Las bombas de calor fotovoltaicas superan a las solares térmicas en zonas densamente pobladas

Investigadores del Instituto Fraunhofer de Investigación de Infraestructuras Energéticas y Sistemas Geotérmicos (IEG) de Alemania investigaron cómo las bombas de calor asistidas por energía solar térmica o las bombas de calor alimentadas por aire alimentadas por energía fotovoltaica montada en el suelo (PV-ASHP, por sus siglas en inglés) pueden combinarse con sistemas de almacenamiento de energía térmica en foso (PTES) en una red de calefacción urbana (DHN) en diferentes escenarios y descubrieron que los sistemas PV-ASHP pueden ofrecer más ventajas en zonas densamente pobladas.

Utilizando el software de código abierto Python, el grupo realizó una serie de simulaciones en el este de Alemania asumiendo diferentes opciones de carga para los PTES. También considó el coste total del sistema, incluyendo Opex y Capex, así como los diseños del sistema y la capacidad de almacenamiento de la red durante la operación. “El modelo separa el cálculo hidráulico del térmico y construye un proceso de varias etapas para considerar las temperaturas dentro de la red y de las PTES”, especificó.

Los científicos dijeron que su modelización se basaba en la programación lineal entera mixta (MILP), que es un enfoque matemático para resolver tareas de optimización complejas e identificar las posibles compensaciones entre objetivos en conflicto. Al parecer, fue capaz de diseñar PTES vinculadas a un DHN teniendo como variables el volumen y las superficies para estimar con precisión las pérdidas de calor. “El principal objetivo de este estudio es desarrollar un método capaz de diseñar una estructura de suministro compleja y aplicarlo a un caso práctico a gran escala”, añadieron.

El diseño del sistema propuesto considera el uso de varios sistemas de suministro conectados a DHN para una demanda prevista de 38 GWh en 806 nodos en 2030. También se tuvieron en cuenta tres escenarios de temperatura, ocho de electricidad y ocho de precios de la zona. En total, se crearon 90 escenarios. “La herramienta introducida puede representar temperaturas dentro de la DHN y la PTES”, explicaron los académicos. “Esta ventaja crucial permite decidir cuándo el almacenamiento puede inyectar directamente calor en la red, cuándo es necesaria una bomba de calor o cuántas etapas de compresión se requieren”.

Los científicos también partieron de la base de que la bomba de calor asistida por energía solar térmica tendría una capacidad de 10,95 MW y se alimentaría de un campo solar térmico de 74.829 m2. En cuanto al sistema PV-ASHP, la capacidad de la HP era de 8,37 MW y el sistema FV cubría una superficie de 71.518 m2.

Mediante su análisis, el grupo llegó a tres conclusiones principales. En primer lugar, un posible aumento de los precios de la electricidad no afecta a la viabilidad de ambos sistemas. En segundo lugar, constató que las PTES son más adecuadas para redes con temperaturas superiores a 70 C. Por último, comprobaron que se necesitarían más superficies para desplegar los campos termosolares en comparación con las plantas fotovoltaicas montadas en el suelo. “La relación de volumen de los PTES con respecto a los campos termosolares y fotovoltaicos es de 2,54 m3/m2 y 2,9 m3/m2”, explicaron. “Ambos conceptos ocupan grandes cantidades de superficie; por tanto, reaccionan sensiblemente a un aumento del precio de la superficie”.

“El concepto de fotovoltaica con una ASHP es más adecuado para regiones densamente pobladas”, concluyeron.

Sus conclusiones están disponibles en el artículo “Solar thermal vs. PV with a heat pump: A comparison of different charging technologies for seasonal storage systems in district heating networks” (Solar térmica vs. Fotovoltaica con bomba de calor: una comparación de diferentes tecnologías de carga para sistemas de almacenamiento estacionales en redes de calefacción urbana), publicado en Energy Conversion and Management X.