Trzy maszyny Antminer S21 Hydro pracujące pod nadwyżki z fotowoltaiki 30 kWp. Ciepło z koparek zasila bufor CO 1000 L i wspomaga ogrzewanie budynku gospodarczego. Po sezonie grzewczym — chłodnica zewnętrzna.
Klient — właściciel niedużej firmy produkcyjnej na Mazowszu z budynkiem gospodarczym ~180 m². Instalacja PV 30 kWp postawiona dwa lata wcześniej, latem produkująca regularnie więcej niż obiekt zużywa. Po zmianach w net-billingu skup oddawanych nadwyżek spadł do ~7 gr/kWh, podczas gdy zakup prądu z sieci wynosił ~89 gr/kWh brutto (taryfa B22 w godzinach szczytu).
Z perspektywy klienta każda kWh oddana do sieci była stratą. Z drugiej strony budynek gospodarczy ogrzewany był piecem na pellet, a CWU pochodziła z kotła gazowego — koszty w sezonie sięgały kilkuset zł miesięcznie.
Po audycie zaproponowaliśmy wdrożenie trzech maszyn Antminer S21 Hydro chłodzonych w jednym obiegu zamkniętym, z wpięciem w bufor CO 1000 L. Rozwiązanie miało jednocześnie:
Kluczowe było zaprojektowanie sterowania: koparki włączają się tylko, gdy produkcja PV przekracza 3 kW i wyłączają, gdy obiekt musiałby ciągnąć prąd z sieci po pełnej taryfie. Dodatkowo w sezonie letnim, po przegrzaniu bufora, ciepło odprowadzane jest chłodnicą zewnętrzną.
Wdrożenie zrealizowaliśmy w 6 tygodni od podpisania umowy. Pierwsze trzy tygodnie — przygotowanie sprzętu w warsztacie (testy, podmiana firmware na LuxOS, dobranie profili pracy pod krzywą produkcji PV). Kolejne — instalacja w obiekcie: rozdzielnia z licznikiem energii i sterowaniem, układ hydrauliczny z trzema wymiennikami płytowymi, integracja z istniejącym buforem i falownikiem.
Falownik klienta (SolarEdge) udostępnia dane przez Modbus — kontroler odczytuje moment, gdy produkcja PV jest dodatnia względem konsumpcji obiektu, i w trybie automatycznym uruchamia maszyny.
Pierwszy miesiąc to było weryfikowanie czy schemat się sprawdza. Po trzech miesiącach przestałem to oglądać — działa samo. Zima minęła bez tony peletu, której bym normalnie spalił. Pieniądze, które dotąd dawałem do sieci za 7 groszy, teraz wracają w BTC. — właściciel obiektu, klient ASIC Mazowsze
W pierwszym pełnym sezonie operacyjnym (lato + jesień 2025) maszyny przepracowały łącznie ~3 200 godzin. Autokonsumpcja PV podskoczyła z ~40% do średnio 78%. Bufor CO był grzany przez koparki przez większość dni słonecznych, co istotnie obniżyło zużycie peletu w sezonie przejściowym.
Prognozowane ROI projektu, łącznie z oszczędnościami na ogrzewaniu i wartością wydobytego BTC po obecnych cenach, plasuje się w okolicach 22–26 miesięcy. To znacząco lepiej niż w analogicznym projekcie bez odzysku ciepła i bez integracji z PV.
Tego typu projekt ma sens, gdy są spełnione trzy warunki jednocześnie: instalacja PV ≥10 kWp z regularnymi nadwyżkami, obiekt z zapotrzebowaniem na ciepło, i właściciel gotowy zaakceptować horyzont 2–3 lat. Bez któregokolwiek z tych trzech składników matematyka zaczyna się komplikować.
Dla klienta dodatkową wartością okazała się prostota operacyjna — system pracuje autonomicznie, raporty dostają miesięcznie, kontrolę mogą sprawować z poziomu telefonu.
PV z nadwyżkami, obiekt z zapotrzebowaniem na ciepło, gotowość do wdrożenia. Porozmawiajmy o Twoim audycie.