Climatización eficiente | Efficient HVAC FuturEnergy | Noviembre November 2018 www.futurenergyweb.es 73 refrigeración requiere más inversiones para establecer tecnologías e infraestructuras eficientes, frente a un enfoque centrado solo en la eficiencia energética en el lado de la demanda. Sin embargo, en general, esto reduce los costes del sistema energético en aproximadamente un 6% anual (67.400 M€) en total. La reducción del consumo de combustibles fósiles en las estrategias de calefacción y refrigeración del escenario HRE 2050, elimina casi por completo la dependencia del gas natural importado para calefacción en Europa, así como la vulnerabilidad de los ciudadanos frente a los precios muy altos del calor y los riesgos de la pobreza energética. Los combustibles fósiles pueden reducirse en casi 10.400 TWh en 2050 en comparación con los actuales. La cantidad de gas natural disminuye en 2050 en aproximadamente un 87% en comparación con la actualidad. Los ahorros en el uso final son vitales para la eficiencia, la descarbonización y la asequibilidad. Esto es particularmente importante para los edificios existentes, donde se necesitan mayores tasas de renovación y renovaciones más profundas. Con las políticas y objetivos actuales, en 2050 se puede alcanzar una reducción del 25% en la energía total entregada para calefacción, considerando también una mayor cantidad de edificios. Esto representa una tasa de renovación anual del 0,7-1% hasta 2050, y requiere que todas las políticas se implementen en su totalidad. El HRE recomienda aumentar el objetivo al menos en un 30% de ahorro para la calefacción de edificios. Esto requiere una mayor tasa de renovación, del 1,5-2%, y renovaciones más profundas cuando se producen. Los análisis muestran que la calefacción urbana rentable puede proporcionar, al menos, la mitad de la demanda de calefacción en los países HRE4, al tiempo que reduce la demanda de energía primaria y las emisiones de CO2. Para el conjunto de los 14 países HRE4, un cambio de coste total en el entorno de un 0,5% da una cuota de mercado a la calefacción urbana del 32-68%, en combinación con un ahorro de energía de la demanda final del 30%. Las futuras unidades de producción y almacenamiento para calefacción urbana deben ser más variadas y versátiles, para integrar fuentes de bajas emisiones de carbono y permitir flexibilidad. La cogeneración cubre el 25-35% de la generación de calor, las bombas de calor grandes cubren el 20-30%, utilizando principalmente energía renovable. El suministro de calor restante proviene del exceso de calor industrial (25%) y de otras renovables, como la geotérmica y la solar (5%). Estas renovables están limitadas geográfica y temporalmente, y solo pueden explotarse a su máximo potencial en el sistema energético si hay calefacción urbana. La capacidad de las calderas puede cubrir las demandas máximas a lo largo del año. Las calderas de calor desempeñan un papel marginal en el mix de suministro de calor (menos del 6%). El almacenamiento de energía térmica más importante a tener en cuenta debería cubrir en promedio de 2 a 8 horas en ciudades grandes y de 6 a 48 horas en ciudades más pequeñas. Estos tipos de almacenamiento a corto plazo son cruciales para equilibrar la red eléctrica, así como para gestionar fuentes locales y fluctuantes de calor de bajo valor. Los almacenamientos estacionales pueden ser relevantes para aumentar localmente la cobertura del exceso de calor, de lo contrario, se desperdicia en el período estival, por ejemplo: industria, incineración de residuos o solar térmica. La electrificación total del suministro de calefacción es más cara y obvia el potencial para recuperar energía de la industria y la generación de energía, lo que limita la eficiencia general del sistema y la posibilidad de acoplar electricidad, calefacción y almacenamiento térmico. Con un 50% de calefacción urbana o más, en End use savings are vital to efficiency, decarbonisation and affordability. In existing buildings higher renovation rates and depths are needed.With the current policies and targets, a 25% reduction in total delivered energy for space heating can be reached in 2050, also considering also an increased amount of buildings. This represents an annual refurbishment rate between 0.7% and 1% towards 2050 and requires that all policies are fully implemented. The HRE recommends increasing the target to at least 30% savings for heating in buildings. This requires a higher refurbishment rate of 1.5% to 2%, and deeper renovations when they occur. The analyses show that district heating can cost-effectively provide at least half of the heating demand in the HRE4 countries while reducing the primary energy demand and CO2 emissions. For the 14 HRE countries combined, a 0.5% total cost change interval gives a market share of district heating in a 32-68% range in combination with the 30% end demand energy savings. Future production and storage units for district heatingmust be more varied and versatile to integrate low-carbon sources and enable flexibility. CHP covers 25-35% of the heat generation, while large heat pumps cover 20-30% usingmainly renewable energy. The remaining heat supply is from industrial excess heat (25%) and other renewable sources such as geothermal and solar thermal heating (5%). Renewable sources such as deep geothermal energy and solar thermal heating are geographically and temporally constrained and can only be exploited to their full potential in the energy system if district heating is present. The capacity of boilers can cover the peak demands over the year. Heat-only boilers play a marginal role in the heat supply mix (less than 6%). The most important thermal energy storage to consider must cover on average 2-8 hours in larger cities and 6-48 hours in smaller cities. These types of short-term storages are crucial to balance the electricity grid as well as to handle fluctuating local low value heat sources. Seasonal storages may be relevant to locally increase the coverage of excess heat otherwise it is wasted in the summer period from, for example, industry, waste incineration or solar thermal. Full electrification of the heating supply is costlier and neglects the potential to recover energy from industry and power generation, limiting the overall efficiency of the system and possibility for coupling electricity, heating and heat storage.With 50% district heating or more in combination with electrification, overall the grid costs are spread between thermal and electricity grids. Lower shares of district heating will increase the cost for electricity grids in decarbonised energy systems. A further benefit of higher district heating shares are potential higher usages of domestic fuels, creating a better balance of payment and potential increase in jobs. In rural areas, heat pumps should become the preferable individual solution based on their high efficiency, providing about half of the heat demand or lower. The level depends on the local conditions for the built environment. High standards of energy performance and deep renovations are necessary in order to implement heat pumps effectively and ensure high coefficients of performance (COPs) along with a high level of comfort. Heat pumps reduce the dependency on fuel boilers Sistema Q-TON para ACS de MHI, equipado con bomba de calor inverter que llega hasta los 90 °C con refrigerante ecológico CO2. Foto cortesía de Lumelco. | Q-TON system for DHW fromMHI, equipped with an inverter heat pump that achieves up to 90ºC, with ecological CO2 coolant. Photo courtesy of Lumelco.
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