# 24. Weryfikacja dodatków do filmu: ETS, sierpień 2015, atom a PV, ładowanie bez domu, AGD, taryfy

> **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:
>
> - **rekord fotowoltaiki 14 565 MW z 20.05.2026 (11:45) potwierdziliśmy w danych PSE 9.10.2026** (raport 28). Punkt „potwierdzić na raporty.pse.pl” jest zamknięty. Moc paneli dziś: **27,9 GW** (PSE, koniec lipca 2026); 26,9 GW to stan z maja;
> - **pralki: 57% to odsetek ankietowanych w Unii, którzy deklarują, że ich pralka ma opóźniony start** (badanie z 2017 roku), a nie odsetek pralek. Film nie podaje tej liczby;
> - **G11 Taurona:** ok. 1,17–1,21 zł/kWh dotyczy domu, który zużywa 2 000 kWh rocznie. Plansza w filmie (ok. 1,06 zł/kWh) liczy dużo większe zużycie (mieszkanie z autem elektrycznym), przy którym opłaty stałe rozkładają się na więcej kilowatogodzin;
> - film mówi ostrożniej niż „gotowe zdania” z tego raportu. O handlu emisjami: „mniej emisji to mniejszy koszt dla firm, bez takiej samej straty dla budżetu”. O sierpniu 2015: „upał i niski stan rzek były jedną z przyczyn ograniczeń”. O panelach: „potrafią dać około trzech czwartych potrzebnej mocy” (rekord z 20 maja), a nie „dziś w południe dają”.
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

Stan wiedzy na 28.09.2026. Każdy punkt ma układ: pytanie → ustalenie → liczby → źródła → pewność → gotowe zdanie.

**Pewność:**
- [W] wysoka: źródło pierwotne albo oficjalne;
- [Ś] średnia: źródło wtórne albo branżowe;
- [N] niska: niezweryfikowane.

[OBL] oznacza nasze własne wyliczenie.

## Werdykty w skrócie

| # | Teza lub pytanie | Werdykt |
|---|---|---|
| 1b | „Wpływy budżetu z ETS nie zależą od tego, ile spalimy; opłaty elektrowni to odpływ do wspólnej puli, a nie transfer wracający 1:1” | **POTWIERDZONA** [W]. Zastrzeżenia (rezerwa MSR, efekt cenowy, Fundusz Modernizacyjny) są drugiego rzędu. |
| 1a | Ile Polska dostaje z aukcji ETS | 2025: 3,85 mld € (~16 mld zł). 2026 do końca VIII: 1,92 mld € (~8,2 mld zł). Cały 2026 ≈ 13–14 mld zł, a nie „20,5 mld zł” z prognozy rządu. |
| 1d | Darmowe uprawnienia dla polskiej energetyki w 2026 | **Zero** (Polska nie korzysta z derogacji art. 10c od 2021) [W] |
| 1e | ETS2 | Start w 2028. Aukcje ruszą w 2027. Kontrakty terminowe na 2028 ~67–75 €/t przy znikomym obrocie. |
| 2 | Sierpień 2015 | 20. stopień zasilania 10.08.2015, ubytki ~4,4 GW (~1/5 zapotrzebowania). Moc PV w Polsce wynosiła wtedy ~0,1 GW. Stopni zasilania później nie było. Rynek mocy przywołano 30.06.2026. |
| 3 | Atom a PV | AP1000 może pracować nadążnie (5%/min). Francja w 2025 celowo nie wyprodukowała 33 TWh (modulacja), coraz częściej w południe. Polskie dokumenty nie opisują wprost konfliktu atomu z nadwyżką PV. Lubiatowo: blok 1 w 2036. |
| 4 | Ładowanie bez domu | Wielka Brytania: >28 tys. ładowarek w latarniach i krawężnikach. Trojan Energy zbankrutował (przejęty w II 2026). Polska: art. 12b daje prawo do ładowarki. Koszt ~8 tys. zł netto za miejsce w nowym budynku, ~15 tys. zł w istniejącym. Rozliczenie na mieszkańca przez podlicznik z legalizacją i aplikację jest dostępne. |
| 5 | Sprzęt AGD | 57% pralek w UE ma opóźniony start. Taryfa dynamiczna przesuwa ręcznie tylko ~3–5% zużycia. |
| 6 | **Tauron G11 w 2026** | **~0,97 zł/kWh brutto zmiennie + ~36–40 zł/mies. opłat stałych**. Przy 2 000 kWh rocznie średnio ~1,17–1,21 zł/kWh. G13 Taurona **ma** szczyt przedpołudniowy 7–13 (0,271 zł/kWh brutto). |

---

## 1. EU ETS a polski budżet

### 1a. Ile Polska zarabia na aukcjach uprawnień (2021–2026)

**Ustalenie.** Polska sprzedaje własną pulę uprawnień EUA na aukcjach giełdy EEX w Lipsku. Polska ma własną platformę (tzw. opt-out). Liczby KOBiZE:

| Rok | Sprzedane EUA (mln) | Przychód (mld EUR) | ≈ mld zł | Średnia cena (EUR) | Źródło |
|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | 105,3 (EUA+EUAA; w tym zaległe wolumeny) | 5,59 | ~25,3 | ~53 | KOBiZE via [wnp.pl](https://www.wnp.pl/energetyka/polska-w-2021-roku-zarobila-na-co2-ponad-5-5-mld-euro,529295.html) (I 2022) |
| 2022 | 62,9 EUA + 0,11 EUAA | 4,976 | ~23 | ~79 | KOBiZE via [demagog.org.pl](https://demagog.org.pl/wypowiedzi/system-ets-ile-polska-placi-za-emisje-co2-i-import-uprawnien/) |
| 2023 | b.d. | 5,419 | ~24,5 | ~83 | KOBiZE via [PAP Biznes](https://biznes.pap.pl/wiadomosci/gospodarka/polska-w-24-uzyskala-przychod-ze-sprzedazy-eua-w-wysokosci-3843-mld-euro) (I 2025) |
| 2024 | 59,306 | 3,843 | ~16,5 (MKiŚ: 16,4 do budżetu) | 64,80 | jw. |
| 2025 | 52,532 | 3,851 | ~16,1 | 73,32 | [KOBiZE, Raport z rynku CO2 nr 165, XII 2025](https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/aktualnosci/2026/9_Analiza_rynku_CO2_grudzien_2025.pdf) (pub. I 2026) |
| **2026, I–VIII** | 25,05 | **1,923** | **~8,2** | 76,75 | suma tabel „Statystyka aukcji polskich uprawnień” z raportów KOBiZE nr 166–173 (I–VIII 2026), np. [VIII 2026](https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/aktualnosci/2026/117_KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_sierpien_2026.pdf) |

- Łącznie 2013–2025: **851,4 mln uprawnień, 31,585 mld EUR** (~139,5 mld zł) [W] (KOBiZE XII 2025).
- 2026 miesięcznie (mln EUR): I 258,9 · II 228,7 · III 207,2 · IV 334,0 (3 aukcje) · V 230,6 · VI 214,5 · VII 225,1 · VIII 223,7 [W].
- Kalendarz 2026: 48,7 mln EUA dla Polski. Od czerwca wolumen aukcji spadł z 1,52 do 1,38 mln EUA, a we wrześniu do **1,945 mln EUA na aukcję** (korekta o rezerwę MSR) [W] (KOBiZE VI i VIII 2026). Przy ~83 EUR IX–XII dadzą ~1,3 mld EUR, **cały 2026 ≈ 3,2 mld EUR ≈ 13–14 mld zł** [OBL, Ś].
- Uwaga: prognoza rządowa „~20,5 mld zł w 2026” (cytowana przez [rp.pl, 23.09.2026](https://energia.rp.pl/co2/art45174121-ets-finansuje-transformacje-ale-uderza-w-przemysl-bruksela-szykuje-nowe-rozdanie)) **nie zgadza się z tempem aukcji**. Do VIII wpłynęło ~8,2 mld zł. Nie używać tej liczby jako faktu [Ś].
- Rozbieżności PLN wynikają z kursu i z tego, co liczymy: przychód z aukcji vs wpływ na rachunek budżetu. MKiŚ szacowało 2025 na 18,5 mld zł przychodu i 13,8 mld zł do budżetu ([wnp.pl](https://www.wnp.pl/energia/luka-w-eu-ets-prawdziwe-koszty-i-zyski-dla-gospodarki-polski,1074207.html)), a KOBiZE/rp.pl podają 16,1 mld zł. **Na ekran: kwoty w EUR z KOBiZE.**

**Pewność:** [W] dla EUR 2022–2026 (KOBiZE), [Ś] dla przeliczeń na zł i dla 2023 (wtórne omówienie raportu KOBiZE).

**Zdanie do filmu:** „W 2025 roku Polska sprzedała na aukcjach 52,5 mln uprawnień za 3,85 mld euro, czyli około 16 mld zł. Od 2013 roku uzbierało się 31,6 mld euro.”

### 1b. Czy wpływy zależą od tego, ile spalimy? (sprawdzenie tezy)

**Teza:** „Wpływy budżetu z ETS nie zależą od tego, ile spalimy. Opłaty elektrowni za emisję to realny odpływ do wspólnej puli, a nie transfer wracający 1:1.”

**Werdykt: POTWIERDZONA co do istoty [W], z trzema drobnymi zastrzeżeniami.**

Mechanizm (dyrektywa 2003/87/WE, [tekst skonsolidowany EUR-Lex](https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/?uri=CELEX:02003L0087-20240301)):
1. **Ile Polska sprzedaje, ustala wzór, a nie bieżące emisje.** Art. 10 ust. 2 dzieli pulę aukcyjną UE tak:
   - 90% według historycznego udziału w emisjach ETS (2005–2007, zamrożony);
   - 10% jako „solidarność” dla biedniejszych państw (zał. IIa, Polska +39%);
   - osobno Fundusz Modernizacyjny (art. 10d, zał. IIb, Polska ~43% funduszu).

   Nic z tego nie rośnie, gdy polskie elektrownie spalą więcej. Całkowity limit jest unijny i maleje o 4,3–4,4% rocznie. [W]
2. **Polskie instalacje kupują uprawnienia gdziekolwiek**, na dowolnej aukcji (unijnej, niemieckiej, polskiej) albo na rynku wtórnym (ICE/EEX), i umarzają je bez względu na kraj pochodzenia. [W]
3. **Skala luki:**
   - W 2025 polskie instalacje wyemitowały **145,35 Mt CO2**, w tym elektrownie i elektrociepłownie zawodowe ~96,5 Mt ([KOBiZE, raport IV 2026, tab. 6](https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/aktualnosci/2026/79_KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_kwiecien_2026.pdf)).
   - Polska sprzedała **52,5 mln** uprawnień.
   - Elektrownie nie dostają darmowych uprawnień (p. 1d). Przemysł i ciepło systemowe dostają część za darmo, rzędu kilkudziesięciu mln [N, nie ustalono dokładnie; do sprawdzenia w EUTL].
   - **Kilkadziesiąt mln ton rocznie trzeba więc „importować”** z puli innych państw i z rynku. Przy ~75 EUR/t to rzędu kilku mld EUR/rok, które płyną do budżetów innych państw, funduszy UE (Innowacyjnego, Modernizacyjnego, RRF) i do sprzedawców na rynku wtórnym [OBL, Ś].
   - Dla porównania: cztery największe grupy energetyczne (Orlen, PGE, Enea, Tauron) zapłaciły za emisje ~31 mld zł, a do państwa wpłynęło 16,1 mld zł ([rp.pl, 23.09.2026](https://energia.rp.pl/co2/art45174121-ets-finansuje-transformacje-ale-uderza-w-przemysl-bruksela-szykuje-nowe-rozdanie)) [Ś].
4. **Wniosek dla filmu:** każda tona CO2 mniej to ~75–85 EUR, których polska firma nie wydaje. Budżet nie traci na tym ani złotówki z aukcji. „Import” uprawnień jest odpływem z kraju. Nie jest to więc transfer „z kieszeni do kieszeni”.

Zastrzeżenia (drobne, ale uczciwe):
- **(i) Rezerwa MSR:** ogólnounijna nadwyżka uprawnień (TNAC) zmniejsza wolumeny aukcyjne wszystkich państw proporcjonalnie, w tym polskie (widać to w korekcie od IX 2026). Mniejsze polskie emisje minimalnie zwiększają nadwyżkę UE, więc pośrednio i minimalnie zmniejszają polski wolumen. Efekt drugiego rzędu [Ś].
- **(ii) Efekt cenowy:** polski popyt (~10–12% emisji ETS) nieco podbija cenę EUA, a od ceny zależą wpływy. Kierunek „więcej spalamy → drożej sprzedajemy” istnieje, ale jest mały w porównaniu z zapłatą za dodatkowe tony [Ś].
- **(iii) Część pieniędzy wraca innymi kanałami.** Polska jest największym beneficjentem Funduszu Modernizacyjnego (wypłata 1,44 mld EUR w 2025 wg [KOBiZE XII 2025](https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/aktualnosci/2026/9_Analiza_rynku_CO2_grudzien_2025.pdf)). Te kwoty są jednak ustalone kluczem, a nie proporcjonalne do polskich emisji. „Nie 1:1” pozostaje prawdą [W].
- **Historycznie było inaczej:** w latach 2013–2020 (derogacja art. 10c) polska energetyka dostawała darmowe uprawnienia. 2021 miał wyjątkowo duży wolumen (105 mln).

**Pewność:** [W] dla mechanizmu, [Ś] dla skali odpływu (brak dokładnej liczby darmowych przydziałów w tym opracowaniu).

**Zdanie do filmu:** „Ile uprawnień Polska sprzedaje, ustala unijny klucz, a nie nasze kominy. Gdy elektrownia spali więcej węgla, budżet nie dostaje ani złotówki więcej. Firma dokupuje uprawnienia od innych i te pieniądze wyjeżdżają z kraju.”
**Na ekran:** „Emisje PL w ETS 2025: 145 Mt · sprzedane przez PL uprawnienia: 52,5 mln · resztę trzeba kupić z puli UE.”

### 1c. Na co Polska wydaje wpływy

**Ustalenie:**
- Większość trafia do **ogólnego budżetu**.
- 25% idzie do **Funduszu Rekompensat Kosztów Pośrednich** (ulga dla przemysłu energochłonnego).
- Zapowiadany od 2021 **Fundusz Transformacji Energetyki nie powstał**. MKiŚ nadal „pracuje nad koncepcją”, a przeszkodą jest deficyt ([rp.pl](https://energia.rp.pl/transformacja-energetyczna/art41786711-nowego-funduszu-transformacji-energetyki-na-razie-nie-bedzie-brakuje-pieniedzy)).

Podział w 2025 ([rp.pl, B. Sawicki, 23.09.2026](https://energia.rp.pl/co2/art45174121-ets-finansuje-transformacje-ale-uderza-w-przemysl-bruksela-szykuje-nowe-rozdanie), na podstawie sprawozdania rządu dla KE):
- z 16,1 mld zł: 13,2 mld do budżetu i 2,92 mld na rekompensaty kosztów pośrednich;
- wydatki przypisane do ETS: PEJ (atom) 4,6 mld · rekompensaty 2,9 · dopłaty do kolei międzywojewódzkich 2,37 · obniżka VAT w transporcie 1,78 · CPK 1,13 · program infrastruktury kolejowej 1,2 · ElectroMobility Poland 0,8 · „Mój Prąd” 0,64 mld zł [Ś].

**NIK (30.10.2024)** ([nik.gov.pl](https://www.nik.gov.pl/aktualnosci/uprawnienia-do-emisji-gazow-cieplarnianych.html)):
- z ~94 mld zł (2013–V 2023) tylko **1,3% (~1,2 mld zł)** trafiło bezpośrednio na cele klimatyczne (przez NFOŚiGW);
- 63% zasiliło ogólny budżet;
- pieniądze finansowały m.in. rekompensaty za zamrożenie cen prądu (Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny) [W].

**Nowe (VII 2026):** Komisja proponuje, by 30% przychodów z ETS szło do budżetu UE jako „zasób własny”. Polska (wiceminister Bolesta) jest przeciw, bo straciłaby ~4,8 mld zł/rok ([wnp.pl, 26.07.2026](https://www.wnp.pl/rynki/bolesta-polska-przeciw-przesunieciu-do-unijnej-kasy-czesci-srodkow-ze-sprzedazy-uprawnien-do-emisji,1084527.html)) [Ś].

**Zdanie do filmu:** „Pieniądze z CO2 w większości znikają w ogólnym budżecie. NIK policzyła, że na cele klimatyczne wprost poszło 1,3%. Ostatnio część idzie na atom, kolej i ulgi dla przemysłu.”

### 1d. Darmowe uprawnienia dla energetyki (art. 10c) w 2026

**Ustalenie:**
- W IV okresie (2021–2030) z derogacji art. 10c korzystają tylko **Bułgaria, Węgry i Rumunia**.
- **Polska „była uprawniona, ale zdecydowała się nie korzystać”**. Jej pula z art. 10c (273,2 mln uprawnień) jest sprzedawana na aukcjach w zwykłym trybie ([Komisja Europejska, „Allocation to modernise the energy sector”](https://climate.ec.europa.eu/eu-action/carbon-markets/eu-emissions-trading-system-eu-ets/free-allocation/allocation-modernise-energy-sector_en), pobrane 28.09.2026) [W].
- **Polska energetyka w 2026 nie dostaje żadnych darmowych uprawnień na produkcję prądu.**
- Darmowy przydział (benchmarki, art. 10a) dostają ciepło systemowe i przemysł. Od 2025 ciepłownictwo może liczyć na +30% ([MKiŚ](https://www.gov.pl/web/klimat/darmowe-uprawnienia-do-emisji-co2-dla-cieplownictwa2)) [Ś].

**Zdanie do filmu:** „Od 2021 roku polskie elektrownie płacą za każdą tonę CO2. Darmowych uprawnień na produkcję prądu nie ma.”

### 1e. ETS2 (budynki i transport drogowy)

**Ustalenie:**
- **Start przesunięty z 2027 na 2028.**
- W VI 2026 Parlament i Rada zawarły wstępne porozumienie wzmacniające rezerwę MSR. Interwencja podażowa zadziała, gdy cena przekroczy **45 EUR w cenach z 2020** (≈ 55 EUR nominalnie w 2028) [OBL].
- **Aukcje ETS2 ruszą już w I 2027** (frontloading, platforma EEX) ([KOBiZE, raport VI 2026](https://www.kobize.pl/uploads/materialy/materialy_do_pobrania/aktualnosci/2026/98_KOBiZE_Analiza_rynku_CO2_czerwiec_2026.pdf)) [W].
- 45 EUR to **nie jest twardy sufit**, tylko próg uwolnienia dodatkowych uprawnień [W].
- Społeczny Fundusz Klimatyczny: Polska może dostać do 11,4 mld EUR przy wkładzie własnym ~3,8 mld EUR (KOBiZE VI 2026) [W].

**Cena:**
- Kontrakt futures ETS2 na XII 2028 (ICE Endex) notował w VIII 2026 ok. **67–75 EUR**, przy znikomej płynności. W VII 2026 nie było ani jednej transakcji (KOBiZE VIII 2026, wykres 2) [W].
- Prognozy analityków to zwykle 45–80 EUR na start. Rynek wycenia powyżej progu 45 EUR (2020) [Ś].

**Zdanie do filmu:** „Od 2028 roku CO2 z benzyny, oleju napędowego, gazu i węgla w domach też będzie miał cenę. Rynek wycenia ją dziś na 65–75 euro za tonę. To około 70 groszy netto na litrze benzyny.”
[OBL: 2,3 kg CO2/l × 70 EUR/t = 0,16 EUR/l ≈ 0,69 zł/l netto, ~0,85 zł z VAT. Przy progu 45 EUR (2020) ≈ 55 EUR: ~0,54 zł/l netto.]

---

## 2. Sierpień 2015: stopnie zasilania i upały

### 2a. Co się stało

**Przebieg:**
- 10.08.2015 o 7:55 PSE ogłosiły dla całego kraju stopnie zasilania:
  - **20. stopień** w godz. 10:00–17:00,
  - 19. stopień w godz. 17:00–22:00,
  - prognoza 11. stopnia na noc.
- 11.08 Rada Ministrów wydała rozporządzenie ograniczające pobór odbiorcom o mocy umownej > 300 kW. Obowiązywało **do 31.08.2015**.
- Według PSE był to pierwszy 20. stopień od końca lat 80.
- Źródła: [PSE, komunikat 10.08.2015](https://www.pse.pl/-/komunikat-dotyczacy-wprowadzenia-stopni-zasilania-z-dnia-10-sierpnia-2015-r-z-godz-7-55), [PSE, raport o przyczynach, 3.11.2015](https://www.pse.pl/-/pse-sa-opracowaly-raport-o-przyczynach-wprowadzenia-na-terenie-kraju-ograniczen-w-dostawach-i-poborze-energii-elektrycznej-w-sierpniu-2015-r-) [W].

**Przyczyny:**
- Według PSE: upały i niekorzystna sytuacja hydrologiczna.
- Wieczorem 9.08 ubytki mocy skoczyły o 1 200 MW.
- Nieplanowane ubytki sięgnęły **~1/5 zapotrzebowania prognozowanego na szczyt (22,2 GW), czyli ~4,4 GW** [W dla proporcji, OBL dla GW].
- Kozienice i Połaniec ograniczały pracę bloków już od 4.08, bo woda w rzekach była niska i ciepła: ~1,3 GW w 6 blokach, według WysokieNapięcie > 2 GW w blokach chłodzonych wodą rzeczną ([rp.pl, 3.11.2015](https://energia.rp.pl/energetyka-zawodowa/elektroenergetyka/10388-pse-wprowadzenie-stopni-zasilania-w-sierpniu-zapobieglo-blackoutowi), [WysokieNapięcie, 10.08.2016](https://wysokienapiecie.pl/1661-20-stopien-zasilania-po-roku-jest-poprawa-ale-mogloby-byc-lepiej/)) [Ś].
- Do tego doszły słaby wiatr, remonty planowe i ograniczony import. Ten ostatni wiązał się z przepływami kołowymi z Niemiec [N, brak liczby].
- Nie ustalono, o ile MW faktycznie ograniczono pobór, bo pełny raport PSE nie jest w sieci [N].

**Moc fotowoltaiki (PV) w Polsce na koniec 2015:** ok. **108–120 MW**, w tym ~31,5 MW mikroinstalacji ([IEO, 2016](https://ieo.pl/aktualnosci/1100-raport-ieo-rynek-fotowoltaiki-w-polsce-w-2015-roku-wart-470-mln-zlotych)). URE podaje ~109 MW [Ś].

**Zdanie do filmu:** „W sierpniu 2015 upał i ciepłe, płytkie rzeki wyłączyły część bloków węglowych. Ubyło ponad 4 GW, czyli około piątej części zapotrzebowania, i PSE po raz pierwszy od końca lat 80. ogłosiły 20. stopień zasilania. Cała polska fotowoltaika miała wtedy około 100 MW.”

### 2b. Czy podobne sytuacje zdarzały się później

- **Stopni zasilania od 2015 nie było** [Ś/W].
- 26.06.2019 padł letni rekord zapotrzebowania: 24 144 MW, bez ograniczeń ([PSE](https://www.pse.pl/-/rekord-zapotrzebowania-na-moc-w-kse-w-okresie-letnim)) [W].
- **Przywołania rynku mocy** (łagodniejsze narzędzie, NIE stopnie zasilania): 23.09.2022, 6.11.2024 i **30.06.2026 w godz. 18–22** [W].
  - Powody w 2026: upał, rekordowe zapotrzebowanie, słaby wiatr i ograniczona dostępność bloków konwencjonalnych.
  - Źródła: [PSE, VI 2026](https://www.pse.pl/-/pse-oglosily-okresy-przywolania-na-rynku-mocy-na-30-czerwc), [globenergia, 30.06.2026](https://globenergia.pl/pse-przywoluja-dzis-rynek-mocy-upaly-oslabiaja-system-energetyczny/).
- **Nie mylić w filmie** przywołania rynku mocy ze stopniami zasilania.

### 2c. Produkcja PV w słoneczne dni dziś

- **Rekord: 20.05.2026 o 11:45 fotowoltaika dała 14 565 MW.** Zapotrzebowanie wynosiło 19 609 MW, więc PV pokryła ~3/4 zapotrzebowania. Eksport ~3,4 GW. Moc zainstalowana PV według PSE: 26,9 GW.
  - Źródła: [ecoekonomia za PSE, 20.05.2026](https://ecoekonomia.pl/2026/05/20/pse-instalacje-pv-w-polsce-odnotowaly-dzis-rekord-generacji-energii/), [PSE, komunikat o redysponowaniu 20–26.05.2026](https://www.pse.pl/-/komunikat-dotyczacy-prawa-do-rekompensaty-za-redysponowanie-nierynkowe-instalacji-fotowoltaicznych-w-dniach-20-21-22-23-24-25-i-26-maja-2026) [W; sprawdzić na raporty.pse.pl].
- **Ograniczanie produkcji PV** (nierynkowe redysponowanie): 597 GWh w 2024 i rekordowe 246,9 GWh w samym czerwcu 2026 ([gramwzielone](https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/20338935/operatorzy-wylaczaja-fotowoltaike-redukcje-wzrosly-o-2362), [wnp.pl](https://www.wnp.pl/energia/farmy-fotowoltaiczne-dlugo-popamietaja-czerwiec-padl-rekord-ograniczen,1079066.html)) [Ś].

**Zdanie do filmu:** „Tam, gdzie w 2015 było 100 MW słońca, dziś w południe fotowoltaika daje ponad 14 GW, czyli trzy czwarte zapotrzebowania kraju. W upał najtrudniejszy jest dziś wieczór, a nie południe. 30 czerwca 2026 PSE musiały przywołać rynek mocy właśnie na 18–22.”

### 2d. Elektrownie a upał: Polska i Francja (atom)

- **Polska:** bloki chłodzone wodą z rzeki w obiegu otwartym (Kozienice, Połaniec) ograniczają moc przy niskiej i ciepłej wodzie. Tak było w 2015 [Ś/W].
- **Francja, bilans roczny:** według EDF straty od 2000 roku to średnio ~0,3% produkcji rocznie; w 2003 ~5,5 TWh, w 2022 ~0,5 TWh ([Carbon Brief](https://www.carbonbrief.org/factcheck-how-nuclear-gas-wind-and-solar-power-are-affected-during-heatwaves); [nota EDF „Bilan été 2022”](https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2022-11/EDF%20-%20Note%20de%20synth%C3%A8se%20-%20Bilan%20%C3%A9t%C3%A9%202022.pdf)) [Ś/W].
- **Francja, czerwiec 2026:** upał obniżył produkcję floty o **8,7%, czyli ~5,5 GW z 63 GW**. Wyłączone lub ograniczone były m.in. Golfech, Bugey, Nogent, Saint-Alban, Chooz i Blayais ([AFP/EDF, 26.06.2026](https://www.connaissancedesenergies.org/afp/la-canicule-reduit-la-production-du-parc-nucleaire-de-87-indique-edf-260626), [SFEN](https://www.sfen.org/rgn/canicule-de-juin-pourquoi-edf-a-reduit-55-gw-de-puissance-nucleaire/)) [W].
- **Lata 2019 i 2024 we Francji:** epizody były, ale sum w TWh nie ustalono [N].

**Zdanie do filmu:** „Upał ogranicza nie tylko węgiel. W czerwcu 2026 Francja przez ciepłe rzeki straciła chwilowo 5,5 GW mocy jądrowej. W skali roku to jednak zwykle ułamek procenta produkcji.”

---

## 3. Atom i fotowoltaika

### 3a. Czy AP1000 umie nadążać za zmianami zapotrzebowania

Ustalenia:
- **Dokumentacja projektowa dla amerykańskiego dozoru (NRC DCD Rev. 19, rozdz. 4.3.2.4.16)** [W]:
  - reaktor podnosi moc z częściowego obciążenia w tempie **5% na minutę**, samym ruchem prętów regulacyjnych;
  - w trybie **MSHIM** reguluje moc powyżej 30% mocy znamionowej bez zmiany stężenia boru przez większość kampanii paliwowej;
  - praca nadążna to według tej dokumentacji normalna eksploatacja ([NRC ML11171A445](https://www.nrc.gov/docs/ML1117/ML11171A445.pdf), 2011).
- **Westinghouse** [W]:
  - skok obciążenia **±10%** w zakresie 25–100% mocy przechodzi bez wyłączenia reaktora;
  - zrzut obciążenia o 100% kończy się pracą na potrzeby własne elektrowni, bez wyłączenia ([westinghousenuclear.com](https://westinghousenuclear.com/energy-systems/ap1000-pwr/operations-and-maintenance/)).
- **Dobowy cykl 100→50→100%** (18 h pełnej mocy, 2 h zejścia, 2 h na 50%, 2 h powrotu) opisuje literatura chińska o blokach Sanmen i Haiyang ([ResearchGate](https://www.researchgate.net/publication/350774448_Operating_characteristics_and_peak_regulation_capability_of_AP1000_nuclear_power_unit)) [Ś]. W samej dokumentacji NRC tego sformułowania nie ma.

**Zdanie do filmu:** „AP1000 jest projektowany do pracy nadążnej. Może zmieniać moc o 5% na minutę i zejść do połowy mocy na kilka godzin. Technicznie da się go przyciąć w słoneczne południe. Pytanie brzmi, ile to kosztuje.”

### 3b. Francja: modulacja floty i ceny ujemne

Ile energii francuskie reaktory celowo nie wyprodukowały (modulacja):

| Rok | Modulacja | Uwagi |
|---|---|---|
| 2019 | ~15 TWh | |
| 2024 | **31 TWh** | w tym ~12–13 TWh „ekonomicznie”, przy niskich lub ujemnych cenach |
| 2025 | **33 TWh** | ~8% potencjalnej produkcji |
| 2028 (prognoza) | ~42,5 TWh | |

- **Tak, EDF obniża moc przy niskich i ujemnych cenach** [W].
  - Modulacja przesuwa się z nocy i weekendów na **środek dnia (11–17) wiosną i latem**.
  - Reaktor schodzi ze 100% do 20% mocy w ~30 min.
  - Ceny ujemne we Francji: 352 h w 2024 i 513 h w 2025.
- **Koszty według raportu EDF:** m.in. drgania w obiegu wody zasilającej, częstsze kontrole i wymiana korpusów turbin za ~1,4 mld €.
- Źródła:
  - [EDF, komunikat 16.02.2026](https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/le-groupe-edf-partage-les-principaux-enseignements-de-son-rapport-sur-la-modulation-de-son-parc-de-production)
  - [raport EDF o modulacji](https://www.edf.fr/sites/groupe/files/2026-02/2026_02_16_ETUDE_MODULATION.pdf)
  - [RTE, Bilan électrique 2025](https://assets.rte-france.com/prod/public/2026-02/Bilan-electrique-2025-principaux-resultats.pdf)
  - [RTE, Bilan 2024](https://assets.rte-france.com/prod/public/2025-04/2025-04-09-bilan-electrique-2024-rapport-complet.pdf)
- Ile GW dziennie i ile cykli: nie ustalono [N].

**Zdanie do filmu:** „Francja już to przerabia. W 2025 jej reaktory celowo nie wyprodukowały 33 TWh, coraz częściej właśnie w słoneczne południe. EDF przyznaje, że to kosztuje: szybciej zużywają się turbiny, trzeba częściej robić przeglądy.”

### 3c. Czy polskie analizy opisują konflikt atomu z nadwyżkami PV

- **KPEiK** (Krajowy plan w dziedzinie energii i klimatu) przyjęty przez Radę Ministrów **8.06.2026** [W]:
  - atom ma dawać ~40 TWh rocznie jako źródło podstawowe;
  - OZE mają dawać 65,6–68,9% prądu w 2040;
  - moc zainstalowana ma wzrosnąć do 128–156 GW w 2040;
  - źródło: [gov.pl](https://www.gov.pl/web/energia/krajowy-plan-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-przyjety-przez-rade-ministrow-dokument-opracowalo-ministerstwo-energii).
- **Instrat (15.05.2024):** pisze o ograniczaniu produkcji OZE i sztywności bloków konwencjonalnych. Wprost stwierdza, że elektrownia jądrowa „powinna być projektowana do współpracy z OZE” ([instrat.pl](https://instrat.pl/marowanie-pradu-z-oze/)) [W].
- **Brak dokumentu** PSE, KPEiK ani Forum Energii, który wprost modelowałby konflikt atomu z nadwyżką PV w weekendowe południa [N].
  - Nie przypisywać tej tezy tym instytucjom.
  - Nasza analiza (raport 16) podaje ją jako własny wniosek [OBL].

**Zdanie do filmu:** „Polskie plany zakładają atom jako źródło podstawowe, około 40 TWh rocznie, i jednocześnie dwie trzecie prądu z OZE. Jak te dwie rzeczy mają się spotkać w słoneczną niedzielę w maju, oficjalne dokumenty wprost nie liczą.”

### 3d. Harmonogram elektrowni Lubiatowo-Kopalino (stan IX 2026)

**Co już się stało:**
- **9–10.12.2025:** Komisja Europejska zatwierdziła pomoc publiczną [W]:
  - ~14 mld € kapitału,
  - 100% gwarancji Skarbu Państwa na dług,
  - kontrakt różnicowy na 40 lat,
  - 3 750 MW mocy.
  - Źródło: [nuclear.pl, 10.12.2025](https://nuclear.pl/wiadomosci,news,25121001,0,0.html).
- **31.03.2026:** PEJ złożyły w Państwowej Agencji Atomistyki (PAA) wniosek o zezwolenie na budowę jądrową ([gov.pl/paa](https://www.gov.pl/web/paa/do-prezesa-panstwowej-agencji-atomistyki-wplynal-wniosek-o-wydanie-zezwolenia-na-budowe-elektrowni-jadrowej-w-lokalizacji-lubiatowo-kopalino)) [W].
- **7.05.2026:** PAA zaopiniowała raport lokalizacyjny [W].
- **Zezwolenia na budowę do IX 2026 nie znaleziono** [Ś].
- **1.07.2026:** wojewoda wydał zgodę na II etap prac przygotowawczych [Ś].
- **5.08.2026:** teren przekazano Bechtelowi i ruszyły roboty ziemne [Ś].

**Plan na przyszłość** [Ś, źródła wtórne; potwierdzić na pej.pl]:
- **pierwszy beton jądrowy: 2028**;
- **blok 1 w eksploatacji komercyjnej: 2036**;
- kolejne bloki do ~2038.

**Zdanie do filmu:** „Pierwsza polska elektrownia jądrowa ma zgodę Brukseli na pomoc publiczną i trwają tam roboty ziemne. Pierwszy beton zaplanowano na 2028, a prąd z pierwszego bloku na 2036.”

---

## 4. Ładowanie auta bez własnego domu

### 4a. Ładowarki w chodniku, w krawężniku i w latarniach (Wielka Brytania)

**Ustalenie i liczby (stan na koniec VIII 2026, dane Zapmap):**

| Sieć | Technologia | Liczba punktów (UK) | Cena (p/kWh) | Moc | Jak się płaci | Pewność |
|---|---|---|---|---|---|---|
| ubitricity (Shell) | gniazdo w latarni | **14 441** | 44 w nocy (00–07) / 55 standard / 66 w szczycie (16–20), od 1.04.2026 | do 5,5 kW | aplikacja albo kod QR; zwykły kabel Type 2 | [W] liczba, [Ś] cennik |
| Connected Kerb | słupek w krawężniku; od II 2026 także gniazda w chodniku po Trojanie | **8 337** (w 2 031 miejscach) | 35–62 | 7 kW | aplikacja CK, Zapmap | [W] |
| char.gy | gniazdo w latarni | **5 690** | 40–60 (39 w nocy / 59 w dzień) | do 7,7 kW | aplikacja | [W]/[Ś] |
| Trojan Energy | gniazdo „płasko w chodniku” (flat & flush) z przenośnym adapterem | ok. 1 500 | pilotaż: 25 p (7,4 kW), 30 p (22 kW) | 7,4–22 kW | aplikacja | [W] |
| Urban Electric UEone | słupek chowany pod ziemię | pilotaż: >100 punktów (Dundee, Plymouth) | b.d. | 7 kW | aplikacja | [Ś] |

- **Trojan Energy zbankrutował.** W II 2026 Connected Kerb kupił go z administracji, czyli z brytyjskiej procedury upadłościowej ([electrive, 12.02.2026](https://www.electrive.com/2026/02/12/connected-kerb-takes-over-trojan-energy/)) [W].
- **Jak działał pilotaż Trojana (STEP) w Brent i Camden:** 150 punktów; do jednego przyłącza podpięto 15 punktów, które dzielą między sobą moc ([raport STEP](https://www.erm.com/contentassets/553cd40a6def42b196e32e4d70e149a1/subsurface-technology-for-electric-pathways.pdf)) [Ś].
- **Smart kabel ubitricity** to kabel z licznikiem w środku, kosztował 199 £. Nie jest już wymagany, bo płatność przeszła do aplikacji [Ś].
- **Koszt jednego punktu:**
  - Portsmouth (dotacje ORCS): ~3 tys. £ dotacji na punkt ([portsmouth.gov.uk](https://travel.portsmouth.gov.uk/cleaner-air/on-street-residential-chargepoint-scheme/)).
  - Program ORCS dopłacał do 7 500 £ na punkt, najpierw 75%, od X 2023 50% kosztów ([EST](https://energysavingtrust.org.uk/grants-and-loans/on-street-residential-chargepoint-scheme/)).
  - Kent (fundusz LEVI) dopłaca 1 000 £ do latarni, 1 500 £ gdy trzeba ruszyć krawężnik ([kent.gov.uk](https://democracy.kent.gov.uk/documents/s134843/EV%20Charging%20Report.pdf)).
  - **Latarnia kosztuje ~1–3 tys. £ na punkt. Słupek lub gniazdo w chodniku są wyraźnie droższe** [Ś]. Publicznej ceny punktu Trojana nie znaleziono [N].
- **Źródła liczb punktów:** Zapmap, strony poszczególnych sieci: [ubitricity](https://www.zapmap.com/ev-guides/public-charging-point-networks/ubitricity-network), [Connected Kerb](https://www.zapmap.com/ev-guides/public-charging-point-networks/connected-kerb-network), [char.gy](https://www.zapmap.com/ev-guides/public-charging-point-networks/char-gy-network) (odczyt 09.2026).

**Zdanie do filmu:** „W Wielkiej Brytanii przy ulicach działa już ponad 28 tysięcy ładowarek w latarniach i krawężnikach. Kierowca parkuje, wpina kabel i płaci w aplikacji. W nocy jest taniej: około 40–44 pensów za kWh.”
**Korekta:** Trojana nie przedstawiać jako działającej, samodzielnej firmy.

### 4b. Bloki i garaże podziemne

**Norwegia** [W]:
- Prawo do ładowania we wspólnotach (sameie) obowiązuje od 2017, w spółdzielniach (borettslag) od 1.01.2021.
- Zarząd może odmówić tylko z rzeczowego powodu („saklig grunn”) ([elbil.no](https://elbil.no/bor-du-i-borettslag-snart-far-du-laderett/), [NEF](https://nef.no/fagstoff/nye-regler-om-elbillading-i-borettslag-og-sameier/)).
- Wspólna infrastruktura z zarządzaniem mocą kosztuje ~4–7 tys. NOK na mieszkanie, ok. 1,5–3 tys. zł [Ś, dostawca].
- Oslo w 2026 dopłaca do 30% kosztów, maks. 8 000 NOK na punkt ([klimaoslo.no](https://www.klimaoslo.no/tilskudd/ladeinfrastruktur-til-borettslag-og-sameier/)) [W].

**Niemcy** [W]:
- Reforma prawa o własności lokali (WEMoG) obowiązuje od 1.12.2020.
- Według §20 ust. 2 WEG każdy właściciel ma roszczenie o przebudowę pod ładowanie. Wspólnota decyduje tylko „jak”, a nie „czy”, a koszt ponosi właściciel.
- Najemca ma podobne prawo z §554 BGB ([CMS](https://cms.law/de/deu/legal-updates/Anspruch-auf-eigene-Lademoeglichkeit-im-Wohnungseigentum), [Haufe](https://www.haufe.de/immobilien/verwaltung/weg-privilegierte-bauliche-veraenderungen-nach-der-weg-reform_258_618042.html)).

**Holandia** [Ś]:
- Nie ma ustawowego „prawa do słupka”. Gminy stosują zasadę „paal volgt auto”: kto nie ma własnego miejsca, dostaje za darmo publiczny słupek na wniosek, zwykle w 4–6 miesięcy ([ANWB](https://www.anwb.nl/auto/elektrisch-rijden/laadpalen/een-openbare-laadpaal-aanvragen-zo-doe-je-dat)).
- Właściciel miejsca w garażu wspólnoty (VvE) nie ma takiej ścieżki.

**Polska: art. 12b ustawy o elektromobilności** (od nowelizacji z 2.12.2021) [W]:
- Dotyczy budynków wielorodzinnych z ponad 3 lokalami.
- Mieszkaniec z tytułem prawnym do miejsca składa wniosek, a zarząd ma 30 dni na odpowiedź.
- Jeśli ekspertyza nie jest potrzebna, a wnioskodawca płaci, brak odpowiedzi oznacza zgodę.
- Punkt o mocy do 11 kW to czynność zwykłego zarządu, więc uchwała właścicieli nie jest potrzebna.
- Zarząd może odmówić tylko z trzech powodów: brak możliwości technicznych według ekspertyzy, brak tytułu prawnego albo brak zgody wnioskodawcy na pokrycie kosztów ([Inżynier Budownictwa, 10.03.2025](https://inzynierbudownictwa.pl/punkty-i-stacje-ladowania-w-spoldzielniach-oraz-wspolnotach-mieszkaniowych/)).
- **Precedens:** Sąd Rejonowy dla Warszawy Pragi-Południe 8.04.2025 nakazał wspólnocie zgodę na ładowarkę do 11 kW w garażu podziemnym. Zarząd blokował ją od II 2023 ([WysokieNapięcie, 9.04.2025](https://wysokienapiecie.pl/109337-ladowarka-w-garazu-prawem-mieszkanca-zapadl-precedensowy-wyrok/)) [W].

**Polska: nowe budynki:**
- Art. 12a: budynek z ponad 10 miejscami musi mieć kanały na kable do każdego miejsca, ale bez samych ładowarek [W/Ś].
- Dyrektywa EPBD 2024/1275, art. 14, wymaga więcej: w nowych budynkach 50% miejsc z przygotowanym okablowaniem i co najmniej 1 działający punkt. Termin transpozycji minął 29.05.2026. Według źródła branżowego Polska jej nie wdrożyła [Ś].

**Koszt na miejsce w Polsce przy wspólnej instalacji z dynamicznym zarządzaniem mocą (DLM)** [Ś, jedna oferta EVia Charge, 29.07.2026, [link](https://eviacharge.pl/blog/wallbox-wspolnota-mieszkaniowa-moc-przylaczeniowa)]:
- Nowy budynek: ok. **7 950 zł netto za punkt**. Składniki: ładowarka 3 200, montaż 1 050, kabel z korytem 2 100, rury 900, zabezpieczenia 550, podłączenie do DLM 150.
- Do tego jednorazowo: DLM 1 599 zł i ekspertyza ok. 1 500 zł.
- Istniejący budynek: ok. **15 tys. zł netto za punkt** łącznie z procedurami.
- Bez DLM rezerwa 30 kW starcza na 2–3 wallboxy 11 kW, a z DLM na kilkanaście.
- **Korekta:** widełki „3–8 tys. zł” są optymistyczne. Realnie 6–10 tys. zł w nowym budynku i do ~15 tys. zł w starym.
- Nazwanych polskich przykładów wspólnot lub deweloperów z lat 2025–2026 nie potwierdzono [N].

**Dotacje w Polsce:**
- „Mój Elektryk” dopłaca do aut, nie do ładowarek we wspólnotach [W].
- Program NFOŚiGW dla wspólnot wymagał mocy ≥ 22 kW i dawał do 25% kosztów; nabór zakończył się II 2023 ([gov.pl](https://www.gov.pl/web/elektromobilnosc/2-nabor-wnioskow-budowa-stacji-ladowania-o-mocy-nie-mniejszej-niz-22-kw-innej-niz-ogolnodostepna-stacja-ladowania)) [W].
- Krajowego programu dla wspólnot na punkty 7–11 kW w latach 2025–2026 nie znaleziono [Ś].

**Zdanie do filmu:** „W Polsce mieszkaniec bloku ma prawo do ładowarki na swoim miejscu. Zarząd ma 30 dni na odpowiedź, a przy mocy do 11 kW nie potrzeba nawet uchwały. W 2025 roku warszawski sąd przyznał rację mieszkańcowi, któremu zarząd blokował ładowarkę przez dwa lata. Wspólna instalacja z zarządzaniem mocą kosztuje kilka do kilkunastu tysięcy złotych za miejsce.”

### 4c. Rozliczanie punktu na konkretnego mieszkańca w Polsce

**Ustalenie: TAK, jest dostępne** [Ś–W]:
- **Ładowanie to nie „sprzedaż energii”** (art. 3 pkt 6a Prawa energetycznego), więc nie wymaga koncesji ([greenkick](https://greenkick.com.pl/blog/koncesja-na-sprzedaz-energii-przy-stacji-ladowania-nie-nie-i-jeszcze-raz-nie/)) [W].
- **Wspólnota może przerzucić koszt prądu na mieszkańca bez marży.** Według URE to zwrot kosztu, a nie obrót energią ([broszura URE](https://www.ure.gov.pl/download/9/13571/BROSZURAINFORMACYJNA2023dopublikacji.pdf)) [Ś–W].
- **Typowy model:**
  - ładowarka z licznikiem z legalizacją (MID) lub osobny podlicznik;
  - dynamiczne zarządzanie mocą (DLM);
  - aplikacja przypisuje każdą sesję ładowania do konkretnego użytkownika;
  - wspólnota wystawia refakturę.
- **Przykładowi dostawcy:** Elocity ([elo.city](https://elo.city/news/stacje-ladowania-samochodow-elektrycznych-na-osiedlach)), EV24 ([ev24.cloud](https://ev24.cloud/pl/blog/ladowarki-we-wspolnocie-mieszkaniowej/)) [Ś].
- **Osobny punkt poboru energii (PPE) przy miejscu w garażu** jest możliwy za zgodą operatora sieci (OSD), ale drogi i rzadki [Ś].
- **Status „operatora ogólnodostępnej stacji ładowania”** nie jest potrzebny dla prywatnego punktu we wspólnocie [Ś].
- W VAT ładowanie jest dostawą towaru (wyrok TSUE C-282/22 z 20.04.2023) [W].

**Zdanie do filmu:** „W bloku nie trzeba osobnego licznika od zakładu energetycznego. Wystarczy ładowarka z legalizowanym licznikiem i aplikacja. Wspólnota przenosi koszt prądu na konkretnego mieszkańca bez marży, a do tego nie jest potrzebna koncesja.”

---

## 5. Opóźniony start sprzętu AGD

### 5a. Ile urządzeń ma opóźniony start lub sterowanie

- **Pralki:** 57% ankietowanych w UE deklaruje, że pralka ma opóźniony start, a około połowa z nich go używa. Wśród pralko-suszarek: 72% i 46% ([JRC109033, badanie przygotowawcze do ekoprojektu, XI 2017](https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/bitstream/JRC109033/jrc109033_20171117_wash_prepstudy(7).pdf)) [W].
- **Zmywarki:** 9% używa opóźnionego startu często, 13% czasem, a 78% nigdy ([JRC106993, 16.11.2017](https://susproc.jrc.ec.europa.eu/product-bureau/sites/default/files/contentype/product_group_documents/1581682730/JRC106993_Prepstudy_DW_%2020171116%20(3).pdf)) [W].
- **Wielka Brytania** (Ofgem/Ipsos, 4 385 gospodarstw, publikacja 22.05.2026): 54% gospodarstw z pralką przesuwa albo jest gotowych przesunąć co najmniej ćwierć prań ([ofgem.gov.uk](https://www.ofgem.gov.uk/research/tracking-energy-consumers-use-low-carbon-and-flexible-products-and-services-2025)) [W].
- **Udział sprzętu z Wi-Fi w UE i w Polsce:** brak wiarygodnych danych (GfK, APPLiA). Liczb z raportów rynkowych nie używać [N].

### 5b. Ile zużycia naprawdę przesuwają gospodarstwa z taryfą dynamiczną

- **Octopus Agile (UK, 2018):** udział szczytu 16–19 w zużyciu spadł z 16% do 11,5%. Pobór w szczycie zmalał o 28%, a więc przesunięto ~4,5 p.p., czyli ok. 5% całego zużycia. Uwaga: klienci sami wybrali tę taryfę ([raport Agile](https://octoenergy-production-media.s3.amazonaws.com/documents/agile-report.pdf), 26.10.2018) [W].
- **Norwegia, eksperyment iFlex** (3 746 gospodarstw): w godzinach wysokich cen zużycie spadało średnio o **2,9%** ([Hofmann i Lindberg, Energy Policy 184, 2024](https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421523004068)) [W].
- **Holandia** (Kobus i in., Applied Energy 2015): pralka sterowana automatycznie przesuwa pranie na godziny słoneczne wyraźnie częściej niż przy ręcznej obsłudze ([link](https://ideas.repec.org/a/eee/appene/v147y2015icp335-343.html)) [W, wynik jakościowy].
- **Wniosek:** ręczna reakcja przesuwa ~3–5% całego zużycia. Więcej dają dopiero automatyka, samochód elektryczny i pompa ciepła. **Widełki „5–15%” są za wysokie dla przeciętnego domu** [Ś, synteza].

### 5c. Ile kWh zużywa jeden cykl

| Urządzenie | kWh na cykl | Źródło | Pewność |
|---|---|---|---|
| Pralka, program eco 40–60 (średnia sprzedanych w UE w 2020) | ~0,55 | [KE, energy-efficient-products](https://energy-efficient-products.ec.europa.eu/product-list/washing-machines_en) | [W] |
| Pralka, bawełna 60°C | ~1,0–1,5 (pomiar JRC: 1,55) | JRC109033 | [W] |
| Zmywarka, program eco (średnia UE 2020) | ~0,8 (w 1990: 1,4) | [KE](https://energy-efficient-products.ec.europa.eu/product-list/dishwashers_en) | [W] |
| Zmywarka, program intensywny | ~1,3–1,8 | branżowe | [Ś] |
| Suszarka z pompą ciepła | średnio 1,0; pełny wsad 8 kg 1,5–2 | [KE](https://energy-efficient-products.ec.europa.eu/product-list/tumble-dryers_en), [Beko](https://www.beko.co.uk/lifestyle/heat-pump-tumble-dryers-efficiency-pros-and-cons) | [W]/[Ś] |
| Suszarka kondensacyjna (grzałka) | średnio 2,7; pełny wsad 4–5 | jw. | [W]/[Ś] |

**Zdania do filmu:**
- „Ponad połowa pralek w Europie ma opóźniony start. Przy zmywarkach używa go mniej więcej co piąty właściciel.”
- „Pranie to pół kilowatogodziny na programie eko i około jednej w 60 stopniach. Zmywarka bierze 0,8, a suszarka z pompą ciepła 1–2 kWh.”
- „W dużym norweskim eksperymencie przeciętny dom ograniczał zużycie w drogich godzinach tylko o 3%. Prawdziwą elastyczność dają dopiero automatyka i samochód elektryczny.”

---

## 6. Taryfy w Polsce (stan IX 2026)

### 6a. Oferty z ceną dynamiczną

W ofercie dynamicznej cena prądu zmienia się co godzinę lub co kwadrans. Podstawą jest cena z giełdy (TGE, rynek dnia następnego, notowanie „Fixing I”), do której sprzedawca dolicza stały dodatek.

| Sprzedawca, oferta | Wzór ceny | Dodatek do ceny giełdowej | Opłata stała | Co przy cenach ujemnych | Pewność |
|---|---|---|---|---|---|
| **Energa**, Oferta dynamiczna II dla domu (od 1.11.2025) | cena giełdowa Fixing I dla każdego kwadransa + dodatek | 0,0878 zł/kWh netto (0,1080 brutto) | 9,99 lub 14,99 zł/mies. brutto | **Ceny ujemne przechodzą na klienta.** Gdy średnia w okresie rozliczeniowym jest ≤ 0, energia kosztuje 0 zł, a przy ujemnej klient dostaje zwrot na saldo. Brak „podłogi”. | [W] [regulamin](https://www.energa.pl/dam/jcr:2971d640-ec36-434b-ab84-e310a8b1ea07/Regulamin%20naszej%20oferty%20Oferta%20dynamiczna%20II%20dla%20domu%20obowi%C4%85zuj%C4%85cy%20od%201%20listopada%202025%20roku.pdf) |
| **Tauron**, Ceny Dynamiczne / MAX | cena giełdowa, rozliczana średnią ważoną zużyciem | 0,1097 zł/kWh brutto | wariant MAX: 23,49 zł/mies., górny limit 0,68 zł/kWh | brak informacji [N] | [W] [tauron.pl](https://www.tauron.pl/dla-domu/prad/prad-z-usluga/ceny-dynamiczne) |
| **Enea**, Ceny Dynamiczne | godzinowa cena giełdowa | nie podano | 22,29 / 9,99 / 0 zł (0 zł dla klientów z magazynem energii) | b.d. | [W] [enea.pl](https://www.enea.pl/ceny-dynamiczne) |
| **PGE**, Dynamiczna energia | cena giełdowa Fixing I | 0,0812 zł/kWh netto | 49,90 zł/mies. | b.d. | [Ś] możliwe, że wycofana z sprzedaży |

**Ilu klientów (URE, 29.05.2026)** ([ure.gov.pl](https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/13308,Juz-ponad-48-tys-gospodarstw-domowych-korzysta-z-umow-z-cenami-dynamicznymi.html)):
- gospodarstwa domowe: **135 na koniec 2024**, **4 836 na koniec 2025** [W];
- **93% tych umów (4 503)** zawarto ze sprzedawcami alternatywnymi, a nie z pięcioma największymi grupami;
- licznik zdalnego odczytu ma **48%** gospodarstw;
- uwaga: w adresie strony jest „48-tys”, ale tytuł brzmi „ponad 4,8 tys.”.

**Zdanie do filmu:** „Na koniec 2025 roku umowę z ceną dynamiczną miało w Polsce 4 836 gospodarstw, czyli mniej więcej jedno na trzy tysiące.”

### 6b. Stawki dystrybucji Tauron 2026

Źródło: decyzja Prezesa URE z 17.12.2025 i [wyciąg z taryfy TAURON Dystrybucja na 2026](https://www.tauron-dystrybucja.pl/-/media/offer-documents/dystrybucja/aktualna-taryfa/wyciag-z-taryfy-td-sa-na-rok-2026-dla-odbiorcow-grup-g.ashx) oraz [stawki brutto](https://www.tauron-dystrybucja.pl/-/media/offer-documents/dystrybucja/aktualna-taryfa/stawki-brutto-w-grupach-g-na-rok-2026.ashx). Pewność [W].

| Składnik (grupa G11) | netto | brutto |
|---|---|---|
| Opłata sieciowa zmienna | 0,2464 zł/kWh | 0,3031 |
| Opłata jakościowa (od 1.02.2026) | 0,0332 | 0,0408 |
| Opłata OZE | 0,0073 | 0,0090 |
| Opłata kogeneracyjna | 0,0030 | 0,0037 |
| Opłata sieciowa stała, 1-fazowa / 3-fazowa | 7,38 / 10,86 zł/mies. | 9,08 / 13,36 |
| Opłata abonamentowa przy rozliczeniu co 1 / 2 / 6 / 12 mies. | 4,56 / 2,28 / 0,76 / 0,38 zł/mies. | 5,61 / 2,80 / 0,93 / 0,47 |
| Opłata mocowa przy zużyciu <500 / 500–1200 / 1200–2800 / >2800 kWh rocznie | 4,29 / 10,31 / 17,18 / 24,05 zł/mies. | 5,28 / 12,68 / 21,13 / 29,58 |
| Opłata przejściowa | **nie występuje w taryfie 2026** | – |

**Strefy i stawki sieciowe zmienne w innych grupach Taurona (brutto, zł/kWh):**

- **G12:**
  - strefa dzienna 6–13 i 15–22: **0,3494**;
  - strefa nocna 13–15 i 22–6: **0,0686**.
- **G13: TAK, ma „szczyt przedpołudniowy” 7–13 przez cały rok.**
  - Szczyt przedpołudniowy 7–13: **0,2710** zł/kWh. Jest droższy od pozostałych godzin, ale tańszy od G11 (0,3031) i od szczytu popołudniowego.
  - Szczyt popołudniowy (lato 19–22, zima 16–21): **0,4795**.
  - Pozostałe godziny, w tym całe weekendy: **0,0482**.
- **G13s („Tanie Godziny”):** najtańsza strefa wypada w dzień.

| G13s, brutto zł/kWh | dzień poza szczytem (lato 9–17 / zima 10–15) | szczyt (lato 7–9 i 17–21 / zima 7–10 i 15–21) | noc 21–7 |
|---|---|---|---|
| Lato, dzień roboczy | **0,1230** | 0,3496 | 0,1346 |
| Lato, weekend | **0,0492** | 0,1446 | 0,1346 |
| Zima, dzień roboczy | 0,2459 | 0,4098 | 0,1346 |
| Zima, weekend | 0,1476 | 0,2411 | 0,1346 |

  - **Korekta:** strefa „10–15” obowiązuje tylko zimą. Latem tania strefa trwa 9–17.
  - Jeśli średnia stawka wyjdzie klientowi drożej, może bez opłat wrócić do poprzedniej grupy taryfowej.

**PGE G12e (od 1.02.2026)** ([PGE Dystrybucja, stawki brutto](https://pgedystrybucja.pl/content/download/6afb41dafda80868a372ec265acb1d28/file/stawki-brutto_od_01.02.2026.pdf?inLanguage=pol-PL&version=5&contentId=1212)) [W]:
- strefa tańsza **0,0429** zł/kWh brutto, strefa droższa **0,4737**;
- **opłata stała wysoka: 36,85 zł/mies. brutto**;
- na obszarze taryfy elastycznej tania strefa zmienia się z miesiącem:
  - V–VIII: 9–17 i 22–6;
  - IV i IX: 10–17 i 22–6;
  - III i X: 11–15 i 22–6;
  - XI–II: 13–15 i 22–6;
  - weekendy w całości tanie [W/Ś].
- dla porównania PGE G11: 0,4267 zł/kWh.

### 6c. Ile kosztuje 1 kWh w G11 Taurona w 2026 (wyliczenie)

**Cena energii:**
- URE zatwierdził na 2026 średnio **495,16 zł/MWh netto** dla gospodarstw domowych ([URE, 17.12.2025](https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/13002,Prezes-Urzedu-Regulacji-Energetyki-zatwierdzil-taryfy-na-sprzedaz-i-dystrybucje-.html)) [W].
- Tauron podaje **497 zł/MWh netto** ([komunikat Taurona, 17.12.2025](https://media.tauron.pl/pr/862426/tansza-energia-dla-domu-tauron-z-nizszymi-cenami-pradu-w-2026-roku)) [W komunikat; PDF taryfy sprzedawcy nie znaleziony, na portalach pojawia się też 502–504 zł].
- Zamrożenie cen (500 zł/MWh) skończyło się z końcem 2025. Opłaty handlowej w taryfie regulowanej nie ma [Ś].

**Koszt zmienny 1 kWh (liczony przez nas):**
0,4970 + 0,2464 + 0,0332 + 0,0073 + 0,0030 = **0,7869 zł netto = 0,968 zł brutto** [W/Ś].
- energia: 0,611 zł brutto (63%);
- dystrybucja z opłatami: 0,357 zł brutto (37%).

**Opłaty stałe miesięcznie:** sieciowa stała + abonament + mocowa (przedział 1200–2800 kWh):

| Przyłącze | Rozliczenie co miesiąc | Rozliczenie co 2 miesiące |
|---|---|---|
| 1-fazowe | **35,82 zł brutto** | 33,01 zł |
| 3-fazowe | **40,10 zł brutto** | 37,29 zł |

**Przy zużyciu 2 000 kWh rocznie:** 2 330–2 420 zł rocznie, czyli ~195–200 zł/mies. **Średnio 1,17–1,21 zł/kWh „wszystko w cenie”** [OBL].

**Zdania do filmu:**
- „W 2026 roku każda kilowatogodzina w taryfie G11 Taurona kosztuje około 97 groszy brutto. Do tego co miesiąc dochodzi około 36–40 zł opłat stałych, bez względu na zużycie.”
- „Przy 2 000 kWh rocznie wychodzi średnio około 1,20 zł za kilowatogodzinę.”
- „W nowej taryfie G13s latem, w dzień roboczy między 9 a 17, dystrybucja kosztuje 12 groszy za kilowatogodzinę, a w weekend 5 groszy. W zwykłej G11 to 30 groszy.”

---

## Do sprawdzenia ręcznie (luki)

1. Darmowy przydział dla polskich instalacji w latach 2025–2026 (dane z rejestru EUTL). Pozwoli to podać dokładnie, ile uprawnień netto polskie firmy muszą kupować za granicą.
2. Prognoza „20,5 mld zł z ETS w 2026”: sprawdzić, co obejmuje (ustawa budżetowa czy kurs).
3. Sierpień 2015: pełny raport PSE dla URE. Brakuje liczby MW faktycznie ograniczonego poboru i danych o roli importu.
4. Rekord PV 14 565 MW z 20.05.2026: potwierdzić na raporty.pse.pl.
5. Plik PDF taryfy Tauron Sprzedaż na 2026 z cenami dla G11, G12, G13 i G13s. Na razie mamy tylko komunikat: 497 zł/MWh.
6. Co robią oferty dynamiczne Taurona i PGE przy cenach ujemnych.
7. Harmonogram PEJ (pierwszy beton w 2028, blok 1 w 2036): potwierdzić na pej.pl. Sprawdzić też, czy PAA wydała już zezwolenie na budowę.