A lo largo de los últimos años he tenido la suerte de trabajar bastante con sistemas energéticos de distrito. En gran medida, está vinculado al proyecto RELaTED, que me ha servido para entender bien el contexto de estos sistemas, y su potencial para mejorar en eficiencia y descarbonizarse. Con todo ello, Antonio Garrido-Marijuan y yo escribimos un libro. Y me sirve como buen cimiento para mis actividades más recientes en el análisis energético de distritos en Amsterdam y Bilbao (algún día hablaré más de ello).
Recientemente (en realidad hace ya un año), nos pidieron opinión a Antonio y a mí desde la Concerted Action en Eficiencia Energética.
Las Concerted Actions son iniciativas de la Comisión Europea en la que se reúnen los organismos ministeriales y se les presentan las experiencias/opiniones expertas en distintos temas. Y nos invitaron a hablar ahí. Además del honor que supone que te inviten a algo así, nos sirvió para reflexionar sobre lo aprendido a lo largo de los últimos años.
Aceptamos gustosos el honor, y Antonio presentó nuestra ponencia en Madrid, la reunión de la CA de Marzo de 2023.
Nuestra opinión general es que los sistemas de District Heating son muy eficientes. A nivel local y regional, han demostrado que cuando son bien planificados, sirven para descarbonizar el suministro de calor. Incluso, se han dado estrategias muy interesantes de integración de sistemas energéticos en los que la cogeneración ha servido para generar electricidad y calor de forma muy eficiente.
Puede que el caso más paradigmático sea el de Dinamarca, dónde tras una estrategia de décadas, tienen cientos de sistemas (grandes, medianos, pequeños) en operación y son referentes en DH de 3ª generación. Emplean cogeneraciones basadas en incineración de residuos y están en la vanguardia en sistemas solares y almacenamiento térmico estacional.
En nuestro caso, hemos trabajado en Tartu, Estonia. Una ciudad de tamaño pequeño que ha sabido modernizar un sistema de la época soviética para operar a muy baja temperatura y que emplea sistemas de monitorización para optimizar la operación de la red.
Creo que gran parte del éxito de estos sistemas está en la visión a largo plazo (No está claro si lo de “Si he podido ver más allá es porque me encaramé a hombros de gigantes” es de Newton, pero viene al caso). Planificar a 10-20-30 años vista, y diseñar sistemas con holguras generosas y que permitan su expansión/escalado a lo largo del tiempo. Estos sistemas grandes se operan y mantienen de forma profesional. Con una reinversión continuada en la red, se pueden realizar transiciones en las tecnologías de producción, modificar niveles térmicos de operación, integrar sistemas energéticos locales, etc. Sin grandes inversiones ni complicando la vida al cliente final (En Tartu, intervenimos sobre todo un barrio sin afección a los usuarios finales).
Aquí un gestor “smart” puede hacer maravillas, porque tiene a su disposición sistemas bien concebidos y capacidad de inversión. Y puede transicionar progresivamente todo el sistema energético de una ciudad.
Evidentemente, hay retos por delante. Por una parte, las limitaciones a reducir más la temperatura de distribución. La temida legionela es un problema, pero también lo son los sistemas de difusión locales (es complicado hacer que los usuarios finales de toda una calle cambien sus radiadores de fundición), que limitan los niveles térmicos de distribución al rango de 50-55ºC, salvo para zonas de nueva construcción y/o reformas muy profundas.
Luego, aunque todavía no está entre las preocupaciones de los operadores de DH, prevemos una reducción progresiva de las cargas térmicas, tanto por el cambio climático como por la rehabilitación energética de edificios. Al ritmo que vamos, parece que irá más rápido el cambio climático que la rehabilitación. Curiosamente, aunque reducir la demanda es positivo, esto puede poner en dificultades las cuentas de algunos operadores, y/o provocar una desconexión de edificios a los que les resulten más interesantes otras tecnologías.
Y también tenemos la integración de energías renovables. Tanto térmicas como eléctricas. Con tecnologías solares produciendo energía fundamentalmente en verano y temporadas intermedias, se reduce el nº de horas operacionales de las centrales de base (las más eficientes/económicas). Igualmente, la incorporación de renovables en la red eléctrica hace que las cogeneraciones que han sido la tecnología de base durante décadas vean modificados sus ingresos (por venta de electricidad). Las redes de DH deberán adaptarse a esta situación, cambiando su mix de producción e integrando almacenamiento térmico.
En el campo del almacenamiento térmico, se están planteando sistemas enormes, que pueden ser muy interesantes. Generalmente se plantean vinculándolos a producción solar. Pero al final se usan para todo. En una visita a una planta en Graz, el gestor de una planta con almacenamiento intradiario me indicó que al final el depósito lo empleaba más el propio operador de DH, que el operador del sistema solar. Y que venía fetén para suavizar el pico de demanda de primera hora de la mañana.
En general, una vez que está la red desarrollada, empiezan a aparecer un montón de oportunidades. Mediante smart meters, podemos ir adaptando los niveles térmicos para reducir las temperaturas de distribución, sólo cambiando algunas valvulas. Podemos integrar sistemas solares y verter el calor excedente en la red (la red se convierte en una suerte de sumidero infinito), verter calores residuales industriales (la experiencia de varias décadas en sitios como Suecia avalan la estabilidad a largo plazo de estos aprovechamientos), etc. Básicamente todo lo que nos imaginemos. La parte cara (la red) ya está desplegada, y todo lo demás son intervenciones con retornos de inversión muy interesantes.
Nuevamente, lo complicado es desarrollar la infraestructura y las primeras conexiones para garantizar la viabilidad económica de los sistemas. Luego a partir de ahí todo va creciendo. En Zorrotzaurre, esto se está haciendo por fases, en los que la red se desarrolla en forma de instalaciones aisladas, pero con una coordinación a largo plazo, para acabar convergiendo en una red global con el progresos del desarrollo urbano.
En general, preparar la ponencia fue una buena oportunidad para recopilar lo aprendido a lo largo de los últimos años. Y pensar en todo lo que nos queda por delante.
Las referencias a los trabajos utilizados:
- Garrido-Marijuan, Antonio, & Garay-Martinez, Roberto. (2023, March 21). Retrofitting District Heating Systems. Lessons learned from the Planning, Engineering and Data perspectives. 2nd Plenary Meeting of the Concerted Action for the Energy Efficiency Directive (CA EED), Madrid. Zenodo. https://doi.org/10.5281/zenodo.7763516
- Garay-Martinez, R., Garrido-Marijuan, A. (eds) Handbook of Low Temperature District Heating. Green Energy and Technology. Springer, Cham, 2022, ISBN 978-3-031-10409-1, https://doi.org/10.1007/978-3-031-10410-7
- Mikel Lumbreras, Roberto Garay, Energy & economic assessment of façade-integrated solar thermal systems combined with ultra-low temperature district-heating, Renewable Energy, Volume 159, 2020, ISSN 0960-1481, https://doi.org/10.1016/j.renene.2020.06.019
- Olaia Eguiarte, Antonio Garrido-Marijuan, Roberto Garay-Martinez, Margus Raud, Indrek Hagu, Data-driven assessment for the supervision of District Heating Networks, Energy Reports, Volume 8, Supplement 16, 2022, Pages 34-40, ISSN 2352-4847, https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.10.212
- Garrido-Marijuan, Antonio, Olaia Eguiarte, Roberto Garay-Martinez, Margus Raud, and Indrek Hagu. 2021. Lessons Learnt from Substation Inspection on Low Temperature District Heating Networks, Sustainable Places 2021, Environmental Sciences Proceedings 11, no. 1: 33. https://doi.org/10.3390/environsciproc2021011033