh do ok. −1 AUD/kWh w godzinę, 11.2025). [Ś]

### 2.4 Kanibalizacja PV — capture rate (obliczenia własne)
Capture rate = średnia cena ważona produkcją PV ÷ średnia cena bazowa (wszystkie godziny).

| Rok | PL: cena bazowa (€/MWh) | PL: cena „słoneczna” | **PL capture rate** | PL: produkcja PV (TWh, energy-charts) | DE: bazowa | DE: „słoneczna” | **DE capture rate** | DE: udział prod. PV w godz. ujemnych |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | 46,7 | 52,2 | 1,12 | 1,8 | 30,5 | 24,6 | 0,81 | 6,5% |
| 2021 | 87,0 | 82,0 | 0,94 | 4,6 | 96,9 | 76,0 | 0,78 | 4,2% |
| 2022 | 166,7 | 150,9 | 0,91 | 9,3 | 235,5 | 221,0 | 0,94 | 1,6% |
| 2023 | 111,7 | 100,9 | 0,90 | 13,2 | 95,2 | 72,3 | 0,76 | 8,3% |
| 2024 | 96,3 | 72,3 | **0,75** | 17,3 | 78,5 | 46,5 | **0,59** | 18,3% |
| 2025 | 104,3 | 67,3 | **0,65** | 19,2 | 89,3 | 46,1 | **0,52** | 24,2% |
| 2026 YTD | 117,6 | 70,3 | **0,60** | 19,8* | 107,1 | 56,2 | **0,53** | 23,1% |

*2026 do 26.09 (bez IV kw., więc capture rate za cały rok będzie zbliżony lub nieco wyższy — jesień ma mało PV i wysokie ceny).
Wniosek: każda MWh z PV w Polsce była w 2025 r. warta na giełdzie **ok. 35% mniej** niż średnia MWh; w Niemczech **prawie o połowę mniej**. W PL 11,8% produkcji PV w 2025 r. przypadło na godziny z ceną ujemną (DE: 24%). [W]
Uwaga: energy-charts PV dla PL to dane ENTSO-E (produkcja „widziana” przez OSP — dla PL część mikroinstalacji jest szacowana); dla DE bardziej kompletne.

---

## 3. Taryfy dynamiczne dla klientów

### 3.1 Polska
- **Podstawa prawna**: od **24.08.2024** sprzedawca z >200 tys. odbiorców musi oferować umowę z ceną dynamiczną (art. 5 ust. 4g Prawa energetycznego, wdrożenie art. 11 dyrektywy 2019/944; ustawa z 28.07.2023). Warunek: licznik zdalnego odczytu (LZO) zainstalowany i „zintegrowany” (dane godzinowe/15-min). [W] URE: https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/12134
- **Liczba klientów (URE, raport 29.05.2026)** [W]: gospodarstwa domowe z ceną dynamiczną: **135 (koniec 2024) → 4 836 (koniec 2025)**, czyli **0,03%** gospodarstw i 0,05% energii dla gospodarstw. Mikro/małe firmy: ~27 100 umów (1,1%). Sprzedawców z ofertą dla gospodarstw: 10 (9 ogólnopolskich); dla mikrofirm 24 sprzedawców, 36 ofert. Średnia roczna cena ważona u sprzedawców: od **476 do 769 zł/MWh**; tylko 4 z 10 sprzedawców miało średnią < 500 zł/MWh (cena mrożona). https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/13308
- **Warunki ofert (styczeń–marzec 2026)** — WysokieNapiecie 15.01.2026, ENERP 16.03.2026 [Ś]:

| Sprzedawca | Dodatek do ceny TGE/RCE | Opłata handlowa | Uwagi |
|---|---|---|---|
| Pstryk | 0,08 zł/kWh netto (cennik) / ~10 gr (media) | 0 zł | opłata aktywacyjna 299 zł (licznik/urządzenie); „Tarcza”: średnia mies. cena energii ≤ 0,61 zł/kWh brutto do końca 2026, ≤ 0,50 zł netto w 2027; przenosi ceny ujemne |
| Tauron | ~0,089 zł netto (0,1097 brutto) | 0 zł | ceny ujemne rozliczane godzinowo (wg ENERP) |
| PGE | ~0,11 zł | 36,90 zł/mies. (wcześniej 49,90–50 zł) | limit ~4 zł/kWh; **sprzeczne info czy przenosi ceny ujemne** |
| Enea | ~0,10–0,12 zł | 9,99 zł/mies. (w 2024: 183 zł/mies.!) | |
| Energa | ~0,15 zł | 9,99 zł/mies. | |
| E.ON | ~0,18 zł (pogorszenie z 0,12) | kilkanaście–kilkadziesiąt zł | najmniej konkurencyjna |

- W 2024 r. oferty „państwowych” były zniechęcające (Enea: 183 zł/mies. opłaty handlowej; Globenergia 27.08.2024 wyliczyła, że dynamiczna była o 600–720 zł/rok droższa od mrożonej G11 dla 3 500 kWh). [Ś]
- **Pstryk (marketing, [N])**: w 1–10.2025 klienci płacili średnio 0,44 zł/kWh brutto (vs 0,53 zł na TGE, −17%); „ok. 70% klientów miało średnią cenę niższą od mrożonej”; cennik: „średni koszt klientów 0,39 zł/kWh netto (2025)”. Case study „12 tys. zł oszczędności w rok” (dom, 2× EV, PV 3,7 kWp, magazyn 16 kWh): tylko **1 872 zł** z tego to oszczędność na zakupie prądu vs G12w; 7 233 zł to EV vs benzyna, reszta PV. Konkretny przykład ceny ujemnej: w Boże Ciało 2025 zużycie 100 kWh **obniżyło rachunek o 25 zł**. https://pstryk.pl/blog/12-tys-zl-oszczednosci-w-rok-u-klienta-pstryk-...
- Cena mrożona 500 zł/MWh netto (0,62 zł/kWh brutto) obowiązywała dla gospodarstw na taryfach przez cały 2025 r. (przedłużenie na IV kw. 2025 — ustawa z inicjatywy Prezydenta). Od 1.01.2026 taryfy URE: średnio **495,16 zł/MWh** netto (dystrybucja +9,36%). ~90% gospodarstw jest w G11, średnie zużycie 1,8 MWh/rok (URE 17.12.2025). [W]

### 3.2 Niemcy
- Obowiązek oferowania taryfy dynamicznej przez **wszystkich** dostawców od **1.01.2025** (§41a EnWG; wcześniej od 2022 tylko duzi >100 tys. klientów). Warunek: intelligentes Messsystem (iMSys). [W] https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/Vertragsarten/DynStromtarife/start.html
- **Smart metery — rollout wolny** [W]: koniec 2025: **3,09 mln iMSys = 5,5%** wszystkich ~56,5 mln punktów pomiarowych (23,3% w grupie obowiązkowej). 30.06.2026: ok. **3,2 mln / 54,1 mln = 5,9%** (26,1% w grupie obowiązkowej). BNetzA wszczęła 77 postępowań nadzorczych wobec opieszałych operatorów (03.2026). Źródła: energiezukunft.eu (stan 31.12.2025), ZfK/TechZeitGeist (H1 2026), BNetzA PM 27.03.2026.
- BNetzA (2.12.2025): modelowana taryfa dynamiczna była **od kwietnia 2025 stale tańsza od taryf stałych**, nawet bez przesuwania zużycia. [Ś] https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251202_Stromtarife.html
- Tibber: +230 tys. gospodarstw w DE między 01.2024 a 01.2026; cel 70% klientów ze smart meterem do 2028; darmowe smart metery dla klientów z EV (inexogy, 11.2025). vzbv (10.2024): 53% gospodarstw nie zna taryf dynamicznych. Liczby wszystkich klientów taryf dynamicznych w DE — **nie znalazłem wiarygodnej liczby** (BNetzA nie podaje w komunikatach).
- Przykład „płacenia za zużycie”: 25–26.04.2026 — klienci Tibber/Rabot/Elli do 39–47 ct/kWh zwrotu, 18 € za pełne ładowanie EV (ZfK). [Ś]

### 3.3 Wielka Brytania
- **Agile Octopus**: cena co 30 min = min(D × hurt + P, 95 p) + VAT, gdzie D = 2,0–2,4 (region), P = 11–14 p w szczycie 16–19, cap 100 p/kWh z VAT. Ceny ujemne przekazywane („plunge pricing”) — Octopus płaci za każdą kWh; opłata stała (standing charge) pozostaje. Od 1.04.2026 stawki Agile niższe o 3,5 p/kWh (zdjęcie części opłat z rachunków). https://octopus.energy/blog/agile-pricing-explained/ [W]
- Plunge pricing: 370 półgodzin = 2,1% czasu (IV 2025–IV 2026, East Midlands) [Ś, Sunsave].
- **Saving Sessions** (zima: płacą za ograniczenie zużycia w szczycie) i **Power-ups / Free Electricity sessions** (darmowy prąd przy nadwyżkach OZE): >1 mln uczestników w zimie; programy wypłaciły łącznie ok. **10,5 mln £** (stan wg Octopus, blog) [Ś]. Octopus: klienci smart taryf „zaoszczędzili prawie 1 mld £”, >200 mln £ w 2026 [N – marketing]. Ofgem (07.2025): 653 tys. klientów na taryfach smart ToU dla EV.

### 3.4 Skandynawia
- **Norwegia: 93%** gospodarstw z ceną dynamiczną (godzinowy spot) wg definicji dyrektywy 2019/944; **Szwecja**: 54% umowy „spot miesięczny” + 14% dynamiczne; **Finlandia**: ok. 25–31% czysty spot (reszta stała cena / hybrydy) — dane ACER / badania fińskie [Ś].
- Finlandia jest „najbardziej zmiennym rynkiem krótkoterminowym w Europie” (Montel) — wiele godzin ujemnych w 2023–2024 (wiatr + Olkiluoto 3), spadek w 2025 (IEA).

### 3.5 Hiszpania — PVPC
- **PVPC** (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) — regulowana taryfa dla odbiorców ≤10 kW, cena co godzinę, zależna od rynku hurtowego; ok. **11 mln** z ~29 mln odbiorców domowych [Ś]. Od 2024 do PVPC wprowadzany koszyk kontraktów terminowych: **25% (2024), 40% (2025), 55% (2026)** — czyli PVPC staje się coraz mniej „dynamiczna”. [W – MITECO/REE]
- W Hiszpanii ceny ujemne są płytkie (min −15 €/MWh w 2025), za to bardzo dużo godzin z ceną 0 → odbiorca PVPC nigdy realnie „nie dostaje” pieniędzy, ale ma tanie południe.

### 3.6 Australia — Amber Electric
- Amber przenosi 30-minutową (od 2021 rozliczenia 5-min) cenę hurtową NEM na klienta (+ stała opłata miesięczna, sieciowe). Rynek: cap 20,30 AUD/kWh, floor −1 AUD/kWh. Przykład (Amber, 11.2025): w NSW w ciągu godziny z 20,30 AUD/kWh do ok. −1 AUD/kWh. Przy Q4 2025 ujemne ceny w 48% interwałów w SA — klienci z baterią/EV realnie dostają zapłatę za ładowanie w dzień. Amber ostrzega też prosumentów przed *ujemną taryfą za eksport* (FiT) — wysyłanie energii w tych godzinach kosztuje. [Ś]

---

## 4. Prawo: Niemcy i Polska

### 4.1 Niemcy — §51 EEG i Solarspitzengesetz
| Okres uruchomienia instalacji | Kiedy dopłata (Marktprämie/FiT) spada do 0 |
|---|---|
| do 2020 | ≥6 godzin z rzędu ujemnych |
| 2021–2023 | ≥4 godziny z rzędu |
| 2024 – 24.02.2025 | ≥3 godziny z rzędu (EEG 2023 przewidywało dalsze skracanie: 2 h w 2026, 1 h w 2027) |
| **od 25.02.2025 (Solarspitzengesetz)** | **od pierwszego ujemnego kwadransa**, bez minimalnego czasu |

Solarspitzengesetz (w mocy od 25.02.2025) [W — solarzubau.de, KEAN Niedersachsen, Clearingstelle EEG]:
- nowe instalacje: brak wynagrodzenia w każdym okresie z ujemną ceną day-ahead; wyjątki: < 2 kW (balkonowe) oraz < 100 kW do końca roku, w którym zamontowano smart meter;
- **§51a**: rekompensata — okres wsparcia (20 lat) wydłuża się o „utracone” kwadranse; dla PV tylko **z mnożnikiem 0,5**;
- nowe PV < 100 kW **bez smart metera i sterownika: eksport ograniczony do 60% mocy** (do czasu montażu iMSys);
- istniejące instalacje mogą dobrowolnie przejść na nowe zasady w zamian za +0,6 ct/kWh wyższą stawkę — ale premia czeka na zgodę KE (pomoc publiczna) [Ś — BSW FAQ, ista, 2025].
- Efekt (Montel/Euronews 29.07.2026): w H1 2026 mniej godzin ujemnych (299 vs 389), ale **komercyjne ograniczanie produkcji +20% (1 463 GWh vs 1 216 GWh)** — instalacje wyłączają się same, co „ścina” ujemne ceny. [Ś]
- Projekt EEG 2027 (rząd, 29.07.2026): m.in. ograniczenie jednoczesnego oddawania do sieci dla nowych dachówek < 100 kW — **projekt, niewiążący** [N].

### 4.2 Polska — OZE w systemach wsparcia
- Art. 93 ust. 4–5 ustawy o OZE: przy ujemnych cenach wytwórca z aukcji/FiT/FiP odlicza energię z godzin ujemnych. Dla aukcji/świadectw sprzed **28.12.2024** — tylko gdy ceny ujemne trwały **≥6 kolejnych godzin**; dla nowych (od 28.12.2024, nowelizacja Dz.U. 2024 poz. 1847) — **każda godzina z ceną < 0** (bez progu 6 h). Źródło: Zarządca Rozliczeń (https://www.zrsa.pl/ujemne-ceny-godzinowe-tge-15/), URE (korekty wniosków o świadectwa pochodzenia). [W]
- ZRSA publikuje co miesiąc listę: np. maj 2026 — ceny ujemne przez ≥6 h z rzędu 1.05 (8 h), 2.05 (8 h), 3.05 (6 h), 10.05 (6 h), 24.05 (7 h). Marzec 2026: 9 dni z cenami ujemnymi, min −57,61 zł/MWh (8.03, godz. 11) [W].
- URE (2025): epizody ≥6 h: styczeń 2 (14 i 6 h), marzec 1 (6 h), maj 3 (18 h łącznie), czerwiec 4 (33 h łącznie) [W].

### 4.3 Polska — prosumenci (net-billing) a ceny ujemne
- Net-billing (od 1.04.2022 dla nowych): nadwyżka trafia do depozytu prosumenckiego po cenie rynkowej. Do 30.06.2024 — miesięczna RCEm; od **1.07.2024** — **godzinowa RCE** (prosumenci sprzed tej daty mogli złożyć oświadczenie o pozostaniu przy RCEm), wartość nadwyżki przy RCE godzinowej mnożona przez **współczynnik 1,23** [W dla zasady; Ś dla szczegółów opcji wyboru — Globenergia „RCEm czy RCEt”].
- **Ujemna RCE → przyjmuje się 0**: prosument w net-billingu **nie płaci** za oddanie energii w godzinach ujemnych, ale też nic nie dostaje (depozyt się nie zmienia). Gramwzielone 6.03.2026 i 5.08.2026 [W]. Przykłady RCE 2026: pierwsza ujemna 28.02.2026 12:00 (−0,01 zł/kWh); 1.05.2026 po 13:00 −1,43 zł/kWh; w kwietniu 2026 16 dni z ujemną RCE w południe.
- Nowelizacja ustawy o OZE (w mocy od 28.12.2024): sprzedawca może stosować ceny ujemne wobec prosumenta tylko, gdy wyposaży go w urządzenie do sterowania mikroinstalacją (ograniczenie/wyłączenie w czasie cen ujemnych). [Ś]
- **Projekt rozporządzenia systemowego** (MG/ME, 13–27.05.2026; konsultacje do 23.06.2026; planowane wejście 7.09.2026): mikroinstalacje 0,8–50 kW mają umożliwić OSD zdalne sterowanie falownikiem (P, Q), dostosowanie do **1.01.2028**; możliwość odłączenia przy odmowie. Związek z cenami ujemnymi — pośredni (bilansowanie nadwyżek). **Status podpisania na 27.09.2026 — niepotwierdzony** [N].

---

## 5. Liczniki zdalnego odczytu (LZO) w Polsce
- Harmonogram ustawowy (Prawo energetyczne, art. 11t): LZO u co najmniej **15% odbiorców do końca 2023, 35% — 2025, 65% — 2027, 80% — 31.12.2028**, 100% — do **4.07.2031**. [W]
- Stan na koniec 2025 (WysokieNapiecie 30.01.2026) [Ś]:

| OSD | LZO | Udział |
|---|---|---|
| Energa-Operator | 3,24 mln | **93%** |
| PGE Dystrybucja | 2,78 mln | 47,5% |
| Tauron Dystrybucja | 2,5 mln | 43% |
| Stoen Operator | 0,55 mln | 47% |
| Enea Operator | 0,487 mln | **17%** |
| **Razem** | **~9,7–9,8 mln z 19,35 mln liczników** | **~50%** (URE: 48% odbiorców) |

- Tauron: >3 mln (H1 2026, +530 tys. w półroczu), plan ~1 mln w 2026 → >57%. Stoen: 720 tys. / 62% do końca 2026. CSIRE (Centralny System Informacji Rynku Energii) — pełne uruchomienie planowane na **19.10.2026** (ułatwi zmianę sprzedawcy i ceny dynamiczne). [Ś]
- Uwaga: LZO fizycznie zamontowany ≠ gotowy do taryfy dynamicznej (musi być włączony do systemu i przekazywać dane 15-min). To realne wąskie gardło — szczególnie u klientów Enei.

---

## 6. Symulacja: G11 vs cena dynamiczna w Polsce

### Założenia (jawne)
- **Ceny**: RCE (PSE) godzinowo (średnia z kwadransów), zł/MWh — 2025 (pełny rok) i 2026 (1.01–26.09). RCE ≈ cena RDN/TGE dla PL (patrz „Sprzeczności”).
- **G11**: 2025 — cena mrożona 500 zł/MWh netto; 2026 — 495,16 zł/MWh (średnia taryf URE). **Opłatę handlową w G11 pominięto** (co lekko faworyzuje G11).
- **Oferta dynamiczna A** („typ Pstryk”): RCE + 0,08 zł/kWh netto, 0 zł/mies. (opłaty aktywacyjnej 299 zł nie wliczono). Wariant „+tarcza”: średnia miesięczna cena energii brutto ≤ 0,61 zł/kWh.
- **Oferta dynamiczna B** („typ PGE”): RCE + 0,11 zł/kWh netto + 30 zł netto/mies.
- **Dystrybucja**: taryfa PGE Dystrybucja 2026 (dla obu lat): G11 — zmienna 0,3903 zł/kWh (z jakościową, OZE, kogeneracyjną), stała 5,50 zł (1-faz.) / 9,98 zł (3-faz.), abonament 4,50 zł, mocowa 17,18 zł/mies. (1,2–2,8 MWh) lub 24,05 zł (>2,8 MWh). G12: dzień 0,4014 / noc 0,0765 zł/kWh (+ te same opłaty), strefa tania przyjęta 22–6 i 13–15. Akcyza 0,005 zł/kWh. VAT 23% od całości.
- **Profil M (mieszkanie)**: 2 500 kWh/rok, profil syntetyczny typu H0 (niskie zużycie nocą, szczyt 18–21, +20% zimą/−20% latem). Wariant „15% przesunięte”: 15% dziennego zużycia (pralka, zmywarka, bojler) przeniesione do 3 najtańszych godzin dnia między 7 a 23.
- **Profil D (dom)**: 3 000 kWh bazowo + **pompa ciepła** (powietrze-woda; 12 000 kWh ciepła na c.o. + 2 500 kWh CWU; zapotrzebowanie ∝ stopniogodzinom poniżej 15°C, temperatury Warszawa 2025; COP 2,0–5,0 zależnie od temperatury) = **4 418 kWh** el. + **EV** 12 000 km/rok ≈ **2 409 kWh** (6,6 kWh/dzień, ładowarka 3,7 kW). Łącznie ~9 830 kWh/rok. Wariant „bez sterowania”: EV ładuje się po powrocie od 18:00. „Smart”: EV w najtańszych godzinach okna 18:00–7:00 (w weekend także 10–16), plus 15% AGD przesunięte. Pompy ciepła **nie** przesuwano (zachowawczo).

### Wyniki — rok 2025 (brutto, zł/rok)

| Scenariusz | G11 (mrożona) | Dyn. A (RCE+0,08) | Dyn. A + tarcza | Dyn. B (RCE+0,11, 30 zł/mies.) | Dyn. A + dystr. G12 |
|---|---|---|---|---|---|
| M: 2 500 kWh, bez zmian | **3 154** | 3 303 (+149) | 3 118 (−36) | 3 838 (+684) | – |
| M: 2 500 kWh, 15% przesunięte | 3 154 | 3 207 (+53) | 3 067 (−87) | 3 742 (+588) | – |
| D: PC + EV, bez sterowania | **11 391** | 12 704 (+1 313) | 11 342 (−49) | 13 510 (+2 119) | 12 412 (+1 021) |
| D: PC + EV, EV smart + 15% AGD | 11 391 | 11 638 (+247) | 11 119 (−272) | 12 444 (+1 053) | **10 492 (−899)** |

### Wyniki — 2026 (1.01–26.09, brutto, zł)

| Scenariusz | G11 (495,16) | Dyn. A | Dyn. A + tarcza | Dyn. B | Dyn. A + dystr. G12 |
|---|---|---|---|---|---|
| M: bez zmian | **2 315** | 2 559 (+244) | 2 301 (−14) | 2 954 (+639) | – |
| M: 15% przesunięte | 2 315 | 2 457 (+142) | 2 274 (−41) | 2 852 (+537) | – |
| D: bez sterowania | **7 816** | 9 288 (+1 472) | 7 822 (+6) | 9 865 (+2 049) | 9 115 (+1 299) |
| D: smart | 7 816 | 8 334 (+518) | 7 725 (−91) | 8 910 (+1 094) | **7 567 (−249)** |

Średni koszt samej energii (netto, zł/kWh) dla oferty A: M bez zmian 0,548 (2025) / 0,603 (2026); D bez sterowania 0,609 / 0,673; D smart 0,521 / 0,558 — vs G11 0,500 / 0,495.

**Wnioski z symulacji** [W dla obliczenia, Ś dla założeń]:
1. W Polsce w 2025–2026 **pasywny** klient na cenie dynamicznej płaci **więcej** niż na G11 (+5% do +19% rachunku) — bo zużywa najwięcej wieczorem, gdy RCE jest najdroższa (średnio 2,3–3,1× drożej niż w południe), a G11 była ceną mrożoną/regulowaną poniżej rynku (taryfy na IV kw. 2025 bez mrożenia: ~575 zł/MWh).
2. Średnia RCE w 2025: 442 zł/MWh (czasowo), ale **ważona profilem mieszkania: 468 zł/MWh**, a profilem domu z PC+EV „bez sterowania”: 529 zł/MWh (zima + wieczór).
3. Zysk z elastyczności: przesunięcie ładowania EV i części AGD obniża średnią cenę energii o ~0,09–0,12 zł/kWh — ale to wystarcza tylko do wyrównania z G11, o ile marża sprzedawcy jest niska. Oferta z opłatą handlową 30 zł/mies. przegrywa zawsze (dla mieszkania opłata stała zjada każdą oszczędność).
4. Największą różnicę robi **połączenie ceny dynamicznej z dystrybucją G12** (tańsza sieć w nocy i 13–15): dom z PC+EV i sterowaniem — **~900 zł/rok taniej (−8%)** w 2025. Tu jednak część oszczędności wynika z samej dystrybucji G12, dostępnej też przy zwykłej taryfie G12 (nie symulowano G12 sprzedażowej).
5. „Tarcza” (cena maksymalna) robi z oferty dynamicznej „opcję bez ryzyka”: w każdym scenariuszu wychodzi ≤ G11.
6. Pominięto: PV + magazyn (to główny przypadek użycia Pstryka), przesuwanie pompy ciepła (bufor), 15-minutowe ceny w rozliczeniu (od 10.2025) — każde z nich poprawia wynik dynamicznej.

---

## 7. Najmocniejsze fakty do wideo
1. **1 maja 2026, 13:00–14:00** — w Polsce prąd na giełdzie kosztował **−1,42 zł/kWh** (najniższy kwadrans −1,46 zł/kWh). Klient z ceną dynamiczną za kWh zużytą w tej godzinie dostałby ~**1,16 zł**, nawet po zapłaceniu za sieć, akcyzę i VAT. Naładowanie EV (55 kWh) w południe = ok. **34 zł na plus**.
2. Ale **w całym 2025 r. taka „zapłata za zużycie” (po wszystkich opłatach) wystąpiła w Polsce w 1 godzinie**, w 2026 r. — w 24. Większość ujemnych cen „zjadają” opłaty dystrybucyjne ~0,39 zł/kWh netto.
3. Polska: **0 godzin ujemnych do czerwca 2023 → 43 (2023) → 197 (2024) → 311 (2025) → 307 do 26.09.2026**. Pierwsza ujemna cena: 11.06.2023.
4. Niemcy 2025: **576 godzin** (6,6% roku) z ceną ujemną; 89% z nich między 10 a 17.
5. Rekord cenowy: **−500 €/MWh** (DE/NL, 2.07.2023) — w 2026 r. Europa znów dobiła do limitu i giełdy **obniżyły dno do −600 €/MWh** (od 29.05.2026).
6. Kanibalizacja: MWh z fotowoltaiki była w Polsce w 2025 r. warta **65%** średniej ceny (w 2023: 90%); w Niemczech **52%**.
7. Wieczór vs południe: w Polsce w 2026 r. prąd 18–21 był średnio **3,1× droższy** niż 11–15 (181 vs 58 €/MWh). To jest „paliwo” dla magazynów energii i taryf dynamicznych.
8. Australia Południowa: w Q4 2025 **prawie połowa** (48%) 5-minutowych interwałów miała cenę ujemną; w dzień 67%.
9. Polska: z ceny dynamicznej korzysta **4 836 gospodarstw (0,03%)**; w Norwegii **93%** gospodarstw.
10. Niemcy wymusiły ceny dynamiczne u każdego sprzedawcy od 2025, ale smart meter ma tylko **~6%** punktów poboru.
11. Polska ma lepszą bazę techniczną niż Niemcy: ~**50% LZO** (Energa 93%), obowiązek 80% do końca 2028.
12. Prosument w net-billingu **nie płaci** za oddawanie prądu przy ujemnej cenie (RCE < 0 liczona jako 0) — ale też nic nie zarabia. Nowe niemieckie PV od 25.02.2025 **tracą dopłatę od pierwszego ujemnego kwadransa**.
13. Paradoks niemiecki: po Solarspitzengesetz mniej godzin ujemnych w H1 2026 (299 vs 389), ale więcej wyłączanej zielonej energii (+20% „commercial curtailment”).
14. Hiszpania: prawie 800 godzin z ceną **zero** w 2025 r., ale ujemne ceny płytkie (min −15 €/MWh) — bo tamtejsze OZE nie mają dopłat „od MWh” zmuszających do produkcji za wszelką cenę.
15. Finlandia −500 €/MWh (24.11.2023) — przez ~10 godzin, z powodu błędnej oferty jednego uczestnika rynku — ujemne ceny to nie zawsze fizyka.

---

## 8. Sprzeczności w źródłach i zastrzeżenia
1. **Liczba godzin ujemnych w PL w 2025**: 311 (obliczenie własne, day-ahead ENTSO-E/SMARD via energy-charts, średnia godzinowa) vs **352** (obliczenie własne z RCE PSE: 1 414 kwadransów / 4) vs **315** (Axpo/WysokieNapiecie/Gramwzielone) vs „1 096 kwadransów w I–VII 2025” (PSE via Gramwzielone). H1 2025: 251 (energy-charts = URE) vs 288 (RCE). Szeregi RCE i SDAC są skorelowane 0,987 bez przesunięcia czasu, ale różnią się blisko zera (np. 1.01.2025 w nocy: SDAC ~+2 €/MWh, RCE −9 do −88 zł/MWh). Nie udało się ustalić przyczyny (RCE jest liczona przez PSE „na podstawie RDN TGE” — możliwe inne źródło/metoda). Do filmu: **„ok. 310–350 godzin”** lub podać z metodą.
2. **PL 2024**: 197 (energy-charts) vs 186 (URE) vs 156 w RCE (ale RCE dostępna dopiero od 14.06.2024).
3. **Pierwsza ujemna cena w PL**: 11.06.2023 (media czerwiec 2023; dane day-ahead) vs Gramwzielone (09.2025) „na fixingu pierwsza 15.10.2023, −47 zł/MWh” — prawdopodobnie inne notowanie (TGE Fixing I w zł vs SDAC) lub błąd; na rynku bilansującym 1.09.2023. Zalecam: **11.06.2023**.
4. **DE 2025**: 573 (Solarspitzen-analizy), 575 (Tibber, stan 16.12.2025), 576 (obliczenie własne, średnie godzinowe), 588 godzin z ≥1 ujemnym kwadransem. Różnice wynikają z metody liczenia po przejściu na 15 min.
5. **DE H1 2026 vs 2025**: Montel/Euronews 299 vs 389 (zgodne z moim obliczeniem), ale ZfK (04.2026) pisał o „2026 na drodze do rekordu”, a pv magazine wspomina „~227 h do końca czerwca” — zależnie od metody; pełny rok 2026 prawdopodobnie **poniżej** 2025 w DE (467 do 26.09 vs 576). Hiszpania i Polska — 2026 na drodze do rekordu.
6. **PGE a ceny ujemne**: WysokieNapiecie (01.2026) — „pozwala kupować po ujemnych cenach”; ENERP (03.2026) — „nie, rozliczenie po 0 zł”. Nierozstrzygnięte — sprawdzić w aktualnym cenniku PGE.
7. **Marża Pstryka**: 0,08 zł netto (cennik) vs „10 gr” (WysokieNapiecie, prawdopodobnie brutto ≈ 0,098).
8. **Minimalna cena SDAC**: pv magazine pisze „pod koniec kwietnia obniżono do −600” — faktycznie decyzja/komunikat 7.05.2026, obowiązuje od dostawy 29.05.2026.
9. **CAISO**: ReSurety liczy SP15 ~13% godzin w 2024; DMM CAISO podaje 8,8% interwałów DAM (cały system) — różne węzły i rynki.
10. **Solarspitzengesetz — limit 60%**: wg KEAN i ustawy obowiązuje od 25.02.2025 dla nowych PV bez smart metera; jedno ze źródeł (solarzubau) opisuje ograniczenie jednoczesnego zasilania jako nowość projektu EEG 2027 — to dwie różne regulacje.
11. **Pstryk — liczba klientów**: brak oficjalnej liczby; Google-snippet „ponad 48 tys. korzysta z taryf dynamicznych wg URE” to błąd (URE: 4,8 tys.).
12. PV dla PL w energy-charts (19,2 TWh w 2025) — źródło ENTSO-E; PSE/ARE mogą podawać inne wartości (mikroinstalacje szacowane).
13. Symulacja używa jednego roku temperatur (2025) także dla 2026 i stawek dystrybucji 2026 także dla 2025 — to przybliżenie; różnice dystrybucji są identyczne dla wszystkich wariantów, więc nie zmieniają porównania.