I vantaggi del “teleriscaldamento”, un’alternativa valida e competitiva ai sistemi tradizionali di produzione e distribuzione del calore. Innovami sviluppa con Hera e Università di Bologna un modello di ottimizzazione in grado di valutare potenzialità evolutive e relativa fattibilità economica di una rete energetica di teleriscaldamento. Il modello è stato testato con successo in una porzione della rete cittadina imolese.

Il principio, in un certo senso, ricorda molto da vicino il vecchio riscaldamento centralizzato. In altre parole, è più efficiente, dal punto di vista energetico, una grande centrale di produzione al servizio di più utenze, rispetto a tante singole caldaie domestiche. Niente affatto tradizionale è però il modo di intendere questo concetto: non il condominio, ma intere aree o quartieri, potrebbero essere servite con questo metodo, con una centrale di produzione dislocata altrove da cui esce acqua calda, mentre è una rete di tubazioni a servire le singole utenze.

Daniele Vigo, ordinario di Ricerca Operativa all’Università di Bologna (Facoltà di Ingegneria, sede distaccata di Cesena) è il responsabile del progetto. “Quello che ci siamo proposti di fare – osserva Vigo – non è costruire un prodotto, ma piuttosto validare la possibilità di trasferimento tecnologico, accompagnata da una precisa verifica della relativa fattibilità economica”. Applicabili ai settori più diversi, i modelli di ottimizzazione matematica studiati dallo staff di Vigo sono stati in questo caso applicati ad una rete di teleriscaldamento: “Banalmente – sottolinea Vigo – abbiamo a che fare con una centrale termica, che produce calore e lo porta poi ai cittadini tramite una rete di tubazioni”. Molto meno banali sono i problemi incontrati nel rendere efficiente questa modalità di produzione e distribuzione dell’energia. “La prima questione con cui ci siamo misurati è stata quella di analizzare la curva di consumo tipica dell’utente, quindi del gruppo di utenze. Alle 7 di mattina, per esempio, un privato accende il riscaldamento. Alle 8, poi, serve una gran quantità di energia perché cominciano a funzionare le fabbriche. Naturalmente questo implica una diversa funzione di produzione dell’energia nell’arco della giornata, del mese, dell’anno, in modo che la domanda di consumo da parte della rete di utenti sia sempre soddisfatta”.

L’ideale, naturalmente, sarebbe progettare una rete da zero. Sarebbe relativamente agevole, in questo caso, stabilire sulla base delle potenziali curve di consumo quotidiano degli utenti sia la dimensione minima efficiente della rete, sia le sue potenzialità – e limiti – in termini di nuovi allacciamenti. “Fino ad ora – spiega Vigo – siamo invece partiti dal presupposto di avere a che fare con reti esistenti, che potenzialmente devono evolversi allacciando nuovi clienti”. È qui, osserva il responsabile del progetto, che si pone il problema dell’ottimizzazione. “Il modello matematico decide quali di questi ‘pezzi di rete’ si possono aggiungere, e con quali risultati. Quello che si può stabilire è, da un lato, quale entità minima di utenze giustifichi un determinato investimento per l’espansione della rete, e quale sia, del pari, la massima quantità di utenti che si possano allacciare stante la capacità della centrale di produzione di soddisfare pienamente la domanda di consumo aggiuntivo che si verrebbe a determinare”.

Il modello matematico risultante è stato già testato, nell’ambito del progetto, su una porzione della rete urbana di teleriscaldamento di Imola e giudicato da Hera “capace di riprodurre accuratamente la realtà fisica di un sistema di teleriscaldamento, ritenendo di grande interesse la capacità che il modello ha di guidare le decisioni strategiche di network design legate all’eventualità di allaccio di un set di nuovi clienti”. Ancor più interessante, la flessibilità del modello: “Cambiando solo la forma di alcune relazioni e non la struttura dell’intero modello – nota Vigo – è possibile effettuare analisi decisionali strategiche diversificate, applicando facilmente il modello a scenari diversi”.

In realtà, quella della curva di consumo del singolo utente, o, per meglio dire, la “decisione della migliore strategia di erogazione del servizio ai clienti nell’arco di un concordato orizzonte temporale, tipicamente giornaliero”, rappresenta una questione a valle del problema più generale – e particolarmente pressante per una multiutility – cioè quello della decisione di allacciamento di un insieme di nuovi clienti potenziali. Dal punto di vista teorico si tratta di due aspetti ben distinti, ognuno dei quali necessità di un modello di ottimizzazione dedicato.

“La messa a punto del modello di ottimizzazione in funzione della curva di consumo giornaliera dell’utente sarà completata nei prossimi mesi, nell’ultima fase del nostro progetto. Fino ad ora il nostro lavoro si è concentrato sulla preparazione e sulla validazione del modello relativo al secondo aspetto, che implica un’analisi dei carichi energetici che la rete può sopportare funzionale alla decisione di allacciare nuovi utenti”.

Sbagliato considerare questo modello come un esercizio “astratto” di fattibilità: “Quello che noi siamo in grado di fare – precisa Vigo – è una rappresentazione accurata del fenomeno fisico, che tenga conto, ad esempio, della pressione sui nodi, della caduta di pressione sui rami. Tutti fattori che abbiamo considerato nel modello”. Da semplice “simulatore” – quale sarebbe il modello messo a punto in assenza di nuovi utenti da allacciare – il modello diventa quindi un valutatore “di un numero elevatissimo di reti potenziali, ognuna delle quali può essere analizzata anzitutto nel suo assetto termico ‘fisicamente possibile’, quindi nella modalità ottima di configurazione in funzione dei benefici globali per l’utenza e per l’ambiente”.

Insomma, partendo dal presupposto che – come dimostrano i sistemi da anni in funzione in nord Europa – una moderna caldaia centralizzata funziona meglio di dieci caldaie domestiche, “la domanda che interessa al decisore pubblico è quella di come fare evolvere la rete e come farla funzionare. Abbiamo cercato – sottolinea Vigo – di rispondere a questa domanda con un prototipo, non per dimostrare semplicemente che siamo capaci di farlo, ma applicando il prototipo a una rete realistica, in partnership con una realtà industriale che opera in questo settore”. Una rete, in definitiva, che costi il meno possibile, che serva più utenti possibili minimizzando allo stesso tempo emissioni e relativo impatto ambientale.

Quali le possibili evoluzioni del modello? A parte l’opportunità – in linea di principio – di applicarlo su “vasta area” – cioè considerando le singole reti come utenti e ragionando quindi su un insieme di reti – la frontiera si chiama sistema energetico integrato, “cioè – spiega Vigo – diversificare le sorgenti di produzione del calore tra energia tradizionale, solare termico, energia di recupero, ecc. Una complicazione notevole per il modello, che presenta naturalmente “limiti di adattabilità in funzione dei problemi effettivi presenti nella rete”. Uno strumento, in ogni caso, potenzialmente molto prezioso sia per il decisore pubblico che per le aziende specializzate: “Chi pianifica – conclude il responsabile del progetto – deve essere in condizioni di prendere delle decisioni fondate e in tempi rapidi. Il nostro modello può essere utile proprio perché è stato validato su una rete vera, che ne riproduce il funzionamento reale e ne valuta allo stesso tempo le potenzialità evolutive rispetto all’allacciamento di nuovi utenti, in modo tale da garantire sia la sostenibilità economica sia la sostenibilità ambientale della rete nella sua nuova configurazione”.