産業用高温ヒートポンプと熱エネルギー貯蔵システムの価格主導型柔軟性

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:GX researchers can use the MILP framework and quantitative findings on cost-optimal sizing and operation of industrial heat pumps with thermal storage.

🏢実務担当者:Corporate sustainability teams in energy-intensive industries can leverage the insights on flexibility value for cost-effective decarbonization of process heat.

🏛政策担当者:Policymakers can note the potential for demand-side flexibility in industrial heat to reduce system costs and emissions, supporting grid integration of renewables.

高温ヒートポンプによる産業プロセス熱の電化は、炭素排出削減の主要な経路であるが、その経済的実現可能性は、電力価格の変動と運転条件に強く影響される。本研究では、欧州の異なる電力市場において、価格主導型の柔軟性戦略の下で、熱貯蔵と組み合わせた産業用高温ヒートポンプシステムのコスト最適な運転と規模設定を調査する。混合整数線形計画法モデルを開発し、50 °C、90 °C、150 °Cで産業熱を供給する代替システム構成の運転を最適化し、連続的および断続的なプロセス需要プロファイルの両方を考慮する。6つのEU加盟国の時間別電力価格と炭素強度データを用いて、多様な市場条件を捉える。結果は、熱貯蔵によって可能となる運転の柔軟性が、貯蔵なしの電化参照ケースと比較して大幅な運転コスト削減につながり、有利な条件下では最大60%に達することを示しており、特に断続的プロセスと高い電力価格変動性の状況で顕著である。これらの削減の大部分は、総エネルギー使用量の削減ではなく、電力消費を低価格時間帯へ移行することによるものである。コスト最適な設計は、ピーク需要を上回る規模のヒートポンプと大容量の熱貯蔵の組み合わせを優先する一方、単純回収期間を最小化する設計は、より小型で柔軟性の低いシステムを採用する。電力価格プロファイルが炭素強度と相関する場合、断続的プロセスでは最大70%の排出削減が達成される。150 °Cの高温用途では、中間熱貯蔵に基づく構成は効率を向上させるが運転の柔軟性を低下させ、ほとんどの市場条件下で直接高温ヒートポンプ供給と同等の運転コストとなる。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The electrification of industrial process heat through high-temperature heat pumps is a key pathway for reducing carbon emissions, yet its economic viability remains strongly influenced by electricity price dynamics and operating conditions. This study investigates the cost-optimal operation and sizing of industrial high-temperature heat pump systems coupled with thermal storage under price-driven flexibility strategies across different European electricity markets. A mixed-integer linear programming model is developed to optimise the operation of alternative system configurations supplying industrial heat at 50 °C, 90 °C and 150 °C, considering both continuous and intermittent process demand profiles. Hourly electricity prices and carbon intensity data for six EU Member States are used to capture diverse market conditions. Results show that operational flexibility enabled by thermal storage leads to significant operating cost reductions compared to electrified reference cases without storage, reaching up to 60% under favourable conditions, particularly for intermittent processes and in high electricity price variability contexts. Most of these reductions arises from shifting electricity consumption towards low-price periods, rather than from reductions in total energy use. Cost-optimal designs favour sized heat pumps above the peak demand combined with large storage capacities, whereas designs minimising simple payback adopt smaller, less flexible systems. Emission reductions of up to 70% are achieved for intermittent processes when electricity price profile is correlated to carbon intensity. For high-temperature applications at 150 °C, configurations based on intermediate thermal storage improve efficiency but reduce operational flexibility, resulting in operating costs comparable to direct high-temperature heat pump supply under most market conditions.

• openalex https://doi.org/10.1016/j.energy.2026.141713first seen 2026-07-18 05:15:02