Zakład przemysłowy zużywający 18 000 MWh rocznie

Zakład stosował taryfę B22 — dwustrefową (szczyt i pozaszczyt). Analiza 15-minutowa wykazała, że profil pracy jest na tyle równomierny dobowo, że trzystrefowa taryfa B23 jest o 382 000 zł/rok tańsza. Powód: w B23 godziny poza szczytem mają niższe stawki składnika zmiennego, a nocne zużycie zakładu jest wysokie i regularne.

Analiza krzywej uporządkowanej mocy wykazała, że zakład rzadko przekracza 3 550 kW, mimo że umowa opiewała na 3 800 kW. Zmniejszenie mocy umownej o 250 kW pozwoli zredukować stały składnik opłaty dystrybucyjnej.

Przy stawce za moc umowną obowiązującej w sieci PGE różnica 250 kW przekłada się na 51 900 zł/rok oszczędności bez ryzyka przekroczeń — analiza krzywej potwierdziła wystarczający margines bezpieczeństwa.

Analiza nie wykazała kosztów kar za energię bierną. Zakład posiada kompensację mocy biernej utrzymującą współczynnik tg φ poniżej dopuszczalnego 0,4. Żadne działanie nie jest wymagane.

Zakład kupował energię po stałej cenie 539 zł/MWh. Symulacja na danych Rynku Dnia Następnego (2024–2025) przy tym profilu zużycia wykazała, że zakup po cenach rynkowych byłby o 1 828 372 zł/rok tańszy.

Przy skali 18 000 MWh/rok nawet umiarkowane różnice cen godzinowych kumulują się do ogromnych kwot. Przejście na RDN wymaga odpowiedniego systemu monitoringu i zarządzania ryzykiem cenowym — co ENERGIM zapewnia w ramach obsługi po wdrożeniu.

Na zlecenie klienta przeprowadzono symulację opłacalności magazynu energii 250 kW / 500 kWh, współpracującego ze strategią RDN (ładowanie w godzinach niskich cen, rozładowanie w szczycie). Szacowany potencjał: 18 760 zł/rok.

Przy koszcie inwestycji ~750 000 zł (500 kWh × 1 500 zł/kWh) czas zwrotu wynosi ok. 40 lat — w obecnych warunkach nieopłacalny. Magazyn może stać się zasadny po spadku cen technologii lub przy wzroście spreadu cen RDN.