# 25. Walidacja v3: z czego naprawdę ładują się auta, Wielkanoc 2026, bilans i ceny wg godziny

> **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:
>
> - brzmienie w filmie v3.3 jest inne niż propozycje z § 5. **A307:** „W naszej symulacji milion takich aut wchłonąłby ponad połowę prądu, który dziś operator każe wyłączać. Trzy miliony — blisko trzy czwarte.” **A308:** „A wiosną taki milion aut jeździłby prawie w całości na nadwyżkach — w dużej części na prądzie, który dziś wyłączamy.” Na ekranie: 57% i 73%, kwiecień 91%, czerwiec 96%;
> - **eksport w Wielkanoc o 13:00: 3,9 GW** (saldo PSE, § 3). 4,7 GW w § 2 to dane wejściowe modelu z Energy-Charts.
>
> Zestawienie wszystkich poprawek: synteza (`00_SYNTEZA.md`), ramka „Aktualizacja po weryfikacji”.

Data: 2026-09-28. Obliczenia własne: kopia modelu z raportu 13, która zapisuje przebieg ładowania (MW na kwadrans; wyniki roczne są identyczne z raportem 13: 1 065 / 1 580 GWh), oraz cztery testy: rozbicie źródeł ładowania, Wielkanoc, bilans, ceny wg godziny. Skrypty i wyniki w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).

Oznaczenia: [OBL] = wynik obliczeń z danych, [N] = założenie modelu.

---

## 0. Najważniejsze wnioski

1. **Uwaga recenzenta jest słuszna, ale teza filmu się broni, jeśli zmienimy punkt odniesienia.** Przy milionie aut (praca + dom, bufor SoC) flota pobiera 1 065 GWh. Z tego **779 GWh to uniknięte redukcje OZE**, czyli **57% z 1 377,5 GWh**, a **286 GWh to eksport, który zostałby w kraju**. Przy wariancie odwrotnym (najpierw eksport) wychodzi 711 GWh (52%). Przy trzech milionach aut: **1 006 GWh redukcji (73%)** + 574 GWh eksportu; w wariancie odwrotnym 983 GWh (71%).
   **Słowa „połowa” i „trzy czwarte” pozostają prawdziwe, ale jako udział redukcji OZE, a nie „nadwyżki”.**
2. Wiosną (milion aut, scenariusz b) **91% energii aut w kwietniu i 96% w czerwcu** pochodzi z nadwyżki. Z tego ok. **60 punktów procentowych to redukcje, a ok. 32–35 p.p. to eksport** po cenie ≤ 0. Liczby **94% / 98%** użyte w filmie pochodzą ze scenariusza **c** (praca + dom + ładowanie u celu), a nie b. Trzeba ujednolicić źródło (patrz §1.4).
3. **Wielkanoc 13:00 (redukcja 5,37 GW):** milion aut przy 3,7 kW **nie** zbija redukcji do zera. Techniczny sufit to 1,8 GW (3,0 GW przy dostępie do ładowarki 100%), a model z SoC daje 0,8–1,5 GW. **Zostaje 3,8–4,6 GW.** Trzy miliony aut: sufit 5,3 GW ≈ redukcja. W modelu zostaje **0,4 GW**, jeśli auta celują tylko w redukcje, i **2,0 GW**, jeśli wcześniej łapią też eksport po cenie ujemnej. Do zera dochodzi dopiero przy 100% dostępu do ładowarki domowej.
4. **Bilans Wielkanocy się nie domyka z dwóch powodów.** (a) W tabeli godzinowej z raportu 14 brakuje pięciu kategorii wytwarzania: olej, gaz koksowniczy, woda przepływowa, woda zbiornikowa i inne OZE, razem **0,52 GW**. (b) Eksport z Energy-Charts (4,71 GW) jest o **0,77 GW** wyższy od salda wymiany mierzonego przez PSE (3,94 GW). Po obu poprawkach bilans domyka się co godzinę z dokładnością ±0,05 GW.
5. **Ceny wg godziny, okres 1.01–26.09:**

   | Rok | 3 najtańsze godziny | 2 najdroższe godziny |
   |---|---|---|
   | 2020 | 3:00, 4:00, 2:00 | 19:00, 12:00 |
   | 2023 | 12:00, 13:00, 4:00 | 19:00, 20:00 |
   | 2025 | 13:00, 12:00, 11:00 | 20:00, 19:00 |
   | 2026 | 13:00, 12:00, 14:00 | 20:00, 19:00 |

   Dane 2026 kończą się **26.09.2026** (ostatnia pełna doba).

---

## 1. Rozbicie energii wchłoniętej przez auta: redukcje czy eksport

### 1.1 Metoda

- Model ev13 bez zmian w logice. Dopisałem tylko zapis przebiegu: ile MW flota pobiera w każdym kwadransie 2025 r. Suma zgadza się co do GWh z raportem 13.
- W każdym kwadransie „nadwyżka” S_B = redukcje PSE (S_A) + eksport netto przy cenie ≤ 0 (EXP). Energię pobraną przez auta (a ≤ S_B) dzielę na dwie części:
  - **zasada podstawowa (najpierw redukcje):** z_red = min(a, S_A), z_eksportu = a − z_red;
  - **wrażliwość (najpierw eksport):** z_eksportu = min(a, EXP), z_red = a − z_eksportu.

**Dlaczego najpierw redukcje.** Eksport ustala się wcześniej, na rynku dnia następnego (market coupling), przy danych zdolnościach przesyłowych i popycie u sąsiadów. PSE redukuje OZE dopiero wtedy, gdy po wykorzystaniu eksportu, pompowania i minimalnych mocy w systemie **nadal** jest za dużo energii. Redukcja to więc działanie ostatnie w kolejce, domykające bilans. Dodatkowy, elastyczny odbiór krajowy w takim kwadransie w pierwszej kolejności zmniejsza potrzebę redukcji. Eksport zmieniłby się dopiero wtedy, gdyby auta ładowały się mniej niż wynosi redukcja.

**Dlaczego wariant odwrotny też jest wiarygodny.** Jeśli auta kupują energię na rynku dnia następnego po cenach ≤ 0, to podnoszą krajowy popyt w market couplingu. Wtedy w pierwszej kolejności spada eksport, a redukcje (często sieciowe i lokalne) mogą zostać. Prawda leży między oboma wariantami. Rozrzut jest niewielki (52–57% przy 1 mln).

### 1.2 Wyniki roczne (PL 2025, scenariusz b: praca + dom h = 0,6, bufor SoC, 11 kW) [OBL]

| | 1 mln aut | 3 mln aut |
|---|---|---|
| Wchłonięte razem | **1 065 GWh** (51% z 2 099) | **1 580 GWh** (75%) |
| **Najpierw redukcje:** uniknięte redukcje | **779 GWh = 56,5%** z 1 377,5 | **1 006 GWh = 73,0%** |
|  zastąpiony eksport | 286 GWh (40% z 721 GWh eksportu przy cenie ≤ 0) | 574 GWh (80%) |
| **Najpierw eksport:** uniknięte redukcje | 711 GWh = 51,6% | 983 GWh = 71,3% |
|  zastąpiony eksport | 354 GWh | 597 GWh |
| Energia aut w roku (potrzeba) | 2 514 GWh | 7 542 GWh |
| Udział energii aut z redukcji / z eksportu (najpierw redukcje) | **31% / 11%** (razem 42%) | 13% / 8% (razem 21%) |

Scenariusz c (z ładowaniem u celu d = 0,3), dla porównania:
- 1 mln aut: 1 094 GWh, w tym 795 GWh redukcji (57,7%) i 299 GWh eksportu;
- 3 mln aut: 1 604 GWh, w tym 1 014 GWh redukcji (73,6%) i 590 GWh eksportu.

### 1.3 Wariant „nadwyżka = tylko redukcje” (auta sterowane wyłącznie sygnałem redukcji PSE) [OBL]

| | 1 mln (b) | 3 mln (b) | 1 mln (c) | 3 mln (c) |
|---|---|---|---|---|
| Wchłonięte = uniknięte redukcje | **895 GWh (65%)** | **1 034 GWh (75%)** | 913 GWh (66%) | 1 034 GWh (75%) |

Paradoks: gdy auta celują **tylko** w redukcje, unikają ich **więcej** niż wtedy, gdy łapią też eksport po cenie ≤ 0 (895 zamiast 779 GWh). Powód: przy sygnale S_B baterie zapełniają się wcześniej, w kwadransach z samym eksportem, więc brakuje miejsca, gdy przychodzi redukcja. Sygnał sterujący ma znaczenie.
**Przedział na film: milion aut to 52–65% redukcji, trzy miliony to 71–75%.**

### 1.4 Sezonowo (scenariusz b, 1 mln aut; w nawiasach 3 mln) [OBL]

„% energii aut” = udział w miesięcznej potrzebie energii floty. RF = najpierw redukcje, EF = najpierw eksport.

| Miesiąc | Potrzeba GWh | Z nadwyżki razem | z redukcji (RF) | z eksportu (RF) | z redukcji (EF) | Uniknięte redukcje miesiąca (RF) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| IV | 195 (584) | **91%** (62%) | **59%** (35%) | 32% (27%) | 49% (34%) | 43% z 264 GWh (78%) |
| VI | 173 (520) | **96%** (53%) | **61%** (28%) | 35% (25%) | 53% (27%) | 54% z 195 GWh (74%) |
| VII | 187 (561) | 34% (14%) | 28% (11%) | 6% (3%) | 26% (11%) | 69% z 75 GWh (80%) |
| XII | 253 (758) | 2% (0,6%) | 2% | 0% | 2% | 14% z 32 GWh |

Scenariusz c, 1 mln aut: **IV 94%, VI 98%**, w tym z redukcji 61% / 63%, z eksportu 33% / 35%. **Liczby 94/98 w filmie pochodzą więc ze scenariusza c.** Film podaje 1 065 GWh (scenariusz b), więc spójne dla scenariusza b byłoby 91/96. Alternatywnie można wszędzie przejść na scenariusz c (1 094 GWh ≈ 52%, 3 mln: 1 604 ≈ 76%). Proponowane brzmienie A308 (§5) omija ten problem słowami „ponad dziewięć dziesiątych”.

W wariancie „tylko redukcje” (1 mln, b) redukcje pokrywają 79% energii aut w kwietniu i 75% w czerwcu.

### 1.5 Zastrzeżenia

- Eksport w S_B pochodzi z Energy-Charts (grafiki handlowe). Mierzone saldo PSE daje w 2025 r. przy cenie ≤ 0 **664 GWh zamiast 721 GWh** (−8%). Część „eksportowa” jest więc lekko zawyżona. Nie zmienia to udziału redukcji.
- Model nie ma sprzężenia cenowego. Auta nie zmieniają cen, więc nie zmieniają też eksportu ani redukcji w innych kwadransach. To górne oszacowanie.

---

## 2. Wielkanoc 5.04.2026, godz. 13:00–14:00: czy auta zjadłyby redukcję 5,4 GW?

Dane: redukcja PSE (bilansowa + sieciowa) wyniosła **5 370 MW** (cztery kwadranse 5 366–5 373 MW). S_B w tej godzinie to 10,1 GW, bo eksport sięgał 4,7 GW przy cenie −198 €/MWh. Redukcja w ciągu doby: 52,2 GWh, dzień wcześniej (Wielka Sobota) 23,5 GWh.

**Sufit techniczny** = N × 80% aut w domu × udział z ładowarką domową × 3,7 kW:

| | dostęp 60% (jak w modelu) | dostęp 100% |
|---|---|---|
| 1 mln | **1,78 GW** → zostaje ≥ 3,6 GW redukcji | 2,96 GW → zostaje ≥ 2,4 GW |
| 3 mln | **5,33 GW** → zostaje ≥ 0,04 GW | 8,88 GW → 0 |

**Model z pamięcią SoC** (ev13, 3,7 kW wszędzie, bufor, przebieg 30.03–6.04.2026 na danych 2026) [OBL]:

| Flota | Sygnał | Ładowanie 13–14 | Redukcja zostaje |
|---|---|---|---|
| 1 mln, h = 0,6 | redukcje / S_B | 0,80 GW | **4,6 GW** |
| 1 mln, h = 1,0 | redukcje / S_B | 1,5–1,55 GW | **3,8–3,9 GW** |
| 3 mln, h = 0,6 | tylko redukcje | 4,94 GW | **0,4 GW** |
| 3 mln, h = 0,6 | S_B (także eksport ≤ 0) | 3,36 GW | **2,0 GW** |
| 3 mln, h = 1,0 | redukcje / S_B | 5,4 / 8,2 GW | **0** |

Dlaczego przy 1 mln aut ładowanie w samo południe spada poniżej sufitu (0,8 GW przy suficie 1,8 GW):
- baterie częściowo zapełniły się w Wielką Sobotę (23,5 GWh redukcji);
- w niedzielę od 10:00 ładowanie szło pełną mocą (1,9 GW), więc o 13:00 część aut jest już pełna.

**Odpowiedź:** przy milionie aut redukcja o 13:00 **nie spada do zera**. Zostaje ok. **4–4,6 GW** (flota zdejmuje 0,8–1,8 GW). Przy trzech milionach spadłaby prawie do zera (zostaje ok. 0,4 GW), ale tylko wtedy, gdy ładowanie jest sterowane sygnałem redukcji. Jeśli auta ładują się też na eksporcie przy cenach ujemnych, zostają ok. 2 GW.
Wniosek do filmu: nie mówić, że milion aut „zniósłby” redukcję w Wielkanoc. Można powiedzieć, że **trzy miliony aut dorównują jej mocą**.

---

## 3. Bilans Wielkanocy 13:00: brakujące pozycje

Tabela godzinowa z raportu 14 dla Wielkanocy 5.04.2026, wiersz 13:00–14:00:
- wytwarzanie w tabeli (pv + wind + coal + gas + bio + others + ps_gen) = **16,87 GW**;
- rozchód: zapotrzebowanie + eksport + pompowanie = 12,34 + 4,71 + 1,06 = **18,11 GW**;
- **luka: 1,24 GW.**

Rozbicie luki [OBL]:

| Pozycja | GW | Co zrobić |
|---|---|---|
| Olej opałowy (Fossil oil) | 0,16 | dodać (np. do „inne paliwa”) |
| Gaz koksowniczy (Fossil coal-derived gas) | 0,15 | dodać (do „gaz” lub „inne paliwa”) |
| Woda przepływowa (Hydro Run-of-River) | 0,11 | dodać jako „woda” |
| Woda zbiornikowa (Hydro water reservoir) | 0,03 | dodać do „woda” |
| Inne OZE (Other renewables) | 0,07 | dodać do „biomasa/inne OZE” |
| **Suma brakujących kategorii** | **0,52** | wszystkie są w danych Energy-Charts; wykresy raportu 14 już je uwzględniały, tabela nie |
| **Definicja eksportu:** Energy-Charts „Cross border electricity trading” 4,71 GW vs PSE saldo wymiany (swm_p + swm_np) 3,94 GW | **0,77** | użyć salda z PSE (`his-wlk-cal`), spójnego z zapotrzebowaniem i wytwarzaniem PSE |
| Reszta | ≈ −0,05 | zaokrąglenia; pompowanie PSE 1,066 vs EC 1,055 GW |

Skąd różnica eksportu:
- zapotrzebowanie („Load”) i całe wytwarzanie w Energy-Charts pochodzą z danych PSE. Dla elektrowni cieplnych JWCD + nJWCD suma EC to 8 361 MW, a PSE podaje 5 649 + 2 712 MW, czyli zgodność co do MW;
- eksport w EC pochodzi najpewniej z grafików handlowych (ENTSO-E), a PSE pokazuje wymianę zrealizowaną;
- w godzinach szczytu PV różnica sięga 0,7–1,3 GW, bo zrealizowany eksport był niższy od zaplanowanego. Możliwe przyczyny: redispatching lub countertrading, wymiana bilansująca. To interpretacja, nie weryfikowałem jej w danych PSE;
- na 2025–2026 luka EC w bilansie koreluje z tą różnicą na poziomie r = −0,99.

Pozostałe kandydaci wskazani w zadaniu **nie są potrzebni**:
- **Straty sieciowe** siedzą już w „zapotrzebowaniu KSE” PSE (to zapotrzebowanie wyliczane z wytwarzania i salda, łącznie ze stratami).
- **Autokonsumpcja prosumentów:** „PV” w danych PSE to szacunek całej generacji, łącznie z mikroinstalacjami. Zapotrzebowanie jest liczone spójnie z tym szacunkiem, więc nie trzeba jej osobno dodawać.
- **Potrzeby własne elektrowni:** dane PSE są netto po obu stronach bilansu.
- Po korekcie bilans domyka się **w każdej godzinie doby z dokładnością ±0,05 GW**.

**Domknięty bilans 5.04.2026, 13:00–14:00 (MW)** [OBL]:

| Źródło | MW | | Odbiór | MW |
|---|---|---|---|---|
| Fotowoltaika | 7 856 | | Zapotrzebowanie KSE | 12 338 |
| Wiatr | 1 156 | | Pompowanie (elektrownie szczytowo-pompowe) | 1 066 |
| Węgiel kamienny | 4 159 | | Eksport netto (saldo PSE) | 3 944 |
| Węgiel brunatny | 1 279 | | | |
| Gaz ziemny | 1 697 | | | |
| Inne (others) | 582 | | | |
| Olej + gaz koksowniczy | 314 | | | |
| Biomasa + inne OZE | 191 | | | |
| Woda (przepływowa + zbiornikowa) | 139 | | | |
| **Razem** | **17 373** | | **Razem** | **17 348** (różnica 25 MW) |

Redukcja OZE 5 370 MW **nie jest pozycją bilansu**, bo tej energii nie wyprodukowano. Na wykresie trzeba ją pokazać osobno, np. jako słupek zakreskowany nad PV/wiatrem: „mogło być, wyłączone”.

Na wykresie proponuję grupy:
- „węgiel” (kamienny + brunatny),
- „gaz i inne paliwa” (gaz + olej + gaz koksowniczy + others),
- „woda, biomasa” (przepływowa + zbiornikowa + biomasa + inne OZE),
- „PV”, „wiatr”.

---

## 4. Średnia cena RDN (PL, €/MWh) wg godziny doby

Metodyka:
- Źródło: Energy-Charts / ENTSO-E day-ahead PL.
- Czas lokalny. Godzina „13:00” oznacza okres 13:00–14:00. W 2026 r. cena jest 15-minutowa, więc uśredniłem ją do godzin.
- **Ostatnia pełna doba danych 2026: 26.09.2026.** Porównywalny okres dla każdego roku: 1.01–26.09.

### 4.1 1 stycznia – 26 września [OBL]

| Rok | Średnia | 3 najtańsze godziny | 2 najdroższe godziny | Południe 11–14 vs wieczór 18–21 |
|---|---|---|---|---|
| 2020 | 44,0 | 3:00 (36,0), 4:00 (36,1), 2:00 (36,3) | 19:00 (49,1), 12:00 (48,7) | 47,9 vs 47,2 |
| 2023 | 118,7 | 12:00 (103,5), 13:00 (103,8), 4:00 (104,6) | 19:00 (151,0), 20:00 (149,7) | 104,4 vs 145,3 |
| 2025 | 100,5 | 13:00 (48,2), 12:00 (48,5), 11:00 (54,9) | 20:00 (171,0), 19:00 (164,8) | 51,7 vs 153,0 |
| 2026 | 117,6 | 13:00 (53,9), 12:00 (54,6), 14:00 (61,7) | 20:00 (191,9), 19:00 (189,4) | 58,4 vs 176,9 |

### 4.2 Kwiecień–wrzesień (2026: do 26.09; przy identycznych datach 1.04–26.09 kolejność godzin jest ta sama) [OBL]

| Rok | Średnia | 3 najtańsze | 2 najdroższe |
|---|---|---|---|
| 2020 | 45,9 | 5:00 (39,0), 4:00 (39,1), 3:00 (39,3) | 12:00 (50,5), 20:00 (50,4) |
| 2023 | 113,1 | 13:00 (92,0), 12:00 (92,0), 14:00 (93,3) | 20:00 (151,1), 19:00 (149,5) |
| 2025 | 93,5 | 13:00 (30,3), 12:00 (32,7), 14:00 (36,8) | 20:00 (186,7), 19:00 (171,6) |
| 2026 | 115,7 | 13:00 (31,9), 12:00 (36,1), 14:00 (38,5) | 20:00 (214,2), 19:00 (200,6) |

### 4.3 Listopad–luty (listopad i grudzień roku poprzedniego + styczeń i luty danego roku; 2026 = XI 2025–II 2026) [OBL]

| Sezon | Średnia | 3 najtańsze | 2 najdroższe |
|---|---|---|---|
| 2019/20 | 45,0 | 3:00 (33,3), 2:00 (33,7), 4:00 (33,8) | 17:00 (53,6), 16:00 (52,2) |
| 2022/23 | 153,8 | 3:00 (124,9), 2:00 (126,1), 4:00 (126,4) | 17:00 (178,9), 16:00 (176,8) |
| 2024/25 | 119,1 | 3:00 (83,4), 2:00 (84,2), 4:00 (86,2) | 17:00 (165,6), 16:00 (158,6) |
| 2025/26 | 125,1 | 3:00 (94,9), 2:00 (95,3), 4:00 (95,6) | 16:00 (169,4), 17:00 (165,3) |

Wnioski:
- W 2020 r. najtańsza była noc (3–4), a południe należało do najdroższych godzin.
- Od 2023 r. w okresie styczeń–wrzesień najtańsze jest południe (12–13), a najdroższy wieczór (19–20). Rozpiętość między tymi porami wzrosła z ~40 €/MWh (2023) do ~120 €/MWh (2026).
- Zimą (XI–II) nadal najtańsza jest noc (2–4), a najdroższy zmierzch (16–17). „Tanie południe” to zjawisko sezonu kwiecień–wrzesień.

---

## 5. Proponowane brzmienie narracji A307 / A308

Obecnie:
- A307: „Przy milionie takich aut połowa dzisiejszych nadwyżek przestaje się marnować. Przy trzech milionach — trzy czwarte.”
- A308: „A wiosną samochody jeżdżą wtedy prawie wyłącznie na prądzie, który dziś wyrzucamy.”

Problemy:
1. „Nadwyżki” obejmują eksport, który miał odbiorców.
2. „Prawie wyłącznie na prądzie, który dziś wyrzucamy”: wyłączana jest tylko ok. 60% tej energii, reszta to eksport po cenie ≤ 0.
3. 94/98% pochodzą ze scenariusza c.

**Propozycja (wersja główna):**

> **A307** | Milion takich aut wchłonąłby ponad połowę prądu, który dziś operator każe wyłączać. Trzy miliony — blisko trzy czwarte.
>
> **A308** | A wiosną ten milion aut w ponad dziewięciu dziesiątych jeździłby na nadwyżkach: głównie na prądzie, który dziś wyłączamy, a resztę — na tym, który oddajemy za granicę za zero albo z dopłatą.

Pokrycie w danych:
- A307: 1 mln → 52–65% redukcji, zależnie od zasady przypisania i sygnału; 3 mln → 71–75%.
- A308: IV 91% / VI 96% (scenariusz b), w tym z redukcji 59–61%, z eksportu przy cenie ≤ 0 32–35%.

**Wersja krótsza A308 (jeśli trzeba ciąć czas):**

> **A308** | Wiosną taki milion aut jeździłby prawie w całości na nadwyżkach — w sześciu dziesiątych na prądzie, który dziś wyłączamy.

**Tabela źródeł (sekcja „liczby” w 02_narracja.md):**

> A307–308 | redukcje OZE 2025: 1 377,5 GWh; 1 mln aut → 779 GWh uniknięte (57%; wariant „najpierw eksport” 52%, „tylko redukcje” 65%), 3 mln → 1 006 GWh (73%; 71–75%); energia aut IV 91% / VI 96% z nadwyżki, w tym ~60% z redukcji | 13, 25

Uwagi dodatkowe:
- Nie używać zdania, że milion aut „zniósłby” redukcję w Wielkanoc: zostają ok. 4 GW (§2).
- Na wykresie bilansu użyć eksportu z PSE i dodać 0,52 GW brakujących kategorii (§3).