《Energy Conversion and Management-X》：Solar hybrid stirling heat pump with thermal energy storage for process heat generation: a techno-economic analysis
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研究人员评估了太阳能混合Stirling热泵与潜热储能（Latent Thermal Energy Storage, LTES）用于工业供热的技术经济可行性；提出了一种评估混合系统的方法，该方法利用太阳能技术与高温热泵（High-Temperature Hea
研究人员评估了太阳能混合Stirling热泵与潜热储能（Latent Thermal Energy Storage, LTES）用于工业供热的技术经济可行性；提出了一种评估混合系统的方法，该方法利用太阳能技术与高温热泵（High-Temperature Heat Pump, HTHP）及潜热储能来升级可变废热；证明了这些技术能够在降低平准化热成本（Levelized Cost of Heat, LCoH）的同时，实现高度的工艺热脱碳。
工业过程热需求广泛存在于纸浆与造纸、化工和食品等行业，其温度范围通常为140–250°C。由于不同工艺的温度与条件差异，没有单一技术能满足所有脱碳需求，中高温过程热仍主要依赖化石燃料。聚光太阳能热（Concentrated Solar Thermal, CST）、光伏（Photovoltaics, PV）、高温热泵（High-Temperature Heat Pump, HTHP）和电锅炉等低碳技术虽已出现，但单独应用常受制于太阳辐照的间歇性、温度提升受限以及供需时间不匹配。混合系统集成多种技术与热储能（Thermal Energy Storage, TES），可提高灵活性并降低运行成本与碳排放。已有研究多集中于传统压缩式热泵与抛物槽集热器（Parabolic Trough Collector, PTC）的组合，而对新兴Stirling热泵与线性菲涅尔集热器（Linear Fresnel Collector, LFC）的集成研究有限。为此，研究人员评估了一种无需辅助化石燃料锅炉、可在200°C下产生工业过程热的太阳能混合Stirling热泵系统的技术经济可行性，并重点分析集成太阳能技术对储能性能的影响，以及混合程度对储热经济性的作用。
研究人员选取了欧盟25国中四个代表不同能源市场和太阳辐照条件的场景：瑞典（低电价/气价比、低辐照）、德国（平均比、平均辐照）、西班牙（平均低比、高辐照）、希腊（高比、高辐照）。基于各国工业集群位置，最终确定塞维利亚、底比斯、慕尼黑和哥德堡作为分析地点。该研究建立了一个包含Stirling热泵、LFC、PV电站、太阳能热水（Solar Water Heating, SWH）系统和采用NaNO
3–KNO
3（50–50 wt.%）相变材料（Phase Change Material, PCM）的潜热储热系统的混合布局，其中LFC与热泵串联，PV为热泵提供可再生电力，SWH在热泵冷端提升源热。系统调度按“优先LFC、其次TES、最后热泵”的逻辑，并基于未来48小时电价决策热泵运行时段，以最小化运行成本。经济模型计算了资本支出（CAPEX）、运行支出（OPEX）、LCoH、折扣回收期（Discounted Payback Period, DPBP）和CO
2排放。
在主要关键技术方法上，研究人员利用pvlib获取典型气象年（Typical Meteorological Year, TMY）数据，建立LFC的能量平衡模型（含光学效率、端部损失和管道损失），PV电站按光伏模块温度修正与逆变器效率计算交流输出，SWH基于Hottel-Whillier-Biss方程描述集热器性能。经济数据来自ENTSO-E电价平台、Electricity Maps电网碳排放数据及非家庭用户天然气价格等。优化调度采用经济目标函数，并按0–2.0的比例范围对LFC、PV、TES的尺寸以及0–0.3的SWH尺寸进行组合迭代。此外还进行了针对LFC成本、PCM成本、电价、日价格波动、天然气价格、项目寿命和碳税的敏感性分析。
研究结果部分可总结如下：
3.1 不同欧洲地点的性能：通过每个地点500种配置的帕累托分析，得到最低LCoH配置。塞维利亚最佳配置LCoH为59.6 �/MWh，比燃气锅炉低18%，碳排放降低90.7%；底比斯由于电价/气价比高达3.5且无碳税，最佳配置LCoH为66.8 �/MWh，仍高于燃气锅炉的63.2 �/MWh，但LFC能同时降低LCoH和碳排放；慕尼黑最佳配置LCoH为92.5 �/MWh，与燃气锅炉几乎持平，同时碳排放降低69.4%；哥德堡因电网碳强度仅3.01 gCO
2/kWh，以电锅炉为基准，最佳配置LCoH为71.3 �/MWh，比电锅炉低14%，且运行成本降低约48%。总体上，PV使LCoH改善5–30%，SWH再降低3–5%。
3.2 塞维利亚基准案例：选取BC1（绝对最低LCoH）和BC2（包含所有技术时的最低LCoH）。BC1无LFC和TES，LCoH为59.6 �/MWh，DPBP为16年；BC2配置LFC和TES比例为0.5，LCoH为66.6 �/MWh，DPBP为23年。BC2中LFC提供18.9%的热量，TES提供7.3%。运行特性显示，在夏季典型周内，BC2在低电价时段运行热泵，TES由LFC或热泵充电，COP在1.46–2.06之间变化。
3.3 太阳能技术的土地限制：LFC所需的土地面积约为PV的1/5至1/6。在固定可用面积（约4727 m
2）下，塞维利亚将全部面积用于PV时LCoH更低，但排放比用于LFC高45.2%；底比斯两种技术LCoH相差4.9%，但LFC排放低25.4%；慕尼黑和哥德堡中PV在LCoH方面更优。
3.4 较小热泵配置：在塞维利亚将热泵容量从1000 kW
th降至750 kW
th，并配备更大LFC和TES（2000–3000 kWh
th）。与等效TES尺寸的热泵容量1000 kW
th相比，LCoH降低7–12%，排放降低7.5–14.5%；更大LFC可进一步利用增加后的TES容量，使排放额外降低15–20%，同时保持相近的LCoH。
3.5 敏感性分析：LFC比成本降低25%使BC2的LCoH降低3%，PCM成本降低25%使LCoH降低1.4%；电价波动±10%导致LCoH变化约±3.5%和DPBP变化±9%；日价格波动性增加对BC2有利，可使LCoH降低2.5%和DPBP缩短一年；天然气价格上涨10%使BC1和BC2的DPBP分别缩短19%和22%；项目寿命从25年缩短至20年使LCoH增加6.5%，缩短至10年则增加42%；在希腊引入碳税，每增加15 �/tCO
2，系统相对于燃气锅炉的运行节省增加约15–16%，当碳税达到14.6 �/tCO
2时，系统LCoH与燃气锅炉持平。
讨论部分总结：研究人员指出，系统的技术经济性能主要由电价/气价比、太阳辐照和电网碳强度决定。低电价/气价比且低辐照地区适合以热泵和储热为主的低混合度系统；高电价/气价比且高辐照地区则有利于CST和PV的融合。实际部署需要针对具体现场数据评估。土地约束下，LFC可在排放方面提供优势。敏感性分析表明，降低LFC和PCM成本对未来竞争力至关重要，而碳定价机制能够增强低碳系统的经济吸引力。
最后，翻译研究结论部分：
在本工作中，研究人员展示了一种无需辅助化石燃料锅炉的太阳能混合Stirling热泵与潜热储热系统的技术经济性能。研究建立了一套完整的方法，用于评估能够完全替代燃气锅炉并促进欧洲不同国家工业脱碳的集成系统。主要结论如下：
1. 最佳性能配置可在西班牙（燃气锅炉）和瑞典（电锅炉）分别实现比基准技术低18%和14%的平准化热成本，同时具有可行的折扣回收期。在德国，最佳配置与燃气锅炉相差小于1%，在希腊相差5.7%。
2. 这些配置可在西班牙减少90%、希腊减少77%、德国减少70%、瑞典减少65%的碳排放。包含更大LFC和TES容量的配置可进一步增加这些降幅。
3. 当土地可用性受限时，在可用土地上采用LFC的配置比基于PV的配置实现更低的排放，尽管在高太阳资源地区LCoH略高。此外，采用较小热泵配合更大LFC和TES容量，可在维持相近LCoH的同时进一步降低20%的碳排放。
4. 技术经济分析表明，该集成系统在目前市场上已经经济可行，并为工艺热脱碳提供了显著潜力。为加速部署，技术开发者应专注于降低单位投资成本和提高技术性能。同时，政策制定者可通过实施支持性政策和市场激励措施，鼓励采用无化石燃料技术。
未来工作将集中于实验验证系统和独立技术的性能，以及生命周期分析以扩展对系统环境影响的理解。
