NORMATIVA AUTOCONSUMO DIFFUSO E CER
ZEB, QUALE FUTURO?
FOTOVOLTAICO E ACCUMULATORI ELETTROCHIMICI PER LA CLIMATIZZAZIONE
CASE STUDY
PROGETTARE EDIFICI SENZA EMISSIONI IN LOCO ENERGIE RINNOVABILI: A CHE PUNTO SIAMO?
ACCUMULO TERMICO LATENTE CON MATERIALE A CAMBIAMENTO DI FASE ORGANICO
IL RISPARMIO ENERGETICO È POSSIBILE ANCHE IN SANITÀ
Hai l’aria di chi ha scelto Mitsubishi Electric.
Per qualsiasi esigenza di temperatura e comfort le nostre pompe di calore sono il meglio per qualità, tecnologia, efficienza energetica e silenziosità.
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Le linee scaldacqua e pompa di calore Super Acqua di Haier sono soluzioni sostenibili che, grazie alla loro efficienza, assicurano un elevato risparmio energetico.
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Organo ufficiale AiCARR n. 78 gennaio-febbraio 2023
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Giorgio Albonetti | Direttore Responsabile
Erika Seghetti | Coordinamento Editoriale – redazione.aicarrjournal@quine.it
Hanno collaborato a questo numero | Angela Amato, Giorgio Bo, Alessia Casalegno, Valeria Cocina, Enrico Fabrizio, Dario Guarda, Sergio La Mura, Renato Lazzarin, Simone Mancin, Livio Mazzarella, Luca Alberto Piterà, Giulia Righetti, Valentina Serra, Filippo Spertino
MANAGEMENT BOARD
Giorgio Albonetti
Filippo Busato
Luca Alberto Piterà
Erika Seghetti
EDITORIAL BOARD
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Pino Miolli
Marco Noro
Luca Alberto Piterà
Valentina Serra
Luigi Schibuola
Claudio Zilio
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Abbonamento annuale (6 fascicoli): 55 €
PRODUZIONE
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Grafica e Impaginazione: Marco Nigris
Stampa: Aziende Grafiche Printing srl – Peschiera Borromeo (MI)
EDITORE
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Il sistema MFV permette la ristrutturazione del bagno (o la realizzazione ex-novo) senza la necessità di opere murarie, in maniera facile, veloce, sicura ed economica, e senza alcun limite alla personalizzazione.
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La presidenza attuale è durata fino a oggi grossomodo 1000 giorni. Se li si guarda tutti insieme non sono nemmeno tanti, meno della metà dei quadretti di un foglio A4, eppure se si pensa che all’inizio del mandato non era ancora stata varata la misura del Superbonus, si cominciano a mettere in fila le cose, e a fare i bilanci.
A voler cercare le simmetrie a tutti i costi (e il sottoscritto le cerca sempre) è possibile trovare l’ironia della sorte; una presidenza che si è aperta con il Superbonus e che si appresta alla conclusione con la direttiva europea sulle case “green” che sta facendo discutere e scaldare gli animi della popolazione, non solo in Italia naturalmente.
Il potenziale impatto di una normativa di questo tipo, che in buona sostanza renderebbe obbligatorio “adeguare” a livello energetico gli edifici meno efficienti per poterli vendere, sarebbe diverso nei diversi Paesi a seconda della composizione del loro parco immobiliare; data la frazione significativa di edifici storici presenti in Italia, l’applicazione di questa direttiva sicuramente può avere un risultato non trascurabile. Allargando lo sguardo, 12 milioni di edifici nel nostro Paese hanno più di 30 anni, e dal sistema informativo nazionale per la certificazione energetica (SIAPE) si evince che per le 2,5 milioni di unità immobiliari dotati di APE, ben il 70% si trova nelle classi G, F, E. Una prima questione che si pone, che secondo AiCARR è anche un’occasione, è rappresentata dalla necessità di “censire” a livello energetico il nostro parco edifici.
Ci sono le condizioni per scrivere un piano tecnico valido che rappresenti la risposta italiana alla direttiva
europea. Un ruolo fondamentale riteniamo dovranno giocarlo, anche questa volta, le agevolazioni tipo Ecobonus (e in parte Superbonus, eventualmente con una ulteriore rimodulazione) e un meccanismo più semplice e meno oneroso di cessione del credito. Uno sguardo ai numeri ci può confortare anche sul fronte della riduzione della dipendenza energetica dall’estero, perché oltre un terzo del risparmio di gas naturale previsto dal Governo per l’attuale stagione di riscaldamento è stato generato dagli interventi realizzati in Superbonus sino al 30 settembre scorso, che hanno consentito di ridurre i consumi nazionali di un miliardo di Sm3, risparmi che naturalmente si manterranno negli anni.
È necessario guardare con ambizione e fiducia al futuro, introducendo piani lungimiranti, di durata decennale se non addirittura ventennale, che garantiscano da un lato l’accessibilità agli incentivi su una base molto estesa di edifici, e dall’altro che riducano al minimo fenomeni di degenerazione speculativa nel mondo dell’edilizia. Il dialogo politico e istituzionale in questo senso non basta più, è necessario un confronto profondo con la tecnica e la cultura dell’efficienza energetica in edilizia che porti a una razionalizzazione del processo basata sui numeri, sul “CER – costo dell’energia risparmiata” che deve essere sostenibile per il singolo e per il sistema, sul lungo periodo.
Il contributo di AiCARR (che ha pubblicato una guida per l’efficienza energetica negli edifici storici) potrebbe essere determinante, per rinnovare e rendere più efficiente anche il patrimonio di edifici storici di cui siamo orgogliosi custodi.
Filippo Busato, Presidente AiCARR
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Autoconsumo diffuso e CER: ultimo km
Facciamo il punto sulle ultime novità recepite in materia di autoconsumo
L.A. Piterà
ZERO EMISSION BUILDING: cosa potrebbe essere
È ad oggi difficile prevedere quale sarà il risultato delle negoziazioni tra Commissione, Consiglio e Parlamento europeo per pervenire a un testo condiviso e approvato dal Parlamento, giacché le posizioni sulla definizione dell’edificio a emissioni zero sono simili ma diverse L. Mazzarella, L. A. Piterà
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Generatori fotovoltaici, batterie elettrochimiche, pompe di calore e carichi elettrici in ambito terziario-residenziale: un caso applicativo reale
Analisi dei risultati del progetto PVZEN, che ha come obiettivo la sperimentazione di generazione da fotovoltaico e accumulatori elettrochimici per la climatizzazione di edifici NZEB
Amato, V. Cocina, E. Fabrizio, F. Spertino, V. Serra
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La progettazione di edifici senza emissioni in loco
L’edificio è un sistema complesso frutto della combinazione di involucro e impianto, i quali devono essere progettati tenendo conto dell’influenza reciproca tra i diversi elementi che lo compongono. Come dimostrato nel caso di studio in oggetto
G. Bo, A. Casalegno
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Le energie rinnovabili oggi: una veloce rassegna
Qual è l’impatto attuale delle rinnovabili sulla domanda energetica a livello mondiale? Come e quanto stanno crescendo settori coinvolti? Nel rispondere a queste domande, emerge un’evidenza: la strada per la transizione energetica è ancora lunga
R. LazzarinMATERIALI
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Studio di un accumulo termico latente con materiale a cambiamento di fase organico per l’integrazione delle energie rinnovabili in ambito residenziale
Presentazione dei dati preliminari del funzionamento e delle prestazioni di un LTES integrato in un sistema di riscaldamento complesso dotato di pompa di calore e impianto solare fotovoltaico di un’abitazione
D. Feo, G. Righetti, D. Guarda, S. Mancin
OSPEDALI 52
Il risparmio energetico è possibile anche in sanità
Il settore sanitario è di per sé energivoro ma il rispetto di alcuni principi progettuali può dare dei buoni benefici a breve termine e a costi di investimento limitati
S. La Mura
L’aria
Fiera
Panasonic Heating & Ventilation Air Conditioning presenta la nuova unità Mini Cassetta 60x60 della linea VRF serie MY3 con il Generatore nanoe™ X Mark 3 di serie. Disponibile in 6 diverse capacità che vanno da 1,5 a 5,6 kW, la nuova Mini Cassetta è ideale per migliorare la qualità dell’aria di ambienti commerciali come ad esempio: uffici, ristoranti, palestre e supermercati. Si tratta della prima unità interna di Panasonic con tecnologia nanoe™ X Mark 3 di ultima generazione. Il Generatore nanoe™ X Mark 3 è in grado di produrre 48 mila miliardi di radicali ossidrilici al secondo, 100 volte di più rispetto al precedente modello. Abbondantemente presenti in natura, i radicali ossidrilici (noti anche come radicali OH) hanno la capacità di inibire cinque tipi di inquinanti, tra cui alcune muffe, allergeni e pollini e deodorizzano l’ambiente. La tecnologia nanoe™ X può quindi portare incredibili benefici all’interno degli spazi interni, garantendo così un ambiente più pulito e gradevole 24 ore al giorno, 7 giorni alla settimana.
Una volta interrotte le operazioni di raffrescamento o deumidificazione della Mini Cassetta, si attiva la funzione di asciugatura e auto-pulizia interna con nanoe™X, azione che può essere messa in pausa e riattivata in qualsiasi momento. Compatta e dotata di un pannello dal design moderno, la nuova Mini Cassetta VRF si integra perfettamente in qualsiasi ambiente: la profondità di installazione richiesta a soffitto è infatti di soli 250 mm, mentre la superficie esposta è di soli 30 mm. Per fornire il massimo comfort, la Mini Cassetta VRF dispone di una migliore gestione del flusso d’aria grazie a 4 motori indipendenti che controllano in modo individuale i deflettori. Inoltre, viene garantita la perfetta distribuzione dell’aria, senza flusso diretto, riducendo la sensazione di correnti fredde. La pompa di drenaggio e il galleggiante, poi, sono stati ulteriormente perfezionati per ridurre la
Uno dei sistemi più efficienti per arginare il problema degli acari è l’utilizzo di un sistema di Ventilazione Meccanica Controllata in grado ricambiare e purificare in mondo continuo l’aria di casa, riducendo anche l’eccessivo livello di umidità che favorisce la proliferazione degli acari. Per venire
rumorosità e aumentare l’efficienza. Infine, le unità sono compatibili con una vasta gamma di soluzioni di controllo e di connettività per rendere l’esperienza dell’utente semplice, diretta e intuitiva: tra queste, il comando intelligente CONEX di Panasonic e il sistema di gestione AC Smart Cloud, che consente di ottimizzare da remoto il funzionamento degli impianti garantendo un maggior comfort negli ambienti e il monitoraggio dei consumi energetici.
www.aircon.panasonic.eu
incontro a questa esigenza Helty – azienda specializzata in tecnologie per il benessere indoor – ha sviluppato il sistema di VMC ad alta efficienza Flow Elite, installabile comodamente a parete senza necessità di lavori invasivi sulla muratura.
Gli acari della polvere si riproducono in particolar modo negli ambienti con un elevato tasso di umidità – tra il 65 e l’80% circa – e risulta dunque fondamentale l’aiuto di un sistema che possa automaticamente ridurlo e tenerlo sotto controllo. Dotato di serie di doppio filtro purificante in entrata F7+G4 e di sensore igrometrico integrato, Flow Elite rinnova l’aria in casa e mantiene ideale il livello di umidità, distruggendo così l’habitat ideale di proliferazione di questi organismi. Grazie allo scambiatore di calore entalpico a doppio flusso incrociato controcorrente, inoltre, questa tecnologia permette di recuperare fino all’91% del calore dell’aria in uscita, evitando gli sprechi e le dispersioni e determinando un risparmio sui costi in bolletta. Anche il consumo elettrico è ridotto al minimo: per tenere il sistema in funzione bastano meno di 6 centesimi al giorno. Etichettato in classe energetica A, validato BioSafe e riconosciuto nella lista VMC Qualità Casa Clima, Flow Elite rappresenta una soluzione semplice e dall’utilizzo intuitivo per tutti coloro che desiderano o necessitano di vivere in una casa libera da batteri e allergeni. L’installazione è rapida e minimamente invasiva: non sono necessarie canalizzazioni né impianti ma sono sufficienti solamente due fori da 8 cm sulla muratura perimetrale e l’allacciamento alla corrente. Il sistema decentralizzato, inoltre, consente di gestire e regolare le funzionalità della macchina stanza per stanza, in base alle reali necessità del singolo ambiente ed è possibile farlo sia tramite il telecomando in dotazione sia dal proprio smartphone attraverso l’app Air Guard. www.heltyair.com
La nuova serie di apparecchi di ventilazione a tetto, per aria immessa, aria di ricircolo e aria miscelata, garantisce la massima flessibilità per la climatizzazione ottimale di grandi ambienti, completando la gamma di sistemi di
climatizzazione decentralizzati Hoval per grandi ambienti. Montaggio e manutenzione vengono effettuati dal tetto. Le unità installate a tetto Hoval TopVent® sono appositamente concepite per soddisfare i requisiti previsti dai moderni ambienti di grandi dimensioni con destinazione commerciale, produttiva e logistica. Vanno a integrare la gamma Hoval di sistemi di climatizzazione decentralizzati per grandi ambienti, dove risulta decisivo garantire il minimo ingombro e una temperatura costante.
Le sei versioni dei nuovi apparecchi a tetto TopVent®, per aria di ricircolo o di mandata per riscaldamento e/o raffrescamento, con aria di ricircolo, di miscelazione o aria esterna, ciascuna delle quali disponibili in due fasce di potenza, soddisfano tutti i possibili requisiti per una climatizzazione ideale di grandi ambienti. Combinando differenti tipi di apparecchi, il sistema decentralizzato può essere dimensionato in modo ottimale e risultare così estremamente economico nell’esercizio. La regolazione di differenti apparecchi, articolata a zone, con modalità di funzionamento combinabili in modo flessibile, consente di soddisfare anche le esigenze più complesse in fatto di orari lavorativi e temperature. L’Air-Injector integrato di Hoval garantisce, inoltre, una diffusione ottimale dell’aria e una bassa stratificazione della temperatura. Gli apparecchi vengono interamente montati dal tetto sui relativi zoccoli prefabbricati e in aperture appositamente predisposte. Tutti i componenti soggetti a manutenzione sono accessibili dal tetto e non è quindi necessario accedere dall’interno del grande locale sottostante. Tutti gli interventi di assistenza e manutenzione possono quindi essere eseguiti senza compromettere l’infrastruttura e i processi di lavoro all’interno degli ambienti. Solamente il collegamento elettrico e idraulico dell’apparecchio deve avvenire dall’interno. www.hoval.it
Baxi, da sempre attiva nella progettazione di soluzioni tecnologicamente avanzate che comportino il minimo impatto ambientale, propone SPC Plus, una nuova ed efficiente gamma di scaldacqua in grado di scaldare elevate quantità di acqua fino a 65 °C in pompa di calore utilizzando pochissima energia elettrica, poiché il calore viene assorbito direttamente dall’aria esterna (fino a –7 °C). La gamma di scaldacqua SPC Plus in pompa di calore monoblocco si articola in 4 modelli, a basamento, con resistenza elettrica integrativa, tutti in classe A+:
• SPC 200 Plus, con capacità di 196 l;
• SPC 200 S Plus, dalla capacità di 188 l;
• SPC 250 Plus, capacità 251 l;
• SPC 250 S Plus da 243 l.
La gamma SPC Plus sfrutta la tecnologia della pompa di calore per riscaldare l’acqua all’interno del bollitore attraverso l’aria aspirata dal gruppo termico invertendo il flusso naturale del calore. Quest’ultimo viene trasferito dall’aria all’acqua sanitaria tramite il refrigerante (R290), che percorre continuamente un ciclo chiuso grazie al compressore. Garantire il funzionamento del ventilatore (che preleva l’aria) e del compressore (che fa percorrere il fluido refrigerante nel circuito) comporta un consumo di energia elettrica pari al 25% del totale necessario per la produzione di acqua calda. Il restante 75% di energia proviene dal calore dell’aria, consentendo così un grande risparmio economico. Alla richiesta di maggiori quantità di ACS, lo scaldacqua attiva direttamente la caldaia a condensazione
solo riscaldamento per massimizzare il comfort. Qualora l’energia elettrica sia prodotta da un impianto fotovoltaico, lo scaldacqua può essere impostato automaticamente alla funzione Boost così da aumentare la quota di autoconsumo.
L’eventuale impianto solare termico in integrazione massimizza il contributo di energia da fonti rinnovabili, riducendo al minimo i costi in bolletta. Lo scaldacqua a basamento SPC Plus consente di produrre acqua calda sanitaria fino a 65 °C. Funziona con una temperatura dell’aria esterna compresa fra –7 °C e +42 °C e impiega un refrigerante a basso impatto ambientale (R290, GWP = 3, tCO2 eq = 0). www.baxi.it
Aermec presenta i refrigeratori e le pompe di calore della serie NRG e NRGI, progettate per l’installazione esterna, sono particolarmente indicati per il riscaldamento, il raffrescamento e la produzione di ACS e soddisfano le esigenze di climatizzazione nei complessi residenziali, commerciali o industriali. Il sistema multiscroll, on-off per NRG e a inverter per NRGI, ottimizzato per il refrigerante HFO R32 consente di ottenere i più alti valori di SEER e SCOP, i parametri che indicano l’efficienza energetica in raffrescamento e in riscaldamento al variare del carico. L’efficienza della serie è ulteriormente incrementata dalla possibilità di ventilatori inverter e della valvola di espansione elettronica. L’utilizzo della valvola di espansione elettronica apporta notevoli benefici in particolar modo ai carichi parziali
a vantaggio dell’efficienza energetica stagionale dell’unità.
I refrigeratori serie NRG e NRGI funzionano a pieno carico fino a 50 °C di temperatura di aria esterna e possono produrre acqua refrigerata a temperatura negativa fino a −10 °C di acqua prodotta. Le pompe di calore NRG-H e NRGI-H possono produrre acqua fino a 60 °C.
La gamma copre un range di potenza frigorifera che va da 56 kW a 726 kW e termica da 56 a 674 kW per la serie NRG. La serie NRGI, con compressori inverter, ha una potenza frigorifera che va da 31 kW a 132 kW e una potenza termica da 32 kW a 134 kW.
global.aermec.com/it/
Teledyne FLIR, parte di Teledyne Technologies Incorporated, ha lanciato FLIR ONE® Edge Pro, una termocamera wireless per dispositivi mobili. La nuova FLIR ONE Edge Pro offre la massima flessibilità per le ispezioni termiche, perché, a differenza dei modelli precedenti, non ha bisogno di essere collegata fisicamente a un dispositivo mobile e non prevede modelli separati per diversi sistemi operativi. FLIR ONE Edge Pro, conforme “RESNET” e con grado di protezione IP54, è dotata di una clip a molla che consente agli operatori di agganciare la termocamera a molti tipi di telefoni cellulari e tablet. Grazie alla connessione combinata Bluetooth e Wi-Fi, gli utenti possono utilizzare Edge Pro fino a 30 metri di distanza dal proprio dispositivo mobile, con tutta la flessibilità necessaria per ispezionare efficacemente luoghi difficili da raggiungere o lavorare in ambienti che richiedono distanze maggiori per garantire la sicurezza dell’operatore. La qualità e l’elaborazione delle immagini di FLIR ONE Edge Pro permette di produrre risultati efficaci, grazie alla combinazione di una fotocamera e di una termocamera radiometrica Lepton® con risoluzione 160×120. Le immagini vengono riunite tramite MSX®, insieme a VividIRÔ, che combina più fotogrammi per ottenere un’immagine finale più nitida. La funzione brevettata di miglioramento dell’immagine MSX sovrappone i dettagli dei contorni della telecamera visibile all’immagine termica senza compromettere i dati termici, fornendo così un contesto e una chiarezza maggiori per facilitare il processo decisionale. FLIR ONE Edge Pro è inoltre dotata di una batteria di maggiore durata rispetto alle precedenti generazioni FLIR ONE e di un indicatore di autonomia facilmente riconoscibile. Queste caratteristiche la rendono ideale
per le ispezioni più prolungate, come il risanamento in caso di calamità, le ispezioni in abitazioni, i controlli energetici e la diagnostica delle apparecchiature industriali.
Per lo storage in cloud, l’elaborazione delle immagini e la creazione di report, FLIR ONE Edge Pro impiega una potente suite di software Teledyne FLIR, tra cui Tools Mobile, Ignite cloud e il software desktop FLIR Thermal Studio. Questi strumenti permettono agli utenti di condividere facilmente le immagini termografiche acquisite da Edge e di integrarle alla perfezione in rapporti professionali. www.flir.it
Galletti ha lanciato di recente EFFETTO AirClissi, progettato internamente dalla sua Advanced Design Unit, EFFETTO AirClissi. Alla base di questa nuova creazione la volontà di elevare il concept di cassetta idronica a un livello estetico maggiore così da creare una maggiore interazione emozionale tra un elemento “tecnico” e l’ambiente da climatizzare.
I terminali idronici sono spesso valutati secondo un unico aspetto: la performance tecnica. Senza dubbio, le prestazioni termodinamiche e acustiche dei terminali idronici sono importantissime ma, ed è questa la vera innovazione nell’approccio al progetto della Advanced Design Unit di Galletti, solo se inseribili all’interno di un concetto olistico più ampio che metta al centro l’utilizzatore con le sue reali necessità e i suoi desideri, sia in relazione al comfort climatico, sia in relazione all’aspetto estetico del prodotto e del contesto in cui si dovranno inserire.
Il terminale EFFETTO AirClissi integra all’interno del modulo di aspirazione aria a effetto Coand, un sottile layer di luce led, studiato appositamente per esaltare al massimo lo stile dell’ambiente in totale sinergia con i dispositivi di illuminazione principali.
EFFETTO AirClissi, infatti, permette di regolare l’intensità luminosa del terminale idronico a proprio
piacimento per adattarsi al meglio alle esigenze estetiche, indipendentemente dalle regolazioni di comfort climatico in uso. I moduli luminosi, disponibili nella colorazione calda 3000 K e in quella neutra 4000 K, possono essere modulati sia attraverso il controllore a microprocessore EVO di Galletti, sia tramite l’applicazione Casambi (scaricabile su qualsiasi smartphone).
Le linee di EFFETTO AirClissi sono eleganti, pulite, essenziali e sono state disegnate dalla Advanced Design Unit di Galletti per valorizzare al meglio l’estetica degli ambienti in cui il terminale viene inserito, senza più, quindi, avere la necessità di doverlo “nascondere”.
Anche attraverso l’uso dei materiali Galletti ha voluto differenziare la sua nuova proposta in modo inedito per il settore. Tra i protagonisti del nuovo terminale EFFETTO AirClissi di Galletti troviamo, infatti, il Dibond®: un materiale composto da una lastra con struttura a “sandwich” costituita da due lamine di alluminio che, oltre ad avere un’ottima tenuta alla formazione della condensa, ha consentito all’Advanced Design Unit di Galletti di sviluppare il design lineare e pulito dell’oggetto e di offrire agli utilizzatori tre differenti soluzioni cromatiche: Grey (con rivestimento in alluminio naturale spazzolato), White (bianco RAL 9010) e Black (nero RAL 9005). www.galletti.com
Microflex di Watts è il sistema di tubazioni flessibili preisolate per il trasporto di fluidi negli impianti di riscaldamento, raffrescamento centralizzato e per l’acqua sanitaria e potabile.
Adatto a molteplici applicazioni, sia in singole strutture residenziali che in grandi impianti di teleriscaldamento, Microflex permette il trasporto interrato di fluidi caldi, in impianti centralizzati di riscaldamento con temperatura di picco fino a 95 °C, e di fluidi freddi (acqua potabile, alimentazione impianti industriali). Può anche essere utilizzato per gli impianti di climatizzazione.
Grazie al peso contenuto e all’alta flessibilità le tubazioni Microflex sono facilmente installabili e consentono all’installatore di realizzare lunghe tratte e di superare con agilità eventuali ostacoli, creando curve e cambi di direzione senza utilizzare raccordi o giunti. Inoltre, questa gamma di prodotti è stata progettata per essere interrata: flessibilità e dimensioni compatte riducono lo spazio di scavo a vantaggio di tempi e costi di installazione. Le tubazioni preisolate Microflex sono costituite da tubi in PEX-a reticolato conformi alle norme DIN 16892/16893 e ISO 15875. L’ampio strato di isolamento in espanso di polietilene reticolato a cellule chiuse mantiene nel tempo il grado iniziale di isolamento termico, mentre la guaina esterna –in corrugato di polietilene ad alta densità – ha la doppia funzione di assicurare una protezione da agenti esterni e garantire un’ottima flessibilità. Il sistema di tubazioni preisolate Microflex è composto da un tubo di servizio isolato termicamente e rivestito da una guaina protettiva a “camera chiusa” in polietilene ad alta densità (HDPE) resistente ai raggi UV e realizzata secondo il principio della “camera chiusa” per proteggere dagli urti il tubo interno e il materiale isolante. Le nervature della guaina esterna corrugata, inoltre, sono completamente chiuse rendendo così impossibile l’ingresso dell’acqua in caso di danneggiamento della parete esterna. Il materiale isolante è in polietilene espanso reticolato. La struttura a cellule chiuse del materiale assicura un assorbimento di acqua ridotto al minimo. Il materiale è esente da CFC. www.wattswater.it
Elementi essenziali per il cablaggio dei pannelli solari, i connettori fotovoltaici sono componenti indispensabili nella realizzazione degli impianti. Dall’esperienza Fanton nasce una gamma completa di connettori plug-in e accessori per l’installazione di impianti fotovoltaici, in grado di offrire connessioni di alta qualità stabili, durature e resistenti. I connettori fotovoltaici plug-in FM4 sono la soluzione Fanton per usi esterni di lunga durata, di facile installazione e progettati per resistere a intemperie e agenti esterni. Realizzati in materiali antiurto, in grado di sopportare elevati stress meccanici, impatti e schiacciamenti, i connettori FM4 sono altamente resistenti al calore e ai raggi UV, sono privi di alogeni e vantano un grado di protezione IP68, il massimo della categoria, per apparecchi completamente impermeabili e a prova di infiltrazioni di polvere. Interamente realizzata in lega
polimerica Noryl, che conferisce eccellente isolamento termico e resistenza all’usura permettendo applicazioni fino a –40 °C e +85 °C, la linea di connettori Fanton è certificata con il prestigioso marchio tedesco TÜV, che garantisce l’alto grado di performance ed efficienza energetica raggiunto dai prodotti. Compongono la gamma FM4 i connettori volanti plug-in maschio e femmina, disponibili anche in kit combinato, per sezione cavo da 4 mm 2 a 6 mm 2 , i connettori da pannello da 4-6 mm 2 , i connettori plug-in maschio e femmina per sezioni da 10 mm 2 e i giunti volanti a Y, sia in assetto 2 maschi + 1 femmina sia 2 femmine + 1 maschio.
www.fanton.com
Con il recepimento italiano della direttiva europea 2001/2018/UE in materia di energia da fonti rinnovabili (Governo Italiano 2021), l’Italia ha iniziato il suo percorso verso lo sviluppo e l’implementazione delle configurazioni degli AUtoConsuma-
tori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente, gli AUC, e delle Comunità Energetiche Rinnovabili, le CER, che sono un soggetto giuridico a differenza delle AUC. In realtà, nel dicembre 2019 il
decreto legge “milleproroghe” (Governo Italiano, 2020) aveva previsto un regime transitorio in attesa del recepimento della Direttiva REDII anticipando i contenuti di quest’ultima direttiva, in quanto
concedeva la possibilità di realizzare già allora configurazioni di autoconsumo collettivo e di CER, anche se con qualche limitazione.
Ad agosto 2020, con la delibera 318/2020 (ARERA, 2020), l’ARERA ha attivato il regime transitorio, tutt’ora in vigore, che è basato su un modello regolatorio virtuale in cui i soggetti partecipanti (AUC e CER) possono produrre energia elettrica destinata all’autoconsumo con impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili di potenza complessiva non superiore a 200 kW. Nasce così il concetto di energia condivisa, che può essere distribuita attraverso la rete esistente. In particolare, nel caso di AUC i soggetti partecipanti devono trovarsi nello stesso edificio o condominio, mentre nel caso di CER i punti di prelievo dei consumatori e i punti di immissione degli impianti di produzione alimentanti da FER devono essere ubicati su reti elettriche in bassa tensione che, alla data di creazione dell’associazione, devono essere sottese alla medesima cabina secondaria (trasformazione media/bassa tensione). Inoltre, l’autoconsumo istantaneo può avvenire anche mediante l’utilizzo di sistemi di accumulo, realizzati nel perimetro della CER o nell’edificio per l’AUC, e si applicano gli oneri generali di sistema per l’energia prelevata dalla rete, compresa l’energia condivisa all’interno del perimetro. Si ricorda infine che tali configurazioni non possono accedere al meccanismo dello scambio sul posto o alle tariffe incentivanti del DM 4 luglio 2019 (MiSE, 2019), ma alla detrazione fiscale (ecobonus e superbonus) per ristrutturazione edilizia.
A novembre 2020 viene pubblicato il decreto MiSE del 16 settembre (MiSE, 2020), che individua le tariffe incentivanti per la remunerazione degli
impianti FER inseriti nelle configurazioni sperimentali di AUC e CER, concedendo per un periodo di 20 anni una tariffa incentivante in forma di premio pari a:
• 100 €/MWh per impianti di produzione parte di un AUC;
• 110 €/MWh per impianti di produzione parte di una CER.
Il Decreto conferma il diritto al corrispettivo unitario previsto dalla Delibera ARERA per tutta la potenza dell’impianto di produzione e la valorizzazione dell’energia elettrica immessa anche tramite cessione al GSE, fermo restando l’obbligo di cessione previsto per l’energia elettrica non autoconsumata o non condivisa, sottesa alla quota di potenza che accede al Superbonus.
Nel dicembre 2020 il GSE pubblica le regole tecniche (GSE, 2020) che definiscono i requisiti per l’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa nell’ambito delle Configurazioni AUC e CER, secondo le regole pubblicate da ARERA e MiSE.
A novembre 2021 vengono pubblicati i decreti legislativi di recepimento delle direttive europee REDII sulla promozione e l’uso dell’energia da fonti rinnovabili e della direttiva IEM per il mercato interno dell’energia elettrica, rispettivamente il D.Lgs 199/21 (Governo italiano, 2021a), che definisce gli AUC e le CER, e il D.Lgs 210/21 (Governo Italiano, 2021b), con la definizione dei Clienti attivi e delle Comunità energetiche dei Cittadini.
Ad aprile 2022 viene pubblicato l’aggiornamento da parte del GSE delle regole tecniche (GSE, 2022), al fine di allineare gli esiti delle consultazioni pubbliche svolte dalla stessa società nel periodo marzo-aprile 2021 con il quadro normativo e regolatorio di riferimento, in relazione ad esempio
all’aggiornamento delle caratteristiche dei partecipanti alle CER e AUC e ad alcune definizioni quale quella delle autorità locali.
A novembre 2022 l’ARERA ha pubblicato la deliberazione 573/2022/R/eel (ARERA, 2021a) che aggiorna il testo integrato dei sistemi semplici di produzione e consumo, il TISSPC, ovvero quei sistemi di produzione e di consumo che hanno come caratteristica principale il fatto che il trasferimento di energia elettrica dalla produzione al consumo non viene considerato come attività di trasporto dell’energia con un ruolo di pubblica utilità, risultando quindi non soggette a regolamentazione da parte di ARERA. Questa deliberazione completa il quadro regolatorio in materia di autoconsumo “in sito” e “a distanza” mediante l’utilizzo di collegamenti privati, identificando di diverse configurazioni ammissibili e definendone la relativa regolamentazione.
A fine dicembre 2022, a seguito della consultazione conclusasi a settembre 2022 (ARERA, 2022b) cui AiCARR ha partecipato, viene pubblicato la deliberazione 727/2022/R/eel (ARERA, 2022c) che definisce le nuove regole per l’autoconsumo diffuso (testo integrato per l’autoconsumo diffuso TiAD) e rende possibile l’autoconsumo nel sistema elettrico nazionale:
• a livello “diffuso”, attraverso la rete nazionale, nel rispetto di determinate condizioni quali l’adozione della condivisione di energia elettrica all’interno di un certo perimetro come parametro di misura dell’autoconsumo. Tale energia, condivisa in un intervallo di tempo orario, viene definita come il valore minimo tra l’energia elettrica immessa e quella prelevata ai soli punti di connessione ubicati nella porzione di rete di distribuzione sottesa, non più dalla cabina secondaria, ma da quella primaria;
• a livello “locale”, mediante la costituzione di SSPC ai quali viene aggiunto anche il sistema di produzione localizzato al di fuori dei siti di consumo cui è connesso attraverso un sistema di collegamenti diretti.
L’autoconsumo diffuso può essere rappresentato da:
i. gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente in edifici e condomini;
ii. gruppo di clienti attivi che agiscono collettivamente;
iii. comunità energetica rinnovabile, o comunità di energia rinnovabile, CER;
iv. comunità energetica dei cittadini, CEC;
v. autoconsumatore di energia rinnovabile “a distanza” con linea diretta;
vi. autoconsumatore di energia rinnovabile “a distanza”
che utilizza la rete di distribuzione; vii. cliente attivo“a distanza”che utilizza la rete di distribuzione. Resta valido il modello virtuale nel caso di autoconsumo diffuso, che definisce che tutta l’energia elettrica prelevata dalla rete è acquistata sul mercato secondo le modalità ordinarie, mentre quella ceduta/immessa è venduta e valorizzata sul mercato all’ingrosso.
È bene ricordare che le configurazioni SSPC godono dei classici benefici tariffari ed economici, in quanto l’energia elettrica autoconsumata non viene contabilizzata come prelevata dalla rete elettrica. Nel caso di autoconsumo diffuso, invece, i benefici economici si traducono in contributi a titolo di costo evitato di uso della rete elettrica e incentivazione erogata in base al livello di autoconsumo raggiunto.
Proposta di decreto del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica in merito all’incentivazione degli impianti a fonti rinnovabili
A dicembre 2022 si è conclusa anche la consultazione del decreto del Ministero dell’Ambiente e della sicurezza Energetica in merito all’incentivazione degli impianti a fonti rinnovabili che entreranno in esercizio successivamente all’entrata in vigore del decreto e che sono inseriti in configurazioni che prevedono l’utilizzo della rete di distribuzione esistente sottesa alla stessa cabina primaria e, in particolare, di:
• sistemi di autoconsumo individuale di energia rinnovabile a distanza;
• sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili;
• comunità energetiche rinnovabili.
La proposta di decreto estende la potenza nominale massima del singolo impianto, passando da non superiore a 200 kW a non superiore a 1 MW, e richiede che gli impianti posseggano i requisiti prestazionali e di tutela ambientale necessari per rispettare il principio del “Do No Significant Harm”. Sono inclusi nell’ambito di applicazione del decreto anche i potenziamenti di impianti esistenti, fermo restando che gli incentivi si applicano limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile al potenziamento.
Al fine di poter accedere agli incentivi il decreto prevede che le risorse siano assegnate senza ricorrere a procedure competitive, mediante l’accesso diretto agli
• Autoconsumatore di energia rinnovabile: cliente finale che produce energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo e può immagazzinare o vendere energia elettrica rinnovabile autoprodotta alle condizioni e secondo le modalità di cui all’articolo 30 del D.Lgs. 199/2021;
• autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente: gruppo di almeno due autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente alle condizioni e secondo le modalità di cui all’articolo 30 del D.Lgs. 199/2021;
• cliente finale: il cliente che acquista energia elettrica per uso proprio;
• cliente attivo: un cliente finale o un gruppo di clienti finali consorziati che consuma o conserva l’energia elettrica prodotta nei propri locali situati all’interno di un’area delimitata o, se consentito da uno Stato membro, in altri locali, oppure vende l’energia elettrica autoprodotta o partecipa a meccanismi di flessibilità o di efficienza energetica, purché tali attività non costituiscano la principale attività commerciale o professionale;
• comunità energetica dei cittadini: un soggetto giuridico che:
⯁ è fondato sulla partecipazione volontaria e aperta ed è effettivamente controllato da membri o soci che sono pe rsone fisiche, autorità locali, comprese le amministrazioni comunali, o piccole imprese;
⯁ ha lo scopo principale di offrire ai suoi membri o soci o al territorio in cui opera benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità, anziché generare profitti finanziari; e
⯁ può partecipare alla generazione, anche da fonti rinnovabili, alla distribuzione, alla fornitura, al consumo, all’aggregazione, allo stoccaggio dell’energia, ai servizi di efficienza energetica, o a servizi di ricarica per veicoli elettrici o fornire altri servizi energetici ai suoi membri o soci;
• comunità di energia rinnovabile o comunità energetica rinnovabile: soggetto giuridico che opera nel rispetto di quanto stabilito dall’articolo 31 del D.Lgs. 199/2021;
• energia condivisa: in una comunità di energia rinnovabile o in un gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente, è pari al minimo, in ciascun periodo orario, tra l’energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli impianti a fonti rinnovabili e l’energia elettrica prelevata dall’insieme dei clienti finali associati situati nella stessa zona di mercato;
• Il principio Do No Significant Harm (DNSH): prevede che gli interventi previsti dai PNRR nazionali non arrechino nessun danno significativo all’ambiente: questo principio è fondamentale per accedere ai finanziamenti del RRF. Inoltre, i piani devono includere interventi che concorrono per il 37% delle risorse alla transizione ecologica;
• sistema semplice di produzione e consumo SSPC: un sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse, purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, a un’unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o a una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse, purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario.
incentivi a valle dell’entrata in esercizio degli impianti nel periodo 2023-2027, ma fissando il limite di 5 GW, raggiunto il quale il futuro decreto non sarà più applicabile.
Il GSE avrà un ruolo di facilitatore, nel senso che a seguito di una richiesta da parte del referente della configurazione, in un tempo massimo di 90 giorni rilascia un parere preliminare
sull’ammissibilità del progetto, suggerendo eventuali prescrizioni da seguire perché questo possa essere ammesso fino a verificare l’effettiva ammissibilità.
Il decreto prevede che verrà erogata una tariffa premio su base ventennale, indipendentemente dalla tecnologia utilizzata e dalla taglia di potenza, che sarà erogata sulla quota di energia condivisa attraverso la porzione di rete di distribuzione sottesa alla mede -
sima cabina primaria, così ripartita:
• 100 €/MWh per i sistemi di autoconsumo collettivo a FER e per i sistemi di autoconsumo individuale di energia rinnovabile a distanza senza linea diretta;
• 110 €/MWh per le comunità energetiche rinnovabili.
Inoltre, è riconosciuto un fattore di correzione, aggiuntivo alla tariffa premio, in base all’ubicazione dell’im-
pianto, in modo da tenere conto delle diverse producibilità degli impianti FER. Questo fattore è pari a + 4 €/MWh per le regioni del centro (Lazio, Marche, Toscana, Umbria e Abruzzo) e + 10 €/MWh per le regioni del Nord (Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Lombardia, Piemonte, Trentino Alto Adige, Valle d’Aosta e Veneto).
Nel caso in cui la quota di energia condivisa fosse pari o superiore al 70% dell’energia prodotta, la quota residua di energia potrebbe essere liberamente venduta dal produttore; in caso contrario, sull’energia elettrica eccedentaria venduta sarebbe previsto un tetto di prezzo pari a 80 €/MWh.
Da notare che, per effetto della legge di Bilancio del 2023 (Governo italiano 2022c), all’energia immessa e condivisa non si applica il “price cap” pari a 180 €/MWh.
∙ ARERA. 2020. Delibera 04 agosto 2020 – 318/2020/R/eel. Regolazione delle partite economiche relative all’energia elettrica condivisa da un gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente in edifici e condomini oppure condivisa in una comunità di energia rinnovabile. Roma. ARERA.
∙ ARERA. 2022a. Deliberazione 15 novembre 2022. 573/2022/r/eel – Aggiornamento, ai sensi del decreto legislativo 199/21 e del decreto legislativo 210/21, della regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo. modifiche al TISSPC. Roma. ARERA.
∙ ARERA. 2022b. Consultazione 02 agosto 2022. 390/2022/R/eel – Orientamenti in materia di configurazioni per l’autoconsumo previste dal decreto legislativo 199/21 e dal decreto legislativo 210/21. Roma. ARERA
∙ ARERA. 2022c. Deliberazione 27 dicembre 2022. 727/2022/r/eel – definizione, ai sensi del decreto legislativo 199/21 e del decreto legislativo 210/21, della regolazione dell’autoconsumo diffuso. approvazione del testo integrato autoconsumo diffuso. Roma. ARERA
∙ Governo italiano. 2020. Legge 28 febbraio 2020, n. 8. Conversione in legge, con modificazioni, del decreto Legge 30 dicembre 2019, n. 162, recante disposizioni urgenti in materia di proroga di termini legislativi, di organizzazione delle pubbliche amministrazioni, nonché di innovazione tecnologica. Testo del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, coordinato con la legge di conversione 28 febbraio 2020, n. 8, recante: Disposizioni urgenti in materia di proroga di termini legislativi, di organizzazione delle pubbliche amministrazioni, nonché di innovazione tecnologica. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Governo italiano. 2021a. Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 199 Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Governo italiano. 2021b. Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 210. Attuazione della direttiva UE 2019/944, del parlamento europeo e del consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonché recante disposizioni per l’adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento UE 943/2019 sul mercato interno dell’energia elettrica e del regolamento UE 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Governo italiano. 2021c. LEGGE 29 dicembre 2022, n. 197 Bilancio di previsione dello Stato per l’anno finanziario 2023 e bilancio pluriennale per il triennio 2023-2025. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ GSE. 2020. Gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e comunità di energia rinnovabile. Regole tecniche per l’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa. Roma. GSE.
∙ GSE. 2022. Gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e comunità di energia rinnovabile. Regole tecniche per l’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa. Aggiornamento aprile 2022. Roma. GSE.
∙ Ministero dello Sviluppo Economico. 2019. Decreto Ministeriale 4 luglio 2019 – Incentivazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti eolici on shore, solari fotovoltaici, idroelettrici e a gas residuati dei processi di depurazione. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Ministero dello Sviluppo Economico. 2020. Decreto Ministeriale 16 settembre 2020 – Individuazione della tariffa incentivante per la remunerazione degli impianti a fonti rinnovabili inseriti nelle configurazioni sperimentali di autoconsumo collettivo e comunità energetiche rinnovabili. Roma. Poligrafico dello Stato.
Nell’attesa della pubblicazione dell’ultimo decreto da parte del MiASE i prossimi step saranno:
• entro il 28 febbraio 2023 le imprese distributrici che dispongono di cabine primarie dovranno pubblicare nei propri siti internet la prima versione delle aree sottese da quest’ultime;
• entro il 30 settembre 2023 il GSE pubblica sul proprio sito con unica interfaccia la versione definitiva di dette aree (a valle di un periodo di consultazione), che sarà oggetto di revisione biennale sulla base della evoluzione della rete elettrica:
• il 1° marzo 2023 oppure contestualmente all’entrata in vigore del decreto incentivi del MiASE entrerà in vigore il TiAD.
A valle della pubblicazione dei precedenti decreti e testi integrati il GSE dovrà aggiornare le regole tecniche. Nell’attesa che l’iter di pubblicazione del decreto incentivi del MiASE si concluda, sia le CER sia gli AUC si potranno costituire e registrare al GSE, accedendo per ora al regime transitorio, con un limite di potenza complessiva pari a 200 kW e impianti sottesi alla medesima cabina secondaria. All’entrata in vigore del TiAD, le configurazioni di AUC in edifici e condomini e delle CER già esistenti confluiranno nel nuovo regime previsto dal TiAD. Solo per le CER esistenti l’ingresso nel TiAD comporterà una riduzione della valorizzazione dell’autoconsumo, ma con la possibilità di estendere il campo di applicazione della CER alle zone sottese dalla stessa cabina primaria e non più secondaria e di includere impianti FER con potenza complessiva fino a 1 MW.n
È a oggi di cile prevedere quale sarà il risultato delle negoziazioni tra Commissione, Consiglio e Parlamento europeo per pervenire a un testo condiviso e approvato dal Parlamento, giacché le posizioni sulla de nizione dell’edi cio a emissioni zero sono simili ma diverse
L. Mazzarella, L. A. Piterà*Con la pubblicazione della strategia “Renovation Wave”, a ottobre 2020, l’Unione Europea si è posta l’obiettivo sfidante di raddoppiare il tasso annuale di riqualificazione degli edifici esistenti entro il 2030, aumentando nel contempo la quota di
ristrutturazioni profonde. Al fi ne di conseguire tali obiettivi, la Commissione Europea ha ritenuto necessario porre in revisione l’attuale EPBD, la 2018/844/EU (Commissione Euro-
pea, 2018), che l’Italia ha recepito con il Decreto legislativo del 10 giugno 2020 n. 48 (Governo Italiano, 2018). L’attività di revisione è rientrata nel piano “Pronti per il 55” della Commissione proposto a
luglio del 2021, che prevede la riduzione delle emissioni di CO2 del 55% entro il 2030, per giungere poi alla neutralità climatica entro il 2050. Sono già stati pubblicati 13 documenti, tra cui le proposte di revisione delle direttive sulle rinnovabili e sull’efficienza energetica e l’estensione del sistema ETS ai settori dei trasporti e dell’edilizia; in particolare, quella della EPBD è stata pubblicata a dicembre, insieme a quella di riforma del mercato del gas.
Nella UE gli edifici sono responsabili del 40% del consumo totale di energia e del 36% delle emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra legate all’energia; inoltre, i servizi di riscaldamento, raffrescamento e produzione di acqua calda sanitaria rappresentano l’80% dell’energia consumata dalle famiglie.
La decarbonizzazione del settore dell’edilizia è quindi fondamentale per conseguire gli obiettivi in materia di clima ed energia stabiliti per il 2030 e 2050 dall’Europa dal Green Deal. Infatti, il piano per l’obiettivo climatico individua la necessità di ridurre di circa il 60% le emissioni di gas a effetto serra negli edifici al fine di conseguire l’obiettivo complessivo di riduzione delle emissioni pari la 55% entro il 2030 e tutto ciò comporta almeno un raddoppio dei tassi di riqualificazione del parco edilizio esistenti.
Nel contesto della procedura legislativa ordinaria dell’Unione europea, il trilogo è un negoziato interistituzionale informale che riunisce i rappresentanti del Parlamento europeo, del Consiglio dell’Unione europea e della Commissione europea. Ogni nuova direttiva o la sua revisione è soggetta a tale
procedura formale, che inizia con una proposta formulata dalla Commissione europea e prosegue con una raccolta di opinioni su tale proposta da parte di diversi organi consultivi dell’Unione Europea, quali il Comitato economico e sociale europeo (CESE), che rappresenta le categorie economiche esprimenti gli interessi economici, sociali e culturali nei rispettivi paesi dell’Unione, e il Comitato europeo delle regioni (CdR), che raccoglie i rappresentanti locali e regionali dell’Unione europea (regioni, province, comuni ecc.). Successivamente, la proposta e le opinioni vengono trasmesse sia al Consiglio che al Parlamento, che procedono a formulare modifiche ed emendamenti, in modo indipendente. In realtà, per il Parlamento, l’attività istruttoria viene svolta da un suo specifico organo permanente, che nel caso della revisione della EPBD è la Commissione per l’industria, la ricerca e l’energia (ITRE), e solo quando quest’attività è terminata, il testo risultante è portato in Parlamento per la prima lettura. Per il Consiglio è la segreteria della Presidenza che è incaricata di gestire la discussione interna tra i governi dei paesi membri per arrivare a formulare un testo emendato, che viene etichettato come “proposta di compromesso del Presidente del Consiglio”.
Qualsiasi accordo provvisorio raggiunto nei triloghi come accennato in precedenza è informale e deve pertanto essere approvato secondo le procedure formali applicabili all’interno di ciascuna delle due istituzioni.
Il 15 dicembre 2021 la Commissione europea ha rilasciato la sua proposta di revisione della direttiva sull’efficienza energetica degli edifici. Una delle novità
più importanti è presente nella modifica dell’Art.1 Oggetto, dove all’incremento della prestazione energetica degli edifici si affianca “la riduzione di gas a effetto serra per ottenere un parco immobiliare a emissioni zero nel 2050”. Per raggiunge tale nuovo obiettivo viene quindi introdotta all’Art.2 Definizioni, la definizione dell’edificio a emissioni zero (ZEB):
“edificio ad altissima prestazione energetica, determinata conformemente all’allegato I, nel quale il fabbisogno molto basso di energia è interamente coperto da fonti rinnovabili generate in loco, da una comunità di energia rinnovabile ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001 [direttiva sulle energie rinnovabili modificata] o da un sistema di teleriscaldamento e teleraffrescamento, conformemente alle prescrizioni di cui all’allegato III”; definizione che si affianca a una definizione leggermente modificata dell’edificio a energia quasi zero (NZEB):
“edificio ad altissima prestazione energetica, determinata conformemente all’allegato I, che non può essere inferiore al livello ottimale in funzione dei costi per il 2023 comunicato dagli Stati membri conformemente all’articolo 6, paragrafo 2, nel quale il fabbisogno energetico molto basso o quasi nullo è coperto in misura molto significativa da energia da fonti rinnovabili, compresa l’energia da fonti rinnovabili prodotta in loco o nelle vicinanze”; il cui articolo di riferimento, art. 9 della EPBD del 2010 (Commissione Europea. 2010), viene però soppresso per evitare di avere una doppia verifica delle prestazioni, rispetto sia al ZEB sia all’NZEB.
Vengono inoltre introdotte altre tre definizioni funzionali alla quantificazione del livello di emissioni di inquinati atmosferici di un edificio; nello specifico:
• emissioni operative di gas a effetto serra: “emissioni di gas a effetto serra associate al consumo energetico dei sistemi tecnici per l’edilizia nel corso dell’uso e del funzionamento dell’edificio”;
• emissioni di gas a effetto serra nel corso del ciclo di vita:
“emissioni di gas a effetto serra combinate associate all’edificio durante tutte le fasi del ciclo di vita, partendo dalla “culla” (estrazione delle materie prime usate nella costruzione dell’edificio), attraverso la produzione e la trasformazione dei materiali e la fase di funzionamento dell’edificio, fino alla “tomba” (smantellamento dell’edificio e riutilizzo, riciclaggio, altro recupero e smaltimento dei materiali)”;
• potenziale di riscaldamento globale (GWP, Global Warming Potential) nel corso del ciclo di vita: “indica-
tore che quantifica il contributo potenziale al riscaldamento globale di un edificio nell’arco del suo ciclo di vita completo”. Come riportato nella definizione del ZEB (edificio a emissione zero), le specifiche tecniche che identificano tale edificio si trovano nell’allegato III, che riporta:
I. Prescrizioni per gli edifici a emissioni zero;
II. Calcolo del potenziale di riscaldamento globale (GWP) nell’arco del ciclo di vita degli edifici di nuova costruzione1 a norma dell’articolo 7, paragrafo 2. Nelle prescrizioni si dice che “il consumo2 totale annuo di energia primaria di un edificio nuovo a zero emissioni rispetta le soglie massime indicate nella tabella seguente”, cioè, ad esempio, per la zona climatica mediterranea, minore di 60 kWh/(m2|a) per edifici residenziali, minore di 70 kWh/(m2|a) per edifici per uffici e minore del consumo totale di energia primaria per l’edificio a energia quasi zero come definito a livello nazionale per tutti gli altri edifici.
Aggiungendo che, tale “consumo totale annuo di energia primaria di un edificio a zero emissioni, nuovo o ristrutturato, è interamente coperto, su base annua netta, da”:
• energia da fonti rinnovabili generata in loco che soddisfa i criteri di cui all’articolo 7 della direttiva (UE) 2018/2001 [direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili modificata];
• energia rinnovabile fornita da una comunità di energia rinnovabile ai sensi dell’articolo 22 della direttiva (UE)
2018/2001 [direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili modificata], oppure
• energia rinnovabile e calore di scarto provenienti da un sistema efficiente di teleriscaldamento e teleraffrescamento a norma dell’articolo 24, paragrafo 1, della direttiva (UE) …/… [rifusione della direttiva Efficienza energetica. Un edificio a emissioni zero non genera emissioni in loco di carbonio da combustibili fossili.
Soltanto nei casi in cui non sia tecnicamente fattibile soddisfare i requisiti di cui al primo comma a causa della natura dell’edificio o della mancanza di accesso alle comunità di energia rinnovabile o a sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento ammissibili, il consumo totale annuo di energia primaria può essere coperto anche dall’energia proveniente dalla rete che soddisfi i criteri definiti a livello nazionale.
Sinteticamente si può quindi dire che l’edificio a emis-
1 Il “trilogo” è concorde che il GWP nell’arco del ciclo di vita degli edifici di nuova costruzione sia un’analisi LCA indicativa, da riportare all’interno dell’attestato di prestazione energetica e non vincolante
2 Si evidenzia che il termine “consumo” fa riferimento a un vettore energetico fornito e misurato /contabilizzato.
Il Dlgs 102 (Governo italiano 2014) definisce Teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti come quei sistemi di teleriscaldamento o di teleraffreddamento che usano, in alternativa, almeno:
• il 50 per cento di energia derivante da fonti rinnovabili;
• il 50 per cento di calore di scarto;
• il 75 per cento di calore cogenerato;
• il 50 per cento di una combinazione delle precedenti.
La proposta di revisione della direttiva EED approvata a settembre dal Parlamento, oggetto del trilogo con Consiglio e Commissione, prevede di tenere valida la precedente definizione recepita a livello italiano fino al 31 dicembre 2027.
Successivamente con le seguenti scadenze temporali la definizione verrà modificata come segue:
a) dal 1º gennaio 2028, sarà definito come un sistema che utilizza almeno il 50% di energia rinnovabile, il 50% di calore di scarto, l’80% di tale calore da cogenerazione ad alta efficienza o almeno una combinazione di tale energia termica immessa nella rete in cui la quota di energia rinnovabile sia almeno del 5% e la quota totale di energia rinnovabile, calore di scarto o calore cogenerato ad alta efficienza è almeno del 50%;
b) dal 1º gennaio 2035, sarà definito come un sistema che utilizza almeno il 50% di energia rinnovabile e calore di scarto, dove la quota di energia rinnovabile sia almeno del 20%;
c) dal 1º gennaio 2045, sarà definito come un sistema che utilizza almeno il 75% di energia rinnovabile e calore di scarto, in cui la quota di energia rinnovabile sia almeno del 40%;
d) per arrivare al 1º gennaio 2050, con un sistema che utilizza solo energia rinnovabile e calore di scarto, in cui la quota di energia rinnovabile sia almeno del 60%.
La proposta prevede inoltre che in linea con il principio di efficienza energetica, se la quota di calore di scarto supera i criteri di cui ai punti (b), (c) e (d) e se il calore di scarto sarebbe altrimenti perso, il calore di scarto può sostituire qualsiasi altra fonte di energia.
sioni zero qui definito è un edificio che ha:
a) un fabbisogno totale annuo di energia primaria inferiore a un valore soglia prefissato;
b) coperto da energia (meglio, vettori energetici) prodotta da fonti rinnovabili, o in loco o in vicinanza (comunità energetiche e teleriscaldamento/ raffrescamento);
c) nessuna produzione in loco di emissione di CO e CO2 da combustibili fossili.
Se per motivi di impossibilità tecnica non si può soddisfare il requisito a) con il requisito b) è altresì consentito di soddi-
sfarlo utilizzando energia “proveniente dalla rete che soddisfi i criteri definiti a livello nazionale”.
Tali prescrizioni non sono esenti da ambiguità e incongruenze, di cui la principale è:
• quale energia primaria? totale, non rinnovabile o rinnovabile; essendo stato assegnato un valore numerico è necessario che sia chiaro a quale grandezza si fa riferimento! In tutto il testo non si chiarisce mai questa ambiguità. Ad oggi tutti gli stati europei hanno adottato l’energia primaria non rinnovabile per definire la prestazione energetica dell’edificio a esclu-
Si ricorda che il D.LGS 199 (Governo italiano 2021) recepisce la definizione della Direttiva 2018/2001/UE intendendo la “garanzia di origine” il documento elettronico che serve esclusivamente a provare a un cliente finale che una determinata quota o quantità di energia è stata prodotta da fonti rinnovabili.
Il D.Lgs 199 inoltre introduce che la garanzia di origine ha il solo scopo di dimostrare ai clienti finali la quantità di energia da fonti rinnovabili nel mix energetico di un fornitore di energia nonché quella fornita ai consumatori in base a contratti di energia prodotta da fonti rinnovabili.
Ogni garanzia di origine corrisponde a una quantità standard di 1 MWh prodotto da fonti rinnovabili e indica almeno:
a) se riguarda:
1) l’energia elettrica;
2) il gas, incluso il biometano;
3) l’idrogeno;
4) i prodotti usati per il riscaldamento o il raffrescamento;
b) la fonte energetica utilizzata per produrre l’energia;
c) la data di inizio e di fine della produzione;
d) la denominazione, l’ubicazione, il tipo e la potenza dell’impianto di produzione;
e) se l’impianto ha beneficiato di regimi di sostegno all’investimento e se l’unità energetica ha beneficiato di regimi di sostegno;
f) la data di entrata in esercizio dell’impianto;
g) la data di rilascio.
sione dell’Italia, ma per deduzione da quanto riportato nell’allegato III emerge che qui si fa riferimento all’energia primaria totale o all’energia primaria rinnovabile, se si considera la totale esclusione delle fonti energetiche non rinnovabili.
Inoltre, la clausola di impossibilità tecnica entra in conflitto con il requisito c): perché risultino compatibili occorre che comunque non ci siano sistemi di generazione termica locali alimentati da combustibili fossili, anche se è consentito alimentare i sistemi dell’edificio con vettori energetici distribuiti in rete (non è specificata quale tipo di rete: elettrica, teleriscaldamento o teleraffrescamento) ma prodotti tramite generatori a combustione.
Infine, sarebbe da chiarire cosa si intende relativamente al consumo annuale “su base annua netta”: bilan-
cio tra importazione ed esportazione di vettori energetici?
La proposta di compromesso del Presidente del Consiglio
Il 21/10/2022 il Consiglio europeo ha partorito la sua versione finale del testo emendato rispetto alla proposta della Commissione, dopo ben cinque revisioni, con una piccola aggiunta di revisione pubblicata il 24/10/2022.
Le modifiche introdotte dagli emendamenti del Consiglio sono rilevanti anche se non modificano i principi base; in particolare, la definizione dell’edificio a emissione zero diventa: “edificio ad altissima prestazione energetica, determinata conformemente all’allegato I, con un fabbisogno di energia pari a zero o molto basso, che produce zero emissioni in loco di carbonio da combustibili fossili e un
quantitativo pari a zero, o molto basso, di emissioni operative di gas a effetto serra conformemente alle prescrizioni di cui all’articolo 9 ter”.
Nell’allegato III sparisce completamente la parte relativa alle prescrizioni per gli edifici a emissioni zero, che viene in parte sostituita dal nuovo art. 9.ter dove però si demanda agli Stati membri di fissare singolarmente le soglie minime di prestazione, non più stabilite nella Direttiva. Tale articolo riprende quasi integralmente, al comma 1 bis e 2, quanto riportato nell’allegato III della proposta della Commissione:
1 bis. Gli Stati membri provvedono affinché il consumo totale annuo di energia primaria di un edificio a emissioni zero, nuovo o ristrutturato, sia coperto, ove tecnicamente ed economicamente fattibile, da:
a) energia da fonti rinnovabili generata in loco o nelle vicinanze che soddisfa i criteri di cui all’articolo 7 della direttiva (UE) 2018/2001 [direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili modificata];
b) energia da fonti rinnovabili fornita da una comunità di energia rinnovabile ai sensi dell’articolo 22 della direttiva (UE) 2018/2001 [direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili modificata]; o
c) energia proveniente da un sistema efficiente di teleriscaldamento e teleraffrescamento a norma dell’articolo 24, paragrafo 1, della direttiva (UE) …/… [rifusione della direttiva Efficienza energetica];
d) energia da fonti prive di carbonio.
2. Gli Stati membri provvedono a che un edificio a emissioni zero non generi emissioni in loco di carbonio da combustibili fossili.
Come si può notare le prescrizioni presenti nel documento del Consiglio sono praticamente identiche a quelle formulate nella proposta della Commissione, a meno della modifica del punto c) dove sparisce la condizione che i sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento siano alimentati esclusivamente da fonti energetiche rinnovabili, indipendentemente dalla clausola di fattibilità tecnica, e dell’aggiunta del punto d) che introduce la condizione che l’energia primaria utilizzata provenga da fonti prive di carbonio (ad esempio, non solo energia da fonti rinnovabili ma anche energia atomica da fissione dell’uranio). Siccome i punti a), b), c) e d) sono tra loro alternativi, il punto d), così come il successivo comma
2, non impediscono l’uso corrente di teleriscaldamento e teleraffrescamento alimenti parzialmente da energia primaria non-rinnovabile prodotta da combustione di energia primaria da fonti fossili.
Tutto ciò spiega la modifica della definizione di ZEB, in cui è sparito il riferimento all’obbligo di copertura del fabbisogno energetico con energia primaria proveniente da fonti rinnovabili.
Nella proposta di revisione, così come emendata dal Consiglio, compare inoltre un nuovo articolo, il 9.bis “Energia solare negli edifici”, che impegna gli stati membri “affinché tutti i nuovi edifici siano progettati in modo da ottimizzare il loro potenziale di produzione di energia solare sulla base dell’irraggiamento solare del sito, consentendo l’installazione successiva di tecnologie solari efficienti sotto il profilo dei costi”.
Restano presenti alcune delle incongruenze già presenti nella proposta della Commissione, quali l’ambiguità su quale energia primaria prendere in considerazione per la valutazione della prestazione (anche se in questo caso si potrebbe affermare che sia la totale) e cosa si intende per consumo annuale “su base annua netta”.
Nel dicembre del 2022 era prevista la discussione in Commissione ITRE del rapporto contenente gli emendamenti alla proposta della Commissione da portare successivamente in discussione e approvazione in seduta plenaria del Parlamento. Tale discussione è stata rinviata a successiva seduta della Commissione nel 2023. Allo stato attuale è quindi solo disponibile il testo della relazione, privo di un’approvazione sia da parte della Commissione sia del Parlamento, e quindi soggetto a possibili modifiche nei suoi contenuti, datato 6 giugno 2022.
Un primo emendamento, che riguarda l’edificio a emissioni zero, riguarda la sua definizione che diventa: “edificio ad altissima prestazione energetica, determinata conformemente all’allegato I, nel quale ogni fabbisogno residuo molto basso di energia è interamente coperto da fonti rinnovabili generate in loco, da una comunità di energia rinnovabile ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001 [direttiva sulle energie rinnovabili modificata] o da un sistema di teleriscaldamento e teleraffrescamento, conformemente alle prescrizioni di cui all’allegato III”; Negli emendamenti presentati compare un nuovo arti-
TABELLA 1 Le diverse definizioni di edificio a emissione zero
fabbisogno totale annuo di energia primaria inferiore a un valore soglia prefissato:
Commissione Consiglio Parlamento
nella direttiva da ogni Stato nella direttiva
- valore riportato nella direttiva per edifici nuovi SI SI
- valore riportato nella direttiva per edifici ristrutturati
NO SI
SI, se tecnicamente fattibile NO SI, sempre fabbisogno totale annuo di energia primaria coperto parzialmente coperto da fonti fossili
fabbisogno totale annuo di energia primaria coperto esclusivamente da fonti rinnovabili
SI, se non T.F. SI NO nessuna produzione in loco di emissione di CO e CO 2 da combustibili fossili SI SI SI è chiaramente espresso che l’energia primaria per la valutazione della prestazione è la totale?
Garanzia di origine SI SI
colo 9.a “Energia solare negli edifici”, che ricalca quanto riportato nella proposta di revisione del Consiglio.
L’allegato III viene poi modificato nella tabella che riporta i valori limite di energia primaria da rispettare per poter considerare l’edificio un ZEB, introducendo una distinzione tra edifici nuovi e edifici esistenti (assoggettati a ristrutturazione) e attribuendo agli edifici esistenti i valori della tabella della proposta della Commissione e agli edifici nuovi dei valori praticamente dimezzati. Ad esempio per la zona climatica mediterranea, minore di 60 kWh/(m2|a) per edifici residenziali esistenti e 30 kWh/(m2|a) per i nuovi, minore di 70 kWh/(m 2 |a) per edifici per uffici esistenti e 40 kWh/(m2|a) per i nuovi.
Infine, viene mantenuta la clausola di impossibilità tecnica modificata come segue:
Soltanto nei casi in cui non sia tecnicamente fattibile soddisfare, parzialmente o completamente, i requisiti di cui al primo comma a causa della natura dell’edificio
o della mancanza di accesso alle comunità di energia rinnovabile o a sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento ammissibili, il consumo totale annuo di energia primaria residuo o complessivo può essere coperto anche da energia rinnovabile proveniente dalla rete documentata con Garanzie di Origine. Quindi la posizione attualmente tenuta dall’ITRE e, potenzialmente, dal Parlamento europeo è quella di considerare l’edificio a emissioni zero un edificio alimentato esclusivamente da vettori energetici prodotti da fonti di energia rinnovabili, sfruttate in loco o in altri siti tramite la distribuzione attraverso reti.
È a oggi difficile prevedere quale sarà il risultato delle negoziazioni tra Commissione, Consiglio e Parlamento europeo per pervenire a un testo condiviso e approvato dal Parlamento, giacché le posizioni sulla definizione dell’edificio a emissioni zero sono simili ma
Guadagni solari/ carichi termici
Scambio termico
Guadagni termici interni / carichi t.
ENERGIE RINNOVABILI CONVERTITE IN SITU (escluso i biocombustibili)
Convertitori F.R. in situ
Elettricità. Fluido termv . caldo Fluido termv . freddo
USI FINALI
Riscaldamento Raffrescamento
Ventilazione
ACS
Illuminazione Elettrodomestici
C.R. Fabbisogni termici e elettrici
FABBISOGNI TERM. E ELETR.
Fluido termv. caldo
Fluido termv freddo
Elettr Illuminaz
Elettr Elettrodom
SISTEMI TECNICI EDIFICIO
Conversione / trasmissione vettori energetici
C.R. Fabbisogni energetici
Perdite energetiche
Confine di Riferimento In Situ (C.R.I.S) dell’edificio (confine del sito dell’edificio)
diverse, come evidenziato nella Tabella
1. Un elemento comune negativo è comunque l’assenza di una chiara definizione di quale energia primaria deve essere utilizzata per il calcolo
della prestazione dell’edificio, anche se, ragionevolmente, quella che potrebbe soddisfare i vari requisiti è la totale, il cui uso da sola è però non è consigliabile perché impedisce di discriminare
FER = Fonti Energetiche Rinnovabili
VETTORI ENERGETICI IMPORTATI – prodotti o totalmente o parzialmente da FER
Teleriscaldamento Teleraffreddamento
Elettricità da rete
Biocombustibili
Fluido termv. caldo
Fluido termv. freddo
Elettricità alla rete.
Importazione biocombustibili soggetta a limitazioni da Leggi su qualità dell’aria
VETTORI ENERGETICI ESPORTATI – prodotti solo da FER in loco
tra sistemi che sfruttano più o meno le fonti rinnovabili a parità di totale.
* Livio Mazzarella – Politecnico di Milano
Luca A. Piterà – Segretario Tecnico AiCARR
∙ Commissione Europea, 2018. Direttiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 maggio 2010 – Sulla prestazione energetica nell’edilizia (rifusione). Gazzetta Ufficiale dell’UE Bruxelles.
∙ Commissione Europea, 2018. Direttiva (UE) 2018/844 del parlamento europeo e del consiglio del 30 maggio 2018 che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica. Gazzetta Ufficiale dell’UE Bruxelles.
∙ Governo Italiano, 2014. Decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102 – Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Governo Italiano, 2018. Decreto Legislativo 10 giugno 2020, n. 48 – Attuazione della direttiva (UE) 2018/844 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2018, che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Governo italiano, 2021. Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 199 Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Roma. Poligrafico dello Stato.
∙ Parlamento Europeo – Comitato dell’Industria, Ricerca ed Energia, 2022. DRAFT REPORT on the proposal for a directive of the European Parliament and of the Council on the energy performance of buildings (recast). Bruxelles, 6.6.2022, https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/ITRE-PR-732742_EN.pdf
∙ Commissione Europea, 2021. Proposta di DIRETTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO sulla prestazione energetica nell’edilizia (rifusione). Bruxelles, 15.12.2021, https://eur-lex. europa.eu/legal-content/IT/ALL/?uri = CELEX:52021PC0802.
∙ Consiglio dell’Unione Europea, 2022. Proposta di DIRETTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO sulla prestazione energetica nell’edilizia (rifusione) – Orientamento generale. Doc. 13280/22, Bruxelles, 21.10.2022, https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-13280-2022-INIT/it/pdf
∙ Consiglio dell’Unione Europea, 2022. Proposta di DIRETTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO sulla prestazione energetica nell’edilizia (rifusione) – Orientamento generale. Doc. 13280/22 Corrigenda, Bruxelles, 24.10.2022, https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-13280-2022-COR-1/it/pdf
∙ Parlamento Europeo, 2022. Emendamenti del Parlamento europeo, approvati il 14 settembre 2022, alla proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio sull’efficienza energetica (rifusione). Bruxelles, 14.09.2022, https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/TA-9-2022-0315_IT.pdf
Negli ultimi anni, molte sono le azioni intraprese dall’Europa per promuovere la transizione verso un sistema energetico climaticamente neutro attraverso lo sviluppo di tecnologie a basse emissioni di carbonio in modo rapido e competitivo in termini di costi. Nel “Piano Strategico Europeo per le Tecnologie Energetiche” (Stategic Energy Tecnology Plan - SET-Plan) [1] sono evidenziate le 10 azioni per accelerare le trasformazioni del sistema energetico e la crescita economica.
La Strategia Energetica Nazionale (SEN) [2] afferma che la tecnologia fotovoltaica è caratterizzata da un elevato potenziale sfruttabile tra le fonti rinnovabili con ulteriore possibilità di riduzione dei costi. Inoltre, l’impiego di energia rinnovabile si deve accoppiare con l’opportuna progettazione degli involucri e l'efficienza energetica degli edifici, in linea con l'applicazione dei decreti
che introducono nell’ordinamento nazionale la Direttiva 2010/31/UE [3], elevando i requisiti per gli edifici privati di nuova costruzione (NZEB - edifici ad energia quasi zero) dal 2021.
Il progetto PVZEN (PhotoVoltaic Zero Energy Network) [4], avviato nel 2019 dalla collaborazione tra il Dipartimento Energia, il Dipartimento di Architettura e Design e il Dipartimento di Elet-
A. Amato, V. Cocina, E. Fabrizio, F. Spertino, V. Serra*
fotovoltaici, batterie elettrochimiche, pompe di calore e carichi elettrici in ambito terziario-residenziale: un caso applicativo
tronica e Telecomunicazioni del Politecnico di Torino, si collega a un progetto di ricerca di interesse nazionale PRIN sulle pompe di calore (FLEXHEAT - The energy FLEXibility of enhanced HEAT pumps for the next generation of sustainable buildings) ed evidenzia sinergie con 5 delle 10 azioni del SET-Plan, in particolare:
1. sostenere la leadership tecnologica europea nelle energie rinnovabili;
2. ridurre i costi di tecnologie chiave come fotovoltaico e accumulo;
3. creare tecnologie per smart home con soluzioni smart per consumo e
generazione locale;
4. aumentare resilienza, sicurezza e smartness del sistema energetico;
5. sviluppare nuove tecnologie per l’efficienza energetica negli edifici.
Il progetto PVZEN, in cui una microrete autosufficiente di moduli edilizi è alimentata da energia solare, prevedeva la progettazione, la costruzione e il monitoraggio di un edificio universitario a basso consumo energetico dotato di generatori Fotovoltaici (FV) e sistemi di accumulo.
Obiettivo del progetto PVZEN è la sperimentazione di edifici NZEB, micro-
reti autosufficienti e la produzione di energia rinnovabile integrata negli edifici. Infatti, lo scopo principale del progetto PVZEN è quello di sperimentare logiche di scambio energetico, con opportuni indicatori elettrici ed economici, al fine di massimizzare l’uso delle fonti rinnovabili e di minimizzare l’uso di combustibili fossili.
Si impiegano sistemi energetici alimentati da energia elettrica per soddisfare tutte le utenze. Quindi, il sistema cerca di anticipare un futuro caratterizzato dalla totale, o quasi totale, elettrificazione degli usi finali di energia. In questo senso, la climatizzazione degli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria possono essere fornite da pompe di calore ad azionamento elettrico. Per garantire un’elevata autosufficienza, è ovviamente necessario un idoneo sistema di controllo. Data la presenza di molte grandezze fisiche legate alla risorsa solare e all’ambiente esterno, alle condizioni microclimatiche degli ambienti interni, alle tensioni, correnti e potenze degli apparecchi elettrici, è necessario disporre di misure affidabili nel tempo per poter gestire questo sistema complesso.
L’edificio PVZEN, il cui progetto architettonico era stato studiato per ottenere un fabbisogno termico esiguo, prevedeva l’utilizzo di materiali ecosostenibili per l’involucro edilizio, come legno e sughero e superfici trasparenti altamente performanti. Il progetto architettonico (Figura 1) prevedeva la suddivisione dell’edificio PVZEN in: due Aule studio, ospitanti attrezzature leggere, come banchi e armadiature; un Locale tecnico, per contenere le canalizzazioni degli impianti e una Sala controllo per il monitoraggio dei dati.
L’edificio è stato poi suddiviso in 3 utenti (Utente #1: costituito dalle stanze “Sala controllo” e “Locale tecnico”; Utente #2: costituito dalla stanza “Aula studio 1”; Utente #3: costituito dalla stanza “Aula studio 2”), ciascuno dotato di generatori FV e batterie di accumulo, Figura 2 (sx) e (dx). La Tab. 1 mostra i dati di progetto (orientamento, inclinazione e potenza FV) per i 3 generatori FV dei 3 utenti. Nell’analisi sono stati considerati moduli FV in silicio monocristallino ad elevata efficienza. Poiché i generatori FV hanno potenza nominale diversa e i moduli FV hanno esposizione diversa, si avranno differenti profili di potenza FV per i 3 utenti, come si vede dalla Figura 3 per un giorno d’inverno e dalla Figura 4 per un giorno d’estate. Per quanto riguarda la domanda di energia, il cui requisito è di soddisfare tutte le utenze, si è ipotizzato che il carico elettrico sia costituito da: gruppi prese per PC portatili e
lampade, proiettori, sistema di illuminazione, sistema di ventilazione meccanica; mentre il carico termico sia costituito dai circuiti di riscaldamento e raffrescamento, tramite l’utilizzo di pompe di calore reversibili ad azionamento elettrico.
Per far fronte alle condizioni in cui la produzione di energia FV non vi sia o non sia sufficiente, per soddisfare la domanda di energia, l’eccesso di energia elettrica prodotta dai generatori FV è accumulato con batterie agli ioni di litio, sistema di accumulo da 4,8 kWh per ogni utente (Figura 5).
Per quanto riguarda i risultati energetici attesi, la Figura 6 mostra per una giornata estiva e per una giornata invernale il confronto dei profili di potenza per i tre utenti con i tre sistemi di accumulo e lo scambio con la rete in caso di surplus/deficit, in cui:
PBESS > 0 → batteria in scarica; Pgrid > 0 → prelievo dalla rete
La Figura 7 mostra, invece, il confronto per una giornata estiva e una giornata invernale dei tre sistemi di accumulo con la condivisione di energia e lo scambio con la rete in caso di surplus/deficit, nel caso di profili riferiti all’intero modulo abitativo e di condivisione di energia con l’obiettivo di massimizzare l’autoconsumo e l’autosufficienza dell’intero edificio, con PBESS > 0 → batteria in scarica; Pgrid > 0 → prelievo dalla rete
La Tab. 2 mostra i risultati attesi per i tre utenti, considerando tre sistemi di accumulo da 4,8 kWh ciascuno, si avrà autosufficienza annuale pari al 64% e autoconsumo annuale pari al 46%; mentre considerando i tre sistemi di accumulo con la condivisione di energia FV si avrà autosufficienza annuale pari al 71% e autoconsumo annuale pari al 52%.
Nel 2020 il progetto PVZEN ha subito delle modifiche: a causa delle autorizzazioni bloccate dal Covid-19, il modulo abitativo non è stato realizzato, ma nel 2021 è stato costituito, all’interno del Politecnico di Torino, il Laboratorio sperimentale PVZEN per lo svolgimento di attività sperimentali per le comunità energetiche. Così come per il Progetto PVZEN, anche il Laboratorio PVZEN include sistemi di generazione fotovoltaica, sistemi a batteria al litio e utenze in grado di scambiare potenza, secondo logiche definite da un’unità di controllo centralizzata. Lo scopo del Laboratorio PVZEN è quello di sperimentare, appunto, logiche di scambio di energia al fine di massimizzare l’uso delle fonti rinnovabili, in particolare impianti FV supportati da sistemi di stoccaggio elettrochimico dell’energia.
Il Laboratorio PVZEN nasce per studiare diverse configurazioni di comunità energetica, in cui le unità sono collegate fra di loro con la rete elettrica. Alcune delle possibili configurazioni sono elencate di seguito.
• Modalità di funzionamento autonomo in isola: ogni unità è separata ed
indipendente dalle altre e non vi sono collegamenti alla rete. Ciascuna unità usa solo il proprio sistema fotovoltaico e batterie per soddisfare unicamente i propri carichi elettrici.
• Modalità di funzionamento autonomo in collegamento alla rete: ogni unità è indipendente dalle altre, ma è collegata alla rete elettrica con una propria connessione. La rete aiuta a soddisfare i carichi quando il fotovoltaico non è produttivo e le batterie sono scariche. Tuttavia, un’unità non può alimentare direttamente i carichi elettrici delle altre.
• Modalità di funzionamento master/ slave con collegamento alla rete: solo un’unità è collegata alla rete elettrica e svolge il ruolo di master; le altre unità sono collegate al master e vengono definite unità “slave”. Uno scambio di energia avviene fra le diverse unità (tale scambio può essere soggetto a logiche di ottimizzazione di diverso tipo, energetico, economico, ambientale, etc.). In caso di necessità, la rete elettrica può essere usata per soddisfare i carichi, tenendo conto dei limiti della singola connessione disponibile.
• Modalità di funzionamento master/ slave senza collegamento alla rete: un’unità svolge il ruolo di master
dando un riferimento di tensione; le altre unità sono collegate al master e vengono definite unità “slave”. La rete elettrica non è presente. Uno scambio di energia avviene fra le diverse unità (tale scambio può essere soggetto a logiche di ottimizzazione di diverso tipo, energetico, economico, ambientale, etc.).
PVZEN è equipaggiato con sistemi automatici e manuali che permettono di passare da una modalità all’altra. Nelle modalità in cui avviene uno scambio di energia fra le diverse unità è studiata la logica ottimale per massimizzare l’autosufficienza da fonti rinnovabili del sistema; altrimenti, l’ottimizzazione può essere svolta per tenere conto di altri parametri energetici o economici ed ambientali. Il laboratorio PVZEN include:
• 3 generatori fotovoltaici, la cui potenza totale è 11 kW (aumentata rispetto al Progetto PVZEN, ma orientamento e inclinazioni rispecchiano quelle del tetto del modulo abitativo (Tab. 3));
• 3 accumulatori elettrochimici (capacità energetica totale di circa 30 kWh);
• 3 inverter di conversione e controllo (potenza totale in uscita di 15 kW);
• 3 utenze (tra cui un sistema di emulazione di utenze riferentesi al funzionamento di 3 pompe di calore per la climatizzazione ambientale di qualsiasi tipologia di edificio);
• un capillare ed accurato sistema automatico di acquisizione dati, periodicamente tarato, per il monitoraggio continuo di grandezze fisiche ambientali ed elettriche. I moduli FV sono stati installati su una copertura piana del Politecnico di Torino (Figura 8), mentre gli inverter e i sistemi di accumulo, da 9,6 kWh ciascuno, sono stati installati in un vicino locale tecnico (Figura 9). Attualmente, i generatori FV alimentano i carichi elettrici di alcuni laboratori all’interno dello stesso edificio. Le utenze attive sono in grado di scambiare potenza, secondo logiche definite da un’unità di controllo.
La necessità di misurare le grandezze ambientali che influenzano il comportamento degli impianti fotovoltaici (FV) oltre che le grandezze elettriche a valle dei moduli FV (grandezze in corrente continua) e a valle degli inverter (grandezze in corrente alternata), unita alla necessità di disporre di misure riferibili e per le quali sia possibile quantificare l’incertezza, ha portato a sviluppare un sistema di acquisizione dati multicanale distribuito lungo l’intero impianto.
Per quanto riguarda le grandezze elettriche, le 10 tensioni continue all’uscita delle stringhe di moduli FV, le 3 tensioni continue relative ai tre sistemi di accumulo e le 6 tensioni alternate presenti sui carichi dei 3 inverter e sugli ingressi di ciascun inverter collegato alla micro-rete sono misurate direttamente tramite collegamento ad una delle schede multicanale di un multimetro commerciale di elevata accuratezza. Le 10 correnti continue all’uscita di ciascuna stringa FV e le 3 correnti continue scambiate tra ciascun inverter ed il corrispondente sistema di accumulo sono rilevate tramite sensori di corrente del tipo “through-hole” e convertite in segnali di tensione, che sono misurati da una seconda scheda multicanale dello stesso multimetro commerciale. Sei pinze di corrente permettono infine di misurare le 3 correnti alternate presenti sui carichi degli inverter e le 3 correnti alternate presenti sugli ingressi di ciascun inverter collegato alla microrete. I segnali di uscita in tensione alternata delle pinze di corrente sono misurati dal multimetro commerciale multicanale.
Le grandezze ambientali misurate sono: temperatura dell’aria esterna (°C), umidità relativa dell’aria esterna
(%UR), pressione atmosferica (Pa), velocità (m/s) e direzione del vento, irradianza solare sul piano orizzontale e sul piano dei moduli FV (W/m2), presenza/ assenza di precipitazioni. Sono inoltre misurate le temperature di tre moduli FV disposti in punti rappresentativi dell’impianto, tramite termoresistori Pt1000 accoppiati termicamente alla superficie posteriore dei moduli stessi. I segnali di uscita dei sensori delle grandezze ambientali e dei termoresistori sono collegati ad una terza scheda multicanale del multimetro installato all’interno del locale in cui si trovano gli inverter, la cui temperatura è misurata tramite un termoresistore Pt100 in aria.
Tutte le catene di misura utilizzate sono costituite da componenti dotati di certificato di taratura o che sono stati preventivamente caratterizzati all’interno del laboratorio di taratura del
Dipartimento di Elettronica e Telecomunicazioni, in modo da garantire la riferibilità metrologica delle misure fornite dal sistema di monitoraggio. Inoltre, è stata eseguita la valutazione dell’incertezza di ciascuna catena di misura, per cui i risultati del monitoraggio sono espressi in termini di intervalli di fiducia ad un livello del 95%.
Risulta inoltre importante sottolineare che il sistema di monitoraggio distribuito è stato predisposto per essere facilmente sottoposto a verifica di taratura periodica e ad eventuale messa a punto, ossia ad una regolazione delle costanti di taratura, permettendo così la corretta gestione metrologica dell’intero sistema di misura.
La Figura 10 mostra il confronto per i tre utenti dei profili di potenza precedenti all’incremento della capacità dei sistemi di accumulo in una giornata soleggiata del mese maggio 2022.
La limitazione di produzione è dovuta al fatto che non viene immessa energia in rete, ma solo prelievo dalla rete. Lo scambio di energia tra gli utenti avviene di notte (fino alle ore 3). Prima del sorgere del sole, quando la batteria 3 raggiunge un SOC (State Of Charge) del 30%, l’utente 3 preleva l’energia dalla rete esterna utilizzata come backup.
Anche nella Figura 11 lo scambio di energia tra gli utenti avviene di notte. Prima del sorgere del sole, quando la batteria 3 raggiunge un SOC del 30%, l’utente 3 preleva l’energia dalla rete esterna utilizzata come backup. Durante la mattina, una parte dell’energia richiesta dagli utenti 2 e 3 viene prelevata dalla rete esterna.
Le Figura 12 e 13 mostrano i profili di potenza successivi all’incremento della capacità dei sistemi di accumulo per i tre utenti messi a confronto, rispettivamente in una giornata soleggiata
e in una giornata con nubi sparse del mese di giugno. In entrambi i casi, non c’è prelievo dalla rete esterna, ma solo scambio. Anche in questo caso, vi è limitazione della potenza prodotta perché il carico è inferiore alla produzione e le batterie raggiungono il SOC max.
Conclusioni e sviluppi futuri
Il progetto PVZEN, nato per la realizzazione di un edificio-laboratorio autonomo dal punto di vista energetico, si è evoluto in un laboratorio, già in funzione, per la sperimentazione di generazione da fotovoltaico e accumulatori elettrochimici che alimentano carichi elettrici per la climatizzazione di edifici NZEB. Il sistema reale rispetto a quello simulato ha differenti profili di carico e non inietta potenza in rete: ciò significa minore autosufficienza e maggiori sprechi della produzione fotovoltaica. I carichi elettrici attuali verranno sostituiti con quelli dei tre banchi resistivi di recente installati. I banchi resistivi permetteranno di simulare il carico elettrico (forza motrice + pompe di calore) di tre utenze/edifici di tipo diverso emulati tramite simulazione calibrata e continua, alimentata dai dati ambientali esterni, tramite opportuni fattori di scala. La
Ringraziamenti
potenza che è possibile dissipare per ogni banco resistivo è modulabile nel campo (0-3 kW) e pilotata da un PC.
In tal modo, le logiche di carica/ scarica dei sistemi di accumulo e di regolazione del sistema complessivo (edificio, impianti di climatizzazione,
Il presente lavoro è stato svolto nell’ambito del PRIN 2017 “FlexHeat - The energy FLEXibility of enhanced HEAT pumps for the next generation of sustainable buildings”, grant number 2017KAAECT.
[1] European Strategic Energy Technology Plan (SET-Plan) https://energy.ec.europa.eu/topics/ research-and-technology/strategic-energy-technology-plan_en
[2] Strategia Energetica Nazionale, https://www.mite.gov.it/comunicati/strategia-energetica-nazionale-2017#:~:text = La%20Strategia%20energetica%20nazionale%20costituisce,35%20miliardi%20 per%20fonti%20rinnovabili
[3] Direttiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo e del Consiglio, https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/ LexUriServ.do?uri = OJ:L:2010:153:0013:0035:IT:PDF
[4] PVZEN, https://www.pvzen.polito.it/
sistema energetico, impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo dell’energia) verranno ottimizzate attraverso la creazione di algoritmi in grado di definire il corretto dispacciamento dei flussi di energia tra i generatori, i convertitori, i sistemi di accumulo e le utenze. Tutti questi flussi energetici saranno misurati, contabilizzati con prezzi dinamici e confrontati con i prezzi di acquisto dell’elettricità dalla rete pubblica. L’obiettivo è di simulare la vendita e l’acquisto di pacchetti di energia a prezzi inferiori a quelli presenti sul mercato globale, in modo da verificare la possibilità di generare un’economia locale. I dati raccolti attraverso il monitoraggio saranno poi analizzati con opportune tecniche di Machine Learning, per condurre analisi di gestione e diagnosi energetica durante l’esercizio. L’applicazione di tali tecniche per l’identificazione di profili di carico tipici potrà coadiuvare la definizione di strategie per la gestione ottimale della domanda energetica e promuovere procedure di Demand Response da parte degli utenti.n
L’edi cio è un sistema complesso frutto della combinazione di involucro e impianto, i quali devono essere progettati tenendo conto dell’in uenza reciproca tra i diversi elementi che lo compongono.
Come dimostrato nel caso di studio in oggetto
G. Bo, A. Casalegno*
Torniamo, dopo il nostro articolo pubblicato sul numero 63 di AiCARR Journal, sul tema della progettazione di edifici a basso impatto energetico e ambientale secondo la Direttiva 2010/31/UE, e in particolare sul concetto di edificio a energia quasi zero (NZEB). Nella presente memoria, in continuità con quella precedentemente citata e pubblicata, si chiariranno le linee guida progettuali su come realizzare un edificio a emissioni nulle in loco o, in altre parole, che non utilizzi
localmente fonti fossili come vettore energetico per i propri sistemi di produzione energetica, in due casi – pompe di calore elettriche e teleriscaldamento – applicate al medesimo edificio.
Con “emissioni nulle in loco” si intende da una parte il non utilizzo di fonti fossili (e in particolare il gas metano) nei sistemi di produzione dell’e-
nergia termica e frigorifera presenti nel progetto, ma si precisa che in entrambi i casi esaminati nel seguito – data la conformazione del sistema di produzione dell’energia termoelettrica in Italia
– prevedono in ogni caso sfruttamento di fonti fossili. Esso viene, come nel seguito spiegato, bilanciato da produzione in loco di energia da fonti rinnovabili.
* n.c. non controllato; n.d.c. non direttamente controllato
Il caso di studio oggetto di analisi prende in esame un edificio di nuova realizzazione sito nel comune di Reggio Emilia. Le caratteristiche salienti dell’edificio sono le seguenti:
• 2 piani fuori terra
• Superficie totale circa 2.000 m2
• Destinazioni d’uso:
༸ Auditorium e locali annessi a piano terra
༸ Uffici openspace e singoli al piano primo
Le condizioni di progetto sono riassumibili in Tabella
1 e 2.
L’involucro edilizio
Come mostrato nell’immagine di apertura e in Figura
1, l’edificio risponde alla più moderne concezioni architettoniche, sia estetiche che funzionali, con particolare attenzione alle prestazioni in regime estivo data la localizzazione e la destinazione d’uso dell’edificio. L’involucro dell’edificio è così articolato:
• Piano terra:
༸ Lati ovest e nord: parete opaca in blocchi di calcestruzzo con cappotto esterno
༸ Lati sud e est: facciata continua a montanti e traversi, con tende interne nell’auditorium
• Piano primo:
༸ Lati sud, est, ovest: facciata continua a montanti e traversi con frangisole orizzontali esterni e tende interne
༸ Lato nord: facciata a secco in fibrogesso con rivestimento in lamiera aggraffata e verniciata
Le caratteristiche fisico-tecniche dei componenti di involucro sono riassunte in Tabella 3.
L’impianto di condizionamento (Figura 2 e 3) previsto nell’edificio sarà costituito da:
• ambienti adibiti a uffici: impianto misto con pannelli radianti del tipo appeso (“isole radianti”) e ventilconvettori di integrazione negli uffici esposti a sud, più aria primaria
• auditorium impianto a tutt’aria
Data la conformazione architettonica (facciate vetrate e loro esposizione), nonché la destinazione d’uso dell’edificio
che prevede per entrambe le sue destinazioni d’uso elevati carichi interni, l’impianto è del tipo a 4 tubi e pertanto in grado di fornire energia termica e frigorifera contemporaneamente durante tutto il corso dell’anno. I terminali di utenza (pannelli radianti e ventilconvettori) sono anch’essi del tipo a 4 tubi, con regolazione mediante valvole a 2-vie pressure indipendent comandate mediante sistema centralizzato di regolazione e controllo (BMS). Si veda Figura 4.
All’interno dell’edificio sono presenti due unità di trattamento aria, ognuna delle quali a servizio di una delle due utenze principali. Tali apparecchiature sono dotate di recuperatori di calore rotativi entalpici (efficienza 80%) con bypass, ventilatori con inverter, batterie di riscaldamento, raffreddamento e post-riscaldamento, filtri. Le caratteristiche delle unità di trattamento aria (schema in Figura 5) sono le seguenti:
• Unità di trattamento aria uffici (tutt’aria esterna):
༸ Portata aria mandata: 5.000 m3/h
༸ Portata aria ripresa: 3.700 m3/h
• Unità di trattamento aria auditorium (con ricircolo aria):
༸ Portata aria mandata: 9.000 m3/h
༸ Portata aria ripresa: 7.600 m3/h Si veda la Figura 6.
Come già nelle nostre precedenti memorie più volte sottolineato, l’ottimizzazione dell’impianto di ventilazione svolge un ruolo chiave per garantire il contenimento dei consumi energetici di un edificio – sempre più a fronte della diminuzione dei consumi dovuti
a dispersioni e rientrate attraverso involucro di edifici progettati secondo le più recenti disposizioni normative. Nel caso oggetto di studio i consumi termici, frigoriferi ed elettrici associati alla ventilazione sono pari al 26% dei consumi totali di energia dell’intero edificio. L’ottimizzazione di tali impianti può essere ottenuta agendo sui seguenti temi progettuali:
• efficienza del recuperatore di calore
• valutazione se mantenere o meno umidificazione (soprattutto in presenza di recuperatori rotativi entalpici)
• efficienza dei ventilatori e dei relativi motori;
Le principali condizioni di progetto relative ai sistemi di produzione energetica sono le seguenti:
• Fabbisogno di potenza termica per climatizzazione invernale: 130 kW t
• Fabbisogno di potenza frigorifera per climatizzazione estiva: 200 kWf
• Temperatura di progetto esterna in regime invernale: –5 °C
• Temperatura di progetto esterna in regime estivo: 31,5 °C
Come anticipato, si analizzano nel
seguito due diverse soluzioni per la produzione dell’energia termica e frigorifera:
• Ipotesi 1 (Figure 7 e 8) – 2 gruppi frigoriferi in pompa di calore a 4 tubi con condensazione ad aria:
༸ Temperatura acqua calda (IN/OUT): 39/46 °C
༸ Temperatura acqua refrigerata (IN/OUT): 14/7 °C
༸ Potenza frigorifera prodotta dal singolo gruppo:
130 kW @ 33 °C
༸ Potenza termica prodotta dal singolo gruppo: 90 kW @ –7 °C
༸ EER: 3,10 @33 °C
༸ COP: 2,35 @ –7 °C
༸ COP bollitore in pompa di calore per produzione
ACS: 2,8@ –7 °C
༸ Fattore di emissione rete distribuzione energia elettrica: 0,460 kgCO2/kWh
༸ Potenza elettrica ausiliari riscaldamento: 4.250 kW
༸ Potenza elettrica ausiliari raffrescamento: 5.000 kW
༸ Potenza elettrica ausiliari produzione ACS: - kW
• Ipotesi 2 (Figure 9 e 10) – 2 allacciamenti a teleriscaldamento (uno per climatizzazione invernale e l’altro per produzione acqua calda sanitaria), 1 gruppo frigorifero a 2 tubi e con condensazione ad aria:
༸ Temperatura acqua calda (IN/OUT): 40/50 °C
༸ Potenza termica allacciamento per climatizzazione
invernale: 130 kW
༸ Potenza termica allacciamento per produzione ACS:
34 kW
༸ Fattore di conversione in energia primaria totale della rete di teleri-
scaldamento (fP,tot): 1,255 (rif. rete teleriscaldamento Reggio Emilia anno 2019)
༸ Fattore di emissione della rete di teleriscaldamento (FE): 0,125 kgCO2/kWh (rif. rete teleriscaldamento Reggio Emilia anno 2019)
༸ Temperatura acqua refrigerata (IN/OUT): 14/7 °C
༸ Potenza frigorifera prodotta dal gruppo: 205 kW @ 33 °C
༸ EER: 3,2 @33 °C
༸ Fattore di emissione rete distribuzione energia elettrica: 0,460 kgCO2/kWh
༸ Potenza elettrica ausiliari riscaldamento: 1.200 kW
༸ Potenza elettrica ausiliari raffrescamento: 4.400 kW
༸ Potenza elettrica ausiliari produzione ACS: 200 kW Le temperature di utilizzo si possono riassumere come segue:
• Unità di trattamento aria:
༸ Temperatura acqua calda (IN/OUT): 46/39 °C per ipotesi 1 – 50/40 °C per ipotesi 2
༸ Temperatura acqua refrigerata (IN/OUT): 7/14 °C
• Terminali idronici (pannelli radianti e ventilconvettori):
༸ Temperatura acqua calda (IN/OUT): 36/33 °C
༸ Temperatura acqua refrigerata (IN/OUT): 16/19 °C
Come anticipato in premessa, al fine di compensare l’utilizzo delle fonti fossili a monte del sistema di produzione termoelettrico nazionale, sulla copertura dell’edificio è stato installato un impianto fotovoltaico di potenza installata nominale pari a 36 kWp
I risultati di calcolo dei parametri di legge secondo norme energetiche delle due ipotesi precedentemente illustrate sono confrontate nelle Tabelle 4 e 5.
Le due soluzioni prese in analisi hanno le medesime caratteristiche relativamente all’involucro e si differenziano esclusivamente per la tipologia di impianto installato. Dai risultati ottenuti si può notare come la soluzione 1, con gruppi polivalenti, risulti essere la soluzione più conveniente in termini di energia primaria da fonte non rinnovabile annualmente consumata (EPgl,nren). L’edificio infatti risulta essere in classe di prestazione energetica A4 per la soluzione 1 e in classe A3 nella soluzione
2. Inoltre la soluzione 2, con allacciamento alla rete di teleriscaldamento, non permette di avere un edificio nZEB, la cui definizione prevede che almeno la metà del fabbisogno energetico dell’edificio sia coperto da energia proveniente da fonti rinnovabili. Visti però i fattori di conversione per la determinazione delle emissioni di CO2 dei due vettori energetici (energia elettrica e teleriscaldamento), si è ottenuto che la soluzione 2 risulta essere la soluzione più efficiente in termini di emissioni in ambiente. Questo perché il fattore di emissione (FE) del teleriscaldamento di Reggio Emilia è risultato essere molto conveniente rispetto al fattore di emissione dell’energia elettrica.
Si può quindi concludere che la definizione di nZEB non è strettamente legata alla quantità di emissioni in ambiente prodotte dall’edificio e che un edificio può produrre poche emissioni di CO2 in ambiente pur non essendo nZEB.
Per avere un edificio nZEB, gli elementi a cui porre attenzione sono i seguenti:
• scelta dei generatori con elevati rendimenti e, se possibile, una buona quota di produzione da fonte rinnovabile
• prevedere un impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile che meglio si accoppia con il sistema impiantistico dell’edificio. Es: impianto fotovoltaico accoppiato a pompe di calore
I fattori che influenzano quanto emerso in tale articolo sono molteplici e non è detto che le considerazioni tratte per questo caso di studio si ripetano in modo analogo per tutti gli edifici. L’edificio è infatti un sistema complesso che consiste nella combinazione di involucro e impianto, i quali devono essere progettati tenendo conto dell’influenza reciproca tra i diversi elementi che lo compongono.n
TABELLA 4 2 gruppi frigoriferi in pompa di calore a 4 tubi con condensazione ad aria (IPOTESI 1)
Coefficiente medio globale di scambio termico per trasmissione (Ht’) – (W/m2/K) 0,50 ≥ 0,41 Positivo
Area solare equivalente per unità di superficie utile
di prestazione termica utile per riscaldamento (kWh/m2)
Indice di prestazione termica utile per raffrescamento (kWh/m2)
Indice di prestazione energetica globale (kWh/m2)
media stagionale dell’impianto
≥ 0,032
TABELLA 5 2 allacciamenti a teleriscaldamento (uno per climatizzazione invernale e l’altro per produzione acqua calda sanitaria), 1 gruppo frigorifero a 2 tubi e con condensazione ad aria (IPOTESI 2)
≥ 0,41
Area solare equivalente per unità di superficie utile 0,04 ≥ 0,032
Indice di prestazione termica utile per riscaldamento (kWh/m2)
Indice di prestazione termica utile per raffrescamento (kWh/m2)
≥ 94,74
≥ 18,63
Indice di prestazione energetica globale (kWh/m2) 190,4 ≥ 148,8
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Qual è l’impatto attuale delle rinnovabili
sulla domanda energetica a livello mondiale?
Come e quanto stanno crescendo i settori coinvolti?
Nel rispondere a queste domande, emerge un’evidenza: la strada per la transizione energetica è ancora lunga
R. Lazzarin*
Le energie rinnovabili vengono continuamente rigenerate e perciò si possono considerare come praticamente inesauribili. La stragrande maggioranza delle fonti rinnovabili deriva direttamente o indirettamente dall’energia solare. Non si deve dimenticare che
i combustibili fossili vennero prodotti da processi indotti dall’energia solare. Secondo una stima l’energia utilizzata dall’umanità a partire dall’inizio dei tempi ad oggi potrebbe essere dell’or-
dine di 300 Gtep1. Una quantità di ener-
1 Benchè le più recenti statistiche esprimano l’energia primaria in EJ (exajoules-1018 J), preferisco la classica e più immediatamente comprensibile unità tonnellata di petrolio equivalente (tep). 1 EJ = 23,9 Mtep.
gia equivalente arriva sulla Terra dal sole in appena 29 ore.
Prima della rivoluzione industriale, le fonti di energia rinnovabile erano di gran lunga prevalenti, costituite da biomasse, energia idraulica ed eolica ed…energia muscolare. Ancora oggi l’impiego tradizionale della biomassa arriva a coprire il 9% della domanda complessiva di energia primaria. Questo si aggiunge alle cosiddette rinnovabili moderne che nel 2020 hanno soddisfatto il 12,6% del totale con un contributo complessivo delle rinnovabili superiore al 20% (21,6%).
Una frequente classificazione degli impieghi finali dell’energia si limita alle seguenti tre voci:
• riscaldamento e raffrescamento degli edifici;
• trasporti;
• elettricità.
I dati disponibili per il 2019 attribuiscono il 51% della domanda alla voce riscaldamento e raffrescamento, il 32% ai trasporti e solo il 17% alla produzione elettrica con un impiego complessivo di energia primaria dell’ordine di 14 Gtep. L’attuale contributo delle rinnovabili differisce moltissimo in questi settori, con una copertura di appena il 3,7% nel settore trasporti per arrivare all’11,2% nel riscaldamento e raffrescamento e al 28% nella produzione elettrica (dati 2019). A questo ultimo impiego verrà
dedicata gran parte di queste note, considerando dapprima le applicazioni termiche delle rinnovabili, dedicando la seconda parte interamente agli impieghi di una certa importanza2 delle rinnovabili nella produzione di energia elettrica.
Lo sviluppo delle rinnovabili implica enormi investimenti che in questi anni sono stati dell’ordine di 300 miliardi di $ annui egualmente divisi grosso modo fra Cina ed altri paesi in via di sviluppo (circa metà per parte) da un lato e paesi sviluppati dall’altro. Questo flusso di investimenti ha creato un gran numero di posti di lavoro nel settore delle energie rinnovabili, valutati nel 2020 a 12 milioni di occupati.
Di seguito verranno considerate in maggiore dettaglio le fonti rinnovabili con una particolare attenzione alla produzione di energia elettrica.
Il mondo vegetale si può considerare un accumulo naturale di energia solare. Piante e reflui animali, indicati come biomasse, possono essere usati come combustibili. Si possono considerare fonti rinnovabili quando la velocità di impiego sia eguagliata da quella di crescita. Oltre al legno e ai residui agri-
2 Per questo motivo fonti rinnovabili per quanto interessanti come l’energia dalle maree, dal moto ondoso o simili non verranno qui considerate.
coli, vengono impropriamente inclusi nelle biomasse rinnovabili anche i rifiuti solidi urbani ed i rifiuti industriali. Una biomassa può produrre calore, come nella comune combustione del legno ovvero elettricità in impianti termoelettrici alimentati da biomasse come cippato o biogas.
La trasformazione dei residui dell’industria del legno o le potature di alberi, come anche il ricorso a culture dedicate, rendono commercialmente disponibili prodotti come il cippato o il pellet (figura 1), caratterizzati da agevole combustione e da prezzi ad oggi piuttosto convenienti. Il potere calorifico resta quello del legno, cioè 1/3 o 1/4 del gasolio: questo aspetto, congiunto con la ridotta densità complessiva rende costoso il trasporto di questi combustibili e suggerisce trattamenti come la torrefazione3 del pellet, in modo da ottenere un combustibile con un potere calorifico e una densità pari a circa la metà del carbone.
Se si esclude l’impiego tradizionale della biomassa nella forma di legna da ardere, carbone di legna o simili, le cosiddette biomasse moderne (biocombustibili, biogas, pellet ed altre tecnologie di trasformazione delle biomasse) forniscono un contributo in crescita alla domanda totale di energia. La produzione complessiva di biocombustibili liquidi è stata nel 2021 di circa 100 Mtep, un quantitativo che può apparire piccolo rispetto alla domanda totale, ma che attualmente rappresenta il più importante contributo delle energie rinnovabili alla domanda per il settore trasporti.
Energia termica arriva alla superficie della terra proveniente dalla parte interna. Questo flusso deriva dal calore residuo nella formazione del pianeta e da processi di decadimento radioattivo di piccole quantità di isotopi con lunghi periodi di decadimento. Questa energia viene indicata come geotermica. Il totale annuo complessivo è molto più basso dell’energia dal sole, tuttavia la sua distribuzione è molto differenziata nelle varie regioni del mondo con flussi energetici particolarmente intensi in limitate aree del pianeta.
Gli elementi fondamentali che consentono lo sfruttamento dell’energia geotermica sono:
• un acquifero raggiungibile mediante perforazione;
• una roccia impermeabile che contiene l’acquifero;
3 La torrefazione è un processo nel quale la biomassa viene riscaldata anaerobicamente a 2-300 °C e carbonizzata in maniera simile alla produzione del carbone di legna.
• una sorgente di energia geotermica (ad esempio rocce calde).
Queste particolari condizioni non sono molto frequenti. È ben nota la disponibilità di acqua calda in molte zone termali, talvolta con impieghi nel teleriscaldamento. Tuttavia il contributo complessivo alla domanda mondiale di energia resta assai limitato e viene valutato ad appena 12 Mtep nel 2021. Oltre al riscaldamento geotermico diretto, l’energia geotermica può essere utilizzata per la produzione di elettricità sia con l’impiego diretto del vapore geotermico nelle turbine che con cicli binari. Nel 2021 la generazione geotermica di elettricità è arrivata a circa 99 TWh, quantitativo ragguardevole, ma che rappresenta soltanto il 3 per mille della totale produzione elettrica.
Solare termico
L’energia solare termica è disponibile in vari campi di temperature tramite i collettori solari termici. Collettori a concentrazione possono mettere a disposizione energia termica a temperature anche superiori a 600 °C e questa energia può essere trasformata in parte in energia elettrica. In questo settore la potenza installata è stimata in 6 GW al 2021: ancora una volta si tratta di una piccola frazione rispetto alla complessiva potenza elettrica installata da rinnovabili, stimata in 3154 GW.
Gran parte dei collettori solari termici non sono a concentrazione ed operano a temperature di solito inferiori a 100 °C. Una prima semplice classificazione considera collettori vetrati e privi di vetro. Nell’ambito dei collettori vetrati le due grandi categorie sono i collettori solari piani (Flat Plate Collector - FPC) e i collettori a tubi sottovuoto (Evacuated Tubular Collectors - ETC) – Figura 2. Gli ETC sono più efficient e costosi degli FPC; tuttavia il loro costo sta diminuendo a fronte del mercato in crescita, tanto che essi costituiscono la quota prevalente dei collettori solari termici venduti in Cina ed in India.
Da un punto di vista statistico la totale capacità installata viene espresso in kW th, attribuendo convenzionalmente una potenza di 0.7 kW th ad ogni m2 di collettore solare, senza distinguere fra differenti tecnologie o località geografiche. Il fatto che i collettori solari senza vetro siano di gran lunga meno efficienti rispetto a quelli vetrati non altera la valutazione complessiva, dal momento che i collettori privi di vetro sono meno del 5% del totale e trovano largo impiego in realtà soltanto negli USA e in Australia.
La superficie complessiva occupata da collettori solari termici si è raddoppiata negli ultimi 10 anni e nel 2021 viene stimata in 750 milioni di m2. Per quanto riguarda l’energia annuale resa disponibile dal solare termico si può fare soltanto una stima grossolana a causa della molteplicità di località di installazione con relative insolazioni. Una valutazione potrebbe essere attorno a 65 Mtep. La quantità potrebbe apparire modesta rispetto alla superficie coinvolta. È un fatto che la densità dell’energia solare è bassa rispetto ai consueti parametri (l’intensità della radiazione solare difficilmente supera 1 kW/m2). Inoltre va considerato che tutta la superficie di collettori solari termici prima ricordata non arriva allo 0,01% della superficie del deserto del Sahara, oppure, se si desidera un riferimento di dimensioni più ridotte, tale superficie è meno del 3% dell’area della Sicilia.
Il Paese che presenta la più alta capacità totale installata di collettori solari termici è senz’altro la Cina che supera di molto ogni altro Paese con i suoi 364 GW th operativi (520 milioni di m2). Turchia e Germania seguono in seconda e terza posizione con “appena” 18 e 14 GW th (26 and 20 milioni di m2).
Un valore che vale la pena prendere in considerazione è quello relativo alla capacità installata pro capite. A parte due Paesi di ridotta dimensione come Barbados e Cipro, Israele ed Austria si trovano in terza e quarta posizione con 395 e 368 kWth per 1,000 abitanti, La Cina si trova a piccola distanza da questi con 259. Si tenga conto che Paesi caldi come Spagna, Italia o Brasile presentano valori molto più bassi, dell’ordine di 5 volte minori della Cina. Tutto questo suggerisce che il contributo energetico dei collettori solari termici ha comunque un rilevante potenziale di crescita.
Va rilevata la condizione particolare di USA ed Australia con la netta prevalenza di collettori solari privi di vetro (l’88% della totale capacità installata negli USA), nonostante questi possano dare contributi apprezzabili solo nella stagione o in climi caldi. Al contrario in Cina una percentuale simile è costituita da ETCs.
Gran parte degli impianti solari termici sono piccole installazioni per produrre acqua calda per una famiglia, talvolta per più famiglie. Un’applicazione del tutto diversa va considerata: sistemi solari di teleriscaldamento. Circa 300 di questi sistemi (>350 kW th-500 m2)
erano operativi alla fine del 2021 per una totale capacità installata di 1,9 GWth-2.35 milioni di m2
Fin qui si sono prese in considerazione solo applicazioni attive del solare termico. Va considerato un altro gruppo di applicazioni, il cosiddetto solare passivo. Si tratta di una disciplina che studia la molteplicità di possibili accorgimenti non solo per sfruttare tutti i guadagni solari che un edificio adeguatamente progettato può ricevere, ma anche per ridurre questi guadagni nella stagione calda, senza necessità del contributo di energia ausiliaria, come quella per operare pompe o ventilatori. L’abilità di architetti ed ingegneri può arrivare a realizzare edifici ad energia quasi zero (Nearly Zero Energy Buildings - NZEB). Il muro di Trombe (una parete dotata di capacità termica con la finalità di cedere gradualmente il picco del calore solare nella stagione fredda) o il cosiddetto green roof (una vegetazione che copre il tetto dell’edificio, consentendo una riduzione nel carico di raffrescamento ed un’utile capacità termica nella stagione fredda) sono esempi di sistemi solari passivi.
La domanda elettrica è in crescita negli ultimi decenni ad una velocità ben più elevata della domanda totale di energia. La domanda totale di energia era di 6098 Mtep nel 1973 e di 14549 Mtep nel 2019. La domanda elettrica era di 6131 TWh nel 1973, arrivando a 26936 TWh nel 2019 (crescita di oltre 4 volte). Da un lato i paesi industrializzati sono molto coinvolti in questa crescita, ma ci si attende un’ulteriore crescita dai paesi in via di sviluppo dove la penetrazione elettrica è appena iniziata.
La domanda elettrica viene soddisfatta per la parte legata alle energie
rinnovabili dall’idroelettrico e da due altre tecnologie con grandi potenzialità sia nel miglioramento dell’efficienza che nella riduzione dei costi: l’eolico e il solare fotovoltaico. L’idroelettrico fornisce da molto tempo una frazione importante della totale domanda elettrica: nel 1973 la produzione idroelettrica era di 1296 TWh, oltre il 20% del totale.
Nella valutazione delle tecnologie rinnovabili nella produzione elettrica devono essere considerati due distinti parametri:
• la capacità installata (esprimibile ad esempio in GW);
• la produzione elettrica (esprimibile ad esempio in TWh).4
Il legame fra questi due parametri è dovuto alla distribuzione di velocità del vento oppure al livello di insolazione, come anche al grado di piovosità durante l’anno. Viceversa un tradizionale impianto termoelettrico provvede una produzione elettrica legata sia alla potenza installata che al tempo di funzionamento, che in linea di principio potrebbe essere di 24 ore su 24. Un altro problema da considerare nell’impiego delle rinnovabili nella produzione elettrica riguarda la frazione tecnicamente accettabile di energia elettrica da rinnovabile dal momento che la rete elettrica deve in ogni momento mettere a disposizione la potenza mancante, quando la caratteristica variabilità delle rinnovabili non riesce ad assicurarla integralmente.
Alcuni Paesi sono riusciti a soddisfare una frazione davvero rilevante della domanda elettrica con rinnovabili. La Danimarca ha superato il 50%, l’Uruguay il 36% e l’Irlanda quasi il 30%. Anche Paesi grandi consumatori di ener-
4 Per consentire una più facile valutazione delle cifre di seguito riportate, si tenga conto che ad oggi la potenza elettrica installata in Italia è di circa 120 GW, mentre il consumo elettrico è di circa 320 TWh.
gia elettrica hanno coperto una frazione della domanda elettrica con rinnvoabile in una misura considerata irrealistica fino a pochi anni fa: due esempi sono la Germania con il 27% e la Gran Bretagna con il 20%.
L’idroelettrico è una tecnologia rinnovabile matura ed economicamente competitiva. Energia idroelettrica può derivare da energia potenziale di una caduta d’acqua, spesso derivante da un bacino idrico artificiale, realizzato tramite una diga, ovvero da energia cinetica di acqua fluente. Bacini idrici possono essere utilizzati come accumuli di energia, tramite pompaggi nei periodi di ridotta domanda elettrica e/o di eccesso di potenza rinnovabile disponibile, costituendo l’attuale più importante tecnologia di accumulo di rilevante entità. Inoltre l’acqua negli invasi può risultare utile nello stabilizzare le fluttuazioni fra offerta e domanda, ruolo che diverrà sempre più importante in futuro con la crescita delle tecnologie rinnovabili tipicamente variabili come il fotovoltaico e l’eolico.
Il potenziale di energia primaria dell’idroelettrico viene valutato attorno a 2-3 Gtep per anno. Tuttavia sono richiesti colossali investimenti, in particolare in Paesi privi di una rete elettrica sviluppata. Inoltre non vanno dimenticate le profonde modificazioni del suolo, del territorio e del microclima che possono derivare soprattutto da grandi impianti, come anche va tenuto presente il rischio di incidenti catastrofici (Vajont insegna).
La totale capacità installata ha raggiunto i 1330 GW nel 2020. Di questa potenza il 30% va attribuito alla Cina. La produzione idroelettrica è stata nel 2020 di 4370 TWh (oltre il 16% della totale domanda elettrica). Negli ultimi 30 anni la produzione idroelettrica mondiale è più che raddoppiata. Tuttavia la capacità idroelettrica è cresciuta più lentamente negli ultimi 10 anni, con una crescita nell’ultimo anno dell’1,6%. In valore assoluto la nuova capacità idroelettrica installata nel 2020 è stata di 21 GW, quasi completamente attribuibile alla Cina (13,9 GW di nuova capacità).
Questa recente ridotta crescita non implica che il potenziale idroelettrico stia per raggiungere il suo limite superiore, anche se questo è probabilmente vero per Nord America ed Europa (Russia esclusa). Enormi potenziali idroelettrici potrebbero venire sfruttati in Sud America, Africa ed Asia dove la mancanza di capitali e di infrastrutture costituisce una barriera difficilmente superabile allo sviluppo.
L’energia eolica è una delle più promettenti tecnologie rinnovabili per la produzione elettrica. Lo sviluppo della tecnologia negli ultimi due decenni è stato davvero impressionante. Se un tradizionale mulino a vento con un rotore di 30 m di diametro, così spesso illustrato nella pittura fiamminga, poteva arrivare ad una potenza meccanica di circa 40 kW in presenza di un forte vento, un moderno aerogeneratore in simili condizioni può produrre più di 200 kW (Figura 3).
Un altro elemento favorevole è stata una progressiva riduzione del costo specifico, dovuta non solo ad un effetto di scala nella produzione, ma anche ad una crescita nelle dimensioni. Per avere un’idea, un generatore della capacità nominale di 600 kW può costare tre volte tanto di uno da 150 kW, pur avendo una capacità 4 volte superiore. Attualmente sono del tutto comuni aerogeneratori con potenze nominali superiori a 1 MW con diametri del rotore dell’ordine di 100 e più metri.
Si stima che la totale capacità eolica installata sia di 837 GW nel 2021. Si tenga conto che appena 10 anni prima la capacità era di 238 GW, qualcosa più di 1/4 dell’attuale. Le installazioni a terra (onshore) prevalgono su quelle in mare (offshore), che sono in rapida crescita. Nel 2021 le nuove installazioni sono state di 102 GW di cui 18,7 GW offshore
L’andamento negli anni della produzione eolica di elettricità rende un’idea efficace della crescita sorprendente di questa tecnologia. La totale produzione di elettricità
dal vento nel 2005 era valutata a 104 TWh, mentre il valore nel 2019 è stato di 1427 TWh. Alla Cina compete oltre il 28% di tale produzione con circa metà di tutte le nuove installazioni nel 2021.
Il costo attualizzato (levelized cost5) dell’elettricità prodotta dal vento si pone oggi ai valori più bassi non solo delle rinnovabili, ma anche della produzione elettrica convenzionale, purchè il sito di installazione sia ventoso con velocità medie superiori a 6-7 m/s (si tenga conto che la potenza di una turbina eolica è legata al cubo della velocità del vento). Da qusto punto di vista le alte torri eoliche utilizzate oggigiorno risultano favorevoli, data la rapida crescita della velocità del vento con l’altezza dal suolo, in particolare nelle prime decine di metri.
La produzione elettrica PV si trova in terza posizione fra le energie rinnovabili nella generazione di elettricità: le stime per il 2021 danno 1082 TWh per il PV, 1862 per l’eolico e 4281 per l’idroelettrico. Ciononostante le potenzialità del PV sono le più promettenti. Il
5 Il costo attualizzato (levelized cost) indica il costo attuale netto medio dell’elettricità generata da un generatore nella sua vita utile.
PV riesce a convertire l’energia solare in elettricità senza parti in movimento, silenziosamente, per un periodo molto lungo (20, 30 anni o più?), richiedendo pochissima manutenzione. Inizialmente il suo maggiore svantaggio era il costo elevato che bloccava lo sviluppo di un mercato. Il costo viene spesso espresso in $/Wp6 relativamente alla cella solare7 Tale costo superava i 70 $ negli anni ’70, scendendo a 5 $ all’inizio di questo secolo ed attualmente è attorno a 0,30 $. Questa sorprendente discesa va attribuita a due motivi principali:
• riduzione di costi di produzione per il classico effetto delle economie di scala, automazione dei processi e ridotto impiego di materiale (lo spessore del silicio può ridursi dai 150-300 µm di una cella di silicio monocristallino ad appena 0,3 µm di una cella in film sottile – figura 4);
• sempre migliore efficienza delle celle per innovazioni nei processi, nei materiali e nella struttura della cella.
La capacità globale del PV è cresciuta
6 In condizioni standard di favorevole insolazione (1,000 W/m2) e temperatura (20 °C) la potenza elettrica generata da una cella PV viene espressa in watt di picco (Wp).
7 L’altra importane voce di costo in un impianto PV è il BOS (Balance Of System) che comprende tutti i compomenti di un sistema PV diversi dai moduli PV, dall’inverter ai cavi di collegamento fino a comprendere talvolta il costo di installazione.
annualmente in modo più rapido dell’eolico negli ultimi 10 anni. I 70 GW nel 2011 sono 942 GW nel 2021. Oltre 175 GW sono stati aggiunti lo scorso anno: è come se 100.000 pannelli fotovoltaici fossero stati installati ogni ora per 8760 ore nell’anno. La figura 5 mostra un’applicazione industriale del PV con circa 1 MW p installato sulla copertura di un capannone industriale.
Sebbene la totale PV capacità installata sia più del 10% superiore a quella dell’eolico, l’elettricità generata risulta meno del 60%. Il fatto è che un vento può soffiare giorno e notte, mentre un impianto PV richiede la presenza del sole e, possibilmente, con ridotta nuvolosità. Ciononostante per impianti di grande taglia il costo unitario attualizzato dell’energia elettrica prodotta può essere persino più basso dell’eolico.
Nel passato uno dei maggiori svantaggi che venivano denunciati riguardo al PV era un tempo di ritorno energetico troppo lungo (Energy Pay Back Time - EPBT), vale a dire il tempo richiesto da un pannello PV per generare l’energia richiesta per la sua realizzazione.
Un altro svantaggio spesso lamentato risiedeva nella sottrazione di terreno agricolo per l’installazione di impianti PV. A parte il fatto che il PV può impiegare qualunque tipo di terreno, un deserto, ad esempio, l’agrivoltaico è una recente tecnologia che consente l’impiego simultaneo di una stessa superficie sia per l’agricoltura che per impianti PV, talvolta con effetti benefici per la resa agricola.
Innovazioni produttive congiunte ad un minore impiego di materiale e migliore efficienza hanno consentito di ridurre a poco più di un anno l’EPBT in climi caldi come quello mediterraneo, restando sotto i due anni anche in climi continentali come nel centro Europa.
Per quanto riguarda l’efficienza, il valore medio per un modulo di silicio cristallino si pone fra il 16 e il 22%, non così distante dal miglior risultato di laboratorio che per i moduli è pari al 24,4%. Le strutture di celle multigiunzione sviluppate in laboratorio arrivano ad efficienze di conversione della radiazione solare sopra il 47%. Nel futuro si può prevedere una competizione fra celle molto efficienti, più complesse e costose e semplici celle economiche con minore efficienza.
Vale la pena ricordare una tecnologia PV innovativa, indicata come PV cogenerativo o PVT (PhotoVoltaic Thermal). La frazione maggioritaria (circa l’80%) della radiazione solare incidente su un pannello PV risulta perduta. Un modulo PVT consente non solo di recuperare in parte questa energia termica, ma anche di raffreddare la cella PV con un possibile incremento nella sua efficienza elettrica. Un modulo PVT sfrutta l’energia termica, dato che le celle PV sono connesse ad un dispositivo che scambia calore con un fluido (aria od acqua). I livelli termici possono fornire acqua calda per usi sanitari, quanto meno in preriscaldamento, o anche riscaldamento ambientale, anche se il miglior compromesso odierno fra l’energia utile ed una temperatura moderata della celle PV è nell’impiego come sorgente fredda di una pompa di calore (vedi seguito). Il rischio di raggiungere temperature troppo elevate per le celle PV ha indotto fin qui a preferire PVT privi di copertura vetrata, attualmente del tutto prevalenti rispetto ai sistemi vetrati (Figura 6). Non solo una temperatura elevata delle celle PV riduce in modo pesante l’efficienza di conversione, ma temperature superiori a 90 °C possono danneggiarle in modo permanente. Un guasto nel sistema di raffreddamento,
ad esempio a circolazione d’acqua, può portare alle temperature indicate nella stagione calda per i sistemi vetrati. Il mercato PVT è appena agli esordi con un’area cumulata di pannelli alla fine del 2021 di qualcosa meno di 1,5 milioni di m2. Certamente sviluppi tecnologici che permettano più elevate temperature per le celle PV sono fattori importanti di crescita di questo mercato, considerando la possibilità nell’uso duplice del pannello di un impiego più efficiente di superfici limitate come quella del tetto di un edificio.
Le pompe di calore sono dispositivi in grado di trasferire energia termica da un sistema a più bassa temperatura ad uno ad una temperatura superiore (Figura 7).
Le pompe di calore devono essere azionate da una sorgente energetica, come l’elettricità od energia termica ad elevata temperatura, che, spesso, non sono rinnovabili. Egualmente una frazione importante del calore messo a disposizione deriva da energia tratta dall’ambiente, come l’aria esterna, il terreno od acque superficiali o sotterranee.
La frazione rinnovabile dipende in gran parte dalla differenza di temperatura fra i due sistemi che scambiano
energia. Il COP (Coefficient Of Performance) è il rapporto fra l’energia termica utile e l’energia che aziona la pompa di calore Nel riscaldamento degli edifici, l’applicazione più corrente delle pompe di calore, un valore possibile del COP si pone fra 3 e 5. Si tenga conto che per un COP di 4, la frazione di energia rinnovabile utilizzata è pari al 75% dell’energia fornita dalla pompa di calore. Ovviamente, qualora l’energia che aziona la pompa di calore derivi da fonti rinnovabili (idroelettrico, eolico o PV) tutta l’energia fornita dalla pompa di calore va considerata rinnovabile.
Nel 2020 le pompe di calore hanno soddisfatto circa il 7% della globale domanda di riscaldamento nell’edilizia residenziale. Sistemi di riscaldamento convenzionali come caldaie o generatori di aria calda sono ancora prevalenti sul mercato e l’impiego delle pompe di calore è spesso limitato ai nuovi edifici. Gran parte delle pompe di calore hanno l’aria come sorgente fredda e vengono indicate impropriamente come reversibili, nel senso che possono facilmente invertire il ciclo e fornire raffrescamento estivo. In questi anni il mercato ha oscillato attorno a 25 milioni di macchine all’anno, circa metà installate in Cina e 1/3 in Giappone, dove le pompe di calore nel riscaldamento sono una scelta molto diffusa da oltre due decenni.
Un fattore che ha limitato la diffusione delle pompe di calore sta nella temperatura relativamente bassa dell’energia termica prodotta, di solito non superiore a 60 °C. Il valore si adatta perfettamente con i sistemi di distribuzione del calore negli edifici di nuova costruzione. Negli edifici esistenti risultano invece necessari un miglioramento dell’isolamento e/o un incremento nella superficie dei radiatori. Molti studi vengono dedicati a sviluppi tecnologici che permettano di lavorare a temperature più elevate, non solo per risolvere questa problematica, ma anche per estendere le possibili applicazioni delle pompe di calore nel mondo industriale.
Con questa veloce rassegna sulle tecnologie delle energie rinnovabili ho cercato di dare un quadro dell’impatto attuale dell’energia rinnovabile sulla totale domanda di energia a livello mondiale. Sebbene la crescita in alcuni settori sia davvero sorprendente, il contributo complessivo è ancora troppo ridotto nella prospettiva di una transizione ecologica con prevalenza di rinnovabili. Se il contributo nell’impiego finale di energia elettrica da parte delle rinnovabili è apprezzabile e in rapida crescita, per il
costo ormai in concorrenza con i sistemi tradizionali, la quota nel riscaldamento e raffrescamento è davvero modesta e la situazione è ancora peggiore nei trasporti. In questi settori le due soluzioni attualmente disponibili sono le pompe di calore ed i biocombustibili. La ventilata possibile totale elettrificazione dei trasporti andrebbe attenta-
mente ponderata con una possibile larga diffusione delle pompe di calore elettriche, evitando la competizione di due enormi possibili domande sull’energia elettrica disponibile. Certo oggi la situazione sarebbe migliore se i governi avessero cominciato a promuovere le applicazioni delle energie rinnovabili ai tempi delle prima crisi energetica nel lontano 1973, come avevano all’epoca suggerito alcune associazioni e studiosi. Nelle condizioni attuali è d’obbligo un’accelerazione riguardo sia all’impiego più efficiente dell’energia che allo sviluppo di energie rinnovabili nella speranza di una soluzione finale con abbondante energia sviluppata da processi di fusione nucleare, che sembra imminente e che, però, tale sembrava anche quando ero un ragazzo…n
WEBGRAFIA
I dati riportati in questo lavoro sono tratti dai documenti considerati altamente attendibili, qui indicati e liberamente scaricabili:
∙ RENWABLES 2022 Global Status Report, REN 21 https://www.ren21.net/gsr-2022/
∙ BP Statistical World Energy 2022, 71st Edition
http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html
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∙ Solar Heat World Wide 2022, Federal Ministry Republic of Austria
https://www.iea-shc.org/solar-heat-worldwide
∙ Global Wind Report 2022, GWEC Global Wind Energy Council https://gwec.net/global-wind-report-2022/
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∙ Hydropower Status Report 2021, International Hydropower Association
https://www.hydropower.org/publications/2021-hydropower-status-report.html
∙ Photovoltaics Report 2022, Fraunhofer Institute
https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
Il manuale è una guida operativa alla corretta applicazione delle norme di riferimento per le attività soggette ai controlli e alle verifiche di prevenzione incendi.
Il testo nasce con l’obiettivo di fornire al Progettista uno strumento utile alla selezione della procedura adottabile nella realizzazione di un nuovo progetto di prevenzione incendi. Per ogni attività compresa nell’Allegato I del DPR 151/2011, per la quale è possibile applicare il Codice o, in alternativa, le regole tecniche tradizionali, si sono valutate le procedure di carattere generale (RTO) impiegabili, unitamente alle norme tecniche collegate, al fine di consentire la scelta immediata della metodologia idonea e consentita dalle disposizioni normative.
Presentazione dei dati preliminari del funzionamento e delle prestazioni di un LTES integrato in un sistema di riscaldamento complesso dotato di pompa di calore e impianto solare fotovoltaico di un’abitazione
D. Feo, G. Righetti, D. Guarda, S. Mancin*Èstato stimato che circa il 95% delle emissioni totali di anidride carbonica a livello mondiale
può essere correlato allo sfruttamento dei combustibili fossili (Adom et al., 2012). Negli ultimi decenni,
l’obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra ha spinto i ricercatori a esplorare e concentrarsi sullo sviluppo di soluzioni innovative con l’obiettivo di concretiz-
zarle in applicazioni reali nel prossimo futuro. In questo scenario, negli ultimi decenni, la gestione dell’energia e il comfort termico interno sono diventati
temi di grande interesse. Gagliano et al. (2012) hanno evidenziato che nei Paesi Europei la superficie totale raffrescata è destinata a crescere fino a 2 miliardi di m2 nel 2020 (erano 1000 milioni di m2 nel 2012). Pertanto, saranno necessari più di 100 TWh/anno solo per il raffrescamento degli edifici. La gestione termica degli edifici è strettamente influenzata dall’interazione fluidodinamica dell’aria esterna con l’involucro dell’edificio. Ciò ha richiesto un continuo impegno nello studio di possibili soluzioni per evitare
che il calore proveniente dall’esterno venga trasferito all’ambiente interno.
I sistemi LTES sfruttano particolari materiali denominati Phase Change Materials (PCM) per immagazzinare energia termica. È possibile reperire diversi PCM (Sharma et al., 2009), ma tutti hanno la comune caratteristica di immagazzinare energia attraverso il processo di cambiamento di fase da solido a liquido o viceversa. Infatti, il calore latente di fusione, cioè il calore scambiato durante il cambiamento di
fase, permette di immagazzinare e/o rilasciare una quantità maggiore di energia termica rispetto ai sistemi di accumulo di energia termica sensibile (STES). Inoltre, il processo di cambiamento di fase avviene in modo quasi isotermo, stabilizzando la temperatura di esercizio, il che è vantaggioso per le applicazioni reali. I LTES possono trovare applicazione in diversi campi: dalla gestione termica degli edifici (Zhou et al., 2012), ai sistemi di generazione di energia (Jing et al., 2010), dalle applicazioni di riscaldamento, ventilazione e condizionamento dell’aria (Rastogi et al., 2015) alla gestione termica delle batterie delle auto elettriche (Verma et al., 2019).
Questo articolo presenta i risultati preliminari raccolti durante il funzionamento reale di un sistema LTES basato su un PCM organico per il riscaldamento di un’abitazione che utilizza un sistema a pavimento radiante servito da una pompa di calore collegata a un campo solare fotovoltaico.
L’accumulo termico latente e la sua integrazione con l’edificio
L’accumulo termico latente
L’accumulo termico latente oggetto di questo lavoro è costituito da un contenitore in alluminio isolato a doppia parete con dimensioni esterne di 650 × 710 mm e un’altezza di 1400 mm. Lo spessore del contenitore è di 50 mm riempito con un materiale isolante per limitare il più possibile lo scambio termico verso l’ambiente circostante. All’interno del serbatoio sono posizionati sedici scambiatori di calore in alluminio basati sulla nota tecnologia roll-bond, appositamente progettati per questa applicazione. Essi sono collegati in parallelo per consentire la carica e la scarica del LTES. Il fluido che garantisce lo scambio termico è l’acqua dell’impianto di riscaldamento, miscelata con una piccola quantità di soluzione anti-corrosione per mantenere la neutralità chimica dell’acqua per lungo tempo. La figura 1 mostra un disegno del LTES progettato, mentre la figura 2 mostra due foto dell’installazione del LTES.
Per scambiare calore tra acqua e PCM si utilizzano degli scambiatori di tipo Roll Bond, collegati in parallelo a due collettori di distribuzione in acciaio inossidabile. I collettori di mandata e di ritorno sono collegati direttamente al sistema di riscaldamento attraverso una pompa di circolazione attivata dal sistema di controllo dell’accumulo.
Il LTES è composto da 300 kg di PCM organico che presenta una temperatura di fusione nominale di 48 °C
TABELLA 1 Proprietà termofisiche più importanti del PCM organico
Proprietà Valore
Temperatura nominale di fusione 48 °C
Intervallo di temperatura di fusione 47-52 °C
Calore latente di fusione 240 kJ/kg
Densità del solido 810 kg/m3
e un intervallo di fusione compreso tra 47 °C e 52 °C. Le proprietà termofisiche più importanti sono elencate nella Tabella 1.
L’attuale LTES è stato progettato per una capacità energetica di circa 20 kWh, ma il concetto modulare alla base del progetto consente di aumentare o diminuire in modo flessibile la capacità di accumulo in base ai requisiti dell’applicazione.
Integrazione con l’edificio
Il LTES è stato inserito nell’impianto di riscaldamento di un edificio di nuova costruzione che è stato integrato con una esistente abitazione ristrutturata diventando un complesso residenziale energeticamente efficiente, con un’architettura moderna e armoniosa costruita secondo le più recenti normative. L’abitazione si trova a Castelfranco Veneto, nel Nord-Est dell’Italia (45° 40' 37" N, 11° 55' 37" E). L’impianto di riscaldamento e raffrescamento utilizza pavimenti radianti per la parte di nuova costruzione e soffitti radianti per l’edificio ristrutturato. La Figura 3 mostra uno schema del sistema di riscaldamento. La centrale termica ospita una pompa di calore ad acqua glicolata da 22 kW che fornisce riscaldamento, raffreddamento e acqua calda sanitaria (ACS). Il circuito primario utilizza una salamoia come fluido di scambio termico e scambia calore con l’ambiente attraverso due batterie alettate. Il circuito secondario è collegato a un serbatoio di accumulo dell’acqua da 400 L (TANK1 nella Figura 3), che disconnette idraulicamente la pompa di calore e il sistema LTES. Un secondo serbatoio di accumulo dell’acqua da 400 L (TANK2) è utilizzato per immagazzinare il calore in eccesso per produrre acqua calda sanitaria.
La Figura 4 mostra una schermata di un software sviluppato internamente per gestire l’intero edificio attraverso il monitoraggio continuo delle misure degli strumenti utiliz-
zati per controllare le principali condizioni di funzionamento. Il sistema di controllo analizza in modo istantaneo:
• la potenza prodotta dal campo fotovoltaico situato sul tetto dell’edificio;
• il consumo energetico dell’abitazione;
• l’energia disponibile in eccesso che può essere utilizzata per caricare il LTES facendo funzionare la pompa di calore;
• il consumo energetico della pompa di calore.
L’algoritmo sviluppato è in grado di prevedere le condizioni migliori per il funzionamento della pompa di calore in funzione delle diverse condizioni al contorno e delle limitazioni di esercizio, ad esempio: una quantità sufficiente
di energia disponibile da consumare; tariffe energetiche più basse; temperature ambientali esterne per un rendimento più elevato della pompa di calore e altre circostanze.
Il funzionamento tipico del sistema LTES prevede una fase di carica, che di solito avviene al mattino, quando la radiazione solare è sufficiente a garantire un surplus di energia che può essere utilizzato per far funzionare la pompa di calore e immagazzinare l’energia. Nella “modalità di carica” la temperatura dell’acqua calda è tipicamente impostata a una temperatura superiore di 5-10 K rispetto al punto di fusione del PCM. Come indicato nella Tabella 1, in questo studio specifico è stato utiliz-
zato un PCM con una temperatura di fusione di 48 °C e quindi la temperatura dell’acqua in ingresso è stata impostata a 55 °C. È stata inoltre imposta una portata d’acqua costante di 29 L/h. La fase di carica termina quando la temperatura dell’acqua misurata all’uscita del LTES è inferiore di circa 0,2 K rispetto a quella di ingresso, il che significa che non viene più scambiato calore all’interno del LTES.
A quel punto, l’energia immagazzinata nel LTES può essere usata quando richiesto per il riscaldamento degli ambienti (fase di scaricamento), tipicamente nel pomeriggio o durante la sera/notte. In questa fase, l’acqua fredda di ritorno dai pavimenti radianti viene pompata all’interno degli scambiatori di
calore collocati all’interno del LTES. Una volta che il LTES è stato completamente scaricato (cioè il PCM si è completamente solidificato), la pompa di calore garantisce l’energia richiesta dall’abitazione. La temperatura del LTES è monitorata mediante una termoresistenza PT100 installata al centro della massa di PCM, per seguire il processo di cambiamento di fase durante le fasi di carica e di scarica.
Questa sezione riporta i risultati raccolti durante le fasi di carica e scarica del LTES. Il sistema è stato impostato per caricare il LTES solo quando era disponibile un surplus di energia elettrica prodotta dal sistema fotovoltaico.
I dati sono stati registrati in due giorni consecutivi, il 17 e il 18 febbraio 2021. La Figura 5 mostra i dati registrati durante la modalità di carica da LTES completamente scarico. Come appare chiaramente, la temperatura di accumulo (cioè la temperatura misurata all’interno del PCM al centro del LTES) è diminuita durante la notte con una pendenza costante a causa delle dissipazioni termiche verso l’ambiente circostante. Poi, intorno alle 8 del mattino, c’è stata una fase di preriscaldamento in cui l’acqua calda dell’accumulo TANK1 è stata utilizzata per aumentare la temperatura del LTES da 25 °C a 33 °C circa. Questa fase si è protratta fino alle 10.15, quando l’energia elettrica generata dal fotovoltaico è stata utilizzata per iniziare la fase di carica. L’incremento improvviso della temperatura dell’accumulo si nota perché l’acqua calda ha immediatamente riscaldato il PCM solido, poi quando è stata raggiunta la temperatura di fusione, la curva della temperatura del PCM ha cambiato pendenza ed è iniziato il cambiamento di fase da solido a liquido. Intorno alle
12.15, la temperatura del PCM è aumentata bruscamente perché il fronte liquido ha attraversato il sensore di temperatura e il processo di carica è proseguito fino a quando la temperatura dell’acqua in uscita si è avvicinata a quella in ingresso, il che significa che sistema LTES non è più in grado di assorbire calore. Quindi, alle 13.15, la fase di carica può considerarsi conclusa. Subito dopo la fine della fase di carica, la temperatura è immediatamente scesa. È stato possibile verificare visivamente che il liquido surriscaldato tendeva a fondere una parte del PCM che non si era ancora sciolto.
Il sistema di controllo ha riacceso la pompa di calore per fornire ulteriore calore al LTES. Questa operazione è stata ripetuta finché il LTES non ha mostrato un plateau costante. Il LTES era completamente carico e il calore immagazzinato poteva essere fornito quando richiesto dal sistema di riscaldamento dell’abitazione.
La Figura 6 mostra un altro possibile funzionamento del LTES; i dati sono stati raccolti il 18 febbraio 2021, la temperatura dell’LTES ha raggiunto circa 41 °C alle 12.00, il che significa che non è stato necessario alcun preriscaldamento. Il solare fotovoltaico ha alimentato la pompa di calore e il LTES è stato immediatamente riscaldato e caricato; alle 15.15 circa, la fase di carica è terminata e il LTES ha raggiunto una temperatura di quasi 52 °C. La pompa di calore è stata spenta e la temperatura del LTES è diminuita stabilizzandosi a 49 °C. Ciò significa che in questa configurazione non tutto il PCM è stato fuso, ma l’algoritmo del sistema di controllo ha deciso che non era più conveniente far funzionare la pompa di calore. La temperatura è rimasta costante fino alle 19.30, quando è stato avviato il sistema di riscaldamento della casa. Durante la fase di scarica, la temperatura del LTES è diminuita quasi costantemente; intorno alle 20.45, la portata dell’acqua si è interrotta e la temperatura del LTES è leggermente aumentata, ma alle 21.00 il sistema di riscaldamento è ripartito e il LTES ha ripreso a fornire il calore richiesto.
Questi due esempi dimostrano la capacità del presente LTES di contribuire alla massimizzazione dell’autoconsumo dell’energia generata dal sistema fotovoltaico. Tuttavia, dimostrano anche chiaramente che è necessario un sistema di controllo efficiente e multi-parametrico per massimizzare l’integrazione della fonte di energia rinnovabile e limitare il più possibile i consumi e i costi energetici, assicurando al contempo un uso ottimizzato dell’energia termica immagazzinata nel LTES.
Il presente lavoro presenta una valutazione sperimentale del funzionamento e delle prestazioni di un LTES da 20 kWh integrato in un sistema di riscaldamento complesso dotato di pompa di calore e impianto solare fotovoltaico di un’abitazione situata a Castelfranco Veneto, nel Nord-Est dell’Italia. I dati raccolti in inverno, il 17 e 18 febbraio 2021, dimostrano chiaramente la capacità del LTES di accumulare una grande quantità di energia utilizzando la pompa di calore ad acqua glicolata alimentata dall’energia generata dal sistema fotovoltaico. Il software di controllo sviluppato consente di massimizzare il consumo della fonte rinnovabile e di minimizzare i costi energetici, facendo funzionare la pompa di calore solo quando è disponibile un surplus di energia dal sistema fotovoltaico o quando il costo dell’energia è più basso e vantaggioso. Le fasi di carica e scarica dimostrano come sia possibile spostare
il carico e caricare l’accumulo quando l’energia rinnovabile è disponibile e fornirla quando richiesta dal sistema di riscaldamento, portando a un notevole risparmio energetico. Gli sviluppi futuri del presente lavoro prevedono una caratterizzazione completa del LTES presso il laboratorio dell’Università di Padova per ottimizzarne le prestazioni e il controllo.n
* Domenico Feo, Thermalink srl Giulia Righetti, Dario Guarda, Simone Mancin, Università degli Studi di Padova
Questo lavoro di ricerca è stato parzialmente sponsorizzato dal progetto PRIN 2017 FlexHeat 2017KAAECT.
∙ Adom, P.K., Bekoe, W., Amuakwa-Mensah, F., Mensah, J.T., Botchway, E., 2012. Carbon dioxide emissions, economic growth, industrial structure, and technical efficiency: Empirical evidence from Ghana, Senegal, and Morocco on the causal dynamics. Energy 47, 314–325. https://doi.org/10.1016/j.energy.2012.09.025
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Un manuale operativo che delinea dettagliatamente le procedure per i Professionisti Tecnici per l’applicazione del Superbonus 110%, aggiornato con le novità introdotte dalla legge 29 luglio 2021, n.108 di conversione del DL Semplificazione e il nuovo Decreto Prezzi: un’occasione di crescita per il Paese e, soprattutto, per i Professionisti Tecnici e le imprese edili.
Il testo è un vero e proprio supporto, concepito per una gestione in project management del Superbonus, fornendo gli strumenti per efficientare i processi, rendere più snelle le procedure che portano dalla ideazione e alla effettiva realizzazione degli interventi.
Per ogni protagonista del Codice Superbonus, indicazioni chiare e circostanziate delle attività che devono essere esperite per la realizzazione di interventi che possano usufruire delle agevolazioni.
Il settore sanitario è di per sé energivoro ma il rispetto di alcuni principi progettuali può dare dei bene ci discreti a breve termine e a costi di investimento limitati
S. La Mura*
La spesa energetica del settore sanitario italiano rappresenta valori ingenti in termini energetici e conseguentemente economici. Il consumo specifico di energia
in ospedale è alto ma tutto ciò in relazione alle esigenze richieste, alle peculiarità del servizio reso, assicurando la continuità del servizio, 24 ore al giorno
per 365 giorni all’anno, garantendo al contempo elevati livelli salubrità, sicurezza e di comfort che necessitano di tecniche e apparecchiature particolar-
mente sofisticate ed energivore.
Il Servizio sanitario nazionale destina alla spesa per l’energia 1,4 miliardi di euro, di cui 786 milioni per l’energia elettrica e 616 milioni per il riscaldamento. Si stima che nel 2022 si verificherà un incremento della bolletta energetica pari bene oltre al previsto 30% equivalente a circa 500 milioni, (anche se bilanciato dall’incremento del livello del finanziamento, pari a 400 milioni di €), al fine di contribuire ai maggiori costi determinati dall’aumento dei prezzi delle fonti energetiche e al perdurare degli effetti della pandemia [1]. Questo aumento di costi graverà sensibilmente sui bilanci delle aziende sanitarie, con effetti sul conto economico e sugli investimenti.
La sanità è particolarmente sotto attenzione per i suoi alti consumi e sono in essere approfondite analisi, anche tramite diagnosi energetiche che si sono rivelate uno strumento efficace nel promuovere l’efficienza energetica. Gli indici di prestazione energetica sono molto importanti in ogni settore per avere chiare indicazioni sulle migliori soluzioni utili a ottimizzare il rendimento globale: in questo caso non tanto dal punto di vista economico o in termini di concorrenza tra imprese, quanto per l’aspetto sociale, considerando il fatto che in questo settore il consumo energetico è spesso strettamente correlato alla specifica tipologia di prestazione sanitaria erogata.
Anche per questo aspetto di estrema variabilità e complessità generale di una struttura ospedaliera, gli interventi attuati a partire dal 2015 da parte delle aziende sanitarie, pur cercando di essere aderenti a regole energetiche comuni, risultano di difficile confrontabilità tra loro.
Sono in corso profonde elaborazioni sui valori di riferimento per gli specifici
indicatori, grazie ai quali ciascuna struttura sanitaria potrà valutare sia virtuosismi sia inefficienze al proprio interno, per permettere alta efficienza in servizi di alto livello, con un consumo energetico contenuto e coerente ai servizi resi.
Premessa sulle realtà ospedaliere – specie italiane
È evidente che si può auspicare di avere, di costruire/ricostruire plessi ospedalieri più efficienti, dei nosocomi moderni con un sistema edificio impianto meno energivoro, ma abbiamo in generale dei vincoli enormi che ci permettono difficilmente, a breve termine, di raggiungere obiettivi numericamente importanti.
Il parco ospedaliero italiano (specie pubblico) è piuttosto vetusto (ultimi dati: dal 63% – Nord – al 70% – Centro Sud – di ospedali pubblici con più di 40 anni) ed è spesso inserito in contesti urbani che permettono molto difficilmente riqualificazioni negli stessi siti, quindi si assiste a ristrutturazioni o di medio impatto (sempre sul piano dell’efficienza energetica) o più energeticamente efficienti, ma con costi molto alti e tempi lunghissimi (svariati anni ma mediamente da 5 a 10 anni).
Diversamente ci sono soluzioni che possono apparire più drastiche, con l’abbandono dei vecchi edifici e la ricostruzione ex novo di nuovi plessi, soluzione anch’essa piuttosto onerosa (spesso inferiore rispetto alla precedente), ma che necessita di grandi finanziamenti e crea spesso degli impatti agli utenti con gravi disagi – anche perché spesso le nuove realizzazioni sono in zone distanti dalle prime.
Solo in certi casi si è assistito a riqualificazioni effettuate a più step, ma questo è forse possibile con spazi ampi, e con disponibilità di altrettanti
siti “polmone” che permettano a rotazione di riedificare il vecchio spostando gli utenti in questi siti “a rotazione”, sempre con tempi e oneri assi ingenti.
Da ultimo un’osservazione sempre prettamente energetica, con molte giustificazioni/motivazioni: gli ospedali nuovi hanno consumi in assoluto difficilmente più bassi dei precedenti. Questo non per una incapacità dei progettisti ma, spesso per una contro esigenza assai diffusa e assolutamente comprensibile, di nosocomi con alte intensità di cure, nuove apparecchiature medicali, ottime/ indispensabili nel 2023, ma con esigenze energetiche e consumi conseguenti che tendono a salire. Le (giuste) nuove esigenze sanitarie le (splendide apparecchiature salvavita), gli impianti di Ventilazione Condizionamento a Contaminazione Controllata (VCCC) sempre più necessari, determinano forse indici energetici migliori (Energia/ prestazioni erogate o ancor meglio “salute erogata”)1 ma con esigenze energetiche in assoluto elevate con cui dover fare i conti.
Con questa brevissima schematica (sicuramente incompleta) premessa vogliamo però qui illustrare qualche principio che può dare benefici discreti a breve termine e a costi di investimento limitati – e quindi applicabili molto spesso.
Varie linee di azione per attuare risparmi concreti
Assodate le esigenze degli ospedali, la tendenza alle alte intensità di cure o comunque le esigenze di impianti HVAC con medie o alte quantità di aria esterna, che determinano una cospicua parte delle richieste energetiche, cerchiamo di verificare se, come e quanto, queste possono essere ridotte.
Vi potrebbero essere svariate tecnologie che permettono di ridurre le richieste energetiche, spesso con scelte, riqualificazioni, investimenti importanti applicabili all’intero nosocomio, ma con questo elaborato ci si vuole focalizzare a soluzioni attuabili e con risultati energeticamente/ economicamente importanti.
Concentriamoci quindi, in primis sulle sezioni ospedaliere dove la quantità d’aria è elevata (in termini numerici potremmo dire dove c’è una portata di aria esterna da 6 vol h-1 in su).
1 In sanità è bene usare questi indici energetici piuttosto che gli inadatti rapporti fra energia e superfici (quali i kWh/m2), molto usati nel terziario.
Per queste zone, che possiamo anche caratterizzarle come reparti con impianti VCCC e Blocchi Operatori, abbiamo ugualmente, sotto il profilo del risparmio energetico, la possibilità di agire.
Le normative in essere [2] e la più recente letteratura [3] prevedono congiuntamente adeguata attenzione alle problematiche di risparmio energetico individuando soprattutto le seguenti opportunità:
• ricircolo dell’aria;
• funzionamento ridotto (durante i periodi di non attività degli ambienti);
• recupero del calore.
Come cita la normativa su Blocchi Operatori UNI 11425:
“4.4.1 Ricircolo dell’aria
L’abbattimento della contaminazione particellare ambientale richiede l’uso di elevate portate d’aria filtrata.
Al fine di ridurre il consumo energetico, gli impianti VCCC possono prevedere l’immissione di una portata di aria ricircolata in aggiunta a quella necessaria all’aria esterna.”
Frase similmente ripresa nella citata guida AiCARR IX sulla Ventilazione e Condizionamento a Contaminazione Controllata negli Edifici ospedalieri, ove viene precisato:
3.2.4 Ricircolo locale
Per l’ottenimento e il mantenimento delle condizioni di processo, e quindi l’abbattimento del particolato microbiologico aerodisperso, può essere necessario l’impiego di elevate portate di aria opportunamente filtrata in loco.
In questi casi è utile l’impiego del ricircolo dell’aria, infatti molto spesso la portata di aria esterna necessaria per il mantenimento delle condizioni termoigrometriche e di comfort è inferiore a quella necessaria per l’abbattimento del particolato generato all’interno dell’ambiente.
E ci fa piacere leggere proprio su una recente (Marzo ’22) documentazione ANMDO (Associazione Nazionale Medici di Direzione Ospedaliera) [4] gli stessi concetti oramai quindi consolidati da tutti gli operatori:
“Per quanto concerne il dibattito in merito alla corretta interpretazione, in base a quanto previsto dal D.P.R. 14 gennaio 1997 (15 v/h di ricambi di “aria esterna senza ricircolo”), se sia ammesso o meno in sala operatoria il riclrcolo d’aria, le Linee guida ISPESL chiariscono a tale riguardo che “si può ottenere un numero maggiore di ricambi d’aria aggiungendo adeguate quantità di aria anche ricircolata, purché l’aria ricircolata provenga dalla stessa sala operatoria e
subisca gli stessi stadi filtranti, secondario e finale, prescritti per l’aria dl rinnovo”. Tale interpretazione è stata confermata e consolidata dalle norme UNI 11424:2011” (11425 n.d.r)
Si ricorda infatti che l’aria esterna è necessaria a:
• diluire i contaminanti gassosi in generale, e in particolare per i Blocchi Operatori i gas anestetici;
• compensare le perdite d’aria dell’involucro – e garantire le sovrappressioni;
• effettuare il necessario ricambio d’aria ambiente (CO2 etc.);
• una certa pulizia degli ambienti dalle particelle;
e il ricircolo è deputato alla vera e propria pulizia degli ambienti dalle particelle –che vengono fermate dalla filtrazione.
Si ritiene quindi fondamentale, sia negli impianti esistenti (modificando o meglio tarando le quantità di aria esterna e ricircolo) e ancor più nei nuovi, attestarsi ai valori prescritti di quantità di aria esterna, quali i 15 vol h-1 per le Sale Operatorie2 e altri indicati per gli altri ambienti VCCC (o in certi casi –tramite accurato progetto con Analisi dei Rischi eventualmente ridurli), deputando l’eventuale ulteriore necessità di circolazioni orarie al ricircolo.
Se si facesse poi riferimento alla documentazione anglosassone (esempio ASHRAE) è bene distinguere sempre bene con attenzione l’indicazione dei “Minimum Outdoor ach” dal “Minimum Total ach” [5] (ach: air changing hours).
In Tabella 1 si calcola l’incidenza dell’azione proposta.
Appare evidente che in assenza di uso/funzionamento dei luoghi e con quindi:
• chiusura dei gas anestetici;
• forte riduzione delle perdite d’aria dell’involucro – ovvero porte e aperture in generale chiuse;
• assenza o ridottissima presenza di personale – quindi pressoché non necessario ricambio d’aria ambiente (CO2 etc.);
• ambienti o già puliti o comunque che non necessitano (in questi periodi) di particolare severa classificazione; è fortemente consigliata la riduzione della portata di aria esterna – quella che energeticamente è più energivora. Appare inoltre evidente che in assenza di uso /funzionamento dei luoghi e sia possibile ridurre ovvero “smorzare” le richieste termoigrometriche:
temperatura-umidità relativa, che in condizioni di stand-by potrebbero essere modificate di:
• 3-5 °C (in più o meno) e
• 10-20 % di umidità relativa (in più o meno)
rispetto alle condizioni operative.
Come cita la UNI 11425:
“4.4.2 Funzionamento ridotto Quando i locali non sono operativi la quantità di aria immessa può essere ridotta al fine di contenere i consumi energetici.
In regime di funzionamento ridotto le condizioni termoigrometriche interne di progetto possono essere variate a valori predefiniti dal documento di progetto.”
2 I 15 vol h-1 di aria esterna sono una prescrizione del DPR 14 Gen 1997 (così detto Decreto Bindi) che ancor oggi si consiglia di seguire, pur piuttosto desueta. A tal riguardo va però evidenziato che l’eccesso a questi 15 vol h-1 viene autorizzato, da molti altri successivi testi – fra cui la predetta citazione al testo ANMDO – tramite ricircolo
Anche le Linee guida ISPESL 2009 [6] prescrivono di:
• ridurre i consumi energetici mediante abbassamento delle portate (e quindi
TABELLA 1 Calcolo dell’incidenza dell’azione proposta (tabella poi adattata anche per i successivi due casi). Di questa si è semplificativamente ipotizzato un ospedale medio in un clima del Nord Italia, e si è prospettato il blocco operatorio di 20 sale, di volumetria di 100 m3 cadauna, avente un impianto piuttosto tradizionale, risalente a qualche decina di anni fa. Si sono applicate le indicazioni sopra descritte in questo paragrafo, e in questo caso, il fatto che il funzionamento ordinario fosse a tutt’aria esterna, ma non per 15 v h-1, ma per 25 v h-1, e si è simulato l’effetto di andare solo a 15 v h-1, di aria esterna, mentre la restante portata a ricircolo. Con questa simulazione, con condizioni termoigrometriche medie e sempre medi fattori di trasformazione e prezzi dell’energia attuali, si è ricavato quanto risparmio annuale detto nosocomio potesse ottenere
del regime di funzionamento dei ventilatori) in caso di postazione inattiva;
• impostare automaticamente un regime di funzionamento ridotto (notturno) nel caso di sala operatoria inutilizzata. Quando si deve dare delle indicazioni sulla quantità di riduzione di portata i numeri dipenderanno molto dalla tenuta dell’“involucro” a Contaminazione Controllata: l’aria esterna infatti necessiterà essenzialmente per mantenere in sovrapressione gli ambienti.
Per ambienti medi, per esempio, in Sale Operatorie si suggerisce di passare dai 15 volumi / ora in attività, ai 6 vol h-1 a sala inattiva.
Per sale più nuove con ambienti a migliore tenuta ci si potrebbe abbassare fino a 3-4 vol h-1
I tempi di “Ritorno a Regime” degli ambienti VCCC
Con questo devono intendersi i tempi necessari al ritorno delle condizioni di possibile uso degli ambienti secondo le indicazioni / classificazioni previste (che ribadiamo sono quelle richieste in caso di uso degli ambienti e non indicate nel periodo di stand by).
Deve essere valutato il:
• Recovery Time: cfr. Tempo di recupero 1:100 - 1:10 (Tempo di recupero 1:100 - 1:10: tempo necessario per abbattere la contaminazione aerotrasportata all’interno di una camera bianca di un fattore 100 o di un fattore 10);
• Tempo di ripristino: tempo necessario affinché la classe di contaminazione all’interno di una camera bianca passi dalle condizioni operative a quelle di riposo.
E anche il tempo per il quale tutto il sistema possa tornare alle corrette condizioni – anche quelle termoigrometriche – tenendo conto anche delle potenze termo frigorifere disponibili e ai loro tempi della “presa in carico”.
Il tempo di “ritorno a regime” potrà essere da una decina a una ventina di minuti, determinato in relazione allo smorzamento scelto, ma forse ancor più determinato dalle condizioni termoigrometriche ambientali severe che dalle classi di pulizia.
Questi tempi sono considerati totalmente compatibili con “allarme codice rosso” – o altre denominazioni presso l’ospedale – di arrivo di molte ambulanze e di predisposizione di nuove “equipe operatorie”.
È bene consigliar il nosocomio che simultaneamente e con immediatezza, all’arrivo di questo preallarme “allarme codice rosso” in parallelo ad altre procedure di allarme sani-
tarie, venga dato anche agli impianti VCCC il comando di riattivazione – che in casi estremi può essere anche in condizioni di extra ventilazione (quali un funzionamento transitorio al 120% della portata) – senza vincoli di rumore.
Se spesso si pensa solo ai blocchi operatori, per i quali è consigliabile prevedere detto regime attenuato per una certa percentuale delle sale (ad esempio il 75% delle sale –ma molto dipendente dal nosocomio), questa modalità è altresì ampiamente prevedibile anche per gli altri ambienti VCCC, quali quelli indicati e sotto presentati tratti da un estratto della Guida Aicarr IX.
In Figura 1 un esempio di ambienti ove l’uso è generalmente diurno, spesso fino a metà pomeriggio, e per i quali una gestione, in relazione al vero e proprio bisogno, potrebbe permettere risparmi considerevoli.
È evidente una necessità di forte coinvolgimento con l’equipe sanitaria che dovrà gestire con consapevolezza gli spazi, ma nell’ottica di un beneficio comune riteniamo che questo possa essere un obiettivo raggiungibile.
In Tabella 2 si calcola l’incidenza dell’azione proposta.
Come cita la UNI 11425:
“4.4.1 Ricircolo dell’aria (sezioni successive)
… In particolare, i sistemi di recupero di calore devono essere scelti e installati in modo da garantire l’assenza di infiltrazioni o la trasmissione di contaminanti tra il flusso d’aria di espulsione e il flusso d’aria di rinnovo.
Anche qui ricordiamo che i recuperatori di calore agiscono:
• trasferendo calore sensibile e/o latente al flusso d’aria in ingresso (o sottraendolo, in regime estivo);
• cedendo umidità al flusso d’aria in ingresso (o sottraendola, in regime estivo).
In primis si ritiene prudente evitare i trasferimenti di calore latente, spesso correlato a trasferimento molecolare di acqua con particelle che potrebbero avere margini di rischio massimamente da evitare in ambito ospedaliero.
Ciò premettendo, esistono frequenti casistiche in cui la dotazione di recuperatori di calore è un obbligo di legge.
Il DPR 412/93 “Regolamento di applicazione della Legge 10/1991” prevede i casi in cui vige l’obbligo di installazione dei recuperatori di calore, sia per gli impianti termici nuovi sia per quelli sottoposti a ristrutturazione.
La normativa prevede infatti che per taluni sistemi a ventilazione meccanica controllata venga prescritta
Liv. 1(Macro Aree Omogenee)
Liv. 2 (Aree Funzionali Omogenee)
Blocchi operatori 18_Sale operatorie
Servizi Speciali di diagnosi e cura 05_Endoscopia
Servizi speciali di diagnosi e cura 09_Ambulatori
Blocchi operatori 18_Sale operatorie
Servizi speciali di diagnosi e cura 01_Diagnostiche per immagini
Degenze 13_Degenze High Care
Servizi speciali di diagnosi e cura 11_laboratorio anatomia patologica
A.1.3 - Emodinamica (applicazione stent etc.)
A.1.4 - Ambulatorio endoscopico - endoscopia diagnostica
A.1.5 - Broncoscopia
A.1.11 - Sala operatoria ibrida e sala integrata
A.1.12 - Risonanza Magnetica
A.1.13 - Dialisi
A.1.14 - Laboratorio di anatomia Patologica (sala autoptica)
A.1.16 - Medicina nucleare, laboratorio preparazione radiofarmaci (Ambiente) non previsto non previsto
Servizi speciali di diagnosi e cura 02_Medicina nucleare
A.1.17 - Procreazione medicalmente assistita (PMA)
Servizi generali 22_Farmacia
A.1.18 - UMACA, Unità di Manipolazione Chemioterapici Antiblastici
TABELLA 2 Con questo sintetica tabella si è voluto calcolare l’incidenza dell’azione proposta (tabella simile al precedente caso). Di questa si è semplificativamente ipotizzato un ospedale medio in un clima del Nord Italia, e si è prospettato il blocco operatorio di 20 sale, di volumetria di 100 m3 cadauna, avente un impianto piuttosto tradizionale, risalente a qualche decina di anni fa. Si sono applicate le indicazioni sopra descritte in questo paragrafo, e in questo caso, il fatto che il funzionamento ordinario fosse a tutt’aria esterna per 15 v h-1, e si è simulato l’effetto di andare solo a 6 v h-1 nelle indicate ore ridotte (estive – ovvero di raffrescamento; e invernali –ovvero di riscaldamento). Con questa simulazione, con condizioni termigrometriche medie e sempre medi fattori di trasformazione e prezzi dell’energia attuali, si è ricavato quanto risparmio annuale detto nosocomio potesse ottenere
ESEMPIO
l’adozione di apparecchiature per il recupero del calore qualora si superino determinate caratteristiche costruttive in termini di portata totale dell’aria di ricambio e di numero di ore annue di funzionamento (i parametri cambiano in funzione dei gradi/giorno registrati nei comuni).
All’Art.5 Requisiti e dimensionamento degli impianti termici, comma 13. Negli impianti termici di nuova installazione e nei casi di ristrutturazione dell’impianto termico, qualora per il rinnovo dell’aria nei locali siano adottati sistemi a ventilazione meccanica controllata, è prescritta l’adozione di apparecchiature per il recupero del calore disperso per rinnovo dell’aria ogni qual volta la portata totale dell’aria di ricambio G e il numero di ore annue di funzionamento M dei sistemi di ventilazione siano superiori ai valori limite riportati nell’allegato C del presente decreto [7].
Si veda Figura 3. E tutto ciò con recuperatori con un rendimento minimo del 50%.
In aggiunta a quanto sopra da parecchi anni vige la Direttiva Eco Design 2018 che prevede che le Uta debbano avere la sezione di recupero e non possano essere immesse sul mercato senza. Dal 2018, i rendimenti minimi dei recuperatori devono essere superiori del 73% (pur accettando un valore del 68% per quelli tramite fluido termovettore) [8].
Tutto ciò premesso ci troviamo ancor oggi, spesso a vedere una mancanza degli stessi, uno scarso uso, una certa diffidenza nell’uso e frequenti indicazioni sulla non opportunità di uso (da ultimo durante il periodo Covid, prudenzialmente, in prima istanza se ne aveva inibito l’uso). L’assenza dei recuperatori è poi ahimè diffusa, non solo in ambienti a forte ventilazione, ma genericamente anche per ventilazioni modeste, quali arie primarie di 2 vol/h-1, dove l’espulsione dai bagni non è spesso convogliata centralmente e il calore va a disperdersi (situazioni altresì energeticamente rimarchevoli perché in questi casi gli impianti vanno a ciclo completo, 8760 ore/anno.
Dopo la fase più “emergenziale Covid” è stato comunemente bene chiarita la possibilità dell’uso dei recuperatori di calore (ovvero non più indicato il divieto), nel pieno rispetto, caso per caso, dei principi base di “l’assenza di infiltrazioni o la trasmissione di contaminanti tra il flusso d’aria di espulsione e il flusso d’aria di rinnovo”. Ancor più si è ben distinta la frequente indicazione di “perdite d’aria” fra l’espulsione e la mandata, che aveva più caratteristiche aerauliche ed energetiche, rispetto a quelle (su
cui qui stiamo ponendo la maggior attenzione) di “cross contamination” che deve essere via via evitata.
Un esempio di dettaglio su questo è stato approfondito da Rehva che ad Aprile 2021 chiariva univocamente le perdite di un recuperatore di calore, esaminando addirittura i recuperatori rotativi – di base – come già accennato non usati nel mondo sanitario [9].
Come si vede dagli schemi indicati da Rehva in Figura 4, sebbene sia acquisito che il recuperatore possa avere delle perdite, va ben differenziato il fenomeno della perdita che genera una caduta del rendimento energetico da quello che possa (Figura 4b) “inquinare l’aria fresca di rinnovo” (cross contamination).
Quindi la criticità in generale non è tanto del recuperatore di calore ma di come questo è inserito nel contesto e quali siano gli indicatori veramente critici e va a dimostrare che, nei vari casi, i recuperatori di calore, fra cui certamente quelli a flussi incrociati, spesso i più usati nel settore ospedaliero quando si vuole reggiungere un’alta efficienza, sono utilizzabili, se vi è l’attenzione la cura all’istallazione e agli andamenti delle pressioni nelle sezioni di espulsione e mandata.
I recuperatori poi come ogni apparecchiatura nel mondo HVAC, vanno manutenuti regolarmente e verificati specie nelle tenute, come indicato nella recente pubblicazione AiCARR [10] di adeguamento della manutenzione in periodo Covid, per permetterne un uso in piena sicurezza.
Quindi in conclusione i recuperatori di calore vanno usati, vanno studiati in dettaglio, scelti caso per caso quelli che danno garanzie sanitarie ma anche energetiche, e poi collaudati, manutenuti verificati regolarmente tali da permettere un importante risparmio.
In Tabella 3 si calcola l’incidenza dell’azione proposta.
Conclusioni
Da tutto ciò appare evidente che le nuove realizzazioni a forte consumo energetico, come gli ospedali, devono puntare all’ottimizzazione dei consumi energetici, ma non solo basandosi sui rendimenti unitari, ma potendo contare anche su un mix di soluzioni tecnologiche, anche ridondanti, che gestite correttamente possono portare a trovare un optimum.
Le ipotesi fatte dovrebbero essere già presenti nei nuovi ospedali, nei nuovi progetti, ma soprattutto per il parco esistente dovrebbero essere previste, con
TABELLA 3 Con questo sintetica tabella si è voluto calcolare l’incidenza dell’azione proposta (tabella simile al precedente caso).
Di questa si è semplificativamente ipotizzato un ospedale medio in un clima del Nord Italia, e si è prospettato il blocco operatorio di 20 sale, di volumetria di 100 m3 cadauna, avente un impianto piuttosto tradizionale, risalente a qualche decina di anni fa e che non avesse recuperatori di calore.
Si sono applicate le indicazioni sopra descritte in questo paragrafo, e in questo caso, il fatto che il funzionamento ordinario fosse a tutt’aria esterna per 15 v h-1 (senza recuperatori di calore), e si è simulato l’effetto di applicare i recuperatori di calore con – a ora – un rendimento medio stagionale del 30% in condizioni estive – ovvero di raffrescamento – e del 50% in condizioni invernali – ovvero di riscaldamento.
Con questa simulazione, con condizioni termigrometriche medie e sempre medi fattori di trasformazione e prezzi dell’energia attuali, si è ricavato quanto risparmio annuale detto nosocomio potesse ottenere.
ESEMPIO SEMPLIFICATO DIDATTICO ospedale media grandezza n. sale operatorie
Entalpia
Entalpia
a) Best configuration. Both fans after the rotor
c) Both fans on the outdoor side
esborsi molto limitati che si ripagano velocemente.
Le sintetiche simulazioni “didattiche” che sono state sviluppate sono da leggere soprattutto parametricamente.
L’ultimo caso dei recuperatori di calore è stato sviluppato sempre – per permettere di fare paragoni – nel blocco opera-
torio, che già spesso è dotato di recuperatori di calore, ma potrà essere utilizzato anche per altre zone ospedaliere con inferiori portate unitarie, ma con molte più ore di funzionamento e con una più ampia diffusione dei sistemi.
Anche gli usi a funzionamento ridotto, sebbene previsti da oltre
b) Both fans on building side
d) Both fans upstream the exchanger
una decina di anni, sono poco applicati nei nosocomi. Crediamo che con un tavolo comune che mette assieme le varie direzioni ospedaliere – ognuna nel suo ambito e responsabilità – si possano trovare congiunte possibilità per risparmiare tutti, nel rispetto della sicurezza ospedaliera.n
[1] Documento di Economia e Finanza 2022 Nota di Aggiornamento
[2] UNI 11425:2011. Impianto di ventilazione e condizionamento a contaminazione controllata (VCCC) per il blocco operatorio – Progettazione, installazione, messa in marcia, qualifica, gestione e manutenzione
[3] Guida Aicarr IX Giu 2022 – Edifici ospedalieri: Ventilazione e Condizionamento a Contaminazione Controllata
[4] https://www.anmdo.org/wp-content/uploads/2022/04/osp_1_22.pdf
[5] ANSI/ASHRAE/ASHE Standard 170-2021, Ventilation of Health Care Facilities
[6] LINEE GUIDA ISPESL SUGLI STANDARD DI SICUREZZA E DI IGIENE DEL LAVORO NEL REPARTO OPERATORIO Nov 2009
[7] Decreto del Presidente della Repubblica 26 Ago 1993, n. 412 Regolamento recante norme per la progettazione, l’installazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti termici degli edifici ai fini del contenimento dei consumi di energia, in attuazione dell’art. 4, comma 4, della legge 9 Gen 1991, n. 10
[8] Gazzetta ufficiale dell’Unione Europea 25 Nov 2014 REGOLAMENTO (UE) N. 1253/2014 DELLA COMMISSIONE del 7 Lug 2014 recante attuazione della direttiva 2009/125/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda le specifiche per la progettazione ecocompatibile delle unità di ventilazione
[9] Rehva Covid 19 Guidance vers. 4.1 Apr 2021 pag. 29 https://www.rehva.eu/fileadmin/user_upload/REHVA_COVID-19_guidance_document_V4.1_15042021.pdf
[10] Aicarr Lug 2020 “Protocollo per la riduzione del rischio da diffusione del Sars-Cov-2 nelle operazioni di gestione e manutenzione degli impianti di climatizzazione e ventilazione esistenti”
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dell’Arizona. Questa nuova fab, cheutilizzerà processoTSMCda 5 nm, avrà una capacità di 20.000 wafer/mese e porterà alla creazione 1.600posti lavoroaltamente qualificati. L’avvio della costru-
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(-38%) calo stato superiore alla media, per altri, come quelli dell’Est Europa, caduta stata più “soft” (-4%). Buona tenu-
del nostro Paese che, con fatturato 203 di limitato al 6,5% perdite. Improntate alla massima cautela leprevisionidiGeorgSteinberger, chairman DMASS scarsa visibilità dal sia fornitori sia degli utenti finali porterà ad trimestri sostanziale certezza. indubbio che necessità sostenere politiche crescita sostenibile medio-lunperiodo avrà riflessi favorevoli per l’industria elettronica nel suo complesso”. Mensile notizie commenti per l’industria elettronica
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I corsi di AiCARR Formazione sono ora disponibili anche sul portale MePA, Mercato elettronico della Pubblica Amministrazione.
Oltre a selezionare e acquistare i singoli corsi presenti sul portale, gli utenti del MePA potranno anche abbinare i vari moduli, al fine di creare percorsi formativi personalizzati: gli interessati sono invitati a contattare AiCARR Formazione per studiare insieme un percorso sviluppato in base alle specifiche esigenze di approfondimento.
Il punto di partenza per la progettazione del sistema edificio-impianto risiede nei calcoli che permettono di determinare il fabbisogno di energia per la climatizzazione invernale ed estiva e che sono strettamente collegati alle caratteristiche dell’involucro edilizio.
Per questo, AiCARR Formazione propone nel Percorso Fondamenti i tre moduli, in programma in diretta web, che illustrano rispettivamente le caratteristiche termofisiche dell’involucro edilizio e il calcolo dei carichi termici estivi e invernali. In breve, il primo modulo presenta i componenti e i materiali che costituiscono l’involucro edilizio, con l’accento sulle loro proprietà termoigrometriche, il calcolo dei parametri prestazionali termici, per l’involucro e per suoi componenti, le verifiche di legge previste.
Il secondo corso affronta il calcolo dei carichi termici in regime estivo, secondo modelli dettagliati e semplificati finalizzati al dimensionamento dell’impianto di raffrescamento. Infine, il terzo modulo illustra l’applicazione della norma UNI 12831 al calcolo del carico termico di progetto invernale per il riscaldamento indoor.
Sono previsti Crediti Formativi Professionali per ingegneri. Il calendario
13 e 14 marzo - Caratteristiche termofisiche dell’involucro edilizio
17 e 21 marzo - Calcolo dei carichi termici estivi
27 e 28 marzo - Calcolo dei carichi termici invernali
Si terrà a Napoli nel mese di settembre il 39° Convegno nazionale AiCARR, focalizzato sul tema “Riqualificazione energetica del patrimonio edilizio: soluzioni tecniche e finanziarie”.
Il consumo di energia degli edifici è stimato pari a circa il 40% degli interi consumi energetici dell’Unione Europea, che già da tempo ha intrapreso una serie di iniziative, anche di legge, nel percorso verso la decarbonizzazione al 2050. Peraltro, sempre al 2050, le proiezioni UE lasciano intravedere uno scenario dove il numero di edifici soggetto a riqualificazione sarà pari a circa 4 volte quello delle nuove costruzioni. Il percorso avviato sta avendo e avrà impatti significativi sia dal punto di vista tecnico che finanziario.
Il 39° Convegno Nazionale AiCARR accoglierà
contributi di interesse per il settore HVAC, e non solo, relativi alle nuove strategie tecniche, progettuali e impiantistiche per la riqualificazione, includendo anche lavori contenenti considerazioni legate alla sostenibilità finanziaria degli interventi apportati.
La data dell’evento verrà comunicata nelle prossime settimane.
U-CERT è un progetto Horizon 2020 che si è posto l’obiettivo principale di introdurre una nuova generazione di sistemi di valutazione e certificazione delle prestazioni energetiche degli edifici che sia maggiormente incentrata sull’utente finale e che analizzi i diversi aspetti del vivere un ambiente costruito in maniera olistica ed economicamente efficace.
U-CERT è focalizzato sul rafforzamento dell’effettiva attuazione dell’EPBD, fornendo ed esplicitando informazioni utili per l’utente e creando parità di condizioni per una più efficace condivisione delle esperienze maturate nell’implementazione della direttiva con tutti
I rapporti annuali sulla Legionellosi in Italia evidenziano, oltre a una forte diffusione della malattia, una percentuale superiore all’84% di infezioni di origine non nota, a conferma del fatto che le legionelle sono ubiquitarie.
È quindi essenziale che chi opera nella progettazione e gestione degli impianti negli edifici abbia una conoscenza approfondita delle Linee Guida per la prevenzione e il controllo della legionellosi pubblicate nel 2015 e dei criteri relativi a una corretta progettazione impiantistica per la riduzione del rischio di proliferazione delle legionelle.
A questo proposito, AiCARR Formazione propone in diretta
gli stakeholder, il tutto supportato e legittimato dall’EPB Center.
In occasione della conclusione del progetto, AiCARR ha organizzato il 22 e 24 febbraio in diretta web il “Workshop finale del progetto U-CERT in Italia: valutazione e certificazione delle prestazioni energetiche degli edifici incentrate sull’utente”, articolato in due sessioni pomeridiane, dedicate rispettivamente al roadshow dell’EPB Center e al roadshow U-CERT.
I temi e i risultati raggiunti dal progetto U-CERT vengono così contestualizzati in ambito nazionale, con un dibattito sulla situazione attuale e futura.
“La direttiva sulle case green ideata dall’Unione europea non deve essere vissuta come un freno ma come occasione di rilancio”.
Così AiCARR, in una nota inviata ai media, ha commentato la direttiva sull’efficientamento energetico degli edifici che a marzo verrà votata in Plenaria al Parlamento UE.
“Ci sono le condizioni per scrivere un piano tecnico valido che rappresenti una risposta italiana alla direttiva europea sulle case green. Riteniamo fondamentale partire da strumenti come gli ecobonus e il superbonus, grazie ai quali l’Italia ha acquisito le idonee competenze per risolvere le criticità degli interventi estensivi di ristrutturazione. Guardando ai numeri, al 30 settembre 2022 il totale degli interventi incentivati con il superbonus 110% ha consentito un risparmio energetico pari a quasi un miliardo di Sm3 di gas all’anno (circa 1/3 dell’obiettivo di risparmio del Governo per la stagione 2022-23) mentre, sulla base dei dati medi nazionali di consumo, si è stimato che gli interventi incentivati con bonus casa abbiano portato nel 2021 a un risparmio energetico annuale di 868 GWh, di cui metà conseguiti attraverso l’utilizzo di pompe di calore”.
“Bisogna riconoscere che il caso degli edifici italiani è del tutto peculiare: oltre 12 milioni hanno più di trent’anni e questo comporta la necessità di
interventi più lunghi per le operazioni di ammodernamento ed efficientamento. Secondo una stima del SIAPE (Sistema Informativo sugli Attestati di Prestazione Energetica), più del 70% delle strutture residenziali rientra nelle classi G, F ed E. È vero altresì che occorre censire l’intero patrimonio edilizio per capire la percentuale di interventi parziali e totali già effettuati e per concentrare gli sforzi e le risorse sugli edifici non ancora interessati da opere di ammodernamento”.
“La soluzione che AiCARR vuole prospettare –conclude la nota - è quella di reintrodurre a pieno gli incentivi finalizzati a interventi di questo genere, pensando a misure di durata decennale o ventennale con cui formulare una risposta efficace alla direttiva europea. Il dialogo politico e istituzionale non basta, sarà necessario ricorrere a valutazioni tecniche precise che mostrino in sede comunitaria la chiarezza del piano di risposta italiano”.
Il Presidente Filippo Busato e il Segretario Generale Luca A. Piterà hanno partecipato ad ASHRAE Winter Conference 2023, che si è tenuta ad Atlanta, Georgia, dal 4 all’8 febbraio scorsi.
Il Presidente e il Segretario Generale di AiCARR, oltre a seguire il programma di seminari e workshop organizzati nel corso dell’evento e a prendere parte ai lavori dei Technical Committee, hanno partecipato alle riunioni di ASHRAE, dell’Associate Society Alliance (AASA), della Indoor Enviromental Quality Global Alliance (IEQ-GA) e stretto nuovi rapporti con il National Institute of Building Sciences (NIBS), sul tema del Commissioning dell’edificio.
Come sempre, gli incontri con i vertici di ASHRAE hanno confermato il forte legame fra le due associazioni e permesso di tracciare un bilancio e la previsione delle azioni comuni, fra cui le attività dell’AiCARR-ASHRAE Group.
streaming dal 20 aprile il Percorso Specialistico completo dedicato al rischio Legionella negli edifici, ideato per l’approfondimento delle indicazioni fornite in materia dalle Linee Guida del Ministero della Salute e il completamento delle conoscenze di base, anche con argomenti che esulano dalle quotidiane esperienze professionali. Verranno richiesti CFP per ingegneri. La partecipazione al Percorso consente di sostenere un esame di certificazione delle competenze professionali acquisite, certificandosi come Esperto in Gestione del rischio Legionellosi (EGL), grazie alla collaborazione di AiCARR Formazione con l’Ente di certificazione Bureau Veritas – CEPAS.
Il calendario
20-21 e 26 aprile - Il problema Legionella: conoscenze di base
22 maggio e 23 maggio - Il Protocollo di Controllo del Rischio legionellosi
29-30 maggio, 7 giugno - Elementi di biologia
12-19-22 giugno - Elementi di impianti
Gli impianti presenti negli stabilimenti industriali necessitano di grande competenza, non solo in fase di progettazione, ma anche di installazione e soprattutto di gestione e di manutenzione, perché il loro funzionamento ottimale comporta grandi risparmi in termini energetici e quindi economici.
Questi e altri temi vengono affrontati dal Percorso sulla gestione dell’energia nell’industria, giunto alla sua seconda edizione e caratterizzato da una serie di moduli della durata di 4 oppure di 8 ore. I temi sviluppati spaziano dalle caratteristiche costruttive degli ambienti industriali a quelle degli impianti al loro servizio, a quelle degli impianti specifici per le lavorazioni, quali aria compressa, vapore tecnologico, recupero termico e altri. All’interno del Percorso, e di ciascun modulo, viene posta grande attenzione ai problemi connessi alla tariffazione dei singoli servizi di stabilimento con i relativi aspetti contrattuali.
Il Percorso è rivolto a progettisti termotecnici, Energy Manager, EGE, responsabili di stabilimento e a chi si occupa di gestione dell’energia all’interno di stabilimenti industriali.
Il Percorso prenderà il via in diretta web a partire dal 10 maggio; il calendario è pubblicato sul sito di AiCARR Formazione.
#72 Strategie per lo sviluppo energetico Idrogeno
#73 Design for people Metodi numerici
#74 Pompe di calore Sistemi ibridi
#75 Edifici e il futuro Modelli climatici predittivi
#76 Qualità dell’aria Tecnologie per la IAQ
#77
Reti di distribuzione Commissioning IPMVP
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