Techno-economic assessment and optimal sizing of a high temperature heat pump for geothermal district heating applications

The decarbonisation of the heating sector is a central challenge of the energy transition, and high-temperature heat pumps integrated into district heating networks offer a promising route to reducing greenhouse gas emissions. This work analyses the techno-economic feasibility of integrating a high-temperature heat pump into a geothermal system in the Isar Valley. Three cycle configurations are considered: a single-stage cycle, a single-stage cycle with internal heat exchanger (IHX), and a two-stage cascade. For each, a screening of low Global Warming Potential working fluids is performed together with the determination of the minimum compressor size required to cover the peak thermal demand. Performance is assessed through annual thermodynamic simulations under realistic operating conditions, complemented by a scalability analysis in which the installed heat pump power is progressively reduced and the residual load covered by an auxiliary natural gas boiler. The configurations are compared through thermodynamic and economic indicators, i.e the coefficient of performance, the annual energy consumption, the equivalent operating hours, the levelised cost of heat and the payback time. Among the configurations analysed, the single-stage cycle with internal heat exchanger exhibits the most favourable thermo-economic performance. Hydrocarbon refrigerants achieve the best overall results: isobutane yields the lowest preliminary LCOH of 77.5 €/MWh, with a design-point COP of 4.45 and an optimal recuperator temperature difference of 11 K, resulting from the trade-off between cycle efficiency improvement and additional investment costs. The economic analysis shows that the system LCOH minimum occurs at low sizing factors; however, when the LCOH, the share of renewable energy delivered to the network, and the equivalent operating hours are considered jointly, a sizing factor of approximately 0.6 represents the most advantageous compromise, enabling coverage of 89% of the annual thermal demand. A sensitivity analysis shows that the economically optimal heat pump size is governed by the gas-to-electricity price ratio, shifting towards larger sizes as gas becomes more expensive relative to electricity, while the selected sizing factor remains a robust compromise owing to the flatness of the LCOH curve.The discounted payback time confirms the same ranking, with the single-stage cycle with the IHX amortising the investment in 18 years under baseline energy prices, falling to roughly 5 years under carbon-priced conditions.

La decarbonizzazione del settore del riscaldamento rappresenta una delle principali sfide della transizione energetica, e le pompe di calore ad alta temperatura integrate nelle reti di teleriscaldamento costituiscono una soluzione promettente per la riduzione delle emissioni di gas serra. Il presente lavoro analizza la fattibilità tecnico-economica dell’integrazione di una pompa di calore ad alta temperatura in un sistema geotermico situato nella Valle dell’Isar. Sono state considerate tre configurazioni di ciclo: un ciclo a singolo stadio, un ciclo a singolo stadio dotato di scambiatore di calore interno (IHX) e un ciclo a cascata a due stadi. Per ciascuna configurazione è stata effettuata una selezione preliminare di fluidi refrigeranti a basso potenziale di riscaldamento globale, unitamente alla determinazione della minima taglia del compressore necessaria a coprire il picco della domanda termica. Le prestazioni sono state valutate mediante simulazioni termodinamiche annuali condotte in condizioni operative realistiche, integrate da un’analisi di scalabilità nella quale la potenza installata della pompa di calore viene progressivamente ridotta e il carico residuo viene coperto da una caldaia ausiliaria alimentata a gas naturale. Le diverse configurazioni sono state confrontate attraverso indicatori termodinamici ed economici, quali il coefficiente di prestazione, il consumo energetico annuale, le ore equivalenti di funzionamento, il costo livellato del calore e il Payback time. Tra le configurazioni analizzate, il ciclo a singolo stadio con scambiatore di calore interno ha evidenziato le migliori prestazioni dal punto di vista tecnico-economico. I refrigeranti idrocarburici hanno fornito i risultati complessivamente più favorevoli: in particolare, l’isobutano ha consentito di ottenere il più basso valore preliminare di LCOH, pari a 77.5 €/MWh, con un COP al punto di progetto pari a 4.45 e una differenza di temperatura ottimale nel recuperatore di 11 K, risultante dal compromesso tra il miglioramento dell’efficienza del ciclo e l’incremento dei costi di investimento. L’analisi economica mostra che il valore minimo del LCOH di sistema si ottiene per bassi fattori di dimensionamento; tuttavia, considerando congiuntamente il LCOH, la quota di energia rinnovabile fornita alla rete e le ore equivalenti di funzionamento, un fattore di dimensionamento pari a circa 0.6 rappresenta il compromesso più vantaggioso, consentendo di coprire l’89% della domanda termica annuale. Un’analisi di sensibilità evidenzia che la dimensione economicamente ottimale della pompa di calore è governata dal rapporto tra il prezzo del gas naturale e quello dell’energia elettrica, spostandosi verso taglie maggiori all’aumentare del costo del gas rispetto all’elettricità, mentre il fattore di dimensionamento selezionato si conferma una scelta robusta grazie alla limitata variazione del LCOH in prossimità del suo minimo. Il Payback time attualizzato dell’investimento conferma la medesima graduatoria, con il ciclo a singolo stadio dotato di IHX che ammortizza l’investimento in 18 anni in condizioni di prezzo di riferimento, riducendosi a circa 5 anni in presenza di un prezzo della CO2.