Cogeneración | CHP www.futurenergyweb.es 22 FuturEnergy | Mayo-Junio/May-June 2020 • Optimización de inversiones ya realizadas (aprovechamiento de infraestructuras existentes). La neutralidad carbónica nos impone la necesidad de emplear energía primaria renovable y, en consecuencia, intermitente. Deberemos ser capaces de almacenar energía y lo haremos en forma de metano sintético, empleando las plantas regasificadoras ya existentes (26.000 GWh). Este metano lo habremos fabricado combinando hidrógeno, producido con la energía renovable generada y no consumida en ese instante, con dióxido de carbono, que cada consumidor de metano sintético deberá haber capturado y devuelto a las unidades de metanización. Parte del hidrógeno se empleará en el transporte, donde previsiblemente convivirán sistemas de baterías (motocicletas y ¿turismos?) y pilas de combustible (¿turismos? y mercancías). El metano sintético se empleará en la industria, para la producción de calor y también en centrales térmicas (ciclos combinados y cogeneraciones), que aportarán seguridad de suministro en forma de capacidad rodante. La cogeneración deberá poder actuar como elemento de regulación y mantenimiento del sistema eléctrico y, por lo tanto, deben desacoplarse del consumo térmico instantáneo. Esto se conseguirá mediante sistemas de almacenamiento térmico locales. El sector terciario y residencial, muy probablemente, combinarán solar térmica con bombas de calor de alta eficiencia. La Figura 2 muestra esquemáticamente el funcionamiento integrado de este conjunto de tecnologías. Esta integración energética permite: • Conservar las redes de gas, que ahora se vuelven bidireccionales, y las unidades regasificadoras, que se convierten en el principal sistema de almacenamiento energético y que deberán incorporar equipos para la licuefacción del metano. • Conservar los sistemas de combustión de las grandes industrias que, a cambio, deberán capturar el dióxido de carbono producido y devolverlo a las plantas de metanización para su reciclado en metano sintético. • Mantener sistemas de producción eléctrica gestionable, posiblemente con una parte del parque como capacidad rodante, para asegurar la calidad del servicio. • Mantener la cogeneración operativa, la cual deberá ser plenamente gestionable y flexible. Para ello contará con sistemas de almacenamiento térmico que la desacoplen de la demanda insSpain would use 15% of Bolivia’s reserves for its own energy system alone). And all this is without taking into account the obligation on consumers of replacing every one of their systems that currently consume gaseous or liquid fuels. Strictly speaking, this energy system cannot be classified as integrated, because it continues to be one-way and covers demand the moment in which it is produced (thanks to its storage capacity). Integration The energy systemmust achieve: • Carbon neutrality (zero emissions). • Supply security (system reliability). • Technological sustainability (unlocking domestic industry potential). • Energy independence (no dependence on strategic raw materials). • Optimisation of investments already made (making the most of existing infrastructures). Carbon neutrality requires us to use primary, and consequently, intermittent, renewable energy.We need to be able to store that energy and do so in the form of synthetic methane, using pre-existing regasification plants (26,000 GWh). This methane would have been manufactured by combining hydrogen produced from the renewable energy generated and not consumed at that moment; and from carbon dioxide that each consumer of synthetic methane would have captured and returned to the methanation units. Part of the hydrogen would be used in transport, where it could foreseeably be used alongside battery systems (in motorbikes and cars?) and fuel cells (in cars and goods vehicles?). Synthetic methane would be used in industry, to produce heat and also in thermal plants (combined cycles and CHP plants), that would bring security to the supply in the form of rolling capacity. CHP must be able to act as an element to regulate and maintain the electrical system and, as such, must be decoupled from instantaneous thermal consumption. This would be achieved by means of local thermal storage systems. The tertiary and residential sector, very probably, would combine solar thermal with high efficiency heat pumps. Figure 2 depicts the integrated operation of this combination of technologies. This energy integration is able to: • Conserve the gas networks, which become two-way; and the regasification units, which become the main energy storage system and that must incorporate equipment to liquefy the methane. • Conserve the combustion systems of the major industries that, in exchange, must capture the CO2 produced and return it to methanation plants to be recycled as synthetic methane. Figura 2 | Figure 2
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