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
TAURON Ciepło inwestuje w modernizację i bezpieczeństwo dostaw ciepła w Dąbrowie Górniczej
TAURON Ciepło przeznacza ponad 115 mln zł na rozwój i modernizację infrastruktury ciepłowniczej w Dąbrowie Górniczej. Inwestycje mają kluczowe znaczenie dla niezawodności dostaw ciepła, bezpieczeństwa energetycznego oraz komfortu mieszkańców.
Aktualizacja Planu wdrożenia Nowego Modelu Wymiany Informacji (NMWI) przez CSIRE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne zaktualizowały Plan etapowego wdrożenia Nowego Modelu Wymiany Informacji (NMWI) za pośrednictwem CSIRE. Zmiana dotyczy zadania opcjonalnego S2.14 i obowiązuje od 1 września 2026 r.
Bilansowanie handlowe KSE: wyzwania i ryzyka w lipcu 2026
W lipcu 2026 roku bilansowanie handlowe w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym napotkało na poważne wyzwania. Powtarzające się niezbilansowanie portfeli POB generuje ryzyka dla bezpieczeństwa systemu i wpływa na skrajne ceny energii na rynku bilansującym.
Termomodernizacja 500 szkół z KPO: nowa jakość edukacji i efektywności energetycznej
W całej Polsce trwa modernizacja energetyczna 500 placówek edukacyjnych, finansowana z Krajowego Planu Odbudowy. Przykładem jest Szkoła Podstawowa nr 8 w Gnieźnie, która zyskała nowoczesne rozwiązania poprawiające komfort nauki i efektywność energetyczną.
NFOŚiGW dzieli się doświadczeniem z Ukrainą: wsparcie dla systemu finansowania ochrony środowiska
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej rozpoczął praktyczną współpracę z Ukrainą w zakresie finansowania ochrony środowiska i transformacji energetycznej. Wspólne działania mają na celu budowę efektywnego, odpornego na zmiany systemu wsparcia zielonej transformacji u naszego wschodniego sąsiada.
NFOŚiGW zostaje większościowym akcjonariuszem EMP – 4,5 mld zł na polski samochód elektryczny
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przekazał ElectroMobility Poland blisko 4,5 mld zł, stając się większościowym akcjonariuszem spółki. To kluczowy krok w realizacji Polskiego Hubu Elektromobilności i budowy krajowej fabryki aut elektrycznych.
Komentarze