Case Study | Produkcja z instalacją PV
Firma pewna swoich kosztów energii. Co pokazała analiza?
Zakład produkcyjny pracujący w 3 zmianach miał już instalację PV 50 kWp i prawidłową taryfę B23. Zlecił analizę "żeby potwierdzić, że wszystko jest dobrze". Analiza 15-minutowa potwierdziła — i odkryła dodatkowe ~190 000 zł/rok potencjału, którego firma wcześniej nie brała pod uwagę.
Sytuacja wyjściowa
Profil firmy przed analizą
Firma z sektora produkcji przemysłowej, region Małopolska. Dystrybutor: Tauron. Praca ciągła — 3 zmiany, 24 godziny na dobę, 365 dni w roku.
Firma podpisała umowę na stałą cenę energii i była przekonana, że zrobiła to dobrze — co analiza w dużej mierze potwierdziła. Problem leżał gdzie indziej: sam model zakupu i skala istniejącej instalacji PV pozostawiały znaczący potencjał niewykorzystany.
Jak pracowaliśmy
Trzy kroki analizy
Dane wejściowe
Profil 15-minutowy za pełne 12 miesięcy (plik .xlsx z licznika AMI) + faktury za ostatni rok. Czas pozyskania: 2 dni robocze.
Analiza kosztowa
Przeliczenie profilu na taryfy B21 / B22 / B23 zł za zł. Analiza mocy umownej (krzywa uporządkowana), kosztów energii biernej i modelu zakupu RDN vs stała cena.
Modelowanie PV
Nakładka danych meteo dla lokalizacji zakładu na profil 15-minutowy — obliczenie autokonsumpcji i szacowanej produkcji dla różnych mocy instalacji.
Wyniki
Co pokazała analiza — obszar po obszarze
Taryfa dystrybucyjna
Potwierdzona — bez zmianAnaliza na danych 15-minutowych potwierdziła, że B23 jest optymalnym wyborem dla tego profilu zużycia. Firma zużywa energię równomiernie przez całą dobę — trójstrefowa taryfa B23 jest dla tego wzorca najtańsza.
Dla porównania: gdyby firma była na taryfie B21, płaciłaby o 59 000 zł więcej rocznie za samą dystrybucję. Gdyby na B22 — o 12 200 zł więcej.
Roczne koszty dystrybucji przy tym samym profilu zużycia [zł/rok]. Taryfa B23 podświetlona jako aktualna.
Moc umowna
Prawidłowo dobrana — bez zmianMaksymalny pobór mocy w analizowanym roku: 179 kW przy umowie na 180 kW — utilizacja na poziomie 99,6%. Obniżenie mocy umownej byłoby ryzykowne: każde przekroczenie jest rozliczane stawką trzykrotną. Rekomendacja: moc pozostaje bez zmian.
Koszt zaobserwowanych drobnych przekroczeń w analizowanym roku: 1 200 zł. Nie uzasadnia zmiany.
Moc bierna
Działanie rekomendowaneFirma ponosi kary za pobór energii biernej indukcyjnej powyżej dopuszczalnego współczynnika tg φ = 0,4. Roczny koszt: ~6 200 zł.
Model zakupu energii — RDN vs stała cena
Największy potencjałFirma kupowała energię po stałej cenie 550 zł/MWh. Symulacja na danych Rynku Dnia Następnego (2024–2025) przy tym samym profilu zużycia wykazała, że zakup po cenach zmiennych byłby o ~92 000 zł tańszy rocznie.
Zakup na RDN nie wymaga żadnej inwestycji — wyłącznie zmiany struktury umowy z dostawcą. Jest to jednocześnie zmiana wymagająca wiedzy o ryzyku cenowym i odpowiedniego modelu monitorowania.
Fotowoltaika — rozbudowa istniejącej instalacji
Największy potencjałFirma posiadała już 50 kWp. Analiza wykazała, że przy profilu pracy 24h/dobę istnieje przestrzeń na rozbudowę do 200 kWp łącznie (150 kWp nowych modułów) z wysoką autokonsumpcją.
Praca trójzmianowa powoduje, że energia produkowana w ciągu dnia jest na bieżąco konsumowana przez zakład — bez nadprodukcji oddawanej do sieci i bez magazynowania.
Skumulowane przepływy finansowe instalacji PV 150 kWp w perspektywie 10 lat. Punkt zwrotu: ok. 4,6 roku.
Podsumowanie
Zestawienie działań i zwrotów
Trzy rekomendowane działania różnią się skalą inwestycji i horyzontem zwrotu — każde ma inny profil ryzyka.
| Działanie | Inwestycja | Oszczędność / rok | Zwrot |
|---|---|---|---|
|
Kompensator mocy biernej Kompensator aktywny, jednorazowy montaż |
5 000 zł | 6 200 zł | < 10 mies. |
|
Zmiana modelu zakupu na RDN Zmiana struktury umowy, wymaga monitorowania |
0 zł | ~92 000 zł | natychmiast |
|
Rozbudowa PV do 200 kWp 150 kWp nowych modułów, montaż na dachu |
450 000 zł | ~98 400 zł | ~4,6 roku |
| Łącznie | 455 000 zł | ~196 600 zł | ~2,3 roku |
* Łączny zwrot liczony jako iloraz sumarycznej inwestycji i sumarycznej oszczędności rocznej. Liczby oparte na symulacji danych historycznych 2024–2025 i danych meteo dla lokalizacji zakładu. Nie uwzględniają zmian cen energii w kolejnych latach.
Koszt zaniechania
Co kosztuje odkładanie decyzji?
Każdy miesiąc bez zmiany na RDN
Strata na samej różnicy w modelu zakupu — bez żadnej inwestycji z Twojej strony.
Każdy rok bez rozbudowy PV
Energia, którą zakład mógłby produkować sam, jest kupowana od dostawcy po rynkowej cenie.
Analiza, która doprowadziła do powyższych wniosków, opierała się na danych, które firma posiadała — profil z licznika AMI i faktury. Czas od dostarczenia danych do raportu: 5 dni roboczych.
Kolejny krok
Czy Twoja firma ma podobny profil?
Jeśli Twój zakład pracuje w więcej niż jednej zmianie, masz taryfę B21–B23 i kupujesz energię po stałej cenie — jest duża szansa, że analiza 15-minutowa pokaże konkretne liczby do działania.
Zamów bezpłatną konsultację