Tylko 2 z 54 testowanych systemów łączących pompy i PVT były opłacalne
Tylko dwa z 54 przebadanych systemów grzewczych łączących pompy ciepła z panelami fotowoltaiczno-termicznymi (PVT) okazały się ekonomicznie opłacalne – wynika z międzynarodowego badania prowadzonego w Niemczech. Systemy te mogły pokryć do 39% rocznego zapotrzebowania na ciepło i połowę zużycia prądu w domu jednorodzinnym, ale ich opłacalność zależała ściśle od konfiguracji i lokalizacji.
Naukowcy przetestowali 54 warianty systemów SAHP
Zespół badawczy z Niemiec, Cypru i Egiptu, pod kierownictwem Karlsruhe Institute of Technology, przeanalizował 54 warianty hybrydowych systemów grzewczych opartych o pompy ciepła wspomagane energią słoneczną (SAHP). Każdy system integrował kolektory fotowoltaiczno-termiczne (PVT) z pompą ciepła w układzie pośrednim. Celem badania była ocena efektywności energetycznej, ekonomicznej i środowiskowej tych rozwiązań dla domów jednorodzinnych w Monachium, Berlinie i Hamburgu.
Jak działa testowany system SAHP?
Badany system korzystał z dwóch źródeł ciepła: ciepła pochodzącego z kolektorów PVT oraz z pompy ciepła. Oba źródła podgrzewały zasobnik wody, który następnie dostarczał ciepło na potrzeby ogrzewania pomieszczeń i ciepłej wody użytkowej. Część energii elektrycznej potrzebnej do pracy systemu była dostarczana przez moduły PVT, a nadwyżki mogły trafiać do sieci.
Do symulacji wykorzystano dane pogodowe i zużycia energii charakterystyczne dla trzech miast w Niemczech, przyjmując modelowy dom o powierzchni użytkowej 93,1 m² i ogrzewanej podłodze 89,1 m². Na dachu o powierzchni 82,4 m² umieszczono 32,9 m² kolektorów PVT.
Tylko dwa warianty miały sens finansowy
Spośród 54 wariantów tylko dwa systemy — oparte na czynnikach chłodniczych R32 i propanie — wykazały dodatnią wartość bieżącą netto (NPV) i okres zwrotu krótszy niż zakładany czas życia systemu (20 lat). Wartość NPV wyniosła odpowiednio 960 euro i 255 euro, a okres zwrotu 19,3 i 19,8 roku.
Reszta wariantów, choć niektóre osiągały wysoką efektywność energetyczną, nie była opłacalna przy obecnych cenach energii i kosztach inwestycyjnych.
Pokrycie zapotrzebowania na energię przez słońce
Systemy SAHP mogły pokryć nawet 39% rocznego zapotrzebowania na ciepło oraz ok. 50% energii zużywanej przez urządzenia elektryczne. Najlepsze wyniki osiągnięto w Monachium. Jednak zimą, gdy zapotrzebowanie na ciepło było największe, energia słoneczna nie wystarczała i system w dużej mierze opierał się na zasilaniu z sieci.
W miesiącach letnich ciepło dostarczane przez PVT w pełni pokrywało potrzeby domowników. W pozostałych miesiącach udział energii słonecznej był zmienny i zależny od konstrukcji systemu, m.in. zastosowanego czynnika chłodniczego i wydajności pompy.
Które rozwiązania sprawdziły się najlepiej?
Systemy z czynnikiem R32 osiągały najwyższe współczynniki wydajności (COP) i tym samym najlepsze wykorzystanie energii słonecznej. Podobne, choć nieco niższe wyniki osiągnęły systemy z propanem. Systemy z R410A były wyraźnie mniej efektywne.
Wszystkie analizowane konfiguracje miały tę samą powierzchnię kolektorów PVT i pojemność zasobnika (750 l). Różniły się jednak parametrami pracy, temperaturą źródła dolnego i górnego, tzw. pinch point (różnicą temperatur między czynnikiem grzewczym a medium) oraz mocą wyjściową (5,5 lub 7 kW).
SAHP kontra inne technologie grzewcze
Analiza wykazała, że SAHP może być bardziej opłacalnym rozwiązaniem niż samodzielna pompa ciepła lub kocioł gazowy — pod warunkiem, że ceny energii elektrycznej i gazu nie będą wyjątkowo niskie. W innym przypadku systemy te nie są w stanie konkurować z konwencjonalnymi technologiami pod względem kosztu jednostkowego energii (LCOE).
- Saharyjski pył zagrożeniem dla produkcji energii słonecznej w Europie – nowe badania EGU25
- Darmowe narzędzie do doboru kąta nachylenia paneli PV. Zaskakujące wyniki badań
- Włosi stawiają na SMR: Nuclitalia rusza z badaniami nad nową energią
Obserwuj
Może Cię również zainteresować
Energa Obrót zapewni energię dla Rafinerii Gdańskiej do 2028 roku
Energa Obrót wygrała przetarg Rafinerii Gdańskiej na dostawy energii elektrycznej do 2028 roku. Umowa obejmuje ponad 2 TWh energii i umacnia pozycję Energi jako kluczowego partnera biznesowego w regionie.
ORLEN z decyzją środowiskową dla Baltic East – druga morska farma coraz bliżej realizacji
Projekt Baltic East, druga morska farma wiatrowa Grupy ORLEN, otrzymał kluczową decyzję środowiskową. Inwestycja o mocy 1 GW zasili ponad 1,25 mln gospodarstw domowych czystą energią i otwiera drogę do udziału w pierwszej polskiej aukcji offshore wind.
Inwestycje w OZE osiągnęły 807 mld USD w 2024 roku – raport IRENA
Globalne inwestycje w transformację energetyczną wzrosły do rekordowych 2,4 bln USD w 2024 r., jednak tempo wzrostu w sektorze OZE wyraźnie spowolniło.
CPK rozpoczyna przygotowania do pierwszego odwiertu geotermalnego
Centralny Port Komunikacyjny podpisał umowę na przygotowanie dokumentacji dla pierwszego odwiertu geotermalnego. To krok w stronę wykorzystania odnawialnych źródeł energii na terenie nowego lotniska w Nowym Oryszewie.
TAURON EKO Premium zasili stacje ładowania eTAURON w 2026 roku
TAURON zakontraktował zieloną energię EKO Premium dla swojej sieci stacji ładowania eTAURON na 2026 rok. Dzięki temu niemal wszystkie ładowarki koncernu będą korzystać z energii pochodzącej wyłącznie z OZE, wspierając rozwój elektromobilności i redukcję emisji CO2.
Cyfrowy bliźniak EC Elbląg. Energa rozwija zaawansowane narzędzia AI w energetyce
Energa wdraża kolejny projekt typu digital twin. Wirtualny model Elektrociepłowni Elbląg ma usprawnić zarządzanie złożonym układem wytwórczym i wesprzeć planowanie inwestycji. Pierwsze funkcjonalności pojawią się w 2026 roku. Cyfrowy bliźniak EC Elbląg – po co powstaje? Elektrociepłownia Elbląg to dziś trzy różne źródła energii: blok biomasowy, kotłownia rezerwowo-szczytowa oraz ostatni kocioł węglowy, który w zmniejszonej […]
Komentarze