In Copertina: Tubi isolati per l'impianto di cogenerazione dell'università di Warwick, Inghilterra. Foto Wikipedia

La fornitura di calore rinnovabile sta lentamente facendosi spazio in Italia nel mercato del calore per usi civili: ci sono circa 100 reti di riscaldamento o TLR alimentate esclusivamente da centrali con caldaie a biomassa solida e ci sono alcune prime minireti con pompe di calore alimentate da acqua di falda e/o geotermica.

L’interesse per l’efficienza energetica e per la valorizzazione delle risorse locali ha rotto le barriere fra le varie tecnologie, caldaie per acqua calda si mescolano con cogeneratori a metano, con caldaie ad olio diatermico per impianti cogenerativi a vapori di fluidi organici o ORC (Organic Rankine Cycle) e infine con pompe di calore che prelevano calore da scarichi industriali o da acque nel terreno a varie profondità o, meno efficacemente, dall’aria esterna.

Queste scelte, tecnicamente molto diverse tra loro, hanno in comune la stessa impostazione economica: si propone di sostituire il tradizionale consumo di combustibili fossili costosi in caldaie semplici e di costo ridotto, investendo, in impianti e reti complesse e costose, per poter valorizzare una fonte energetica di costo nullo o molto basso. L’offerta è presentata a persone che hanno già un loro impianto, garantendo le stesse prestazioni, senza discutere troppo di norme ed abitudini.

Consideriamo un edificio residenziale con riscaldamento a metano, la rete del gas è un grande polmone che perciò fa pagare solo il consumo e non la potenza allacciata, non richiede un serbatoio e genera l’acqua sanitaria. Istantaneamente, senza serbatoio di accumulo, il costo della caldaia è poco rilevante rispetto alla fornitura del metano per cui è di prassi un dimensionamento generoso. Lo slogan è “just in time”, se avete freddo accendete e il gas vi servirà all’istante. Il consumatore riceve una bolletta che riporta solo il consumo del gas.

La normativa di gestione, pensata per limitare i consumi per il loro effetto sulla bilancia dei pagamenti e sulle emissioni climalteranti, impone valvole termostatiche sui radiatori e un certo numero di ore di spegnimento notturno secondo l’area climatica. Nelle ore di spegnimento, l’edificio si raffredda e così, alla riaccensione del mattino, si ha forte aumento della domanda, ben evidente nelle registrazioni delle reti di riscaldamento monitorate online. La potenza richiesta nelle ore del mattino è più che il doppio di quella media. Le caldaie sono dimensionate per questo picco, così pure non si creano problemi alla rete del gas.

Le imprese che operano per la fornitura di calore rinnovabile, sia con caldaie a biomassa, sia con sonde geotermiche, sia con pompe di calore, si trovano in un contesto fortemente diverso. Queste imprese misurano il calore che cedono ai loro clienti, ai quali inviano una bolletta mensile basata sul calore ceduto, perché così questi consumatori erano abituati. Per queste imprese, il costo delle fonti termiche utilizzate è molto basso se non nullo. I loro costi, invece, sono principalmente gli ammortamenti pluriennali dei costi degli impianti e delle reti, poi da mantenere ed aggiornare; sintetizzando, i loro costi sono legati alla potenza massima offerta ai clienti, ossia alla potenza di picco, mentre le tariffe sono legate all’energia ceduta, ossia alla potenza media.

La normativa, che porta allo spegnimento notturno ed alle valvole termostatiche, non ha più senso quando è applicata ad impianti che consumano fonti rinnovabili, a costo basso o nullo, ma penalizza questi impianti per il maggior investimento richiesto; soddisfare la domanda di picco porterebbe al raddoppio della potenza e degli investimenti. I progetti si adattano a questo vincolo con soluzioni ibride, con una caldaia a metano per il picco, o installando serbatoi da preriscaldare di notte e da immettere in rete al picco. La soluzione ibrida rischia di far perdere la qualifica di TLR efficiente; l’effetto del serbatoio potrebbe essere ottenuto, senza investimenti aggiuntivi, incentivando, magari con sconti, i clienti al consumo notturno.

Gli impianti con pompe di calore hanno un altro ostacolo, specie in edifici ben coibentati e con capacità di accumulo: solo se possono fornire il fabbisogno operando in tutte le 24 ore si riduce la potenza da installare (quindi i costi capex); non solo, ma operando a temperature più basse dei radiatori, si aumenta il rendimento del sistema e si riducono anche i costi di esercizio. Se si dispone di impianto fotovoltaico, vi è interesse all’autoconsumo elettrico, quando è disponibile, accumulando nell’edificio.

Per permettere a questi impianti fornitori di calore rinnovabile di diffondersi rapidamente, appaiono necessarie due diverse iniziative:

- il DPR 74/13 esenta dallo spegnimento notturno il calore derivato da impianti cogenerativi e in altre situazioni; l’esenzione va estesa a tutte le forme rinnovabili di calore.

- una campagna di monitoraggio e di valutazione delle esperienze avviate in vari contesti, delle varie ibridazioni di tecnologie, delle risultanze delle diverse attività di partecipazione fra fornitori e consumatori.

Lo sviluppo dell’informatica a basso costo e della sensoristica dovrebbero poter fornire strumenti conoscitivi da permettere iniziative fra imprese e consumatori, acculturando entrambi sugli aspetti tecnici, economici e comportamentali dell’uso delle fonti rinnovabili nei singoli edifici, nel vicinato, nei quartieri e nelle città, con un approccio integrato - per ora - al riscaldamento invernale e al raffrescamento che è in forte espansione, integrazione che, a breve, dovrà comprendere il ciclo dell’acqua ed il ciclo dei rifiuti.