Kontrakt z kryzysu energetycznego. Co znaczył dwa lata później?

Analiza 15-minutowa potwierdziła, że B23 jest optymalnym wyborem dla tego zakładu. Praca ciągła w 3 zmianach powoduje, że energia jest pobierana równomiernie przez całą dobę — trzystrefowa taryfa B23 najlepiej odpowiada temu profilowi. Żadna zmiana nie jest wymagana.

Zakład miał podpisaną umowę na 1 000 kW. Analiza krzywej uporządkowanej wykazała, że maksymalny rzeczywisty pobór wyniósł 684 kW — zakład nigdy nie zbliżył się do granicy umownej. Firma płaciła za 316 kW mocy, której przez cały rok nie potrzebowała.

Rekomendacja: obniżenie mocy umownej do 700 kW. Margines bezpieczeństwa 16 kW (2,3%) jest wystarczający przy stabilnym profilu produkcji. Zmiana wymaga jednego wniosku do OSD.

Zakład ponosi miesięczne kary za przekroczenie dopuszczalnego poziomu energii biernej indukcyjnej (tg φ > 0,4). Roczny koszt kar: ~39 000 zł. Instalacja kompensatora aktywnego wyeliminuje kary.

Kontrakt na stałą cenę 696 zł/MWh był zasadny w 2022–2023. Po ustabilizowaniu się cen energii na rynku zakup po tej samej cenie stał się kosztowny. Symulacja na danych RDN (2024–2025) dla identycznego profilu zużycia wykazała, że zakup na rynku dnia następnego byłby o 478 900 zł/rok tańszy.

Różnica wynika głównie z wysokości ceny stałej zapisanej w kontrakcie — rynek w 2024–2025 był znacznie tańszy niż w szczycie kryzysu. Przejście na RDN wymaga wypowiedzenia obecnej umowy i zawarcia nowej z modelem cenowym opartym na rynku.

Przy cenie energii 696 zł/MWh instalacja PV jest wyjątkowo opłacalna. Model na danych 15-minutowych wykazał, że 150 kWp to optymalna moc instalacji — przy pracy zakładu 24h autokonsumpcja wynosi 99,2% produkcji (żadna energia nie jest oddawana do sieci).