Elektryfikacja ciepłownictwa – wytwarzanie ciepła i integracja z systemem energetycznym

Raport pt. „Elektryfikacja ciepłownictwa w Polsce. Droga do czystego ciepła” przygotowany przez Forum Energii wspólnie z amerykańskim think tankiem Regulatory Assistance Project wskazuje, dlaczego warto postawić na elektryfikację ogrzewania, jakie technologie mają przyszłość i jak mogą wpłynąć na system energetyczny.

Wybór odpowiedniej technologii grzewczej zależy od wielu czynników, należy uwzględnić aspekty społeczne, środowiskowe czy ekonomiczne. Kluczem do wyboru optymalnej technologii są następujące kryteria:

• wysoka efektywność energetyczna procesu wytwarzania ciepła,
• konkurencyjny koszt ogrzewania gospodarstwa domowego,
• ograniczenie wpływu na środowisko i klimat,
• potencjał współpracy z krajowym systemem elektroenergetycznym (KSE) i bilansowania wpływu zmiennych OZE,
• duży potencjał rozwoju i chłonność rynkowa,
• możliwość wykorzystania efektu skali dla poprawy konkurencyjności rynkowej,
• prostota technologii, a zarazem wciąż duży potencjał innowacyjności.

Spośród wielu istniejących technologii wytwarzania ciepła tylko sprężarkowe pompy ciepła w pełni wpisują się w powyższe kryteria. Wzrost liczby instalowanych pomp wskazuje, że rynek docenia walory tego typu ogrzewania w gospodarstwach domowych. Pompy ciepła to urządzenia grzewcze zasilane ciepłem otoczenia – z powietrza, gruntu, wód powierzchniowych, a także ciepłem odpadowym (np. ścieki, woda w systemach ciepłowniczych). Pod względem technologii zasilania pompy ciepła można podzielić na: sprężarkowe, absorpcyjne i adsorpcyjne. Najczęściej stosowane są pompy sprężarkowe zasilane energią elektryczną. Sprawność tych urządzeń określana jest w stosunku do wykorzystanej energii elektrycznej i wytwarzają one od 3 do 5 razy więcej energii niż ilość energii elektrycznej, którą pobierają z systemu energetycznego. W przypadku rozwiązań jednocześnie wykorzystujących ciepło i chłód wartość ta może sięgać 6–8 jednostek. Wysoka sprawność urządzenia przekłada się na niskie koszty eksploatacyjne.

Urządzeniami wytwarzającymi ciepło z energii elektrycznej są też kotły elektryczne, które dzielą się na rezystancyjne i elektrodowe. Te pierwsze przeznaczone są do gospodarstw domowych i budynków użyteczności publicznej (małe i średnie moce) i współpracują z „krótkoterminowymi” magazynami ciepła. Elektrodowe mogą być wykorzystane do zasilania osiedli lub mniejszych miast, mają moc od 5 do 50 MWt i powinny współpracować z magazynami ciepła, aby osiągać wysoką sprawność. Wykorzystuje się je głównie w okresach ujemnych cen energii elektrycznej, co pozwala na obniżenie kosztów produkcji ciepła systemowego.

Efektywność źródeł grzewczych

Urządzenia grzewcze o mocy do 70 kW porównuje się za pomocą klas energetycznych podanych na etykietach energetycznych. W nowej perspektywie budżetowej UE będzie wspierać tylko urządzenia grzewcze korzystające z OZE, czyli o klasach wyższych niż A+ [1]. Kotły elektryczne pomimo małych strat w przetwarzaniu energii (sprawność bliska 100%) mają niską klasę energetyczną. Pompy ciepła uzyskują 3–5-krotnie większą efektywność niż ogrzewacze elektryczne.

Aspekty środowiskowe

Najniższą emisję dwutlenku węgla spośród dostępnych technologii grzewczych mają pompy ciepła i kotły gazowe. Emisja CO2 kotłów elektrycznych zależy od tego, z czego wytwarza się w danym kraju energię elektryczną, i jest równa emisyjności KSE. Wraz z rozwojem energetyki odnawialnej w Polsce grzewcze urządzenia elektryczne, a zwłaszcza pompy ciepła, będą coraz bardziej przyjazne dla środowiska. Ich emisja CO2 w porównaniu z kotłami węglowymi i gazowymi będzie niższa o odpowiednio 84 i 50% (rys. 1).

Zmiana zasilania budynku jednorodzinnego z pieca lub kotła na paliwo stałe na pompę ciepła ogranicza emisję CO₂ o ok. 40%. W Polsce mamy ok. 3 mln budynków ogrzewanych kotłami i piecami węglowymi, wyposażenie ich wszystkich w pompy ciepła pozwoliłoby na ograniczenie rocznej krajowej emisji CO₂ o ok. 36%. Proces dekarbonizacji KSE ma prowadzić do zmniejszenia emisyjności energii elektrycznej do ok. 30 kg CO2/MWh w latach 40. obecnego stulecia. Zatem wymiana wszystkich „kopciuchów” spowoduje spadek emisji CO2 o ok. 90% w stosunku do obecnej emisji z budynków ogrzewanych indywidualnie. To pokazuje, jak ważne jest równoległe prowadzenie procesów dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego i elektryfikacji ciepłownictwa.

Dodatkowym efektem elektryfikacji ciepła jest pełna eliminacja lokalnej emisji zanieczyszczeń powietrza, takich jak PM10, PM2,5 i B(a)P, które pochodzą z indywidualnych źródeł ogrzewania spalających paliwa stałe. Ma to szczególne znaczenie w obszarach zmagających się z wysokim poziomem smogu.

Koszty ogrzewania

Patrząc przez pryzmat kosztów inwestycyjnych, najtańszym źródłem ciepła jest kocioł elektryczny. Dla domu o powierzchni 150 m² jego instalacja to wydatek rzędu 6 tys. zł. Jednocześnie jednak jednostkowe koszty operacyjne (koszt energii elektrycznej) są dosyć wysokie, dlatego rozwiązanie to może być opłacalne jedynie w obiektach o niewielkich potrzebach cieplnych [2]. Uwzględniając więc wszystkie koszty (nakład inwestycyjny plus serwis i zużyta energia), zdecydowanie korzystniej wypadają pompy ciepła, szczególnie sprzężone z fotowoltaiką (rys. 2). Co prawda próg wejścia w taką inwestycję, który wynosi ok. 25–30 tys. zł (bez PV), jest z perspektywy mieszkańców dość wysoki, jednak możliwość uzyskania dofinansowania z programów pomocowych zwiększa atrakcyjność inwestycji. Trendy rozwoju technologicznego pomp ciepła oraz fotowoltaiki wskazują na duży potencjał dalszego obniżania kosztów ogrzewania pozyskiwanego z tych źródeł.

Zaletą pomp ciepła jest także możliwość wykorzystania ich jako urządzeń chłodzących w czasie letnich upałów. Chłodzenie domu otrzymuje się praktycznie bez nakładów inwestycyjnych na dodatkowy klimatyzator.

Jeszcze korzystniejszym cenowo rozwiązaniem jest współpraca pomp ciepła z małymi „klastrowymi” wiatrakami, ponieważ profil produkcji energii elektrycznej z wiatraka jest zbieżny z profilem zapotrzebowania na moc grzewczą. Pozwala to na lokalne zbilansowanie wytwarzania energii z popytem bez konieczności korzystania z wirtualnego magazynu energii, co ma miejsce w przypadku fotowoltaiki (nadwyżki produkcyjne z lata są odzyskiwane zimą).

Krajowe trendy

Dynamika zmian rynku pomp ciepła w Polsce wskazuje na rosnącą atrakcyjność elektryfikacji ciepła. Polacy coraz częściej wybierają pompę ciepła do ogrzewania pomieszczeń i jako źródło ciepłej wody użytkowej w swoich domach. Jest to globalny trend związany z elektryfikacją ogrzewania. Mieszkańcy szukają rozwiązań, które nie emitują lokalnych zanieczyszczeń, są bezobsługowe i zapewniają komfort cieplny w domu przy atrakcyjnym koszcie. Coraz niższe zapotrzebowanie nowych budynków na energię przyczynia się do szerszego korzystania z tej technologii. Największe polskie przedsiębiorstwa w branży grzewczej, które wytwarzały kotły na paliwa stałe, przebranżawiają się na produkcję urządzeń niskoemisyjnych, takich jak pompy ciepła czy centrale wentylacyjne z odzyskiem ciepła.

Elastyczność popytu podstawą optymalizacji kosztów

Elektryfikacja ciepłownictwa w Polsce oznacza wzrost popytu na energię elektryczną rzędu 20–30 TWh do 2050 roku. Biorąc pod uwagę brak strategii transformacji elektroenergetyki, wyzwaniem będzie dostosowanie sieci dystrybucyjnych do tych dodatkowych strumieni energii oraz zapewnienie odpowiednich zdolności wytwórczych w KSE. Wykorzystanie elektrycznych źródeł grzewczych zdolnych do reagowania na bieżący bilans podaży i popytu energii może istotnie ograniczyć koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz koszty związane z absorbcją coraz większych ilości energii ze zmiennych OZE. Elastyczność odbiorców i efektywne zarządzanie popytem (DSR) zmniejszają zapotrzebowanie na moce szczytowe, a zatem i wydatki na rozbudowę sektora wytwarzania, jak również na modernizację sieci elektroenergetycznych. Pozwala to również na ograniczenie kosztów całego procesu elektryfikacji ciepłownictwa.

Sterowanie popytem i dostosowanie pracy pomp ciepła (w gospodarstwach domowych i ciepłowniach systemowych) do obciążenia sieci elektroenergetycznej umożliwia zwiększenie udziału zmiennych OZE w systemie energetycznym i redukuje konieczność ograniczania czasu pracy turbin wiatrowych w okresach nadpodaży energii. Ponadto elastyczność popytu pozwala na wzrost liczby zainstalowanych pomp ciepła bez zwiększania mocy energetycznych w systemie (dzięki uzyskaniu niskiego współczynnika jednoczesności pracy urządzeń grzewczych).

Praca pomp ciepła oraz ich potencjalna elastyczność w systemie o dużym udziale energii wiatrowej znacznie obniża koszt krańcowy systemu energetycznego. Dzieje się tak z trzech powodów:

1. Obciążenie pomp ciepła pokrywa się relatywnie dobrze z wytwarzaniem energii wiatrowej, dzięki czemu unika się ograniczania pracy farm wiatrowych.
2. Elastyczne sterowanie pracą pomp ciepła umożliwia optymalizację kosztową przy jednoczesnym zaspokojeniu potrzeb obu rynków – ciepła i energii elektrycznej.
3. Możliwość magazynowania energii cieplnej i wykorzystania inercji cieplnej budynków pozwala na optymalną kosztowo pracę źródeł wytwórczych w systemie elektroenergetycznym.

Patrząc przez pryzmat kosztów krańcowych, najwyższych nakładów będzie wymagać przyłączanie nieelastycznych pomp ciepła, ze względu na konieczność zapewnienia dodatkowej mocy – może to być ok. 27,5 euro/MWh. Jeśli jednak praca pompy będzie zsynchronizowana z podażą farm wiatrowych, przeprowadzona zostanie optymalizacja kosztowa oraz wykorzystane magazynowanie energii, przyrost kosztu krańcowego może być zredukowany do ok. 4 euro/MWh (rys. 3).

W przeszłości najwięcej uwagi poświęcano elastyczności systemów elektroenergetycznych, pomijając potencjał elastyczności sektora ciepłowniczego. Jednak wraz ze wzrostem integracji obu sektorów rośnie znaczenie tej drugiej. Systemy grzewcze, które jako główne lub znaczące źródło energii pierwotnej wykorzystują energię elektryczną, mogą przynieść systemowi elektroenergetycznemu szereg korzyści, takich jak:

• korzyści dla sieci elektroenergetycznych,
• niższy koszt ogrzewania,
• wzrost udziału OZE w KSE.

W systemie o wysokim udziale zmiennych OZE sieci ciepłownicze i pompy ciepła pracujące w budynkach efektywnych energetycznie mogą dostosować swoją pracę do bieżącej sytuacji w KSE, obniżając tym samym koszty bilansowania systemu. Magazynowanie energii cieplnej zawartej w gorącej wodzie lub strukturze budynków jest znacznie tańsze niż magazynowanie energii elektrycznej. Magazynowanie energii w formie ciepła jest 100 razy tańsze pod względem nakładów inwestycyjnych na jednostkę pojemności magazynowej w porównaniu z magazynowaniem energii elektrycznej.

Ograniczanie zapotrzebowania na moc szczytową w KSE

Uniezależnienie pracy urządzeń grzewczych od bieżącego zapotrzebowania na ciepło jest warunkiem koniecznym zmniejszenia obciążenia szczytowego systemu energetycznego, a tym samym i wydatków finansowych na nowe moce wytwórcze oraz modernizację sieci. Zostanie to uzyskane poprzez poprawę efektywności energetycznej budynków i powszechne stosowanie magazynów ciepła. Magazyny ciepła i efektywne budynki pozwalają na swobodne sterowanie pracą urządzeń grzewczych oraz ich wyłączanie na kilka godzin w okresach szczytu w KSE bez utraty komfortu cieplnego o każdej porze roku.

Dane na temat standardowych praktyk użytkowników z Wielkiej Brytanii pokazują, że gdyby 20% wszystkich budynków było wyposażonych w pompy ciepła, zwiększyłoby to obciążenie szczytowe o 14% [4]. W tym badaniu niektóre pompy ciepła działały przy założeniu, że dom był ogrzewany w sposób ciągły, a inne – że dom był ogrzewany tylko w pewnych momentach, gdy było to konieczne. Dla uniknięcia takiego wzrostu obciążenia systemu energetycznego kluczowe znaczenie ma zmiana profilu pracy pomp ciepła. Konieczna jest zatem elastyczność dobowa ich pracy oraz większe podporządkowanie sytuacji na rynku energii niż bieżącemu zapotrzebowaniu na ciepło. Takie rozdzielenie pracy urządzeń ciepłowniczych od bieżących potrzeb odbiorców ciepła można osiągnąć dzięki akumulatorom energii. Mogą to być zarówno akumulatory dobowe o pojemności cieplnej gwarantującej kilka godzin dostawy ciepła, jak i sezonowe, które zapewniają dostawy do systemów ciepłowniczych przez okres liczony w tygodniach.

W wielu krajach Europy pokaźna liczba pomp ciepła współpracuje z lokalnymi akumulatorami gorącej wody [5]. Jako dobowy akumulator ciepła można traktować ściany budynku i zbiornik na gorącą wodę. Dodatkowo dzięki dobrej termoizolacji budynku pompy ciepła mogą pracować znacznie bardziej elastycznie, co pozwala jeszcze bardziej zminimalizować szczytowe zapotrzebowanie na energię elektryczną. Zmienność cen energii oraz rosnąca potrzeba elastyczności i potencjalne możliwości świadczenia usług systemowych związanych z bilansowaniem KSE wskazują, że inwestycje w akumulatory ciepła będą coraz bardziej opłacalne.

Liczne przykłady pokazują, że potencjał elastyczności po stronie popytu jest duży. Nawet bez zbiornika gorącej wody pompy stosowane w energooszczędnych budynkach mogą być wyłączane na kilka godzin bez wpływu na komfort cieplny [6].

Wskazują na to przykłady z różnych państw europejskich:

• Dania – pompy są wyłączane na 5–6 godzin przy temperaturze zewnętrznej 5°C i 2–3 godziny przy temperaturze zewnętrznej
  –12°C;
• Szwajcaria – we wszystkich domach można wyłączyć pompy ciepła na ponad 6 godzin, a w najlepiej izolowanych budynkach nawet na 12 godzin;
• Austria – czas wyłączenia przy temperaturach powyżej –7°C trwa od 5 do 10 godzin [6];
• Wielka Brytania – standardowa konstrukcja budynku o umiarkowanym poziomie izolacji może utrzymać komfort termiczny przez 2 godziny po wyłączeniu pompy ciepła, nawet bez zbiornika akumulacyjnego. Sygnał o wyłączeniu przesyła się zazwyczaj na 4 godziny wcześniej [7];
• Norwegia, Szwecja, Dania, Niemcy i Austria – badania przeprowadzone na 80 tys. klientów wskazują, że budynki najlepiej zaizolowane mogą utrzymać komfort cieplny przez 5 godzin bez ogrzewania przy temperaturze zewnętrznej wynoszącej 0°C [8].

Również większe systemy ciepłownicze mają duży potencjał elastyczności [8]. Możliwe jest przechowywanie ciepła doprowadzonego do sieci ciepłowniczej w czynniku grzewczym lub dodatkowym magazynie ciepła. Można też wykorzystać bezwładność cieplną budynków i potraktować je jak dodatkowe magazyny energii. Wszystkie te elementy są zazwyczaj wykorzystywane do dobowego bilansowania sieci ciepłowniczej [9].

Rys. 4 przedstawia przykładowe krzywe obciążenia systemu energetycznego w sytuacji braku elastyczności urządzeń grzewczych oraz gdy ich praca podporządkowana jest bieżącej sytuacji na rynku energii. Poranne szczyty zmniejsza wykorzystanie zakumulowanej energii wiatrowej, a szczyt wieczorny obniża zakumulowana energia słoneczna.

Stopień, w jakim elastyczność rynku ciepła jest potrzebna i możliwa do uzyskania, zależy od wielu czynników, w tym od dziennych i sezonowych wzorców wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, charakterystyki energetycznej budynków i dostępności zbiorników do akumulacji ciepła. Wymaga to również inteligentnych elementów sterujących, które obsługują pompy ciepła w odpowiedzi na sygnały, np. ceny energii. Kluczowa jest jednak akceptacja przez mieszkańców budynków elastycznej formy działania systemu grzewczego.

Krótkoterminowe magazynowanie ciepła

Magazynowanie energii w postaci ciepła może zwiększyć obecną elastyczność systemu w sposób korzystniejszy ekonomicznie niż magazynowanie energii elektrycznej. Cały czas prowadzi się badania nad ulepszeniem akumulatorów ciepła. Duże oczekiwania wiąże się z akumulatorami zmiennofazowymi, które wykorzystują materiały zmieniające swój stan skupienia. Dzięki temu uzyskuje się większe gęstości energii w określonej objętości urządzenia. Tak jak zwykłe akumulatory, są one ładowane za pomocą pompy ciepła lub bezpośredniego ogrzewania elektrycznego poza godzinami szczytu i rozładowywane, gdy ciepło potrzebne jest do ogrzania budynku. W systemie energetycznym obniża się tym samym zapotrzebowanie na moc w okresach szczytu. Jedyny pobór energii elektrycznej wynika z pracy pomp obiegowych w instalacji grzewczej.

Badania wykazały, że nieruchomości z magazynami termicznymi i pompami ciepła zużywały średnio 85% energii elektrycznej w okresach poza szczytem, a podczas niego jedynie 15%. Odbywało się to przy jednoczesnym zachowaniu komfortu cieplnego gospodarstw domowych [10]. Magazyny termiczne w wielu krajach są ciągle na wczesnym etapie komercjalizacji. Wraz z postępem technicznym oraz reformą rynku energii elektrycznej (dynamiczne ceny, możliwość świadczenia usług bilansowania) popularność tych urządzeń wzrośnie. W niektórych państwach systemowo wspiera się instalowanie akumulatorów ciepła, przykładowo Szkocja i Niemcy zapewniają inwestorom, którzy je budują, specjalne wsparcie finansowe [11].

Sezonowe magazyny energii cieplnej

W praktyce spotyka się również sezonowe magazyny energii, które stanowią trudniejsze wyzwanie techniczne niż magazyny dobowe. Magazyny sezonowe wymagają bowiem dostępu do większego terenu i wykonania bardziej złożonych prac budowlanych, mogą się jednak okazać kluczowe dla procesu dekarbonizacji ciepłownictwa. Akumulatory sezonowe pozwalają na zmniejszenie zużycia energii elektrycznej przez pompy ciepła w okresie wzrostu zimowego zapotrzebowania na ogrzewanie. W tym przypadku pompy współpracują z akumulatorami, pełniąc zazwyczaj funkcję uzupełniającego źródła energii, a podstawowy strumień energii grzewczej czerpany jest właśnie z akumulatora. Źródłem energii cieplnej kierowanej do akumulatorów sezonowych mogą być farmy solarne, wielkoskalowe pompy ciepła oraz jednostki kogeneracyjne.

Akumulatorami sezonowymi mogą być ziemne zbiorniki magazynowe, studnie głębinowe i podziemne zbiorniki wody. Akumulatory wielkoskalowe zawsze współpracują z sieciami ciepłowniczymi [10]. W Europie sezonowe magazynowanie energii cieplnej na dużą skalę funkcjonuje od lat 70. XX wieku, a pierwsze projekty pilotażowe przeprowadzono w Szwecji [12]. Jedne z największych na świecie projektów magazynowania realizowane są w Danii [13].

W zależności od lokalnych uwarunkowań i rozwiązań technicznych koszty technologii magazynowania mogą się znacznie różnić. Jednak wraz ze wzrostem skali jednostkowe nakłady inwestycyjne zaczynają być podobne (rys. 5).

Sezonowe magazyny zielonego wodoru

Zielony wodór to wodór pozyskany drogą elektrolizy przy użyciu energii elektrycznej pochodzącej z OZE. W przyszłości, po osiągnięciu pełnej komercjalizacji technologii produkcji zielonego wodoru, gaz ten może zostać wykorzystany w jednostkach kogeneracyjnych w ciepłownictwie. Będą one pełniły podwójną funkcję – producenta energii elektrycznej zgodnie z potrzebami KSE oraz wytwórcy ciepła systemowego. Praca na rzecz KSE będzie priorytetem, odwrotnie niż obecnie, gdy praca jednostek wytwórczych podporządkowana jest potrzebom odbiorców ciepła. Przyszłe chwilowe niezbilansowanie podaży ciepła z popytem będzie kompensowane przez akumulatory ciepła.

W krajach, w których istnieje infrastruktura dystrybucji gazu, bilansowanie sieci są zdolne zapewnić systemy hybrydowe (biwalentne) łączące pompę ciepła z kotłem spalającym gaz. W Wielkiej Brytanii i Holandii, które dysponują rozległymi sieciami dystrybucji gazu, stwierdzono, że w procesie dekarbonizacji ciepła systemy hybrydowe mogą być ekonomicznie uzasadnione [15]. W krajach tych zazwyczaj stosuje się rozwiązania składające się z pompy ciepła o mocy mniejszej niż ta, która jest potrzebna w okresie największych mrozów, oraz kotła szczytowego. W zimne dni, które mogą zbiegać się z wysokim zapotrzebowaniem na energię elektryczną, wykorzystywane jest ogrzewanie gazowe. Zmniejsza to zapotrzebowanie na energię elektryczną i moce wytwórcze, a jednocześnie korzysta się z dostępnej przepustowości sieci gazowej. Aby jednak systemy te były w przyszłości zeroemisyjne, należy je przygotować do stosowania gazu neutralnego środowiskowo, np. wodoru lub biogazu (magazynowanych sezonowo). Przyjęcie takich rozwiązań jest kwestią lokalnej analizy ekonomicznej badającej opłacalność budowy systemu, który funkcjonuje w oparciu o dwa urządzenia grzewcze (pompa ciepła i kocioł gazowy/wodorowy). Ten kierunek działania można nazwać elektryfikacją ciepła przy wsparciu zielonym wodorem.

Pełny raport jest dostępny pod adresem: https://forum-energii.eu/pl/analizy/elektryfikacja-cieplownictwa

Literatura

1. Mapa drogowa dotycząca przygotowania i wdrażania studiów wykonalności inwestycji badawczo-rozwojowych i innowacyjnych (ang. Business Technology Roadmaps — BTR) dla branży producentów niskoemisyjnych urządzeń grzewczych do 2030 roku, Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii, 2019
2. Scenariusze elektryfikacji ogrzewania w budynkach jednorodzinnych w Polsce do 2030 roku, PORT PC, 2020, https://portpc.pl/scenariusze-elektryfikacji-ogrzewania-w-budynkach-jednorodzinnych-w-polsce-do-2030-roku/
3. Ruhnau O., Hirth L., Praktiknjo A., Heating with wind: Economics of heat pumps and variable renewables, Leibniz Information Centre for Economics – ZBW, Hamburg 2019
4. Love J., Smith A.Z., Watson S. et al., The addition of heat pump electricity load profiles to GB electricity demand: Evidence from a heat pump field trial, „Applied Energy” 2017, 204, p. 332-342
5. Fischer D., Madani H., W sprawie pomp ciepła w inteligentnych sieciach: recenzja, „Renewable and Sustainable Energy Reviews” 2017, 70(C), p. 342–357
6. Arteconi A., Hewitt N.J., Polonara F., Domestic demand-side management (DSM): Role of heat pumps and thermal energy storage (TES) systems, „Applied Thermal Engineering” 2013, 51(1-2), p. 155–165
7. IEA HPT Programme Annex: Heat pumps in smart grids; UK executive summary, Delta Energy & Environment, Edynburg 2018, https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/680514/ heat-pumps­-smart-grids-executive-summary.pdf
8. Luc K.M., Heller A., Rode C., Energy demand flexibility in buildings and district heating systems — a literature review, „Advances in Building Energy Research” 2019, 13(2), p. 241–263
9. Vandermeulen A., van der Heijde B., Helsen L., Controlling district heating and cooling networks to unlock flexibility: A review, „Energy” 2018, 151, p. 103–115
10. Shepherd T., Various heating solutions for social housing in North Lincolnshire: Ongo Homes, Technical Evaluation Report, NEA Technical Innovation Fund, Newcastle upon Tyne 2018, https://www.sunamp.com/wp-content/uploads/2019/04/ CP780-TIF-REPORT-Aug-18-FINAL-1.pdf
11. Heat batteries to be included in Home Energy Scotland loans, 2018, https://www.power-technology. com/news/ heat-batteries-included-home-energy-scotland-loan-scheme/
12. Mangold E., Deschaintre L., Seasonal thermal energy storage: Report on state of the art and necessary further R+D, IEA: Solar Heating & Cooling Programme, Paryż 2015, http://task45.iea-shc.org/data/sites/1/publications/IEA_SHC_Task45_B_Report.pdf
13. Eames P., Loveday D., Haines V., Romanos P., The future role of thermal energy storage in the UK energy system: An assessment of the technical feasibility and factors influencing adoption. (Research report), Londyn 2014, https://ukerc. ac.uk/publications/ the-future-role-of-thermal-energy-storage-in-the-uk-energy-system/
14. Kallesøe A.J., Vangkilde-Pedersen T., (ed.), Underground Thermal Energy Storage (UTES) – state-of-the-art, ­example cases and lessons learned. HEATSTORE project report, GEOTHERMICA – ERA NET Cofund Geothermal, 2019
15. Strbac et al., and Government of the Netherlands, Klimaatakoord (Climate agreement), The Hague 2018, https://www.klimaatakkoord.nl/documenten/publicaties/2019/06/28/klimaatakkoord

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!