# 21. Weryfikacja raportów 18 (magazyny, elastyczność) i 19 (Europa, interkonektory, flauta)

> **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:
>
> - **wariant z gazem jako rezerwą po korektach kosztuje ok. 80–83 €/MWh, a nie 74 €/MWh** (raporty 20 i 23). 100% odnawialnych źródeł to ok. 100–110 €/MWh, a nie „95–105 €/MWh” z tabeli. Różnica między wariantami to więc ok. 17–30 €/MWh, a nie „+26–35 €/MWh”. Film nie podaje procentów („100% kosztuje 30–40% więcej”). Mówi tylko, że ostatnie procenty są najdroższe.
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

*Stan na 2026-09-27. Fact-check pozycji oznaczonych w raportach `18` i `19` jako [N], [Ś], „z pamięci” albo „do weryfikacji”. Tam, gdzie się dało, sprawdzałem dane surowe: API energy-charts (przepływy transgraniczne PL 2024–2026, produkcja wiatru w XI/XII 2024, ceny day-ahead), tabelę WindEurope 2025, pełne teksty PDF (JRC 2025, Kittel i in. arXiv v6, Instrat 2024, NCBR 2024, CAKE 2022, Lankof 2022) oraz katalog kosztów PyPSA technology-data (DEA).*

Pewność: **[W]** źródło pierwotne albo kilka zgodnych, **[Ś]** jedno źródło lub media branżowe, **[N]** nie udało się potwierdzić. **[OBL]** oznacza obliczenie własne.

Dane robocze tej weryfikacji (pobrane dane źródłowe z energy-charts, tabele kosztów PyPSA technology-data, wyciągi tekstu z PDF) nie są publikowane.

---

## 0. Najważniejsze w 8 punktach

1. **Koszt kawerny wodorowej w modelu `16` był zaniżony 3–5×** (0,5 €/kWh H₂). Standardowe źródło, czyli katalog duńskiej agencji energii (DEA) używany w PyPSA, podaje 2,67 €/kWh (2030) i 1,60 €/kWh (2050). PNNL (Viswanathan 2022) podaje ~6 €/kWh. **Wariant 100% OZE (nowe budynki) drożeje z 91 do ~100–109 €/MWh** (bez ponownej optymalizacji), a wariant ze starymi budynkami ze 112 do ~125–139 €/MWh. Różnica między „wyspą z gazem” (74) a „100% OZE” rośnie z +17 do **+26–35 €/MWh**. **To jedyna korekta, która zmienia liczbę używaną w filmie.** [W dla danych DEA; OBL dla wpływu]
2. **Hydro: 87 TWh w Norwegii i 180–220 TWh w Europie się potwierdzają** (NVE; JRC 2025). **Francja ma jednak ~3,6 TWh zbiorników, a nie ~10 TWh** (RTE). Raport pominął **Hiszpanię (~18,5 TWh)**, czyli drugi po Skandynawii rezerwuar Europy. Wniosek „energia jest, brakuje mocy przesyłu” się nie zmienia.
3. **Kable Norwegii: ~9 GW to eksport łącznie ze Szwecją i Finlandią.** Bezpośrednio do DE/NL/UK/DK prowadzi tylko **~5,2 GW** (NordLink 1,4 + NSL 1,4 + NorNed 0,7 + Skagerrak 1,7). Wniosek raportu `19` („wąskim gardłem jest moc przesyłu”) staje się jeszcze mocniejszy.
4. **Wymiana PL (fizyczna, energy-charts): maksymalny import 5,1 GW (2025) i 4,9 GW (2026), maksymalny eksport 5,7 GW (2024) i 5,3 GW (2026).** Percentyle 1/99 wynoszą ~−3,4…−4,0 / +3,2…+3,3 GW. „±~5 GW” z raportu `19` potwierdzone [W]. Techniczna suma zdolności linii to 11,8 GW (IEA). TYNDP 2024 wskazuje potrzebę wzrostu na granicy DE–PL, ale **„nie ma porozumienia ani planowanego projektu”**. Harmony Link (700 MW, lądowy, 2030) to jedyny pewny nowy interkonektor.
5. **Biometan: potencjał 4–8 mld m³/rok jest zawyżony na górze.** NCBR 2024 podaje: techniczny ~7,8, wdrożeniowy **4,7**, inwestycyjny **3,2 mld m³**. Forum Energii 2025 pisze o „>3 mld m³”. Realistycznie **3–5 mld m³ ≈ 33–52 TWh_ch ≈ 13–27 TWh_el**. Pokrywa to od połowy do ~90% zapotrzebowania rezerwy w optimum z gazem (~30 TWh_el/rok, model `16`), ale tylko wtedy, gdy cały biometan idzie do energetyki. Magazyny gazu PL (3,31 mld m³ ≈ 35 TWh) [W].
6. **Literatura PL:** seria „Polska net-zero 2050” to **CAKE/KOBiZE (IOŚ-PIB, 2022)**, a nie Forum Energii. WiseEuropa to raport z **2019**, nie z 2020. Instrat 2024 („Three challenging decades”) szacuje potencjał **lądowego wiatru na 43 GW** (PV 95, offshore 31). Nasze optimum używa 50–60 GW na lądzie, więc to założenie trzeba w filmie nazwać wprost.
7. **Kluczowe liczby z literatury potwierdzone:** Kittel/Roth/Schill 351/159 TWh [W; uwaga na korektę autorską z VII 2026], Heard 24 studia / max 4 z 7 pkt [W], Sepulveda 10–62% [W], Schlachtberger (bez sieci ~1/3 drożej, 85% korzyści przy 44% rozbudowy) [W]. **Ruhnau & Qvist: 36 TWh prądu / 55 TWh H₂** (raport podał ~56 TWh; udział „~6% popytu” niepotwierdzony).
8. **Dunkelflaute XI i XII 2024 (dane rzeczywiste):** 6.11.2024 w DE-LU 820 €/MWh (PL 630), 12.12.2024 w DE-LU 936 €/MWh, NO2 898, SE4 699. W najgorszym tygodniu Europy (4–10.11) Hiszpania miała 60% średniej listopadowej, Włochy 34%, Francja 33%, a Grecja 149%. 12.12 Niemcy miały 7%, Hiszpania 37%, Włochy 49%. **Raport `19` się broni:** w „szarych” flautach listopadowo-grudniowych południe NIE ratuje. Grecja tak, Iberia najwyżej w normie (6–14.11).

---

## 1. Tabela weryfikacji

### 1a. Hydro, kable, połączenia Polski

| Pozycja | Wartość w raporcie | Zweryfikowana | Źródło (URL, data dostępu 2026-09-27) | Pewność | Wpływ na wnioski |
|---|---|---|---|---|---|
| Norwegia: zbiorniki | ~87 TWh, „połowa Europy” | **>87 TWh**, ~1 100 zbiorników; JRC 2025: 85 TWh, „największa w Europie” | https://energifaktanorge.no/en/norsk-energiforsyning/kraftproduksjon/ ; JRC143929 (Hydropower and PSH in the EU 2025, s. 18) https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/bitstream/JRC143929/JRC143929_01.pdf | [W] | brak |
| Norwegia: moc hydro / produkcja | ~33 GW; 130–140 TWh/rok | **33,9 GW** (pocz. 2025); norma produkcji **137,6 TWh** | energifaktanorge.no (j.w.) | [W] | brak |
| Norwegia: zmienność dopływu | ±20–30 TWh/rok | średnio 133 TWh (1981–2010); **różnica rok najsuchszy–najmokszy 76 TWh** (1958–2016), czyli ok. −15%/+45% | energifaktanorge.no; https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148122009910 | [Ś] | brak (skrajności nawet większe niż w raporcie) |
| Szwecja: zbiorniki | ~34 TWh; ~16 GW | **33,7 TWh** (Nord Pool). ENTSO-E: 30,7 TWh z kaskadą; bez kaskady ~8–9,5 TWh (JRC) | https://hydro-reservoir.nordpoolgroup.com/rescontent/sweden/rescontent.cgi ; JRC 2025 s. 18 | [W] | brak (warto dodać, że liczba zawiera efekt kaskady) |
| Szwajcaria | ~9 TWh | **8,8 TWh** (JRC: 8,4) | https://en.wikipedia.org/wiki/Hydropower_in_Switzerland ; JRC 2025 | [W] | brak |
| Austria | ~3 TWh | nie znalazłem liczby łącznej (APG odsyła do E-Control); ENTSO-E rzędu ~3 TWh | https://markt.apg.at/en/transparency/generation/water-reservoirs-and-hydro-storage-plants/ | [N] | brak |
| **Francja** | **~10 TWh** | **~3,6 TWh** (maks. „stock hydraulique” RTE: 3 591 GWh) | https://www.services-rte.com/en/view-data-published-by-rte/hydraulic-stock.html | [W] | **korekta liczby** (Alpy ~15 TWh, nie 20–25); wniosek bez zmian |
| Włochy | – | brak łącznej liczby Terna; rzędu kilku TWh | – | [N] | brak |
| **Hiszpania** (brak w raporcie) | – | **18,5 TWh** pojemności energetycznej zbiorników (REE) | https://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_hidr%C3%A1ulica_en_Espa%C3%B1a (dane REE) | [Ś] | uzupełnienie: Iberia ma własną „baterię” hydro |
| Europa łącznie | ~180–220 TWh | **180–220 TWh** (teoretyczna); UE sama: 62 TWh teoretycznie, **~25 TWh technicznie** (Quaranta i in. 2024) | JRC 2025 s. 18; https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/JRC140280 | [W] | brak. Dodać: poza NO/SE/CH/ES „technicznie użyteczne” jest dużo mniej |
| Kable eksportowe Norwegii | ~9–10 GW „dla całej Europy” | **~8,95 GW eksport / 9,25 GW import łącznie**, z czego ~3,5–4 GW to SE/FI. **Do DE/NL/UK/DK: 5,2 GW** (NordLink 1,4; NSL 1,4; NorNed 0,7; Skagerrak 1–4 1,68) | https://en.wikipedia.org/wiki/NordLink ; https://en.wikipedia.org/wiki/North_Sea_Link ; https://www.iea.org/articles/norway-electricity-security-policy | [W] | **wzmacnia wniosek** `19` („mała moc dla kontynentu”): ~5 GW zamiast ~9–10 GW. Rachunek „~5–6% deficytu Europy” spada do ~3–4% |
| SwePol | 0,6 GW | **600 MW**, HVDC 450 kV. Fizycznie ±0,6 GW w 2024–26 | https://en.wikipedia.org/wiki/SwePol ; energy-charts cbpf [OBL] | [W] | brak. Uwaga: media podały odłączenie kabla 13.02.2026 (nie zweryfikowałem przyczyny ani czasu trwania) [N] |
| LitPol | 0,5 GW | **500 MW**, od 2025 praca synchroniczna. Fizycznie w 2026 do −0,97 GW (eksport na LT) | https://en.wikipedia.org/wiki/LitPol_Link ; energy-charts [OBL] | [W] | brak |
| Harmony Link | (planowane) | **700 MW, 2 obwody AC 220 kV, lądowy** (zmiana z morskiego w 2023), **2030**, ~680 mln €, CEF 493 mln € | https://en.wikipedia.org/wiki/Harmony_Link | [W] | brak. To jedyny nowy pewny interkonektor PL |
| Planowane połączenia PL (TYNDP 2024) | „realnie planowane o rząd za małe” | techniczna zdolność PL 11,8 GW (2020) → **12,05 GW w 2030** (IEA). TYNDP 2024 RIP CCE: wzrost na granicy DE–PL zidentyfikowany, ale **„brak porozumienia i planowanego projektu”**, a do tego wymagałby dużych wzmocnień wewnętrznych. CZ–PL: rozważana wymiana linii 220 kV | https://www.iea.org/articles/poland-electricity-security-policy ; https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/TYNDP2024/forapproval/l_250317_entso-e_RIPs_2024_CCE_08.pdf | [W] | **potwierdza** wniosek `19` |
| Maks. wymiana PL 2026 | saldo ±~5 GW; eksport maks. ~5,6 GW; handlowo import 3–5 GW [Ś] | **fizycznie: import maks. 4,25 GW (2024), 5,08 GW (2025), 4,86 GW (2026 do IX); eksport maks. 5,66 / 5,01 / 5,25 GW.** p1/p99: −3,4…−4,0 / +3,2…+3,3 GW | API energy-charts `cbpf?country=pl` (pobrane 2026-09-27) [OBL] | [W] | brak (potwierdza) |
| Hiszpania–Francja | ~3 GW | **2,8 GW**, Zatoka Biskajska +2,2 GW → **5 GW w 2028** | https://www.pv-magazine.com/2025/06/17/france-spain-increase-capacity-of-interconnection-project-from-2-8-gw-to-5-gw/ | [W] | brak |

### 1b. Moce wiatru i PV 2025 (wagi w raporcie 19)

| Pozycja | Wartość w raporcie | Zweryfikowana (WindEurope, koniec 2025) | Źródło | Pewność | Wpływ |
|---|---|---|---|---|---|
| DE | 75 GW | **77,7 GW** (68,1 ląd + 9,6 morze) | WindEurope „Wind energy in Europe: 2025 Statistics”, tab. 1, https://www.csve.cz/wp-content/uploads/2026/02/windeurope-european-stats-2025.pdf ; https://windeurope.org/data/products/wind-energy-in-europe-2025-statistics-and-the-outlook-for-2026-2030/ | [W] | brak (−3%) |
| UK | 31 | **32,9** | j.w. | [W] | brak |
| ES | 32 | **33,2** | j.w. | [W] | brak |
| FR | 26 | **26,4** | j.w. | [W] | brak |
| SE | 17 | **18,5** | j.w. | [W] | brak |
| IT | 13 | **13,5** | j.w. | [W] | brak |
| NL | 12,5 | **11,8** | j.w. | [W] | brak |
| PL | – | **11,2** (0,8 GW nowych w 2025); PSE: 11,17 GW (2026) | j.w.; PSE (VI 2026) https://dbdh.org/wp-content/uploads/2026/06/Polish-TSO-PSE.pdf | [W] | – |
| „~52% mocy wiatru w DE–NL–DK–UK–PL” | 52% [N] | **52,1%** w zestawie 18 krajów modelu (141,1 z 270,6 GW); 46% całej Europy z Turcją i Ukrainą (304 GW) | [OBL] z tabeli WindEurope | [W] | brak |
| Europa łącznie | – | **304 GW** (265 ląd + 39 morze), +19,1 GW w 2025 | WindEurope | [W] | – |
| PV (wagi) | nie podano (model: jednakowy miks 65/35) | UE **406 GW** (koniec 2025); DE ~117, ES ~50, IT ~44,6, PL ~25,5 (PSE: 25,65 GW) | https://www.solarpowereurope.org/press-releases/new-report-eu-hits-2025-solar-target-but-market-contraction-puts-2030-goal-at-risk ; PSE j.w. | [Ś] (kraje z mediów) | brak (moce PV nie wchodzą do wag) |
| Rekord wiatru na lądzie PL | ~1,3 GW/rok | 2023: 1,2 GW (media); 2015: ~1,27 GW (WindEurope, z pamięci) | https://www.forum-energii.eu/en/2025_wrapped | [Ś] | brak |
| DE 5,3 GW (2017) | [Ś] | nie sprawdzałem. W 2025 DE zbudowały **5,2 GW na lądzie** (WindEurope) | WindEurope | [Ś] | brak (skala potwierdzona współcześnie) |

### 1c. Gaz, kawerny, wodór, biometan

| Pozycja | Wartość w raporcie | Zweryfikowana | Źródło | Pewność | Wpływ |
|---|---|---|---|---|---|
| Magazyny gazu PL ogółem | ~3,3 mld m³ ≈ 35 TWh | **3,31 mld m³ pojemności czynnej** (sezon 2025/26) ≈ 35–37 TWh. Po rozbudowie Wierzchowic ~4,1 mld m³ | https://ipi.gasstoragepoland.pl/uslugi-magazynowania/uslugi-i-infrastruktura/parametry-techniczne/ ; https://www.parkiet.com/surowce-i-paliwa/art44189791-polska-potrzebuje-dodatkowych-pojemnosci-magazynowych-gazu | [W] | brak |
| Mogilno | „największy PL magazyn w kawernach” | całkowita 821 mln m³, **czynna 581 mln m³** | GSP (j.w.) | [W] | brak |
| Kosakowo | kawerny PGNiG | całkowita 379 mln m³, **czynna 295 mln m³** | GSP (j.w.) | [W] | Uwaga: kawerny to tylko ~0,88 mld m³ z 3,31. Reszta to złoża sczerpane, nieprzydatne dla czystego H₂. Dokument NCBR (2024) błędnie podaje „~4 mld m³ w kawernach” |
| Pojemność 1 kawerny H₂ / liczba kawern | 0,05–0,20 TWh; 62–514 kawern | **pokładowa 0,05–0,09, wysady 0,06–0,20 TWh H₂/kawernę; 62–514 kawern** w górnym wariancie (Tarkowski, Lankof, Luboń, Michalski, Applied Energy 355:122268, online 17.11.2023) | https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.122268 (abstrakt via OpenAlex) | [W] | brak |
| Potencjał soli PL | „przewyższa potrzebę o rząd wielkości” | wybrane wysady: **125,7 TWh_t** (po 1. napełnieniu) → 83,8 TWh_t (po 30 latach), maks. 178 TWh_t; Rogóźno do 910 TWh_t; pokłady + wysady łącznie **~10 000 TWh_t** (Caglayan i in. 2020, cyt. przez Lankofa) | Lankof, Urbańczyk, Tarkowski 2022, RSER, https://hystories.eu/wp-content/uploads/2023/04/Lankof_Urbanczyk_Tarkowski_2022.pdf | [W] | brak (raczej dwa rzędy wielkości) |
| **Koszt kawerny H₂** | 0,3–1 €/kWh (`18`); **0,5 €/kWh w modelu `16`** | **DEA: 2,67 €/kWh (2030), 1,60 €/kWh (2050)**, żywotność 100 lat; PNNL/Viswanathan 2022: ~6,0 €/kWh; LCOS: EWI 0,66–1,75 €/kg (przy częstych cyklach), Talukdar 2023 ~0,8 $/kg | PyPSA technology-data `costs_2030.csv`/`costs_2050.csv` (DEA „151c Hydrogen Storage – Caverns”) https://github.com/PyPSA/technology-data ; https://www.ewi.uni-koeln.de/en/news/ewi-analyses-costs-for-underground-hydrogen-storage/ (5.03.2024); https://pmc.ncbi.nlm.nih.gov/articles/PMC10821165/ | [W] | **ZMIENIA WYNIK KOSZTOWY `16`**, patrz §2 |
| Elektrolizer 2026 | 1 500–2 000 €/kW | PyPSA/IEA: **1 886 €/kW (2030)**, 1 257 €/kW (2050) | PyPSA technology-data | [Ś] | brak |
| Turbina H₂ | 0,8–1 k€/kW | OCGT (gaz) 550–580 €/kW (DEA); PNNL „Hydrogen-discharger” 477 €/kW (ogniwo/turbina, η 0,49) | PyPSA technology-data | [Ś] | brak (nasze 900 €/kW jest ostrożne) |
| **Potencjał biometanu PL** | 4–8 mld m³/rok ≈ 40–80 TWh_ch → 16–44 TWh_el [N] | **NCBR (V 2024): techniczny ~7,8, wdrożeniowy 4,7, inwestycyjny 3,2 mld m³/rok**. Forum Energii (2025): „>3 mld m³”. KPEiK (wg mediów): 1,1 mld m³ w 2030, 2,6 w 2040. Ta sama praca NCBR: do bilansowania systemu 100% OZE potrzeba **1,5–2 mld m³**, a przemysł chemiczny potrzebuje dalsze ~2 mld m³ | https://www.gov.pl/attachment/1d27ccd0-14be-46ee-9535-68cef31dd0b0 (Krasuska, Popkiewicz i in., 20.05.2024); https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/aktualnosci/184046,raport-forum-energii-molekuly-niezaleznosci-szanse-zwiazane-z-wykorzystaniem-polskiego-potencjalu-biometanu ; https://itpe.pl/sytuacja-na-rynku-biometanu-w-polsce-stan-obecny-i-perspektywy/ | [W] NCBR; [Ś] KPEiK | **korekta zakresu: 3–5 mld m³ (realnie), 8 = sufit techniczny** → 13–27 TWh_el. Wniosek „biometan wystarcza co do energii” staje się **warunkowy**, patrz §2 |
| Biometan PL 2026 | „praktycznie zero produkcji” | 1 biometanownia (media 2025) | https://enerad.pl/tylko-1-biometanownia-w-polsce-potencjal-to-nawet-13-mld-m%C2%B3-rocznie/ | [Ś] | brak |
| Koszt biometanu | 70–120 €/MWh_ch [N] | Forum Energii: **>430 zł/MWh (2025)** ≈ 100 €/MWh, ~350 zł/MWh (~82 €) w dużych instalacjach do 2040 | rynekinstalacyjny.pl (j.w.) | [Ś] | brak |

### 1d. Technologie magazynowania

| Pozycja | Wartość w raporcie | Zweryfikowana | Źródło | Pewność | Wpływ |
|---|---|---|---|---|---|
| Form Energy: sprawność | ~40–45% [Ś] | rekomendacje modelowe samej firmy (2023): ładowanie 0,71 × rozładowanie 0,60 = **~43%** (2030); ~47% (2050) | PyPSA technology-data (źródło: FormEnergy_Europe_modeling_recommendations_2023.03.pdf) | [Ś→W] (dane producenta) | brak |
| Form Energy: koszt | cel <20 $/kWh | rekomendacja firmy: **21 €/kWh (2030), 14 €/kWh (2050)**. Brak publicznej ceny kontraktowej. Media szacują z transakcji Google ~77 $/kWh [N] | PyPSA technology-data; https://businessmodelanalyst.com/form-energy-100-hour-battery-kilowatt-problem/ | [Ś] | brak („cel” to nie cena) |
| Form Energy: pilot Cambridge MN (GRE, 1,5 MW/150 MWh) | „uruchomienie ~2025, do weryfikacji” | wmurowanie VIII 2024, plan „koniec 2025”. **Canary Media (24.02.2026): „ma zakończyć instalację w tym roku”** (pierwotnie 2023). **Nie znalazłem potwierdzenia uruchomienia do IX 2026** | https://greatriverenergy.com/what-we-do/cambridge-energy-storage-project/ ; https://www.canarymedia.com/articles/batteries/gigantic-form-energy-battery-google-minnesota | [Ś] | **korekta: pilot opóźniony, nieuruchomiony (stan wiedzy II 2026)**. W filmie mówić „pierwsze instalacje w budowie” |
| Form Energy: Google/Xcel | kontrakt II 2026 | **300 MW / 30 GWh**, Pine Island MN, ogłoszone 24.02.2026, dostawy od 2028 | https://pv-magazine-usa.com/2026/02/24/google-to-deploy-worlds-largest-iron-air-battery-for-minnesota-data-center/ | [W] | brak |
| Form Energy: Crusoe 12 GWh, Irlandia, Series G 750 mln $ (VIII 2026), kredyt 270 mln $ (IX 2026) | [W] | potwierdzone na stronie firmy | https://formenergy.com/news/ | [W] | brak |
| CAES: sprawność / koszt | adiabatyczny 60–70%; 1 000–1 500 €/kW [N] | **Hubei Yingcheng 300 MW / 1,5 GWh, ~70%, 270 mln $ (~900 $/kW)**, pełna praca I 2025. **Huai'an (Jiangsu) 600 MW / 2,4 GWh, ~71%, ~520 mln $ (~870 $/kW)**, w pełni od III 2026 (kawerny solne 1 150–1 500 m). PNNL/PyPSA: 1 190 €/kW + 6,9 €/kWh, sprawność AC-AC ~52% | https://www.ess-news.com/2025/01/10/worlds-largest-compressed-air-energy-storage-facility-commences-full-operation-in-china/ ; https://www.pv-magazine.com/2026/03/04/chinas-600-mw-2-4-gwh-caes-plant-becomes-worlds-largest/ ; PyPSA technology-data | [W] Chiny; [Ś] koszty UE | brak. **Nowy fakt do filmu:** CAES w kawernach solnych działa w skali GWh (Chiny), a PL ma tę samą geologię |
| Polar Night Energy Pornainen | 1 MW / 100 MWh (VI 2025), ~2 000 t steatytu | **potwierdzone:** 1 MW (cieplne), 100 MWh, ~2 000 t steatytu, uruchomienie VI 2025 (Loviisan Lämpö), otwarcie VIII 2025 | https://polarnightenergy.com/news/worlds-largest-sand-battery-now-in-operation/ ; https://www.pv-magazine.com/2025/06/11/worlds-largest-1-mw-100-mwh-sand-battery-commissioned-in-finland/ | [W] | brak |
| PTES: koszt | 0,3–0,6 €/kWh (Vojens 24 €/m³, Dronninglund 38 €/m³) | **Vojens 24 €/m³ (2015)**, benchmark ~30 €/m³ dla ≥100 tys. m³. Høje Taastrup: 70 tys. m³ = 3,3 GWh (47 kWh/m³), więc **~0,5 €/kWh**. **Katalog DEA: 1,34 €/kWh (2030), 1,14 (2050)** | https://solarthermalworld.org/news/seasonal-pit-heat-storage-cost-benchmark-30-eurm3/ ; https://www.districtenergyaward.org/ptes-in-hoje-taastrup-denmark/ ; PyPSA technology-data | [W] | **drobna korekta:** 0,5–1,3 €/kWh zamiast 0,3. Magazyn 11 TWh_th kosztuje **5,5–15 mld €**, a nie 4–6,5. Teza „100–200× taniej niż bateria” zostaje |
| Hydro PSH vs bateria | – | UE: 46 GW PSH, bateryjne 61 GWh (2024) | JRC 2025 s. 18 | [W] | – |

### 1e. Literatura

| Praca | W raporcie | Zweryfikowane | Źródło | Pewność | Wpływ |
|---|---|---|---|---|---|
| **Kittel, Roth, Schill** (Nat Commun 2026) | 351 TWh (7%) realne połączenia; 159 TWh (3%) miedziana płyta; atom „częściowo”; kopalne + CDR słabo | **351 TWh = 7,1%; 159 TWh = 3,2%**; mediana 170 / 91 TWh. Najgorszy rok 1996/97; wysoki atom (102 GW) obniża LDES tylko o ~7% w miedzianej płycie. **Publikacja 9.05.2026; korekta autorska 9.07.2026: obniżono wartości na rys. 2** (usunięto popyt na H₂ spoza energetyki). Liczby w abstrakcie i tekście arXiv v6 bez zmian | https://arxiv.org/abs/2411.17683 (v6, 30.04.2026); https://www.nature.com/articles/s41467-026-72681-5 ; korekta https://pmc.ncbi.nlm.nih.gov/articles/PMC13350742/ | [W] (351/159); [Ś] (czy korekta nie ruszyła tekstu) | brak. Przed montażem rzucić okiem na wersję Nature po korekcie |
| Kittel & Schill 2026 (CEE): 1996/97, 55 dni, 47% | 55 dni, 47% | **55 dni potwierdzone** (SI do Kittel/Roth/Schill). Dla porównania: DE 109 dni (1995/96), ES 131, FR 64. 47% niepotwierdzone | arXiv SI (Kittel/Roth/Schill) | [W] 55 dni; [Ś] 47% | brak |
| **Ruhnau & Qvist 2022** (ERL 17:044018) | ~56 TWh H₂ (~6% popytu) | **36 TWh prądu, 55 TWh H₂ w kawernach**. Okres wymiarujący to **12 tygodni**, a magazyn jest ~3× większy od deficytu najgorszych 2 tygodni. Optymalizacja na jednym roku daje średnio **<½** magazynu z 35 lat | https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1748-9326/ac4dc8 | [W] | brak (55 ≈ 56). „6%” usunąć albo oznaczyć [N]. **Mocny cytat do filmu:** jeden rok pogody niedoszacowuje magazyn >2× |
| Schlachtberger i in. 2017 (Energy 134) | optymalna sieć −25–30%; większość korzyści przy „kompromisowej” | **ograniczenie sieci podnosi koszt o ~⅓** (≈ −25% dla optymalnej); **85% korzyści przy 44% rozbudowy**; w optimum wiatr 65%, hydro 15% | https://arxiv.org/abs/1704.05492 | [W] | brak |
| Brown i in. 2018 (Energy 160, PyPSA-Eur-Sec) | synergia sieci i sprzężenia sektorów; −25–30% | abstrakt nie podaje %. Ważny niuans: **„im silniej sprzężone sektory, tym słabsza korzyść z rozbudowy przesyłu”** | https://arxiv.org/abs/1801.05290 | [W] | nie przypisywać Brownowi 2018 liczby −25–30% (to Schlachtberger). Niuans wspiera nasz wynik z autami i ciepłem |
| Heard i in. 2017 (RSER 76:1122) | 24 studia; żadne nie spełniło wszystkich kryteriów | **24 studia, maks. 4 z 7 punktów, 4 studia z zerem** | https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032117304495 | [W] | brak |
| Brown i in. 2018 (RSER 92:834) „Response” | kryteria arbitralne; znane rozwiązania | **potwierdzone**: kryteria „łatwe do spełnienia niskim kosztem”, nie zmieniają wniosków | https://arxiv.org/abs/1709.05716 | [W] | brak |
| Sepulveda, Jenkins i in. 2018 (Joule 2:2403) | firm tańsze o 10–62% | **10–62%** | https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2542435118303866 | [W] | brak |
| Breyer/LUT (Europa) | ~50–60 €/MWh [Ś/N] | **Child i in. 2019 (Renew. Energy): 56 €/MWh („Regions”), 51 €/MWh („Area”, z połączeniami) w 2050**; ceny sprzed skoku kosztu kapitału | https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148119302319 | [W] | brak. **Nie znalazłem osobnej pracy LUT dla Polski** [N] |
| **McKinsey 2020** „Carbon-neutral Poland 2050” | ~380 mld € dodatkowo; elektryfikacja ~2×; gaz backup | **380 mld € dodatkowych nakładów 2020–2050 (~13 mld €/rok)**, OPEX −75 mld €. Wiatr ~75% produkcji w 2050, **offshore do 45 GW (53% produkcji)**. „~2× popyt” niepotwierdzone | https://energetyka24.com/klimat/mckinsey-za-neutralnosc-klimatyczna-do-2050-r-polska-zaplaci-380-mld-euro ; https://www.mckinsey.com/pl/our-insights/carbon-neutral-poland-2050 | [Ś] (przez media) | **korekta pomocnicza:** „33 GW offshore = cały realny Bałtyk” (`18`, §7) jest dyskusyjne. McKinsey zakłada 45 GW, Instrat 31 GW |
| **Forum Energii** | seria „Polska net-zero 2050” | **Błędne przypisanie.** „Polska net-zero 2050” to **CAKE/KOBiZE (IOŚ-PIB), 2021–2022**. Forum Energii (VI 2020, Navigant): „Polska neutralna klimatycznie 2050. Elektryfikacja i integracja sektorów”: 85% OZE, 80% pomp ciepła w domach, **42% popytu na gaz pokrywa zielony H₂**, magazyny sezonowe ciepła i H₂ | https://www.forum-energii.eu/en/poland-climate-neutrality-by-2050-electrification-and-sector-coupling | [W] | korekta cytowania; treść („wiatr + pompy + H₂/biometan”) się zgadza |
| **CAKE/KOBiZE 2022** „Polska net-zero 2050” | (brak w raporcie) | popyt na prąd **140 → 330–360 TWh (2050)**; OZE ~70% (2050); średni koszt wytwarzania ~95 €’2015/MWh w scenariuszu NEU 2050 | https://climatecake.ios.edu.pl/wp-content/uploads/2022/06/CAKE_Energy-transformation-2050_Summary_EN.pdf | [W] | uzupełnienie |
| **Instrat** (PyPSA-PL) | „wiatr na lądzie najtańszą dźwignią; baterie + gaz rezerwowy” [N] | **Policy Paper 03/2024 (10.12.2024): ~500 TWh produkcji w 2050, ⅓ na elektrolizę; bez elektrolizy 325 TWh; potencjał PV 95 GW, ląd 43 GW, morze 31 GW; potrzeba ~14 GW atomu.** Wariant bez atomu: +40 GW wiatru i +50 GW PV ponad potencjał, **15–20% taniej**, ale według autorów „praktycznie niewykonalny”. Po 2035 szczytówki tylko wodorowe; gaz → biometan | https://instrat.pl/en/three-challenging-decades/ ; PDF https://instrat.pl/wp-content/uploads/2024/12/Instrat-Policy-Paper-03-2024-Three-challenging-decades.pdf | [W] | **ważne dla interpretacji `16`/`18`** (patrz §3) |
| WiseEuropa | „Pathways to net-zero Poland”, 2020 | faktycznie: **„A New Chapter. Shifting Poland towards a net-zero economy”, III 2019** | https://wise-europa.eu/en/2019/03/21/a-new-chapter-wiseeuropa-report-on-shifting-poland-to-net-zero-economy/ | [W] | korekta tytułu i roku |
| Agora dla PL | (założenie wyjściowe) | nie znalazłem pracy Agory z modelem 100% OZE dla Polski | – | [N] | – |

### 1f. Dunkelflaute XI i XII 2024 (weryfikacja tabeli 3.4 w raporcie 19)

Dane rzeczywiste: produkcja wiatru (energy-charts `public_power`) jako % średniej danego miesiąca (średnia obejmuje sam epizod, więc „norma” jest lekko zaniżona) [OBL, W dla danych]:

| Kraj | 4–10 XI 2024 (najgorszy tydzień Europy) | 6–14 XI 2024 | 9–14 XII 2024 | 12 XII 2024 |
|---|---|---|---|---|
| PL | 22% | 21% | 65% | 24% |
| DE | 25% | 40% | 61% | **7%** |
| FR | 33% | 64% | 80% | 41% |
| ES | 60% | **104%** | 75% | 37% |
| PT | 72% | **100%** | 68% | 77% |
| IT | 34% | 59% | 62% | 49% |
| GR | **149%** | **110%** | 76% | 27% |

Ceny day-ahead (energy-charts `price`) [W]:

| Strefa | Maks. 4–8 XI 2024 | Średnia 4–8 XI | Maks. 11–13 XII 2024 | Średnia 11–13 XII |
|---|---|---|---|---|
| DE-LU | **820 €/MWh** (6.11, 17:00 CET) | 159 | **936 €/MWh** (12.12, 17:00 CET) | 280 |
| PL | 630 (6.11, 17:00) | 156 | 336 (11.12, 8:00) | 168 |
| SE4 | 473 | 108 | 699 (12.12) | 221 |
| NO2 | 145 | 47 | **898** (12.12) | 225 |

Wnioski z weryfikacji:
- **Raport `19` się broni.** W XI 2024 ponad normą była tylko Grecja (ERA5: 1,88; dane rzeczywiste: 1,49 w 4–10.11). Iberia była w normie dopiero w 6–14.11 (ES 104%, PT 100%; ERA5: PT 1,18). Włochy i Francja miały mniej niż normalnie. W XII 2024 całe południe było poniżej normy, zgodnie z tabelą (tylko Finlandia i Norrland powyżej).
- **Teza „południe wieje, gdy w PL mróz” dotyczy mroźnych wyżów** (1997, 2006, 2012, I 2024), **nie „szarych” flaut listopadowo-grudniowych**. Raport to rozróżnia, a film powinien to powtórzyć.
- **12.12.2024 NO2 (południowa Norwegia) miała 898 €/MWh.** Norweskie hydro nie „wygasiło” ceny, bo przy spięciu rynków w szczycie woda wyceniana jest drogo, a kable są pełne. To dobry dowód na tezę „energia jest, moc przesyłu i cena już nie”. [W dane / Ś interpretacja]
- Źródła mediów: CLEW https://www.cleanenergywire.org/news/short-term-power-prices-spike-amid-new-dunkelflaute-germany-most-customers-unaffected ; https://www.cleanenergywire.org/news/prolonged-dunkelflaute-shrinks-germanys-renewables-output-early-november ; Dexter Energy https://dexterenergy.ai/news/2024-events-in-short-term-power-markets/ [Ś]. Dane surowe: API energy-charts (pobrane 2026-09-27) [W].

---

## 2. Korekty, które ZMIENIAJĄ wnioski lub liczby do filmu

### 2.1 Koszt kawerny wodorowej (model `16`, raport `18` §5.4) — zmienia koszt 100% OZE [W/OBL]
Model `16` przyjął 0,5 €/kWh H₂ (0,03 €/kWh-rok). Standardowe dane DEA (PyPSA) to 2,67 €/kWh (2030) i 1,60 €/kWh (2050), żywotność 100 lat, co przy WACC 5% daje 0,135 i 0,081 €/kWh-rok. Przeliczenie wariantów `16` **bez ponownej optymalizacji** (górna granica wpływu):

| Scenariusz `16` | Magazyn H₂ | Koszt w `16` | DEA 2050 (1,60 €/kWh) | DEA 2030 (2,67 €/kWh) | PNNL (~6 €/kWh) |
|---|---|---|---|---|---|
| O3: 100% OZE, nowe budynki | 39,3 TWh | 91 €/MWh | **~100** (+9) | **~109** (+18) | ~138 (+47) |
| O3b: 100% OZE, stare budynki | 67,9 TWh | 112 €/MWh | ~125 (+13) | ~139 (+27) | ~182 |
| O2: gaz rezerwowy (H₂ ~1 TWh) | 1 TWh | 74 €/MWh | 74 | ~74,5 | ~75 |

Optymalizator przy droższej kawernie zbudowałby mniej magazynu i więcej przewymiarowania PV/wiatru, więc realny wzrost będzie mniejszy niż w tabeli. Rząd wielkości: **100% OZE ≈ 95–105 €/MWh zamiast 91**. **„Premia za ostatnie 10–15%” rośnie z ~23% do ~30–40%** (74 → ~100). Zdanie do filmu „100% kosztuje ~20–30% więcej” trzeba zmienić na **„~30–40% więcej”**, albo ponownie przeliczyć optymalizację kosztową z raportu 16 z `SH2≈0,10–0,135`.
Porównanie z literaturą: Sepulveda/Jenkins (firm tańszy o 10–62%) — nasza różnica 26–35% nadal mieści się w przedziale. Instrat: wariant bez atomu jest 15–20% tańszy, ale wymaga ziemi ponad potencjał.
Pochodna w `18`: „pojemność H₂ ~200× tańsza niż bateria” → **~40–140× taniej** (1,6–2,7 vs 115–220 €/kWh). Teza „wodór to spiżarnia, nie bateria” zostaje.

### 2.2 Biometan jako „X” (raport `18` §5.5, pkt 12 streszczenia, §8) [W]
Zakres 4–8 mld m³/rok → **3–5 mld m³ realnie** (NCBR: inwestycyjny 3,2, wdrożeniowy 4,7). To ~13–27 TWh_el przy sprawności 40–55%. Optimum z gazem z `16` spala ~30 TWh_el/rok (~55–60 TWh paliwa ≈ 5,5 mld m³). **Biometan pokryje ~½–90% tej rezerwy, ale tylko jeśli cały trafi do energetyki.** NCBR przeznacza jednocześnie ~2 mld m³ dla przemysłu. Zdanie „biometan wystarcza na moc sterowalną co do energii” trzeba zmienić na: **„biometan wystarczy na część rezerwy; reszta to wodór albo import”**. Magazyny gazu 35 TWh [W] zostają jako „spiżarnia” na zimę 1-na-35.

### 2.3 Założenie o wietrze lądowym vs literatura PL (raporty `16`, `18`) [W]
Instrat (2024) szacuje potencjał lądowego wiatru PL na **43 GW** (PV 95, offshore 31). Nasze optimum `16` bierze 50–60 GW (limit 60), a warianty `18` 60–100 GW. W „utopii” pomijamy prawo, więc to spójne, ale **w filmie trzeba powiedzieć, że liczymy ~1,2–1,4× (`16`) do ~2× (`18`) więcej wiatru na lądzie, niż mieści się w dzisiejszej ocenie potencjału**. Instrat pokazuje też cenę tego założenia: bez atomu +40 GW wiatru i +50 GW PV „ponad potencjał”. Nasz wynik „offshore przegrywa kosztowo z lądem” (`16`) zależy właśnie od tego limitu.

### 2.4 Pilot Form Energy (raport `18`, tabela §3) [Ś]
„Uruchomienie ~2025” → **opóźnione; w II 2026 instalacja miała się zakończyć „w tym roku”**. Do IX 2026 nie znalazłem potwierdzenia pracy. W filmie: „pierwsze instalacje żelazo-powietrze dopiero powstają, duże kontrakty (30 GWh Google/Xcel) od 2028”.

---

## 3. Korekty BEZ wpływu na wnioski (albo je wzmacniające)

- **Hydro:** Norwegia 87 TWh, Szwecja 33,7 TWh, Szwajcaria 8,8 TWh, Europa 180–220 TWh — potwierdzone [W]. Francja 3,6 TWh zamiast 10, Hiszpania (18,5 TWh) do dopisania. „Energia jest, brakuje mocy” — bez zmian.
- **Kable Norwegii:** ~9 GW łącznie, ale ~5,2 GW na kontynent i do UK. **Wzmacnia** wniosek `19` (Norwegia pokryje w tygodniu typu XI 2024 raczej ~3–4% deficytu Europy, nie 5–6%).
- **SwePol 600 MW, LitPol 500 MW, Harmony Link 700 MW (2030, lądowy)** — potwierdzone. TYNDP 2024: dla DE–PL brak projektu. **Wzmacnia** „realne plany o rząd za małe”.
- **Wymiana PL ±5 GW** — potwierdzone na danych 2024–2026 (import maks. 5,1 GW, eksport maks. 5,7 GW) [W].
- **Moce wiatru 2025** (wagi `19`) — wszystkie w granicach ±7% od WindEurope. Udział DE–NL–DK–UK–PL = 52,1% [W]. Wyniki `19` bez zmian.
- **Magazyny gazu PL 3,31 mld m³ ≈ 35 TWh; Mogilno 581, Kosakowo 295 mln m³ czynne** [W]. Uwaga: w kawernach jest tylko ~0,9 mld m³.
- **Kawerny: 0,05–0,20 TWh na kawernę, 62–514 kawern** [W]. Potencjał soli większy od potrzeb o 1–2 rzędy wielkości.
- **Kittel/Roth/Schill 351/159 TWh, 1996/97, 55 dni** [W]. Sprawdzić, czy korekta z VII 2026 nie zmieniła tekstu (dotyczyła rys. 2).
- **Ruhnau & Qvist:** 55 TWh H₂ (≈56) [W]. Dodatkowo: jeden rok pogody niedoszacowuje magazyn >2×, co potwierdza naszą uwagę o łagodnych latach 2021–24.
- **Heard 2017, Brown 2018 (Response), Sepulveda 2018, Schlachtberger 2017, Child/LUT 2019** — liczby potwierdzone [W]. Poprawić przypisanie: „−25–30% dzięki sieci” to Schlachtberger, nie Brown 2018 (Energy).
- **Polar Night 1 MW/100 MWh, CAES Hubei (300 MW, ~70%)** — potwierdzone. Do dopisania **Huai'an 600 MW/2,4 GWh (III 2026)**.
- **PTES:** 0,5–1,3 €/kWh zamiast 0,3. Sezonowy magazyn ciepła na 11 TWh_th kosztuje 5,5–15 mld € zamiast 4–6,5. Nadal ~100× taniej niż bateria. Zdanie „mniej niż jeden duży blok jądrowy” jest na granicy — lepiej mówić „rząd jednego bloku jądrowego”.
- **Atrybucje literatury:** „Polska net-zero 2050” = CAKE/KOBiZE (2022), Forum Energii = „Polska neutralna klimatycznie 2050” (2020), WiseEuropa = 2019. Treść wniosków bez zmian.
- **McKinsey: 380 mld €** [Ś]; offshore 45 GW (więcej niż „33 GW = cały Bałtyk” z `18`; ograniczenie offshore w `18` jest raczej ostrożne).
- **Dunkelflaute XI/XII 2024:** tabela epizodów `19` zgodna z danymi rzeczywistymi. Ceny: 820 €/MWh (6.11) i 936 €/MWh (12.12) w DE-LU, 898 €/MWh w NO2 [W].

---

## 4. Nasz model (`16`) na tle literatury dla Polski

| Źródło | Popyt na prąd 2050 | Miks / kręgosłup | Moc sterowalna / magazyn sezonowy | Koszt |
|---|---|---|---|---|
| **Nasz `16`, optimum z gazem (nowe budynki)** | 230 TWh (bez elektrolizy; pełna elektryfikacja, termomodernizacja) | PV ~80 GW, ląd ~50 GW, offshore 0 | **~24 GW gazu**, ~1 250 h/rok, ~30 TWh_el, ~12 Mt CO₂ | **74 €/MWh** (wytwarzanie, bez sieci) |
| **Nasz `16`, 100% OZE** | 230 TWh | PV 152, ląd 60 (limit) | 22 GW turbin H₂, 14 GW elektrolizy, **39 TWh H₂** | 91 → **~100–109 €/MWh po korekcie kawern** |
| Instrat 2024 | ~500 TWh produkcji, 325 TWh bez elektrolizy | PV 95, ląd 43, morze 31 (sufity) + **~14 GW atomu** | szczytówki gazowe → biometan; po 2035 tylko H₂ | wariant bez atomu 15–20% taniej (ale ponad potencjał) |
| CAKE/KOBiZE 2022 | 330–360 TWh | OZE ~70%, reszta atom/gaz z CCS | – | ~95 €’2015/MWh (≈120+ € dziś) średni koszt wytwarzania |
| Forum Energii 2020 | – | 85% OZE; 80% pomp ciepła; H₂ = 42% popytu na gaz | magazyny sezonowe ciepła i H₂ | – |
| McKinsey 2020 | wzrost >50% (bez pełnej elektryfikacji w tej liczbie?) [N] | wiatr ~75%, offshore 45 GW | gaz jako rezerwa | +380 mld € do 2050 |
| LUT (Europa, Child 2019) | – | PV + wiatr | baterie + power-to-gas | 51–56 €/MWh (Europa, stare ceny kapitału) |
| Kittel i in. 2026 (Europa) | – | OZE + LDES | **351 TWh** LDES (7% popytu); 159 TWh przy miedzianej płycie | – |

Wnioski z porównania:
1. **Moc sterowalna ~20–40 GW** (nasze 24 GW przy nowych budynkach, 42 GW przy starych) zgadza się z literaturą: nikt dla PL nie pokazuje systemu bez dużej floty szczytowej (gaz → biometan/H₂), a Instrat dokłada atom 14 GW.
2. **Nasz popyt jest niższy** (230–285 TWh vs 325–360 TWh bez elektrolizy). Wynika to z utopijnej termomodernizacji i efektywności, więc nasze GW i TWh magazynu są raczej dolną granicą.
3. **Nasz koszt 74 €/MWh jest niższy niż CAKE (~120 € dziś)**, bo: (a) nie liczymy sieci, (b) utopijna elastyczność aut i ciepła, (c) więcej wiatru na lądzie niż „potencjał” Instratu, (d) brak atomu. Po korekcie kawern **100% OZE ≈ 100–109 €/MWh** jest bliżej literatury.
4. **Magazyn sezonowy:** nasze 39 TWh H₂ dla PL (≈17% rocznego popytu w H₂, ≈11% w prądzie) jest wysokie względem Kittela dla Europy (7%). Tak ma być, bo liczymy „wyspę” — Kittel przy realnych połączeniach daje 7%, przy miedzianej płycie 3%. Spójne z raportem `19` (magazyn sezonowy −51…−72% przy integracji z Europą).

---

## 5. Czego nie udało się zweryfikować [N]
- Austria i Włochy: łączna pojemność zbiorników (tylko rząd wielkości).
- Pełny tekst Kittel i in. w Nature po korekcie z 9.07.2026 (czy 351/159 zostały).
- Status uruchomienia pilota Form Energy w Cambridge po II 2026.
- KPEiK 2025: cele biometanu (1,1 / 2,6 mld m³ znam tylko z mediów).
- Ruhnau & Qvist: „~6% popytu”.
- Osobna praca LUT/Breyer i praca Agory ze 100% OZE dla Polski.
- Przyczyna i czas trwania awarii SwePol z II 2026.
- Kittel & Schill: „VRE na poziomie 47% średniej” w 1996/97.