Le reti di teleriscaldamento rappresentano uno strumento fondamentale per integrare fonti rinnovabili e calore di recupero nelle aree urbane con elevata densità di domanda termica.
Una quota significativa del calore disponibile da processi industriali, centri dati e infrastrutture urbane viene dispersa perché la sua temperatura è spesso inferiore a quella richiesta dalle reti esistenti oppure perché la disponibilità della fonte non coincide temporalmente con i periodi di maggiore domanda di calore.
Calore decarbonizzato
Il progetto InteGradeDH (Large-scale Integration of Low-grade Sources into District Heating Networks through Geothermal Storage and Heat Pumps) è stato sviluppato all’interno del programma di collaborazione tecnologica sul teleriscaldamento e teleraffrescamento dell’Agenzia Internazionale per l’Energia (Iea).
L’iniziativa si è focalizzata sull’utilizzo del calore di scarto a bassa temperatura nei sistemi di teleriscaldamento mediante l’integrazione di pompe di calore e sistemi di accumulo termico stagionale localizzati nel sottosuolo.
L’obiettivo principale dichiarato dal progetto è quello di contribuire alla decarbonizzazione del settore del riscaldamento, uno dei comparti energetici più difficili da trasformare, sfruttando fonti energetiche oggi largamente disponibili, ma paradossalmente sottoutilizzate.
Superare le criticità
Il progetto ha affrontato proprio le due criticità fondamentali: la differenza di temperatura tra fonte energetica e rete e il disallineamento temporale tra la disponibilità continua del calore e una domanda di utenza fortemente stagionale.
Per superare tali ostacoli sono state valutate soluzioni che combinano pompe di calore e accumuli stagionali basati su campi di sonde geotermiche (Borehole Thermal Energy Storage, BTES).
Lo studio ha considerato sia fonti di calore di scarto ad alta temperatura, più facilmente integrabili nelle reti, sia sorgenti a bassa temperatura, che richiedono un maggiore ricorso a pompe di calore e accumulo termico.
Per verificare concretamente le ipotesi sono stati analizzati due casi: Göttingen in Germania e Bolzano in Italia.
Attenzione alle temperature
Il primo esempio riguarda il campus nord dell’Università di Göttingen, caratterizzato da una domanda termica annuale di circa 40 GWh. La fonte di calore presa in esame è il calore di scarto proveniente da un data center modulare, disponibile a circa 30 °C e, quindi, a una temperatura relativamente bassa rispetto alle esigenze della rete di teleriscaldamento.
Sono state analizzate due configurazioni di accumulo stagionale: una superficiale e una a media profondità. I risultati mostrano come, sebbene l’accumulo superficiale consenta di aumentare la quantità di energia recuperata, il beneficio non risulta sufficiente a compensare i maggiori costi di investimento nelle condizioni economiche attuali. In altre parole, il recupero diretto del calore di scarto senza accumulo risulta generalmente più conveniente dal punto di vista finanziario.
Anche l’accumulo geotermico a media profondità, pur dimostrando la sua fattibilità tecnica, si è rivelato difficilmente giustificabile sul piano economico per due principali ragioni: la considerevole differenza di temperatura tra fonte e mandata della rete e i costi elevati di perforazione.
Il caso di Göttingen evidenzia quindi l’importanza del cosiddetto temperature matching: quanto più grande è il salto termico richiesto alla pompa di calore, tanto più difficile diventa rendere economicamente sostenibile il progetto.
Calore da rifiuti e industria
A Bolzano lo studio si è concentrato su una rete già sviluppata che integra il calore proveniente da un impianto di termovalorizzazione e dispone di un grande accumulo di acqua calda. La rete è inoltre destinata a espandersi nei prossimi anni, rendendola un contesto interessante per valutare ulteriori integrazioni di fonti di calore di recupero.
Sono stati esaminati due scenari: il recupero di calore ad alta temperatura dal termovalorizzatore e il recupero a bassa temperatura da uno stabilimento lattiero-caseario.
Nel primo caso le simulazioni mostrano un funzionamento stabile nel lungo periodo e la possibilità di coprire una quota rilevante della domanda invernale residua. I costi di investimento risultano però estremamente elevati e gli indicatori economici rimangono poco favorevoli.
Nel secondo scenario il sistema mantiene una buona stabilità operativa ma contribuisce con una quota energetica inferiore e anche in questo caso la convenienza economica risulta limitata.
Lo studio identifica in sostanza tre fattori decisivi per la sostenibilità economica: i costi delle perforazioni, il prezzo dell’elettricità e le condizioni di finanziamento.
Nessuna soluzione universale
Il rapporto evidenzia anche la complessità organizzativa di questi sistemi, che coinvolgono spesso più soggetti: proprietari delle fonti di calore, gestori delle reti, operatori delle pompe di calore e responsabili degli accumuli geotermici. Di conseguenza diventano centrali gli aspetti contrattuali, la ripartizione dei rischi e il monitoraggio delle prestazioni.
Gli autori dello studio, inoltre, suggeriscono l’adozione di modelli tariffari a due componenti, che distinguano chiaramente tra recupero dei costi fissi di investimento e costi operativi legati in particolare al consumo di elettricità delle pompe di calore.
In conclusione, il progetto InteGradeDH non propone una soluzione universalmente valida ma piuttosto fornisce una metodologia per identificare i contesti nei quali l’integrazione del calore di recupero mediante pompe di calore e accumuli geotermici stagionali può essere realmente efficace.
Le applicazioni più promettenti sono quelle caratterizzate da fonti affidabili, limitato salto termico tra fonte e rete, temperature di esercizio del teleriscaldamento relativamente basse e rischi geologici e finanziari contenuti.
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