LA RIVISTA PER I PROFESSIONISTI DEGLI IMPIANTI HVAC&R
RED III, LE NOVITÀ INTRODOTTE
UNI 11973:2025: UN APPROCCIO INNOVATIVO
ALLA SOSTENIBILITÀ URBANA
SISTEMI IBRIDI PER RIQUALIFICARE
IL PATRIMONIO RESIDENZIALE ESISTENTE
OTTIMIZZAZIONE DEI SISTEMI ENERGETICI RESIDENZIALI
POMPE DI CALORE
VALUTAZIONE DELLE PRESTAZIONI DI UNA PDC
MULTISORGENTE A CO2
PDC A PROPANO PER LA RIQUALIFICAZIONE DI EDIFICI UNIVERSITARI
SKYWAY MONTE BIANCO, UN GIOIELLO DI INGEGNERIA
COMUNITÀ ENERGETICHE RINNOVABILI: IL CASO DI ASSISI
ANNO17 GENNAIOFEBBRAIO 2026
EFFICIENZA ENERGETICA NEL RESIDENZIALE
NUOVO MRV 7S
Ultima generazione di sistemi VRF con refrigerante R32 a basso GWP.
FOTOVOLTAICO
MULTI 3S
RESIDENZIALE
POMPE DI CALORE R290
SCALDACQUA
INCORPORA UNA SERIE DI TECNOLOGIE INNOVATIVE PER OTTIMIZZARE EFFICIENZA E I COSTI OPERATIVI.
Con Haier, ogni soluzione è pensata per ottimizzare prestazioni e consumi: tecnologia avanzata per un comfort smart e sostenibile.
Scarica l’App hOn!
Disponibile su App Store, GooglePlay e Huawei AppGallery
Fiera Milano, RHO (MI) 24 - 27 Marzo 2026
PAD.5 - STAND M29/P18
• Elevata efficienza energetica
• Tecnologia all’avanguardia
• Design innovativo
• Installazione semplificata
SISTEMI MRV 7S
L’APP CHE LAVORA COME TE: PRECISA, VELOCE, INSTANCABILE
DIMENTICA I MANUALI CHILOMETRICI E LE CHIAMATE INFINITE.
TADIRAN FORCE è l’app pensata e sviluppata da noi di Tadiran per chi lavora sul campo. Gestisci diagnosi, assistenze e preventivi in modo semplice e veloce in autonomia e, quando necessario, sei in contatto diretto con i responsabili tecnici di sede, senza contact center.
E con l’app MY TADIRAN, anche i tuoi clienti finali potranno gestire il clima di casa e dell’ufficio in qualsiasi momento dal cellulare.
Tecnologia su misura, creata da chi conosce davvero il tuo lavoro.
Periodico Organo ufficiale AiCARR n. 96 gennaio-febbraio 2026 www.aicarrjournal.org
EDITORS IN CHIEF
Francis Allard (France)
Claudio Zilio (Italy)
HONORARY EDITOR
Bjarne Olesen (Denmark)
ASSOCIATE EDITORS
Karel Kabele (Czech Republic)
Valentina Serra (Italy)
SCIENTIFIC COMMITTEE
Ciro Aprea (Italy)
William Bahnfleth (USA)
Marco Beccali (Italy)
Umberto Berardi (Italy)
Anna Bogdan (Poland)
Busato Filippo (Italy)
Alberto Cavallini (Italy)
Iolanda Colda (Romania)
Stefano Paolo Corgnati (Italy)
Francesca R. d'Ambrosio (Italy)
Annunziata D’Orazio (Italy)
Filippo de’ Rossi (Italy)
Livio de Santoli (Italy)
Marco Dell’Isola (Italy)
Giorgio Ficco (Italy)
Marco Filippi (Italy)
Manuel C. Gameiro da Silva (Portugal)
Cesare M. Joppolo (Italy)
Dimitri Kaliakatsos (Italy)
Essam Khalil (Egypt)
Risto Kosonen (Finland)
Jarek Kurnitski (Latvia)
Renato M. Lazzarin (Italy)
Catalin Lungu (Romania)
Anna Magrini (Italy)
Zoltán Magyar (Hungary)
Rita M.A. Mastrullo (Italy)
Livio Mazzarella (Italy)
Arsen Melikov (Denmark)
Gino Moncalda Lo Giudice (Italy)
Gian Luca Morini (Italy
Boris Palella (Italy)
Federico Pedranzini (Italy)
Fabio Polonara (Italy)
Piercarlo Romagnoni (Italy)
Francesco Ruggiero (Italy)
Giovanni Semprini (Italy)
Jorn Toftum (Denmark)
Timothy Wentz (USA)
MANAGEMENT BOARD
Giorgio Albonetti, Luca Alberto Piterà, Erika Seghetti, Claudio Zilio
EDITORIAL BOARD
Umberto Berardi, Filippo Busato, Marco Noro, Massimiliano Pierini, Luca Alberto Piterà, Giuseppe Romano
REDAZIONE
Giorgio Albonetti | Direttore Responsabile
Chiara Scelsi | Responsabile Periodici
Erika Seghetti | Coordinamento Editoriale
PROGETTO GRAFICO E IMPAGINAZIONE
Marco Nigris
IMMAGINI Shutterstock
COLLABORATORI
Marco Azzolin, Annalisa Bringiotti, Nicolandrea Calabrese, Corrado Camponeschi, Pasquale Capezzuto, Francesca Cioffi, Riccardo Conte, Davide Del Col, Mattia De Rosa, Matteo Dongellini, Silvia Di Turi, Lucia Fagotti, Maurizio Goni, Elisa Moretti, Gian Luca Morini, Mohammad Mozafarivanani, Claudia Naldi, Domenico Palladino, Fabiano Pallonetto, Francesco Pastoret, Luca Alberto Piterà, Ettore Stamponi, Marco Tancon, Emanuele Zanetti
Sede legale | Viale Forlanini, 21 – 20134 Milano www.quine.it – info@quine.it – tel. 02 864105
Edra Edizioni è iscritta al Registro Operatori della Comunicazione n° 12191 del 29/10/2005. Tutti i diritti di riproduzione degli articoli pubblicati sono riservati. Manoscritti, disegni, foto e altri materiali non si restituiscono.
TESTATA ASSOCIATA
AiCARR journal è una testata di proprietà di AiCARR – Associazione Italiana Condizionamento dell’Aria, Riscaldamento e Refrigerazione Via Melchiorre Gioia 168 – 20125 Milano Tel. +39 02 67479270 – Fax. +39 02 67479262 www.aicarr.org
A partire dal 1º gennaio 2026, Edra Edizioni Srl ha incorporato le attività di Quine Srl. Edra Edizioni è la società che, dal 2026, riunirà tutte le attività editoriali del Gruppo Edra in Italia. Tale variazione non comporterà alcun cambiamento nei prodotti e nei progetti editoriali di Quine, ad eccezione della nuova ragione sociale.
MCE
Milano 24 - 27 Marzo 2026
Pad. 9 Stand E29-G30
POTENZA, EFFICIENZA E COMFORT A RIDOTTO IMPATTO AMBIENTALE
POLIVALENTE DA ESTERNO CONDENSATA AD ARIA, PER SISTEMI A 2 E 4 TUBI
La serie NPG assicura la produzione simultanea e indipendente di acqua calda e di acqua refrigerata; sono disponibili due versioni: ad alta efficienza o ad alta efficienza silenziata. Il doppio circuito frigorifero e l’impiego di valvole di espansione elettroniche assicurano la massima efficienza stagionale.
La macchina impiega il fluido refrigerante di nuova generazione R32, che permette di ridurre notevolmente l’impatto sull’ambiente.
Grazie al sistema di controllo PCO5, è possibile attuare una regolazione completa tramite la tastiera Touch screen da 7”, con il vantaggio di poter salvare tutti i dati su SD card. Inoltre, la funzione Master-Slave consente di controllare due unità in parallelo, massimizzando il rendimento del sistema. Grazie alla modalità Night Mode, è possibile impostare un profilo di funzionamento silenziato, ideale per le ore serali.
Aermec S.p.A. via Roma, 996 - 37040 Bevilacqua (VR) T. +39 0442 633111 www.aermec.com
IMPIANTISTICA PER IL RESIDENZIALE: IL RUOLO FONDAMENTALE DEL PROGETTISTA
Uno degli aspetti più stimolanti dell’esperienza in AiCARR è la possibilità di incontrare i soci a margine dei diversi eventi e fermarsi a conversare in modo informale. In queste occasioni, uno degli argomenti su cui più spesso mi sono trovato a confrontarmi riguarda la questione se sia conveniente, o anche solo possibile, riscaldare con una pompa di calore un’abitazione monofamiliare costruita qualche decennio fa. La mia risposta tipica è “Dipende!”. Consapevole che si tratta di una “non risposta”, approfitto di questo numero di AiCARR Journal, dedicato all’efficienza energetica nel residenziale e alle pompe di calore, per contestualizzare meglio questa mia posizione.
L’occasione viene dai risultati di un progetto di ricerca quadriennale condotto dal Fraunhofer Institute ISE in Germania su 77 pompe di calore commerciali, di cui 61 ad aria e 16 geotermiche, installate in edifici monofamiliari costruiti tra il 1826 e il 2001, includendo sia edifici completamente ristrutturati che edifici privi di qualsiasi intervento di efficientamento energetico. Delle 77 pompe di calore, 13 sono ibride con caldaia. Un quarto degli impianti utilizza solo radiatori come terminali, un quarto il riscaldamento a pavimento, 3 abitazioni utilizzano fan-coil e le rimanenti presentano una soluzione ibrida radiatori-pannello radiante a pavimento. In tutte le installazioni, le pompe di calore sono state utilizzate anche per la produzione di acqua calda sanitaria. Tutti i principali parametri operativi sono stati registrati sul campo durante il 2024. La prima osservazione interessante è che in tutti i casi le pompe di calore sono state in grado di soddisfare le esigenze di comfort, anche negli impianti con radiatori, purché questi fossero dimensionati per lavorare a temperature più basse del fluido termovettore.
Come indice di efficienza stagionale (SPF - Seasonal Performance Factor) è stato utilizzato il rapporto tra l’energia termica prodotta e l’energia elettrica consumata. I ricercatori non hanno trovato alcuna correlazione tra l’anno di costruzione dell’edificio e l’efficienza stagionale. Per le pompe di calore ad aria, l’SPF rilevato è risultato compreso tra 2,6 e 4,9, mentre per le geotermiche tra 3,6 e 5,4. I valori più bassi sono stati registrati spesso quando le pompe di calore erano sovradimensionate o in presenza di elevate frequenze di accensioni e spegnimenti. È emersa inoltre la necessità di migliorare, a livello progettuale, l’accoppiamento tra la pompa di calore e l’accumulo termico.
Gli indici rilevati forniscono una chiara indicazione: a parità di energia richiesta dall’edificio esistente, il consumo elettrico può essere fino all’88% superiore, a parità di tipologia di pompa di calore, a seconda delle caratteristiche dell’edificio e del dimensionamento del sistema pompa di calore-accumulo-terminali.
Negli stessi incontri informali di cui parlavo all’inizio di questo editoriale, una delle osservazioni ricorrenti è che nelle case unifamiliari molto spesso non interviene direttamente un progettista, ma l’interfaccia del proprietario dell’edificio è con l’installatore. Lo studio del Fraunhofer dimostra ancora una volta, in maniera molto chiara, quanto sia fondamentale rivolgersi, anche per abitazioni monofamiliari, a un progettista esperto per effettuare un’approfondita valutazione preliminare dello stato dell’edificio in cui si intende installare una pompa di calore in sostituzione del sistema di riscaldamento esistente. La risposta alla domanda iniziale “dipende” da molteplici fattori che, se non adeguatamente valutati, possono avere un impatto significativo sulla sostenibilità dell’intervento.
Claudio Zilio, Presidente AiCARR
ARIOSADOT
Efficienza energetica oltre 90%
Si installa semplicemente e in poche ore
per ambienti fino a 70 mq
La VMC che si installa ovunque!
Ariosa DOT è la VMC a doppio flusso per singoli ambienti fino a 70 mq. Risolve i problemi di ricambiando l’aria e filtrandola continuamente da smog, polveri e batteri. Ed è estremamente silenziosa!
L’installazione è un gioco da ragazzi: basta praticare due fori D125 su qualsiasi parete perimetrale e utilizzare la dima e le staffe in dotazione per concludere il lavoro in poche ore
Disponibile con scambiatore di calore sensibile oppure entalpico e anche in versione HP, che deumidifica l’aria durante i mesi caldi e umidi.
Ariosa DOT è dotata di pannello LCD e modulo Wi-Fi di serie, e può essere gestita via smartphone tramite app dedicata.
Seguici su:
Ideale
Aria immessa
Aria espulsa
12
18
NORMATIVA
Il recepimento della RED III: impatti su obblighi FER negli edifici e requisiti dei sistemi HVAC secondo il D.Lgs. 5/2026
Analisi di alcune novità introdotte dalla Direttiva, che incideranno su scelte progettuali e percorsi di conformità
L.A. Piterà
SOSTENIBILITÀ URBANA
Norma UNI 11973:2025: un approccio innovativo agli edifici nelle città sostenibili
La norma definisce un nuovo concetto di edificio sostenibile e un approccio metodologico che consente la progettazione di edifici in grado di contribuire al raggiungimento dello sviluppo sostenibile delle città
P. Capezzuto
SISTEMI IBRIDI
24
Prestazioni energetiche del parco edilizio residenziale italiano esistente: scenari di riqualificazione con soluzioni ibride
I risultati dello studio evidenziano come i sistemi ibridi possano contribuire in modo significativo al percorso di decarbonizzazione del patrimonio residenziale esistente, risultando coerenti con le indicazioni della EPBD come soluzione di transizione nel breve e medio termine
D. Palladino, S. Di Turi, N. Calabrese
PDC MULTISORGENTE
32
Valutazione delle prestazioni di una pompa di calore aria–solare–geotermica che utilizza CO₂ come refrigerante
Lo studio propone un modello numerico di un prototipo innovativo di pompa di calore multisorgente ad anidride carbonica e ne valuta le prestazioni sotto diversi carichi termici e condizioni operative, confrontandole con una pompa di calore ad aria
M. Azzolin, M. Tancon, M. Mozafarivanani, R. Conte, E. Zanetti, D. Del Col
PDC A PROPANO
38
Pompe di calore a propano per la riqualificazione dell’impianto di riscaldamento in edifici universitari: analisi numerica di scenari comparativi in un caso studio
Il caso di studio dimostra come la transizione degli impianti di riscaldamento verso configurazioni basate su pompe di calore a propano possa essere considerata una soluzione promettente per migliorare l’efficienza energetica e la sostenibilità ambientale, garantendo al contempo la redditività economica
M. Dongellini, C. Naldi, C. Camponeschi, M. Goni, F. Cioffi, G. Morini
FLESSIBILITÀ ENERGETICA
44
Ottimizzazione dei sistemi energetici residenziali per la valutazione del potenziale di flessibilità e dei costi associati ai servizi di Demand Response
Lo studio analizza il potenziale di flessibilità energetica di un complesso residenziale dotato di un sistema energetico ibrido, valutandone il comportamento in un contesto di Demand Response basato su segnali di prezzo
A. Bringiotti, F. Pallonetto, M. De Rosa
CLIMI ESTREMI
50
Skyway Monte Bianco, un gioiello di ingegneria
L’impianto funiviario vanta tecnologie molto avanzate riguardanti tutta la tipologia costruttiva, in particolar modo per quanto riguarda gli impianti tecnologici che garantiscono sostenibilità, comfort e non per ultimo design in un progetto unico nel suo genere
F. Pastoret
PREMIO TESI DI LAUREA
56
Le Comunità Energetiche Rinnovabili come driver della transizione energetica locale: simulazioni energetiche e analisi economica per il caso di Assisi
Il progetto rappresenta un modello pionieristico di CER in contesto storico-vincolato, capace di coniugare innovazione tecnica, inclusione sociale e sostenibilità economica, offrendo un riferimento replicabile per iniziative analoghe
L. Fagotti, E. Moretti, E. Stamponi
Esponiamo a We exhibition at
Visit us PAV 9 stand H 11-L 20
Novità Prodotti
UMIDIFICATORE INTEGRATO: IL DETTAGLIO CHE COMPLETA IL COMFORT
Aermec presenta FCZ-ASW, il ventilconvettore dotato di umidificatore adiabatico a ultrasuoni integrato, primo con serbatoio estraibile, progettato per offrire un equilibrio perfetto tra temperatura e umidità negli ambienti interni. Durante l’inverno l’aria si secca, generando ambienti eccessivamente secchi e una percezione di disagio termico. FCZ-ASW, grazie alla sua tecnologia ad ultrasuoni, è in
grado di risolvere tutto questo: ripristina il giusto livello di umidità restituendo un ambiente sempre confortevole, senza influire su prestazioni acustiche né consumi.
L’umidificatore adiabatico a ultrasuoni è completamente invisibile alla vista perché integrato nel ventilconvettore FCZ-ASW e funziona anche a ventilconvettore spento. Si compone di un serbatoio trasparente, facilmente accessibile e completamente estraibile, un’unità di alimentazione con micro-ventilatore a tre velocità e un trasduttore piezoelettrico, che nebulizza l’acqua demineralizzata in microparticelle assicurando un’umidificazione rapida, silenziosa e uniforme.
PDC PER APPLICAZIONI COMMERCIALI
Panasonic Heating & Ventilation Air Conditioning presenta l’ultima novità della gamma di pompe di calore condensate ad aria ECOi-W: l’ECOi-W AQUA-Z EVO. Prodotta nello stabilimento italiano di Barlassina, l’unità garantisce elevati standard di qualità, tempi di consegna più rapidi e piena conformità ai requisiti locali. Grazie alla tecnologia inverter avanzata e ad una capacità dai 40 ai 50 kW, ECOi-W AQUA-Z EVO è in grado di rispondere alle principali esigenze commerciali con potenze che arrivano fino a 380 kW. Principali caratteristiche:
Efficienza energetica e prestazioni
• La tecnologia inverter avanzata garantisce significativi risparmi energetici, controllo stabile della temperatura e funzionamento affidabile anche in condizioni di carico variabile, dovute ad esempio a fluttuazioni nell’occupazione degli ambienti climatizzati.
• L’unità offre un’elevata efficienza stagionale, con valori SCOP fino a 4,52 (A+++) e SEER fino a 5,651
Design compatto per una massima flessibilità
• Uno degli ingombri più ridotti della categoria: appena 1,7 m di altezza e 2,43 m² di superficie, per garantire una flessibilità di installazione senza pari.
Limiti operativi estesi
• Modalità riscaldamento: garantisce temperature dell’acqua in
Il controllo elettronico, che regola l’umidificatore, oltre alle funzioni di accensione e di spegnimento, consente di scegliere fino a tre diversi livelli d’immissione dell’aria umidificata, offrendo un comfort personalizzato. Il sensore di livello avvisa quando è necessario il rabbocco con acqua demineralizzata evitando di dover controllarlo spesso.
FCZ-ASW garantisce la massima efficienza, offre un significativo risparmio energetico ed è estremamente semplice da manutenzionare (coclee estraibili, serbatoio facilmente accessibile, filtro aria lavabile). Rispetta l’ambiente perché utilizza solo acqua per l’umidificazione indoor. global.aermec.com
uscita fino a 58 °C, anche con temperature esterne di 40 °C, permettendo il preriscaldamento dell’acqua calda sanitaria.
• Modalità raffrescamento: opera con temperature dell’acqua in uscita fino a -10 °C e temperature esterne comprese tra -15 °C e 48 °C, offrendo maggiore flessibilità e affidabilità in condizioni diverse.
www.aircon.panasonic.eu
SCALDACQUA A POMPA DI CALORE R290 PER
IL SETTORE PROFESSIONALE
Ariston, leader globale nelle soluzioni rinnovabili e ad alta efficienza per il riscaldamento dell’acqua e degli ambienti, consolida la propria offerta per il settore B2B con la presentazione dei nuovi Nuos Plus S2 Wi-Fi FS e Nuos Fit S2 Wi-Fi. Elemento centrale di queste innovazioni è l’utilizzo del gas refrigerante naturale R290, caratterizzato da un impatto minimo sul riscaldamento globale (GWP pari a 3, a fronte di 1430 dei refrigeranti più comuni). Questa scelta tecnologica garantisce un’elevata efficienza energetica, costi di gestione contenuti per l’utente finale e un campo di lavoro esteso. La capacità di operare efficacemente producendo acqua calda fino a 62 °C in modalità pompa di calore contribuisce a un risparmio energetico fino all’80% rispetto a un sistema elettrico tradizionale.
La versione a basamento Nuos Plus S2 Wi-Fi FS, in classe energetica A+, è una soluzione per installazioni a pavimento che richiede prestazioni elevate e attenzione alla sostenibilità. Questo modello monoblocco, con circuito del gas ermeticamente sigillato, offre tempi di riscaldamento efficienti nella sua categoria e un ampio range di funzionamento (da -10 °C a +42 °C). La durabilità è supportata da un sistema a doppia protezione contro la corrosione che include anodo attivo (Protech) e anodo al magnesio, una caratteristica distintiva di Ariston che include anche la resistenza smaltata, con l’obiettivo di prolungare la vita utile del prodotto e ridurre le esigenze di manutenzione. Il funzionamento a basso livello di rumorosità è un ulteriore beneficio. Una sua caratteristica saliente è la possibilità di creare sistemi in cascata collegando fino a 8 unità in parallelo tramite Bus BridgeNet®, rendendolo idoneo per impianti complessi, piccole attività commerciali o dove siano richieste significative quantità di acqua calda sanitaria.
Nuos Fit S2 Wi-Fi: flessibilità installativa per carichi elevati
Entrambi i modelli sono dotati di connettività Wi-Fi integrata e compatibili con l’App Ariston NET. Questa funzionalità consente ai professionisti e agli utenti di gestire e monitorare le impostazioni da remoto, ottimizzare i consumi, ricevere notifiche in tempo reale e accedere a dati diagnostici, facilitando la gestione e la manutenzione. Funzioni come i-Memory sono progettate per apprendere le abitudini d’uso per ottimizzare l’erogazione di acqua calda, mentre le funzionalità Home+ (disponibili su Nuos Plus ed attivabili con Smart Meter Chain2) supportano l’autoconsumo fotovoltaico, con l’obiettivo di ridurre gli sprechi e valorizzare l’energia prodotta in eccesso. L’interfaccia touch con display LCD offre un controllo intuitivo.
www.ariston.com/it-it/
BARRIERE D’ARIA PER GRANDI SUPERFICI
Diloc dice addio a spifferi e sbalzi termici con il sistema di ventilazione “Green Line”, la linea di barriere d’aria per ambienti commerciali e grandi superfici in grado di offrire un comfort impeccabile e ottimizzare l’isolamento, eliminando le dispersioni termiche. Applicando le barriere Green Line sopra a porte e ingressi, il muro d’aria creato dal sistema di ventole protegge l’ambiente da flussi termici in entrata e in uscita, mantenendo il locale correttamente climatizzato ed evitando gli sprechi. Completo di tecnologia Eco e funzionalità smart, il sistema di ventilazione Green Line permette di lasciare aperte le porte di negozi, uffici, grandi magazzini e ingressi merci, e isola gli ambienti da sbalzi termici e infiltrazioni di smog, fumi o insetti. Gli sprechi energetici sono eliminati e le
emissioni nell’ambiente sensibilmente ridotte, mantenendo sempre il massimo livello di comfort. Una scelta di benessere che salvaguarda il pianeta.
Il sistema di ventilazione di Green Line combina l’azione di ventole multiple per offrire l’isolamento termico più adatto ad ogni esigenza applicativa. La speciale ventola Centrifuga canalizza un flusso d’aria più intenso ed è progettata per installazioni a 300 cm d’altezza. La ventola tangenziale, discreta e silenziosa, permette un’installazione a partire da 250 cm. Grazie al flusso d’aria angolato a 105 gradi, le barriere d’aria Green Line possono inoltre essere utilizzate a moduli per aumentare la superficie coperta. La linea è disponibile in quattro modelli, con tagli di portata d’aria variabili da 1400 m2/h a 3600 m2/h e assorbimento energetico compreso tra 160 W e 350 W. Performance avanzate, sostenibilità e risparmio sono le parole chiave della gamma Diloc Green Line. Una scelta ad alta efficienza per isolare termicamente gli ambienti commerciali e professionali, garantendo consumi ridotti a difesa del comfort. www.naicon.com/company/diloc/
Novità Prodotti
TERMOCAMERE POTENZIATE DALLE APP
Flir, una società di Teledyne Technologies, ha presentato le termocamere di nuova generazione serie iXX potenziate con le app, strumenti destinati a trasformare le attività di ispezione in una moltitudine di applicazioni di monitoraggio delle condizioni di dispositivi e impianti, ispezione degli edifici e altro ancora. Basata sulla nuova piattaforma ACE di Flir, le termocamere serie iXX combinano la potenza delle app con uno strumento di ispezione termografica ad alte prestazioni, facilitando il monitoraggio delle condizioni in modo scalabile, intuitivo e connesso. In particolare, l’integrazione diretta con il software basato su browser Flir Assetlink collega automaticamente le immagini radiometriche Flir a una struttura gerarchica delle risorse monitorate, velocizzando i flussi di lavoro e fornendo informazioni critiche. Le ispezioni termiche tradizionali sono spesso complesse, incoerenti e scollegate. Scalare i processi di termografia tradizionali può essere difficile, ma non farlo comporta costi legati alla sicurezza e alla produttività. Le nuove termocamere Flir iXX rispondono a queste sfide con una piattaforma di alta qualità basata su app che semplifica le ispezioni, standardizza i dati e si adatta facilmente a team e siti diversi.
Le termocamere iXX sono dotate del nuovo software Assetlink di Flir basato su browser, che consente agli utenti di pianificare le ispezioni, collegare le immagini termiche ai dati delle apparecchiature monitorate e produrre rapporti di ispezione, con l’obiettivo di semplificare i flussi di lavoro, migliorare lo stato degli impianti e ridurre i tempi di reporting. Inoltre, la visualizzazione delle tendenze fornisce informazioni sulle condizioni delle apparecchiature che non sarebbe possibile
ottenere con una singola misura istantanea, mentre la visualizzazione dei dati sulla dashboard semplifica la comunicazione e migliora la comprensione da parte dell’operatore dei programmi di monitoraggio delle condizioni.
L’integrazione diretta con il cloud avviene via connessioni Wi-Fi o LTE (solo per alcuni modelli) per il caricamento delle misure, l’organizzazione e la condivisione immediata dei dati, nonché per la creazione di report e analisi. Gli operatori possono inviare e ricevere messaggi, e-mail e persino videochiamate direttamente dalla termocamera, per rimanere in contatto con il proprio team.
È importante sottolineare che Flir è accreditata secondo la norma ISO 27001, lo standard riconosciuto a livello internazionale per i sistemi di gestione della sicurezza delle informazioni (ISMS), con l’app di gestione delle termocamere iXX che supporta la gestione sicura dei dati dietro un firewall. www.flir.com
RESILIENZA E INTELLIGENZA ENERGETICA CON LA BUILDING AUTOMATION
Johnson Controls annuncia il lancio di Metasys 15.0, il proprio sistema di punta per la building automation. Progettato per rispondere alle esigenze degli ambienti mission-critical, Metasys 15.0 offre una scalabilità senza pari, resilienza integrata e gestione energetica smart ed istantanea, fornendo ai facility manager gli strumenti per ottimizzare le prestazioni, garantire la conformità e accelerare la decarbonizzazione. Tra le principali novità, il supporto fino a 1.000 dispositivi IP per server, il 60% in più rispetto alla maggior parte dei sistemi di automazione degli edifici oggi disponibili, ridondanza multi-server con backup simultaneo e un sistema di gestione energetico preconfigurato pronto all’uso che fornisce dati e insight in tempo reale.
Metasys 15.0 semplifica la distribuzione e garantisce una scalabilità ottimale su edifici e strutture multi-sede, offrendo vantaggi competitivi a settori mission-critical come, tra gli altri, healthcare, data center e campus di grandi dimensioni, migliorando uptime ed efficienza. Le principali caratteristiche includono.
• Scalabilità ai vertici del settore: con supporto fino a 50.000 oggetti e 1.000 dispositivi IP per server, Metasys 15.0 può essere implementato senza problemi su grandi campus sanitari, università o aziende multi-sede senza costosi aggiornamenti hardware. Dal momento che consente ai dispositivi IP di comunicare direttamente
con il server, le organizzazioni possono ridurre i costi infrastrutturali fino al 60% eliminando la necessità di componenti intermedi.
• Data resiliency 24/7: la nuova ridondanza multi-server garantisce che avvisi critici, trend e log di audit siano salvati su due server Metasys simultaneamente, assicurando continuità operativa, disponibilità dei dati e conformità in ambienti mission-critical come ospedali e data center.
• Applicazioni di gestione energetica pronte all’uso: la suite Energy Management offre applicazioni pronte all’uso che permettono agli utenti di accedere e comprendere facilmente i dati relativi a gestione energetica, produttività ingegneristica e cybersecurity per migliorare operazioni e pianificazione.
• Configurazione rapida: i facility manager possono ora configurare e gestire il sistema direttamente tramite web client, riducendo i tempi di setup delle apparecchiature di quasi il 95% rispetto alle versioni precedenti ed eliminando la necessità di spegnimenti del server o supporto esterno.
• Interoperabilità: come soluzione BAS aperta, Metasys 15, insieme alle versioni precedenti, è ampiamente riconosciuto dai tecnici per la sua capacità di supportare un’ampia gamma di protocolli IT e OT di terze parti come BACnet, MSPP, M-Bus e altri. www.johnsoncontrols.it
NUOVE GAMME CON REFRIGERANTI LOW GWP
Rhoss amplia la propria offerta con una nuova gamma efficiente ed ecologica di refrigeratori e pompe di calore non reversibili con sorgente ad acqua, dotati di compressori a vite stepless e refrigeranti LOW GWP (R1234ze e R515B).
FullFLOW ECO/ECOA1 DX è una soluzione pensata per garantire massima efficienza, stabilità operativa e sostenibilità, rispondendo alle esigenze degli impianti più evoluti.
L’utilizzo di refrigeranti a bassissimo GWP assicura una scelta responsabile verso il futuro.
RAFFREDDAMENTO IBRIDO
Vertiv annuncia nuove configurazioni di Vertiv™ MegaMod™ HDX, una soluzione prefabbricata per l’infrastruttura di alimentazione e raffreddamento a liquido progettata per ambienti di calcolo ad alta densità, inclusi i deployment di intelligenza artificiale (AI) e high-performance computing (HPC). Le configurazioni offrono agli operatori maggiore flessibilità per supportare requisiti di potenza e raffreddamento in rapida crescita, ottimizzando lo spazio e la velocità di implementazione. I modelli sono disponibili a livello globale.
Vertiv MegaMod HDX integra il raffreddamento a liquido direct-to-chip con architetture raffreddate ad aria per soddisfare le elevate esigenze termiche dei workload AI, supportando ambienti AI a pod e cluster GPU avanzati. La nuova soluzione compatta è caratterizzata da un’altezza standard dei moduli e può ospitare fino a un massimo di 13 rack e offre una capacità di potenza fino a 1,25 MW; la soluzione combo, con design ad altezza ampliata, può arrivare fino a 144 rack, supportando capacità di potenza fino a 10 MW. Entrambe le configurazioni supportano densità di rack da 50 kW a oltre 100 kW per rack. Le architetture di raffreddamento ibride combinano il raffreddamento a liquido direct-to-chip con il raffreddamento ad aria per una gestione termica efficiente ad alta densità, mentre i design modulari prefabbricati consentono un’implementazione accelerata e permettono ai clienti di dimensionare i propri data center in base alla crescita della domanda.
I modelli Vertiv™ MegaMod™ HDX sono caratterizzati da un’innovativa architettura di raffreddamento ibrida che combina il raffreddamento a liquido direct-to-chip con sistemi ad aria adattabili all’interno di un pod prefabbricato completamente integrato.
Una nuova gamma che si integra perfettamente nell’offerta Rhoss, offrendo ancora più flessibilità progettuale e affidabilità in ogni applicazione.
Le nuove gamme, disponibili nella versione T – Alta efficienza, coprono potenze da 230 a 1530 kW circa nelle seguenti configurazioni:
• Unità solo raffreddamento, 20 modelli fino a 1530 kW
• Unità reversibili lato idraulico, 20 modelli fino a 1530 kW
• Unità solo riscaldamento, 17 modelli fino a 1200 kW
Le unità solo riscaldamento sono equipaggiate con un compressore ottimizzato per produzione di acqua ad alta temperatura fino a 72 °C con accessorio dedicato.
KEY FUTURES
• Progettazione ottimizzata con il gas ecologico R1234ze (GWP = 1,37) o R515B (classe A1).
• Compressore vite stepless con controllo della capacità lineare: configurazione mono-compressore e mono-circuito fino a 400 kW circa, bi-circuito e bi-compressore sugli altri modelli.
• Evaporatore a fascio tubiero ad espansione secca.
• Numerose opzioni disponibili, tra cui accessori insonorizzanti, allestimenti produzione acqua bassa temperatura, funzionamento con applicazione geotermica, recupero totale di calore, tastiera touch 7’’. www.rhoss.it
Le soluzioni includono un’architettura di alimentazione ridondante distribuita che consente il funzionamento continuo anche in caso di messa offline di un modulo. Inoltre, il sistema di backup termico con serbatoio tampone permette ai cluster GPU di mantenere operazioni stabili durante attività di manutenzione o transizioni di carico. Questo design integrato in fabbrica garantisce una precisione ripetibile nell’implementazione e offre certezza dei costi nella pianificazione e nella scalabilità dell’infrastruttura AI. Il design prefabbricato, unito a componenti integrati in fabbrica e completamente testati e alla rete globale di servizi Vertiv, assicura un supporto affidabile end-to-end. www.vertiv.com
Il recepimento della RED III: impatti su obblighi FER negli edifici e requisiti dei sistemi HVAC
secondo il D.Lgs. 5/2026
Analisi di alcune novità introdotte dalla Direttiva, che incideranno su scelte progettuali e percorsi di conformità
L.A. Piterà*
Il 4 febbraio scorso sono entrate in vigore le modifiche apportate dal D.Lgs. n.5/2026 (Governo Italiano, 2026) al D.Lgs. 199/2021 (Governo Italiano, 2021) per dare attuazione alla Direttiva europea 2018/2001 (Unione Europea, 2018) come modificata dalla Direttiva europea 2023/2413 (Unione Europea, 2023), la cosiddetta “RED III”, con modifiche che interessano più ambiti: obiettivi 2030, riscaldamento e raffrescamento, edifici, industria, trasporti, biomasse, infrastrutture di ricarica.
Le ricadute più immediate per il nostro settore riguardano l’aggiornamento dei target che orientano la programmazione energetica, la revisione degli obblighi
di integrazione FER in edilizia e l’aggiornamento dei requisiti prestazionali e impiantistici delle tecnologie FER, soprattutto ai fini dell’accesso ai regimi di sostegno.
Campo di applicazione e definizioni: cosa cambia rispetto al passato
Il D.Lgs. 5/2026 introduce una importante novità per quanto riguarda il campo di applicazione degli obblighi di copertura
da FER negli edifici, laddove, fino a oggi negli edifici di nuova costruzione e in quelli esistenti soggetti a ristrutturazioni rilevanti l’utilizzo delle FER e i miglioramenti della prestazione energetica erano previsti “ove tecnicamente e funzionalmente fattibili”. Il decreto oggi vigente innanzitutto allarga il campo di applicazione alle ristrutturazioni importanti sia di primo sia di secondo livello sia agli interventi di ristrutturazione dell’impianto termico (vedi Box2), e aggiunge alle
condizioni di fattibilità tecnica e funzionale anche quella economica, lasciando inalterato l’obbligo del progettista di evidenziare l’eventuale impossibilità di ottemperare agli obblighi nella relazione tecnica prevista dal D.Lgs. 192/2005 e smi (Governo italiano, 2005), dettagliando la non fattibilità di tutte le diverse opzioni tecnologiche disponibili. In quest’ultimo caso, il valore di energia primaria non rinnovabile dell’edificio è ridotto secondo quanto previsto dalla procedura di cui al paragrafo 4 dell’Allegato III. Per gli edifici pubblici è prevista una deroga riguardante l’installazione negli edifici pubblici di impianti a fonti rinnovabili per la copertura dei consumi di calore e di elettricità.
Per quanto riguarda le definizioni, il decreto vigente puntualizza alcune di quelle già presenti nel precedente e ne aggiunge di nuove; esempi sono riportati nel Box 1.
Introduce inoltre la possibilità che la quota di copertura da FER può essere conseguita da terzi anche mediante l’installazione negli edifici pubblici di impianti a fonti rinnovabili per la
copertura dei consumi di calore e di elettricità, secondo i principi minimi di integrazione di cui all’allegato III. Demanda inoltre agli enti locali con propri provvedimenti, la gestione associata o tramite ente sovraordinato o delegato, delle modalità di attuazione.
I nuovi obiettivi
Sul piano strategico, il D.Lgs. 5/2026 aggiorna l’obiettivo nazionale al 2030 fissando la quota di energia da FER sul consumo finale lordo al 39,4% e dettaglia gli obiettivi indicativi per settori energivori: un incremento medio annuo dell’1,1% nel periodo 2026-2030, e un valore dello 0,8% per il periodo 20212025, per il riscaldamento e il raffrescamento; e il raggiungimento del 40,1% riferito alla quota di energia rinnovabile prodotta negli edifici o nelle loro vicinanze, compresa la energia rinnovabile proveniente dalla rete, per gli edifici. Evidenziando inoltre che l’obiettivo nazionale indicativo relativo alla capacità di energia rinnovabile da tecnologie innovative all’anno 2030 è pari al 5 per cento della nuova capacità installata.
Ambito Obiettivo (come espresso nel decreto)
Nazionale
Riscaldamento e raffrescamento -Step 1
Riscaldamento e raffrescamento – Step 2
Obiettivo indicativo settore edilizio
Settore industriale
Settore trasporti
FER
Orizzonte / periodo
Aumento del 39,4% nel consumo finale lordo 2030
Aumento medio annuo maggiore o uguale a 0,8 punti percentuali
2021 – 2025
Aumento medio annuo maggiore o uguale a 1,1 punti percentuali 2026 – 2030
Aumento indicativamente maggiore o uguale a ≥ 40,1% in riferimento alla produzione negli edifici o nelle loro vicinanze, tenendo conto dell’energia rinnovabile proveniente dalla rete
Aumento medio annuo maggiore o uguale a 1,6 punti percentuali calcolati sul totale delle fonti energetiche impiegate per scopi energetici e non energetici
Inoltre, il Decreto aggiorna la definizione di “energia da fonti rinnovabili” o “energia rinnovabile”, aggiungendo “all’energia eolica, solare, termico e fotovoltaico, e geotermica, energia dell’ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso, altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas”, quella osmotica. Si rimanda al Box 1 per maggior dettaglio.
In Tabella 1 sono sintetizzati i principali obiettivi in materia di FER come aggiornati/introdotti dal recepimento, utili per inquadrare il livello di ambizione del decreto e la conseguente traiettoria attesa nei comparti più energivori.
Secondo l’approccio sistemico che sempre più caratterizza i dispositivi legislativi europei e nazionali, il decreto introduce disposizioni settoriali che, pur non riguardando l’edilizia in senso stretto, hanno su questa ricadute gestionali; ad esempio, dal 2026 una quota annua dei proventi delle aste delle quote di emissione di CO₂ è destinata prioritariamente a misure per i combustibili rinnovabili di origine non biologica, incluso l’idrogeno rinnovabile, nell’industria e nel settore dei trasporti. In questa stessa ottica è stata inserita nel decreto la disciplina della funzionalità di “ricarica intelligente”: dal 30 giugno 2026 i punti di ricarica di potenza standard, nuovi e sostituiti, non accessibili al pubblico, devono essere certificati secondo l’allegato X alla UNI CEI 0-21 (CEI, 2025)
Il nuovo Allegato III
Per cominciare, è stato chiarito il campo di applicazione, adeguando le definizioni ai nuovi criteri stabiliti dal decreto Requisiti minimi, e sono stati aggiunti gli interventi di ristrutturazione importante sia di primo sia di secondo livello e la ristrutturazione dell’impianto termico. Inoltre, è stato chiarito che l’entrata in vigore dei nuovi obblighi disciplinati dall’allegato III è collegata a quella di presentazione della richiesta del titolo edilizio, ovvero per tutti i progetti presentati dal 4 agosto 2026.
2030
2021 – 2025 2026 – 2030
Aumento medio annuo maggiore o uguale al 29% sul consumo finale di energia 2030
Tecnologie innovative 5% della nuova capacità installata 2030
Sul merito delle percentuali di copertura da FER, la logica “60% + 60%”, ovvero della copertura del 60% dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria e del 60% della somma dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva, stabilita dal D.Lgs. 199/2021, resta per le nuove costruzioni, ma vengono introdotte soglie differenziate per i seguenti interventi:
• ristrutturazioni importanti di primo livello: la copertura
TABELLA 1 Aggiornamento degli obiettivi nazionali riferiti agli incrementi delle quote di energia rinnovabile da
TABELLA 2 Requisiti di copertura da FER termiche ed elettriche
Ambito di intervento
Nuove
Edifici Privati
Edifici Pubblici ACS ACS, H, C E
ACS, H, C E
Ristrutturazioni rilevanti Da consolidare* Da consolidare Da consolidare Da consolidare Da consolidare Da consolidare
Ristrutturazioni importanti di primo livello
Ristrutturazioni importanti di secondo livello - 15%
Ristrutturazioni dell’impianto termico
Legenda servizi: ACS: Acqua Calda Sanitaria, H: Riscaldamento, C: Raffrescamento, E: elettrico * da consolidare in quanto le ristrutturazioni rilevanti sono richiamate nell’ambito di applicazione dell’art.26 del D.Lgs. 199/2021, ma non presenti nell’ambito di applicazione dell’Allegato III. Lo stesso per le ristrutturazioni importanti non presenti nell’art.26, ma presenti nell’allegato III. Questo tema necessità di maggiori approfondimenti per capire come interpretarlo.
richiamando espressamente classi/parametri e riferimenti tecnici coerenti con i regolamenti ecodesign, come riportato nelle Tabelle da 3 a 5, e, soprattutto, introduce prescrizioni “di sistema” che incidono sulla configurazione impiantistica, con esplicito riferimento a componenti quali le valvole termostatiche a bassa inerzia termica o altre regolazioni modulanti la portata nei singoli ambienti e la centralina di termoregolazione evoluta finalizzata a ottimizzare la temperatura di mandata in funzione della temperatura esterna e della massima efficienza del sistema.
da FER scende al 40% + 40%;
• ristrutturazioni importanti di secondo livello: la copertura da FER scende al 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva e non è prevista nessuna copertura per la sola produzione di ACS;
• ristrutturazione di impianto termico: copertura da FER del 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva.
Il Decreto conferma gli obblighi più stringenti per gli edifici pubblici, aumentando di ulteriori cinque punti percentuali il requisito sulle FER termiche e del 10% quelli sulle FER elettriche. In Tabella 2 sono sintetizzati i requisiti di copertura da FER termiche ed elettriche.
Per quanto riguarda il vincolo sull’effetto Joule, che già prevedeva che l’obbligo di copertura da FER termiche non può essere soddisfatto mediante la sola energia elettrica rinnovabile destinata ad alimentare dispositivi che generano calore per effetto Joule, è stata introdotta un’eccezione per le unità immobiliari in classe energetica B o superiore.
Novità sui requisiti dei sistemi di generazione FER
Requisiti minimi per impianti a FER senza incentivi: “clausola ecodesign”
Per gli impianti a FER che non accedono a incentivi, l’Allegato IV del Decreto conferma il riferimento ai requisiti minimi di prestazione energetica previsti dalla disciplina
nazionale sui requisiti minimi (Governo Italiano, 2015), ma aggiunge che, laddove sia più stringente, si applica la normativa europea in materia di ecodesign.
Per la progettazione HVAC ciò implica che, anche quando si realizza un impianto a FER senza incentivi, la verifica prestazionale non può prescindere dai benchmark europei di prodotto.
Accesso ai regimi di sostegno: passaggio da soglie “COP” a parametri/allineamento ecodesign e requisiti “di sistema”
Il Decreto legislativo aggiorna l’impostazione basata sulle soglie di COP o EER,
DEFINIZIONI
Operativamente, questo sposta la compliance (ai fini dei regimi di sostegno) dalla sola prestazione “di targa” della macchina alla prestazione stagionale e alla progettazione integrata macchina–controllo–terminali–condizioni di esercizio, rendendo più rilevanti le scelte di regolazione e la qualità dell’integrazione nel building services system. Si ricorda che come previsto dall’aggiornamento del Decreto 26 giugno 2015 (Governo italiano, 2015) entro il 2 giugno 2026 gli edifici non residenziali dotati di impianti termici con potenza nominale superiore a 290 kW devono essere dotati di sistemi di automazione e regolazione degli edifici, i BACS, con
“energia da fonti rinnovabili” oppure “energia rinnovabile”: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare, termico e fotovoltaico, e geotermica, energia osmotica, energia dell’ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas; “energia osmotica”: energia generata dalla differenza nella concentrazione salina tra due fluidi, come acqua dolce e salata; “tecnologia innovativa per l’energia rinnovabile”: tecnologia per la generazione di energia rinnovabile che migliora, almeno in un modo, una tecnologia rinnovabile di punta comparabile o che rende sfruttabile una tecnologia per l’energia rinnovabile che non sia pienamente commercializzata o che comporti un chiaro livello di rischio.
BOX 1
classe di efficienza B o superiore, come definita dalla norma UNI EN ISO 52120-1 (UNI, 2022) e successive modifiche o integrazioni, a condizione che la loro installazione sia tecnicamente realizzabile e garantisca, al netto di qualunque incentivo o beneficio fiscale, un tempo di ritorno semplice inferiore a 6 anni.
Infine, per le tecnologie a biomassa, i principi espressi sull’uso della biomassa legnosa (criterio di uso “a cascata” e richiama alla gerarchia dei rifiuti) oltre limitare l’accesso a nuove misure di sostegno in alcune casistiche, con deroghe motivate.
In sintesi, nel D.Lgs. 5/2026 viene inserito un principio trasversale: stabilire specifiche tecniche che apparecchiature e sistemi per le energie rinnovabili devono rispettare per l’accesso ai regimi di sostegno ed essere ammissibili negli appalti pubblici; per le stazioni appaltanti e per i progettisti coinvolti in opere pubbliche, questa disposizione connette in modo più diretto prestazione e sostenibilità dei componenti con la documentazione di gara e con l’ammissibilità ai meccanismi di supporto. Sempre in tema di sostenibilità, il testo prevede divieti e condizioni relativi, tra l’altro, a foreste primarie, boschi vetusti e aree ad alta biodiversità.
Implicazioni operative per progettisti:
Di seguito viene fornita una sintetica checklist di adempimenti e punti di attenzione, derivata dalle modifiche richiamate:
1. Inquadrare l’intervento (nuova costruzione; ristrutturazione importante di primo o secondo livello; ristrutturazione impianto termico) e verificare l’applicabilità dell’art. 26 e dell’Allegato III.
2. Determinare la quota FER richiesta:
TABELLA 3 Requisiti minimi Ecodesign per le pompe di calore elettriche
60% (nuovi), 40% (primo livello), 15% (secondo livello e ristrutturazione impianto termico), includendo a seconda dei casi ACS e somma dei servizi come definiti dal testo.
3. Per edifici pubblici, applicare la maggiorazione prevista e valutare (se pertinente) la possibilità di conseguimento tramite terzi secondo quanto
previsto dall’art. 26, c. 2-bis.
Denominazione Commerciale
Salamoia/Acqua
Denominazione Commerciale
Salamoia/Acqua
4. Verificare la modalità di copertura: delle FER termiche dell’Allegato III non è ammesso soddisfare l’obbligo con sola energia elettrica rinnovabile destinata a dispositivi a effetto Joule, salvo eccezione per unità in classe energetica B o superiore.
5. Se si invoca deroga, predisporre motivazione documentata (impossibilità tecnica o non convenienza economica) con analisi di tutte le opzioni tecnologiche
DEFINIZIONI OPERATIVE: “RISTRUTTURAZIONI IMPORTANTI E DI IMPIANTO TERMICO”
Ristrutturazione importante: intervento sull’involucro che delimita un volume a temperatura controllata, che riguarda più del 25% della superficie disperdente lorda complessiva dell’edificio, calcolata sull’intero edificio anche se composto da più unità immobiliari. Ai fini del calcolo della soglia si considerano solo gli elementi opachi e trasparenti che delimitano il volume climatizzato verso esterno o ambienti non climatizzati: pareti verticali, solai contro terra e su spazi aperti e tetti e coperture che delimitano volumi climatizzati.
Ristrutturazione importante di primo livello: intervento sull’involucro che riguarda più del 50% della superficie disperdente lorda e contestuale ristrutturazione dell’impianto termico per la climatizzazione invernale e/o estiva asservito all’intero edificio. In questi casi i requisiti di prestazione energetica si applicano all’intero edificio e ai servizi interessati.
Ristrutturazione importante di secondo livello: intervento sull’involucro che riguarda più del 25% della superficie disperdente lorda e che può interessare l’impianto termico per climatizzazione invernale e/o estiva. I requisiti, tra cui anche le trasmittanze comprensive dei ponti termici, si verificano sulle sole porzioni di involucro interessate) e, se è interessato anche l’impianto, restano comunque applicabili le prescrizioni tecniche previste per gli impianti oggetto di intervento.
Ristrutturazione dell’impianto termico: insieme di opere che comportano una modifica sostanziale dei sistemi di produzione e di quelli di distribuzione e/o emissione. Per “modifica sostanziale” si intende la sostituzione combinata della tipologia del sottosistema di generazione, anche con cambio di vettore energetico, e dei sottosistemi di distribuzione e/o emissione. Sono considerati anche il passaggio da impianto centralizzato a individuale e la risistemazione impiantistica nelle unità immobiliari/parti di edificio in caso di distacco dall’impianto centralizzato e installazione di un impianto individuale.
* Luca A. Piterà, Segretario Tecnico AiCARR in particolare su criteri di verifica, documentazione delle deroghe e interazione fra prestazioni di prodotto e prestazioni di sistema. n e individuazione del miglior livello prestazionale conseguibile.
6. Se il progetto prevede accesso a regimi di sostegno, verificare conformità ai requisiti dell’Allegato IV aggiornato: oltre ai parametri prestazionali, anche requisiti di regolazione/controllo e condizioni di esercizio prescritte.
7. In ambito PA e appalti, considerare le “specifiche tecniche” per apparecchiature e sistemi FER ai fini dell’ammissibilità ai regimi di sostegno e agli appalti pubblici.
Conclusione
Il recepimento della REDIII innesca nel D.Lgs. 199/2021 una revisione che incide direttamente su scelte progettuali e su percorsi di conformità: aggiorna target e traiettorie settoriali al 2030, amplia e differenzia gli obblighi FER in edilizia, introducendo percentuali dedicate a ristrutturazioni importanti di primo e secondo livello e a ristrutturazioni dell’impianto termico) e rafforza la disciplina delle deroghe.
Sul fronte impiantistico, il perimetro dei requisiti si allinea più esplicitamente alla logica ecodesign e introduce elementi “di sistema” (la regolazione, il controllo e le condizioni di esercizio, che rendono centrale la progettazione integrata del building services system, soprattutto quando si punta ai regimi di sostegno).
Per tradurre questi cambiamenti in scelte robuste e verificabili, saranno utili approfondimenti tecnici dedicati,
BIBLIOGRAFIA
• Governo Italiano. 2026. Decreto legislativo 9 gennaio 2026, n. 5. Attuazione della direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell’energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio. 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.
• Governo Italiano. 2015. Decreto interministeriale 26 giugno 2015. Applicazione delle metodologie di calcolo delle prestazioni energetiche e definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici. Roma: Poligrafico dello stato.
• Governo Italiano. 2005. Decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192. Attuazione della direttiva (UE) 2018/844, che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, della direttiva 2010/31/UE, sulla prestazione energetica nell’edilizia, e della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell’edilizia. Roma: Poligrafico dello Stato.
• Unione Europea. 2023. Direttiva (UE) 2023/2413 del parlamento europeo e del consiglio del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell’energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio. Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea.
• CEI. 2025. Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica. CEI 0-21. Milano: Comitato Elettrotecnico italiano.
• UNI. 2022. UNI EN ISO 52120-1. Prestazione energetica degli edifici - Contributo dell’automazione, del controllo e della gestione tecnica degli edifici - Parte 1: Quadro generale e procedure. Milano: Ente Italiano di Normazione.
• UNI. 2019. UNI EN 14825. Condizionatori d’aria, refrigeratori di liquido e pompe di calore, con compressore elettrico, per il riscaldamento e il raffrescamento degli ambienti -Metodi di prova e valutazione a carico parziale e calcolo del rendimento stagionale. Milano: Ente Italiano di Normazione.
• UNI. 2023. UNI EN 16905. Pompe di calore a motore endotermico alimentato a gas. Milano: Ente Italiano di Normazione.
• UNI. 2025. Apparecchi per il riscaldamento e/o raffrescamento ad assorbimento e adsorbimento, funzionanti a gas, con portata termica nominale non maggiore di 70 kW . Milano: Ente Italiano di Normazione.
BOX 2
I PROFESSIONISTI DEL SETTORE BUILDING
Norma UNI 11973:2025: un approccio innovativo agli edifici nelle città sostenibili
La norma de nisce un nuovo concetto di edi cio sostenibile e un approccio metodologico che consente la progettazione di edi ci in grado di contribuire al raggiungimento dello sviluppo sostenibile delle città
P. Capezzuto*
Èstata recentemente pubblicata la norma UNI 11973:2025 “Città, comunità e infrastrutture sostenibili – Il contributo degli edifi ci alla sostenibilità – Modello metodologico per l’integrazione e l’interconnessione degli edifi ci sostenibili nelle città”,
predisposta dal gruppo di lavoro GL3
“Infrastrutture e servizi delle città e comunità intelligenti” della Commissione Tecnica 058 “Città, comunità e infrastrutture sostenibili”.
Al gruppo di lavoro, coordinato dall’arch. Antonella Tundo di ENEA, hanno partecipato esperti provenienti da Ministeri, Imprese, Ordini professionali e Politecnici.
Quartiere
Le AlbereTrento
Scopo e utilità della norma
Scopo della norma è definire un approccio metodologico alla progettazione e gestione degli edifici, per far sì che contribuiscano al conseguimento degli obiettivi di sostenibilità delle Città.
La norma non tratta le prestazioni relative all’efficienza operativa, la manutenibilità, la durabilità, la sicurezza (statica, sismica e impiantistica) degli edifici. La norma si indirizza ai progettisti, alle imprese di costruzione e impiantistiche, alle amministrazioni pubbliche centrali e locali. L’applicazione della norma consente ai professionisti
di fornire prestazioni professionali di qualità nella progettazione di edifici sostenibili, intesi nel senso più innovativo e completo del termine e di vantare progettazioni conformi a una norma tecnica.
Consente alle imprese di costruire edifici appetibili sul mercato, in quanto la progettazione ha posto molta attenzione alla persona (misurazione real time dei consumi energetici, gestione degli impianti da remoto, qualità dell’ambiente indoor, well-being derivante dalle Nature based solutions di edificio, ecc.).
Le città possono trovare indicazioni sulla pianificazione urbana integrata, sulla pianificazione delle Nature-based Solutions, sulla resilienza, sulla circolarità e sul benessere a scala urbana, sull’interoperabilità dei dati per le piattaforme ICT a servizio del governo cittadino.
Le amministrazioni centrali e comunali possono utilizzare i requisiti normativi contenuti nella norma nei provvedimenti legislativi, nei bandi e nei regolamenti edilizi per assicurare realizzazioni sostenibili e prestazioni di qualità nei propri edifici di proprietà pubblica o uso pubblico, esercitando il dovuto ruolo esemplare.
Motivazioni alla base della nuova norma
Gli effetti dell’emergenza climatica a livello globale e locale, l’aumento dei consumi energetici dovuti al riscaldamento globale e all’aumento degli eventi meteorologici estremi, la vulnerabilità e il rischio di danni conseguenti, i costi energetici rappresentano pesanti sfide relative alla sostenibilità ambientale, economica e all’equità sociale.
Tali sfide, unitamente a un corpus normativo a livello europeo sui requisiti progettuali, rappresentano un contesto
di riferimento che determina la necessità di un approccio progettuale innovativo agli edifici, affinché essi possano contribuire alla sostenibilità delle città e ridurre gli inevitabili impatti nelle varie fasi del ciclo di vita.
L’obiettivo principale è oggi progettare edifici per le persone, in un Pianeta per tutti, garantendo il benessere e le esigenze di comfort delle persone negli edifici e, allo stesso tempo, l’accessibilità economica e sociale per l’acquisto o la locazione. Per questo, le recenti indicazioni relative a un più ampio concetto di sostenibilità degli edifici, presenti nella letteratura e nelle norme tecniche, le politiche dell’UE e le Direttive EPBD, suggeriscono l’adozione di un nuovo modello concettuale dell’edificio.
Ancora oggi approcci di tipo settoriale, che si focalizzano ed esaltano singole prestazioni “verticali” degli edifici, determinati dall’ampio quadro rappresentato dalle varie direttive e iniziative europee (ad esempio la digitalizzazione, la decarbonizzazione, la sostenibilità ambientale, ecc.), e financo i protocolli energetico-ambientali, quando non considerano altre prestazioni (ad esempio smartness, connettività, connessione con la natura, ecc.) non consentono di cogliere appieno l’importanza dell’integrazione e multi settorialità delle prestazioni degli edifici.
La norma recepisce e integra tali indicazioni e propone un paradigma che, in una visione integrata, tenga finalmente in conto tutti gli aspetti della sostenibilità, quelli socioeconomici e ambientali, che consideri come principi l’efficienza energetica ma anche la salute, la sicurezza, il miglioramento della biodiversità, la smartness e la digitalizzazione, ecc.
Vengono considerate in modo olistico e sistemico tutte le dimensioni che, nel ciclo di vita, caratterizzano le prestazioni delle costruzioni edilizie, valorizzandone i rapporti reciproci e le interazioni, per consentire alle città di conseguire gli obiettivi di sviluppo sostenibile e la qualità della vita dei cittadini e degli occupanti. Per ogni prestazione vengono forniti requisiti specifici e raccomandazioni.
L’approccio metodologico proposto, in linea con le politiche per l’energia e il clima dell’Unione Europea e gli impegni e accordi internazionali, l’intero ciclo di vita dell’edificio, le fasi della progettazione, realizzazione, uso, e dismissione, è multilivello e multidimensionale e considera le interazioni e le interconnessioni dell’edificio con i livelli più ampi (il distretto, il quartiere, le comunità energetiche, la Città [1]). L’approccio metodologico tiene conto delle prestazioni ambientali, sociali ed economiche e nel
contempo delle prestazioni necessarie a conseguire gli obiettivi indicati dal complesso delle policies europee: decarbonizzazione, gestione del carbonio incorporato nel ciclo di vita e la circolarità, digitalizzazione, well-being e salute, resilienza dell’edificio e urbana, salute, connessione con la natura, connettività e intelligenza (smart building). In tale prospettiva l’edificio sostenibile, come delineato nella norma, valorizza le dimensioni multifattoriali e multidisciplinari nell’intero ciclo di vita, che, se valutate congiuntamente, possono sviluppare reciproche sinergie e interazioni e interconnessioni con i contesti più ampi in cui è inserito (Figura 1).
Il contesto normativo di riferimento Il nuovo corpus normativo europeo sulla sostenibilità degli edifici specifica le prestazioni di carattere ambientale, sociale ed economico (UNI EN 15643:2021) che devono caratterizzare gli edifici sostenibili, la norma recepisce tali indicazioni e affronta il tema della sostenibilità degli edifici in modo innovativo.
Richiamando il concetto di edificio sostenibile, delineato nelle norme UNI EN 15978:2011, UNI EN 16309:2014 e UNI EN 16627:2015, in grado di offrire prestazioni ambientali, sociali ed economiche, si propone una nuova definizione:
”edificio sostenibile è un edificio che soddisfa le dimensioni economiche, ambientali e sociali oltre che i requisiti tecnici e funzionali, in base alla sua destinazione d’uso, durante il ciclo di vita dell’edificio. Un edificio sostenibile mira a raggiungere tutti gli SGD’s delle Nazioni Unite rilevanti per l’ambiente costruito” (2-3-4-5-6-7).
La norma recepisce i principi del New European Bauhaus (sostenibilità, inclusione, sociale, qualità architettonica) sottolineando l’approccio “human centered” alla progettazione. Tali principi consentono oggi di realizzare edifici per città resilienti, sostenibili e intelligenti, edifici che contribuiscano alla sostenibilità delle città.
La progettazione di un edificio sostenibile deve considerare gli aspetti legati alla decarbonizzazione. Si raccomanda, in tal senso, di valutare le scelte progettuali secondo le metriche di contabilizzazione dell’Embodied Carbon
e dell’Operational Carbon, verificando la riduzione delle emissioni di CO2eq rispetto a un edificio realizzato con tecniche tradizionali – Business-as-usual (BAU). Alla luce di quanto sopra si evince che la progettazione non deve considerare solo l’Operational Carbon ma anche l’Embodied Carbon. Per fare questo è necessario effettuare il processo di contabilizzazione e la successiva valutazione Whole Life Carbon di un manufatto edilizio: la norma fornisce raccomandazioni e indicazioni sul come effettuare tali valutazioni.
L’edificio intelligente
Sul tema dell’intelligenza di un edificio la norma acquisisce le indicazioni della Commissione Europea relative allo smart readiness indicator relativo alla valutazione dell’intelligenza dell’edificio e della letteratura scientifica e definisce l’edificio intelligente: “si intende per edificio intelligente un edificio che
FIGURA 1 Schema di interdipendenze delle prestazioni di edificio
massimizza l’efficienza energetica, minimizza e ottimizza i consumi energetici, è l’elemento chiave della decarbonizzazione, ottimizza l’efficienza operativa attraverso una gestione degli asset contenuti nell’edificio economicamente efficiente e utilizzo ottimale anche degli impianti e degli spazi, utilizza tecnologie, prodotti e impianti smart per fornire servizi per il miglioramento della qualità della vita degli occupanti, prevede e attua il miglioramento delle azioni in risposta alle varie esigenze degli occupanti, ai valori degli edifici, alle condizioni esterne, alle attività urbane e ai servizi urbani, alle reti energetiche, mediante un uso efficace dei dati, delle tecnologie dell’informazione e della comunicazione, contribuisce a realizzare i paradigmi di sostenibilità economica, sociale e ambientale”.
Vengono fornite indicazioni specifiche di progettazione per un edificio intelligente, per assicurare il raggiungimento degli obiettivi primari quali assicurare il comfort e benessere per gli occupanti e la vivibilità degli spazi, porre al centro il benessere e la salute della persona, identificare e adattarsi ai cambiamenti attesi e non attesi, ottimizzare le risorse, integrare l’edificio nel sistema energetico e nella città, e, infine, assicurare benefici ambientali, economici e sociali [2].
La norma considera gli edifici come elementi costitutivi del nuovo sistema urbano intelligente, decentralizzato, decarbonizzato e digitalizzato.
L’interazione e l’interconnessione con il distretto, anch’esso smart e sostenibile, con il quartiere, con le comunità energetiche rinnovabili, con le reti energetiche e ICT richiedono la presenza di sistemi di automazione e controllo, del building management system, dell’intelligenza dell’edificio, della domotica. L’edificio intelligente diventa, in tal modo,
un componente, una cellula minimale, del nuovo sistema urbano intelligente, digitalizzato, decarbonizzato e decentralizzato, che scambia energia e dati, ma l’edificio sostenibile scambia anche interazioni sociali e culturali con la città, in aggregazioni funzionali agli obiettivi di decarbonizzazione, di sostenibilità sociale e di inclusione sociale.
Il modello di Smart Sustainable Building diventa il tassello di un sistema più complesso di ordine superiore, quali una comunità energetica rinnovabile, un distretto a energia positiva (PED), della Smart City e fornire informazioni e servizi a una Smart Grid (per esempio al fine della riduzione dei picchi energetici, la flessibilità energetica, l’analisi dei Key Performance Indicators, ecc.).
Connettività dell’edificio nell’ambito urbano
Le amministrazioni pubbliche devono promuovere e guidare la transizione energetica urbana, realizzabile con la produzione, distribuzione e consumo di energia da fonti rinnovabili di energia a livello urbano, nei quartieri, nei distretti, anche tramite le micro grids, le comunità energetiche dei cittadini. Le pianificazioni urbanistiche, i progetti di rigenerazione urbana, dovrebbero per quanto possibile prevedere la creazione di zero energy districts, positive energy districts, comunità energetiche e quartieri sostenibili. Vengono fornite indicazioni sulla pianificazione energetica a livello di distretto, e sulle comunità energetiche, elementi chiave del nuovo sistema energetico urbano. Collegato al tema dell’intelligenza dell’edificio è la connettività di edificio o di unità immobiliare. Gli edifici devono essere dotati di “capacità di comunicazione” per scambiare informazioni e collaborare con altri soggetti interessati
della città a un livello più astratto. Devono essere dotati di impianti di comunicazione elettronica e di una infrastruttura fisica digitale ad alta velocità per l’erogazione dei servizi nei settori dell’efficienza energetica, sicurezza, comfort e benessere, salute, servizi digitali ai cittadini della Smart City, ecc., per rendere l’edificio intelligente o smart secondo lo schema previsto dall’Unione Europea dello Smart Readiness Indicator.
La capacità di comunicazione con gli altri edifici e con la città è assicurata dalla dotazione di impianti di comunicazione elettronica e di un’infrastruttura fisica digitale ad alta velocità che abilitano l’interazione con l’esterno, con le reti elettriche e ICT e con gli occupanti.
La capacità di scambiare dati consente la gestione operativa ottimale dell’edificio, l’allocazione delle risorse a livello di quartiere e di città, di comunità energetica o di rete elettrica, e di usufruire di servizi, ad esempio energetici e digitali, per gli occupanti dell’edificio.
Si forniscono indicazioni sull’interoperabilità dei dati scambiati fra edifici smart e altri sistemi o altre piattaforme informatiche, l’interoperabilità dei dati caratterizza la capacità dell’edificio di connettersi ad altri sistemi informatici. In tal modo gli edifici conformi ai requisiti della norma sono in grado di ricevere e offrire servizi (building as a service) al nuovo sistema energetico e alla città. Ciò consente di valorizzare le piattaforme di scambio dati (ad esempio dei consumi energetici dell’edificio) in comunità energetiche o una smart city platform della città, funzionale alle pianificazioni a livello urbano.
Per questo la norma include quattro specifici urban dataset, relativi ai consumi energetici, alla produzione di energia e alle condizioni microclimatiche, per lo smart building, secondo il formato di rappresentazione e scambio dati relativi all’ambito urbano appositamente definito da ENEA in ambito Smart City.
La resilienza, la connessione con la natura e la qualità dell’abitare
La norma considera il tema della resilienza, in particolare ai cambiamenti climatici, a scala di edificio e a scala urbana, un tema che non ha ricevuto, finora, la dovuta attenzione nelle norme relative alle costruzioni edilizie. La progettazione architettonica, alle diverse scale, deve garantire necessariamente la sicurezza, la salute e il benessere degli abitanti, anche in presenza di condizioni ambientali sempre più estreme e di eventi disastrosi
Un edificio resiliente ha la capacità di essere confortevole, salubre e garantire allo stesso tempo le prestazioni e i servizi di progetto, anche a seguito di eventi disastrosi o in presenza di cambiamenti climatici, è concepito sulla base di una valutazione della vulnerabilità che tenga conto degli scenari climatici futuri e prepari il sistema edilizio, inclusi gli occupanti, ad adattarsi ai conseguenti eventi, incrementandone la “robustezza”. A scala urbana si richiede alle amministrazioni comunali la predisposizione di un piano per lo sviluppo della resilienza dell’ambiente costruito che preveda strategie, incorporate negli strumenti del Regolamento Edilizio Comunale e degli strumenti urbanistici, per accrescere la resilienza urbana al fenomeno.
Il piano può essere inglobato nella strategia di
mitigazione e adattamenti ai cambiamenti climatici adottata a livello comunale.
Particolare attenzione viene posta nella norma al tema dell’adozione delle Nature-based solutions a scala di edificio e a scala urbana, soluzioni che migliorano la resilienza, la circolarità e il benessere a livello urbano (ad esempio alla qualità degli spazi comuni per la socialità, all’integrazione della natura e dei servizi ecosistemici, all’accessibilità e alla mobilità sostenibile, all’ambiente culturale e all’identità, alle micro-comunità). Si veda Figura 2.
Le amministrazioni e comunità adottano pianificazioni e programmazioni per la realizzazione del verde urbano e (eventi sismici, uragani, inondazioni, eventi meteorologici estremi, perdita di allacciamento alle reti di energia elettrica e gas, alle reti idriche).
di edificio, in termini di localizzazione, selezione, gestione e manutenzione e devono prevedere misure di incentivazione nei regolamenti edilizi.
Gli edifici non possono essere considerati come delle monadi ma devono essere inseriti nel contesto circostante.
La norma pone grande attenzione al tema della qualità dell’ambiente costruito. Si richiede che i progetti degli edifici prestino particolare attenzione alla salute e al benessere delle persone ossia alla creazione di ambienti che promuovano il benessere, tengano in conto la dimensione emotiva e psicologica e considerino le dimensioni fisiche, psicologiche, sociali ed ecologiche dell’ambiente costruito e il suo rapporto con
FIGURA 2 Giardini della pioggia
la salute delle persone
Si devono progettare spazi più salubri e performanti assicurando comfort termico e il benessere acustico, utilizzando componenti e materiali idonei attraverso la differenziazione e personalizzazione degli spazi.
La progettazione deve tener in conto le recenti indicazioni del “Biophilic Design”, un approccio che porta il mondo naturale all’interno degli spazi abitati in connessione con gli occupanti, migliorando l’umore, le funzioni cognitive e emotive e il well-being. L’ambiente costruito, in tal modo, salvaguarda la salute mentale e aumenta la produttività delle persone nei luoghi di lavoro. Anche il progetto degli edifici e dei quartieri deve tener in conto la qualità degli spazi comuni privati e pubblici, che promuovano connessioni sociali e attività comuni come ad esempio il coworking.
BIBLIOGRAFIA
L’attenzione verso la gestione dell’edificio
Le disposizioni di legge e le prassi progettuali focalizzano l’attenzione sul momento della progettazione dell’edificio, non occupandosi della gestione e dell’uso dello stesso da parte degli utenti, del grado di soddisfazione degli stessi riguardo alle prestazioni e ai servizi di edificio e della corrispondenza tra le prestazioni in esercizio e le prestazioni di progetto.
Inoltre, le direttive europee sull’efficienza energetica portano a considerare le verifiche energetiche come unico approccio progettuale, a costruire edifici energeticamente efficienti ma poco attenti al benessere delle persone che occupano gli edifici.
La valutazione in uso delle prestazioni di progetto post-occupancy evaluation, e il commissioning, proposti dalla norma, consentono di verificare la
[1] Tavola rotonda del Forum europeo per la scienza e l’industria sul supporto scientifico per rendimento energetico di edifici organizzato dal Centro comune di ricerca (JRC) della Commissione europea il 29 novembre 2013 a Bruxelles, “Promoting healthy and highly energy performing buildings in the European Union”- 2017 Stylianos Kephalopoulos, Otmar Geiss, Josefa Barrero-Moreno, Delia D’Agostino, Daniele Paci - National implementation of related requirements of the Energy Performance Buildings Directive 2010/31/EU.
[2] C.E.I. White Paper “Smart Building”
RIFERIMENTI NORMATIVI
• UNI EN 15643:2021 Sostenibilità delle costruzioni - Quadro di riferimento per la valutazione degli edifici e delle opere di ingegneria civile
• UNI EN 15978:2011 Sostenibilità delle costruzioni - Valutazione della prestazione ambientale degli edifici
- Metodo di calcolo
• UNI EN 16309:2014 Sostenibilità delle costruzioni - Valutazione delle prestazioni sociali degli edificiMetodologia di calcolo
• UNI EN 16627:2015 Sostenibilità nelle costruzioni - Valutazione della prestazione economica degli edifici
- Metodi di calcolo
• ISO 21929-1:2011 Sustainability in building construction - Sustainability indicators -Part 1: Framework for the development of indicators and a core set of indicators for buildings
• ISO/TS 21929-2:2015 Sustainability in building construction - Sustainability indicators - Part 2: Framework for the development of indicators for civil engineering works
qualità progettuale ed esecutiva delle realizzazioni in un’ottica di miglioramento continuo e di effettuare correzioni in opera di parametri o installazioni, al fine di assicurare le prestazioni di progetto e il benessere degli occupanti.
Conclusioni
Riferendosi al contesto urbano e alla governance delle città, la norma fornisce indicazioni specifiche sulla pianificazione urbana sostenibile, sulla pianificazione urbana resiliente e sulla pianificazione energetica urbana e di distretto.
La pianificazione urbana integrata sostenibile considera l’integrazione dell’uso dell’energia e dell’efficienza energetica nella pianificazione territoriale per sostenere la transizione verso edifici e costruzioni a emissioni zero, nonché una forma urbana efficiente e resiliente.
La pianificazione urbana e la gestione del sistema energetico urbano è alimentata dai dati prodotti dagli edifici e da edifici aggregati e in distretti energetici, mentre la gestione dell’energia a livello urbano viene effettuata da un centro di controllo.
Per promuovere la realizzazione di edifici sostenibili, i piani urbani devono considerare come la forma urbana influisce sulla domanda di energia attraverso la forma, le dimensioni, la densità e la configurazione della rete stradale, le infrastrutture verdi e l’uso degli spazi urbani.
Per gli sviluppi esistenti, la pianificazione urbana deve promuovere la riqualificazione, lo sviluppo di riempimento e la rigenerazione che prendano in considerazione i sistemi energetici e la domanda di energia. Le amministrazioni locali devono promuovere nella pianificazione urbanistica, nei piani esecutivi, nei piani di settore e nei regolamenti edilizi comunali la costruzione di edifici sostenibili. I requisiti contenuti nella norma per le prestazioni degli edifici possono essere raggiunti con differenti gradi di applicazione, che determinano diversi livelli di sostenibilità dell’edificio, nel senso previsto dalla norma. Ciò può consentire lo sviluppo di schemi di certificazione congruenti per gli edifici sostenibili.
In conclusione, la norma delinea una visione sistemica degli edifici, definisce un nuovo concetto di edificio sostenibile e un approccio metodologico che consente ai progettisti di progettare edifici che contribuiscano al raggiungimento dello sviluppo sostenibile delle città. n
* Pasquale Capezzuto, Presidente della Commissione Tecnica U.N.I./058
Prestazioni energetiche del parco edilizio residenziale italiano esistente: scenari di riqualificazione con soluzioni ibride
I risultati dello studio evidenziano come i sistemi ibridi possano contribuire in modo signi cativo al percorso di decarbonizzazione del patrimonio residenziale esistente, risultando coerenti con le indicazioni della EPBD come soluzione di transizione nel breve e medio termine
D. Palladino, S. Di Turi, N. Calabrese*
Premessa
Il settore residenziale riveste un ruolo centrale nel bilancio energetico e nelle emissioni climalteranti del sistema edilizio europeo e nazionale. In Italia tale ruolo è ulteriormente amplificato a causa di un patrimonio edilizio esistente caratterizzato da un’elevata eterogeneità tipologica e da un’elevata numerosità di edifici realizzati in epoche antecedenti all’introduzione di requisiti prestazionali stringenti in materia di efficienza energetica. Una quota prevalente delle unità abitative italiane è infatti riconducibile a periodi costruttivi precedenti alla prima normativa sul contenimento dei consumi energetici, con caratteristiche dell’involucro che determinano elevati fabbisogni per la climatizzazione invernale e una forte dipendenza da fonti energetiche fossili [1].
In questo contesto, le strategie da adottare per la riqualificazione energetica del patrimonio residenziale si confrontano con vincoli tecnici, economici e operativi che rendono spesso complessa l’attuazione di interventi integrati sull’involucro edilizio.
Dal punto di vista impiantistico, lo stato di fatto del parco residenziale italiano risulta dominato dalla presenza di caldaie tradizionali e caldaie a condensazione, che costituiscono la soluzione prevalente per il riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria degli edifici esistenti. Accanto a queste tecnologie consolidate, negli ultimi anni si è assistito a una crescente diffusione dei sistemi ibridi, basati sull’integrazione di pompe di calore e generatori a combustione, proposti come soluzioni di transizione in grado di ridurre il consumo di combustibili fossili senza richiedere interventi invasivi sull’involucro.
Di conseguenza, una parte rilevante degli interventi realizzati e programmati nel breve e medio termine si concentra sulla sostituzione o efficientamento
dei sistemi impiantistici per il servizio di riscaldamento, mantenendo inalterate le caratteristiche termofisiche dell’edificio. Tale approccio, pur non risolutivo dal punto di vista energetico, rappresenta una modalità di intervento diffusa e realistica nel contesto del patrimonio esistente, rappresentando un compromesso per procedere gradualmente verso l’eliminazione di fonti da combustibili fossili per la climatizzazione degli edifici.
La recente evoluzione del quadro normativo europeo e in particolare la nuova Direttiva EPBD [2] sulla prestazione energetica degli edifi ci, infatti, hanno rafforzato ulteriormente la necessità di valutare in modo critico il contributo reale delle diverse soluzioni impiantistiche nella riduzione
dell’energia primaria non rinnovabile e delle emissioni di CO₂, oltre che il bisogno di incrementare la quota di energia da fonti rinnovabili, promuovendo un percorso graduale di decarbonizzazione del settore edilizio. In tale ottica, diventa essenziale superare l’analisi di singoli e specifici casi studio e adottare approcci quantitativi in grado di restituire una valutazione robusta e rappresentativa del comportamento medio del patrimonio edilizio.
Alla luce di queste considerazioni, il presente lavoro si propone di analizzare le prestazioni energetiche ottenibili mediante sistemi ibridi applicati a modelli di riferimento rappresentativi del patrimonio residenziale, caratterizzati da configurazioni dimensionali, tipologiche, costruttive e impiantistiche tipiche degli edifici realizzati prima del 1976, ovvero antecedenti all’introduzione dei primi requisiti sul contenimento dei consumi energetici.
Gli edifici selezionati risultano particolarmente rappresentativi del contesto reale, in quanto costituiscono una quota rilevante del patrimonio edilizio e sono spesso i principali destinatari di interventi di riqualificazione energetica come la sostituzione dei tradizionali sistemi impiantistici quali generatori a combustione standard e a condensazione, spesso in assenza di interventi significativi sull’involucro.
L’analisi energetica è stata condotta mediante un approccio parametrico (basato sui modelli di riferimento) applicando il metodo di calcolo standard e adottando condizioni climatiche e operative convenzionali. Tale impostazione ha permesso di quantificare i benefici ottenibili con l’installazione di sistemi ibridi in termini di indicatori energetici, consumi energetici, costi di esercizio ed emissioni di CO₂, e di discutere
criticamente i risultati in relazione agli obiettivi europei di riduzione dell’energia primaria non rinnovabile e di decarbonizzazione del settore edilizio.
Approccio metodologico
La presente analisi è stata condotta con l’obiettivo di valutare in modo sistematico e quantitativo l’effetto delle diverse configurazioni impiantistiche sulle prestazioni energetiche delle unità immobiliari residenziali esistenti. Attraverso l’analisi parametrica, è stato infatti possibile analizzare i risultati di un ampio campione di casi caratterizzati da differenti caratteristiche geometriche, tipologiche, termofisiche e impiantistiche e in diverse condizioni climatiche, permettendo di rendere l’approccio adottato estensibile a molteplici edifici costituenti il patrimonio edilizio italiano.
Le prestazioni energetiche sono state condotte secondo il metodo di calcolo standard previsto dalla normativa nazionale, facendo riferimento alle UNI/TS 11300 [3-5]. In particolare, le simulazioni sono state eseguite adottando condizioni climatiche standard e profili di utilizzo convenzionali, in modo coerente con l’approccio di valutazione utilizzato nella certificazione energetica degli edifici. Questa scelta consente di ottenere risultati rappresentativi del comportamento medio degli edifici e di rendere confrontabili le soluzioni impiantistiche indipendentemente dalle specifiche condizioni di utilizzo reale.
Per la definizione e caratterizzazione degli edifici di riferimento si è deciso di basarsi su precedenti lavori condotti da ENEA sul patrimonio edilizio residenziale italiano [6-9], dai quali sono emerse le seguenti considerazioni:
• la configurazione unifamiliare risulta quella maggiormente diffusa (51,7%),
mentre configurazioni come la bifamiliare e la plurifamiliare (con più di tre unità immobiliare) risultano equamente diffuse (tra il 23-25%);
• oltre il 70% degli edifici è stato realizzato prima del 1980, ossia prima dell’entrata in vigore della prima normativa sul contenimento dei consumi energetici;
• una quota significativa di tale patrimonio è costituita da unità abitative di piccola e media dimensione. La superficie utile oscilla prevalentemente tra 60 e 120 m2 (circa il 65% del campione), con valori maggiormente concentrati nell’intervallo 80–99 m2 sia per la configurazione unifamiliare che plurifamiliare;
• lo stesso patrimonio residenziale esistente predilige il metano come fonte di alimentazione di caldaie tradizionali e/o caldaie a condensazione, che nel complesso coprono la grande maggioranza delle soluzioni impiantistiche adottate per il servizio di riscaldamento (con picchi superiori al 80% nelle zone climatiche C, D ed E) abbinate generalmente a radiatori quali terminali ambiente;
• è possibile tenere conto in maniera adeguata della variazione climatica tipica del contesto italiano selezionando sessanta città italiane, ossia quelle più rappresentative in termini di numerosità di edifici e di popolazione (Figura 1), garantendo un’adeguata rappresentatività per ciascuna zona climatica.
Sulla base di queste evidenze, sono stati definiti modelli di riferimento per entrambe le configurazioni tipologiche considerate (unità immobiliari in edifici unifamiliari e in edifici plurifamiliari).
Complessivamente sono state selezionate quattro configurazioni di superficie utile, comprese tra 75 m2 e 105 m2 (con un passo di 10 m2) per entrambe le tipologie, selezionate in modo da rappresentare il range dimensionale più diffuso nel patrimonio residenziale esistente. Per ciascuna tipologia edilizia sono state inoltre considerate condizioni di esposizione delle superfici disperdenti: verso l’esterno, verso zone non riscaldate o verso zone riscaldate. In totale, sono state assunte otto diverse condizioni al contorno per ciascuna configurazione unifamiliare e quindici per quelle plurifamiliari. Questa impostazione consente di simulare condizioni che spaziano da unità completamente esposte a unità parzialmente adiacenti ad altri volumi riscaldati, tipiche degli edifici a schiera o dei condomini.
I modelli sono stati definiti di forma quadrata o rettangolare: a parità di superficie utile, sono state analizzate sei
diverse configurazioni geometriche per ciascun modello di riferimento, al fine di valutare l’effetto della forma dell’edificio e del rapporto superficie disperdente/volume sulle prestazioni energetiche.
Come proprietà termofisiche dell’involucro edilizio sono state scelte delle stratigrafie coerenti con l’epoca di costruzione degli edifici residenziali oggetto di analisi (precedenti al 1980). In accordo con quanto riportato in letteratura [9], si sono considerate molteplici componenti sia opache che trasparenti con valori di trasmittanza termica variabili a seconda della componente stessa:
• sette tipologie di pareti opache con trasmittanza termica compresa tra 1,00 e 3,22 W/m2K;
• sette tipologie di solai di copertura con trasmittanza termica compresa tra 0,76 e 2,22 W/m2K;
• sette tipologie di solai di fondazione con trasmittanza termica compresa tra 0,94 e 2,41 W/m2K;
• sei tipologie di infissi con trasmittanza termica compresa tra 1,20 (nuovi) e 4,00 W/m2K.
Da un punto di vista impiantistico, per tutti i modelli di riferimento sono stati ipotizzati radiatori come sistemi di emissione, operanti ad alta temperatura (75-65 °C), in modo coerente con le caratteristiche tipiche degli edifici esistenti. Per il servizio di climatizzazione invernale, inoltre, sono state analizzate tre configurazioni impiantistiche diverse:
• una caldaia tradizionale, assunta come configurazione rappresentativa dello stato di fatto, con un rendimento nominale del 93,4%;
• una caldaia a condensazione, caratterizzata da un rendimento nominale del 97,7%, assunta come evoluzione tecnologica consolidata e anch’essa rappresentativa dello stato di fatto;
• un sistema ibrido costituito dall’integrazione di una pompa di calore elettrica e di una caldaia a condensazione con rendimento nominale del 97,7%, come strategia di riqualificazione energetica. Per tutte le configurazioni impiantistiche è stata assunta una potenza nominale del generatore di calore analoga, pari a circa 24 kW (tale potenza è principalmente legata alla produzione istantanea di acqua calda sanitaria ed è stata scelta in quanto circa il 90% delle caldaie installate sono da 24 kW), al fine di garantire la copertura del fabbisogno energetico complessivo (riscaldamento e acqua calda sanitaria) delle unità abitative e di rendere confrontabili i risultati, facendo dipendere le differenze
prestazionali esclusivamente dalle diverse efficienze dei sistemi considerati. Nel caso del sistema ibrido, oltre al generatore a combustione, è stata considerata una pompa di calore con potenza termica nominale pari a 10,3 kW e coefficiente di prestazione (COP) pari a 4,9 alle condizioni nominali di riferimento (temperatura esterna 7 °C, temperatura lato utenza 35 °C).
Si precisa che nel caso del sistema ibrido è stata adottata una logica di funzionamento semplificata, coerente con applicazioni tipiche nel contesto della riqualificazione degli edifici esistenti. In particolare, si è ipotizzato che la pompa di calore copra il fabbisogno energetico di riscaldamento quando le temperature esterne sono superiori a 5 °C, mentre al di sotto di tale soglia il sistema opera esclusivamente mediante la caldaia a condensazione. Questa scelta consente di evitare condizioni di funzionamento non ottimali della pompa di calore alle basse temperature esterne e di rappresentare un assetto impiantistico realistico e facilmente implementabile nel
patrimonio edilizio esistente. Le prestazioni energetiche sono state valutate in termini di energia primaria totale, rinnovabile e non rinnovabile, nonché attraverso l’analisi dei consumi dei principali vettori energetici, ossia energia elettrica e gas naturale. A completamento dell’analisi energetica, sono stati valutati gli impatti in termini di costi di esercizio e di emissioni di CO₂, al fine di fornire una valutazione complessiva degli effetti delle diverse configurazioni impiantistiche. Per la stima dei costi legati ai singoli vettori energetici si è fatto riferimento a valori ufficiali di mercato che forniscono per l’energia elettrica un costo di 0,2829 €/kWh [10] e per il gas naturale di 1,0613 €/Sm3 [11]. L’approccio metodologico adottato ha permesso quindi di analizzare il comportamento dei tre sistemi impiantistici su un vasto numero di configurazioni rappresentative (oltre 23 milioni di simulazioni per la configurazione unifamiliare e oltre 44 milioni per quella plurifamiliare per ciascuna configurazione impiantistica).
FIGURA 1 Individuazione delle sessanta città italiane rappresentative dell’intero contesto climatico italiano [7]
Scenari di riferimento:
caldaia standard e caldaia a condensazione
Lo step iniziale dell’analisi ha riguardato l’analisi degli scenari di riferimento, ossia i modelli con le configurazioni
impiantistiche attualmente più diffuse nel patrimonio edilizio residenziale esistente (caldaia standard e caldaia a condensazione). I risultati ottenuti sono stati assunti come baseline, in quanto descrivono in modo realistico lo stato di fatto
TABELLA 1 Valori medi di baseline per l’Energia Primaria non rinnovabile, rinnovabile e totale dei modelli di riferimento: configurazione con caldaia standard e con caldaia a condensazione
Caldaia Standard Caldaia a condensazione
di una quota largamente maggioritaria delle unità abitative italiane dotate di impianto autonomo per il riscaldamento. I risultati relativi a tali configurazioni costituiscono quindi il punto di partenza per la valutazione dell’efficacia delle soluzioni di riqualificazione impiantistica e consentono di evidenziare i principali limiti prestazionali associati agli assetti tradizionali, in particolare in termini di energia primaria non rinnovabile ed emissioni climalteranti.
Condominio A 13831 82 13913 11463 35 11497 B 15224 89 15313 12508 39 12547
Unifamiliare
18182 106 18288 15046 43 15089
24842 143 24985 20930 50 20980
31687 171 31858 27288 51 27339
I valori medi degli indicatori energetici relativi alle configurazioni con caldaia standard e caldaia a condensazione, riportati in Tabella 1, mostrano un incremento marcato dei fabbisogni energetici al crescere della severità climatica, con valori di energia primaria che aumentano in modo significativo passando dalle zone più miti a quelle più fredde. A parità di prestazioni dell’involucro edilizio e di superficie utile, le unità immobiliari in edifici condominiali presentano valori medi dell’energia primaria più bassi rispetto all’unifamiliare, risultato riconducibile a una minore superficie disperdente per queste unità abitative. L’analisi della composizione dell’energia primaria mette in evidenza una netta predominanza della quota non rinnovabile, che risulta largamente maggioritaria in tutte le zone climatiche, mentre la quota di energia primaria rinnovabile risulta trascurabile.
28757 159 28916 24879 46 24925
37002 173 37175 32718 50 32768
68210 264 68474 60061 100 60162
TABELLA 2 Valori medi dei consumi di gas ed energia elettrica: configurazione con caldaia standard e caldaia a condensazione
Tipologia Zona Climatica Caldaia Standard Caldaia a Condensazione Energia elettrica [kWh] Gas naturale [Nm3] Energia elettrica [kWh] Gas naturale [Nm3]
A 174 1293 74 1084
B 189 1423 82 1183
C 225 1700 91 1425
Condominio
D 305 2323 107 1985
E 364 2968 109 2594
F 578 5454 199 4743
A 223 1633 66 1432
B 247 1826 77 1592
C 296 2246 80 1983
Unifamiliare
Media
D 374 3061 91 2745
E 373 3985 103 3636
F 544 7407 228 6686
A 199 1463 70 1258
B 218 1625 80 1388
C 261 1973 85 1704
D 339 2692 99 2365
E 369 3476 106 3115
F 561 6431 214 5715
Dal punto di vista dei consumi dei vettori energetici (Tabella 2), entrambe le configurazioni sono caratterizzate da un utilizzo quasi esclusivo di gas naturale per il servizio di riscaldamento. Questo aspetto, com’è lecito attendersi, si riflette direttamente sui valori di energia primaria non rinnovabile e sulle emissioni di CO₂ associate agli scenari di riferimento.
Le soluzioni impiantistiche con generatori a caldaia standard e caldaia a condensazione, pur essendo tecnologicamente consolidate, risultano quindi incompatibili con gli obiettivi di medio-lungo termine delineati dall’EPBD [2], in quanto non consentono un incremento significativo della quota di energia rinnovabile né una riduzione strutturale della dipendenza da combustibili fossili.
Scenario di riqualificazione: sostituzione delle tecnologie esistenti con sistemi ibridi
Lo scenario di riqualificazione analizzato nello studio prevede la sostituzione delle configurazioni impiantistiche di riferimento (caldaia standard e caldaia a condensazione) con un sistema ibrido costituito dall’integrazione di una pompa di calore elettrica e di una caldaia a
condensazione. Come descritto nel paragrafo 2, l’analisi è stata condotta mantenendo inalterate le caratteristiche di involucro edilizio e le condizioni operative, al fine di isolare l’effetto della sola soluzione impiantistica su prestazioni energetiche, consumi energetici, costi di esercizio ed emissioni di CO₂.
Le variazioni percentuali degli indicatori energetici sono riportate in Tabella 3. I risultati mostrano una riduzione marcata dell’energia primaria non rinnovabile (EPnren) in tutte le zone climatiche e per entrambe le tipologie edilizie analizzate. Nel confronto con la caldaia standard, la riduzione media dell’EPnren risulta del 67-68%, con variazioni poco significative tra una zona climatica e un’altra. Stessa tendenza si riscontra anche per la caldaia a condensazione, con riduzioni dell’EPnren del 62-63%. Sebbene il beneficio percentuale risulti inferiore rispetto al confronto con la caldaia standard, l’entità assoluta della riduzione rimane rilevante, confermando il ruolo dei sistemi ibridi come soluzione efficace di transizione nel percorso di decarbonizzazione del patrimonio edilizio esistente.
Per quanto riguarda l’energia primaria totale, si evidenzia una tendenza opposta con una riduzione del valore finale intorno al 38-45% rispetto alla caldaia standard e del 65-67% rispetto al generatore a condensazione. Ciò è chiaramente dovuto all’incremento significativo della quota di energia primaria rinnovabile (in media 18700 kWh annui di energia rinnovabile in più con il sistema ibrido per unità abitativa), legato principalmente al contributo della pompa di calore.
I risultati mostrano come l’efficacia dei sistemi ibridi cresca con la severità climatica; tuttavia, negli edifici esistenti non isolati, la quota di energia primaria non rinnovabile rimane comunque rilevante, evidenziando come l’intervento impiantistico rappresenti una soluzione di transizione efficace ma non risolutiva in assenza di interventi sull’involucro.
L’analisi dei consumi dei vettori energetici, riportati rispettivamente in Figura 2 e Figura 3, evidenzia un cambiamento significativo nel mix energetico a seguito dell’introduzione dei sistemi ibridi. In particolare, si osserva una riduzione sostanziale dei consumi di gas naturale, accompagnata da un incremento dei consumi di energia elettrica. La riduzione del consumo di gas naturale (Figura 2) risulta particolarmente marcata nelle zone climatiche più severe, dove il contributo della pompa di calore consente di coprire una quota rilevante del fabbisogno di
TABELLA 3 Valori medi di Energia Primaria non rinnovabile, rinnovabile e totale, dei modelli di riferimento: configurazione con sistema ibrido
Unità Abitativa Zona Climatica Sistema Ibrido EPnren [kWh] EPren [kWh] EPtot [kWh]
A 4359 7917 19302
B 4769 8632 21061
C 5721 10380 25314
Condominio
Unifamiliare
Media
D 7910 14436 35159
E 10222 18767 45646
F 18662 34182 83187
A 5658 10414 25315
B 6305 11585 28172
C 7801 14378 34940
D 10709 19816 48114
E 14023 26074 63243
F 25788 47852 116119
A 5009 9166 22309
B 5537 10108 24617
C 6761 12379 30127
D 9310 17126 41636
E 12122 22421 54444
F 22225 41017 99653
Caldaia Standard Caldaia a Condensazione Sistema Ibrido
Caldaia Standard Caldaia a Condensazione Sistema Ibrido
FIGURA 3 Variazione media dei consumi di energia elettrica per le tre configurazioni impiantistiche: caldaia standard (nero), caldaia a condensazione (blu) e sistema ibrido (verde)
FIGURA 2 Variazione media dei consumi di gas naturale per le tre configurazioni impiantistiche: caldaia standard (nero), caldaia a condensazione (blu) e sistema ibrido (verde)
riscaldamento per temperature esterne superiori alla soglia di funzionamento adottata. Contestualmente, l’aumento dei consumi elettrici (Figura 3) riflette il maggiore utilizzo della pompa di calore, in linea con le strategie di progressiva elettrificazione dei consumi finali promosse a livello europeo.
Questo spostamento del mix energetico rappresenta uno degli elementi chiave per la riduzione dell’energia primaria non rinnovabile e delle emissioni climalteranti, ma introduce al contempo una maggiore dipendenza dalle condizioni del sistema elettrico e dai fattori
di conversione associati all’energia elettrica.
Il confronto tra i costi di esercizio delle diverse configurazioni impiantistiche, riportato in Figura 4, mostra come l’adozione dei sistemi ibridi comporti, mediamente, una riduzione dei costi energetici complessivi rispetto agli scenari di riferimento. I risparmi economici risultano essere chiaramente più consistenti nei contesti caratterizzati da elevati fabbisogni di riscaldamento, dove si riscontra un numero di ore di utilizzo più elevato della soluzione ibrida più efficiente.
Tuttavia, l’analisi evidenzia come l’entità del beneficio economico sia fortemente dipendente dalle ipotesi sui prezzi dei vettori energetici e dal rapporto tra il costo dell’energia elettrica e del gas naturale. Questo aspetto suggerisce che la convenienza economica dei sistemi ibridi, pur risultando generalmente positiva, possa variare in funzione del contesto temporale e delle politiche tariffarie, rendendo necessaria una valutazione puntuale. I risultati in termini di emissioni di CO₂, riportati in Figura 5, evidenziano una riduzione significativa delle emissioni climalteranti, ottenibile mediante la sostituzione delle tecnologie esistenti con sistemi ibridi. La riduzione delle emissioni risulta sistematica in tutte le zone climatiche considerate e più marcata nei casi caratterizzati da una maggiore riduzione del consumo di gas naturale. La sostituzione di generatori di calore tradizionali con sistemi ibridi potrebbe permettere di raggiungere una riduzione delle emissioni compresa tra 800 e 3600 kg di CO2 per ciascuna unità abitativa. Al contrario, le riduzioni potrebbero essere meno elevate nel caso di sostituzione dei generatori a condensazione, con riduzioni medie comprese tra 600 e 2700 kg di CO2 per unità.
La diminuzione delle emissioni di CO2 è principalmente riconducibile alla riduzione dell’uso di combustibili fossili e all’incremento del contributo della pompa di calore, che consente di trasferire una parte significativa del fabbisogno energetico verso il vettore elettrico. Tale risultato appare coerente con le strategie di decarbonizzazione del settore edilizio, pur evidenziando come, negli edifici esistenti non isolati, le emissioni residue rimangano non trascurabili.
Inoltre, anche in questo caso, l’entità dei benefici risulta fortemente dipendente dal contesto climatico e dalla tipologia edilizia (riduzione maggiore nelle tipologie unifamiliari e minore nelle unità abitative ubicate in condomini), confermando la necessità di condurre analisi contestualizzate per stime più precise della reale variazione di consumo energetico conseguibile.
Discussione
dei risultati in relazione agli obiettivi EPBD
I risultati evidenziano come l’adozione di sistemi ibridi in sostituzione di generatori standard e/o a condensazione consenta, secondo un approccio di calcolo standard, una significativa riduzione dell’energia primaria non rinnovabile, con benefici sistematici in tutte le zone climatiche.
Risparmio Economico medio annuo [€/anno]
Sistema Ibrido vs Caldaia Standard Sistema Ibrido vs Caldaia a Condensazione
Riduzione Percentuale media annua di CO2 [%]
Sistema Ibrido vs Caldaia Standard Sistema Ibrido vs Caldaia a Condensazione
FIGURA 4 Risparmio economico medio annuo ottenuto per gli edifici di riferimento con impianto ibrido rispetto alle configurazioni iniziali: caldaia standard (blu) e caldaia a condensazione (rosso)
FIGURA 5 Riduzione percentuale media annua di CO2 per gli edifici di riferimento con impianto ibrido rispetto alle configurazioni iniziali: caldaia standard (barra in rosso) e caldaia a condensazione (barra in blu)
L’incremento della quota di energia primaria rinnovabile, legato principalmente al contributo della pompa di calore, risulta coerente con gli obiettivi della EPBD (DIRETTIVA 2024/1275/UE) che prevedono una progressiva riduzione della dipendenza da fonti fossili nel settore edilizio.
Tuttavia, negli edifici esistenti non isolati, l’energia primaria non rinnovabile rimane comunque dominante nel bilancio energetico complessivo, e le emissioni di CO2, pur ridotte, risultano ancora rilevanti, soprattutto nelle zone climatiche più severe. Questo evidenzia come i sistemi ibridi possano contribuire alla decarbonizzazione del patrimonio edilizio esistente svolgendo un ruolo di soluzione di transizione efficace nel breve e medio termine, ma non sono sufficienti, da soli, a garantire il pieno allineamento con gli obiettivi di decarbonizzazione nel lungo periodo, rendendo necessario un approccio di riqualificazione integrato.
Conclusioni
Il lavoro ha analizzato le prestazioni energetiche dei sistemi ibridi applicati al patrimonio edilizio residenziale italiano esistente, mediante un approccio parametrico basato su modelli di riferimento e simulazioni energetiche standard secondo UNI/TS 11300. L’analisi ha permesso di valutare in modo sistematico gli effetti della sostituzione delle tecnologie impiantistiche più diffuse, rappresentate da caldaia standard e caldaia a condensazione, con soluzioni ibride, mantenendo inalterate le caratteristiche dell’involucro edilizio.
I risultati hanno evidenziato come l’adozione dei sistemi ibridi consenta riduzioni significative dell’energia primaria non rinnovabile, dei consumi di gas naturale e delle emissioni di CO₂ rispetto alle tradizionali tecnologie. Tali benefici risultano diffusi su tutte le zone climatiche e più marcati nei contesti caratterizzati da maggiori fabbisogni di riscaldamento, confermando l’efficacia dei sistemi ibridi come soluzione di riqualificazione impiantistica nel breve e medio termine.
Allo stesso tempo, l’analisi mostra come, negli edifici esistenti non isolati, il solo intervento sugli impianti non sia sufficiente a eliminare la dipendenza da fonti fossili né a conseguire livelli prestazionali pienamente coerenti con gli obiettivi di lungo periodo della normativa europea. Anche in presenza di sistemi ibridi, la quota di energia primaria non rinnovabile rimane infatti rilevante, in particolare nelle zone climatiche più severe.
BIBLIOGRAFIA
[1] F. Caffari, N. Calabrese, G. Murano, P. Signoretti. La consistenza del parco immobiliare nazionale, ed. ENEA, 2024.
[2] Energy Performance of Buildings Directive, Direttiva (UE) 2024/1275 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 24 aprile 2024 sulla prestazione energetica nell’edilizia.
[3] UNI/TS 11300-1. Prestazioni energetiche degli edifici - Parte 1: Determinazione del fabbisogno di energia termica dell’edificio per la climatizzazione estiva ed invernale. 2014.
[4] UNI/TS 11300-2. Prestazioni energetiche degli edifici - Parte 2: Determinazione del fabbisogno di energia primaria e dei rendimenti per la climatizzazione invernale, per la produzione di acqua calda sanitaria, per la ventilazione e per l’illuminazione in edifici non residenziali. 2019.
[5] UNI/TS 11300-4. Prestazioni energetiche degli edifici - Parte 4: Utilizzo di energie rinnovabili e di altri metodi di generazione per la climatizzazione invernale e per la produzione di acqua calda sanitaria. 2016
[6] D. Palladino, F. Pagliaro, V. Del Fatto, C. Lavinia, F. Margiotta, L. Colasuonno. Stato dell’arte del patrimonio edilizio nazionale e analisi degli Attestati di Prestazione Energetica (APE) - RdS/PTR2019/037, 2019.
[7] D. Palladino. Energy performance gap of the Italian residential building stock: Parametric energy simulations for theoretical deviation assessment from standard conditions, Applied Energy, Vol. 345, 2023, 121365, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2023.121365.
[8] CRESME - Fondazione Symbola. Il valore dell’abitare. La sfida della riqualificazione energetica del patrimonio edilizio italiano, Rapporto annuale, 2024.
[9] D. Palladino, F. Pagliaro. Data source integration approach for the definition of new reference buildings: The Italian case study, Energy and Buildings, Vol. 330, 2025, 115302, https://doi.org/10.1016/j. enbuild.2025.115302.
[10] Gestore dei Mercati Energetici (GME), Sintesi del Mercato del Giorno Prima (MGP) - Elettricità, https://www.mercatoelettrico.org/it-it/Home/Esiti/Elettricita/MGP/Statistiche/SintesiMGP, ultimo accesso: gennaio 2026.
[11] Gestore dei Mercati Energetici (GME), Indici GME-Statistiche-Sintesi, https://www.mercatoelettrico. org/it-it/Home/Pubblicazioni/Indici-GME/IGIndexGmeStatistiche#menuAnchor, ultimo accesso: gennaio 2026.
Nel complesso, i risultati evidenziano come i sistemi ibridi possano contribuire in modo significativo al percorso di decarbonizzazione del patrimonio residenziale esistente, risultando coerenti con le indicazioni della EPBD come soluzione di transizione nel breve e medio termine, pur non potendo sostituire interventi più strutturali sull’involucro edilizio. In questo contesto, i sistemi ibridi possono essere interpretati come una tecnologia di transizione, in grado di migliorare sensibilmente le prestazioni energetiche e ambientali del patrimonio edilizio esistente senza richiedere interventi invasivi sull’involucro.
Bisogna inoltre considerare che la DIRETTIVA 2024/1275/UE prevede al
2050 che tutti gli edifici esistenti siano a zero emissioni: l’articolo 11 comma 1 della Direttiva ribadisce che un edificio a emissioni zero non genera emissioni in loco di carbonio da combustibili fossili.
I risultati confermano infi ne l’importanza di un approccio di progettazione e pianificazione integrato, basato su modelli rappresentativi e su analisi estese, come supporto per definire strategie di riqualificazione energetica realistiche ed efficaci per il settore residenziale. n
* Domenico Palladino, Silvia Di Turi, Nicolandrea Calabrese, Dipartimento Unità Tecnica Efficienza Energetica di ENEA
L’evento che ridisegna il futuro delle costruzioni, che promuove il confronto, l’innovazione e l’aggiornamento in un settore in continua evoluzione!
REGISTRATI GRATUITAMENTE
info@costruirepiu.it www.costruirepiu.it
Valutazione delle prestazioni di una pompa di calore aria–solare–geotermica che
utilizza CO² come
refrigerante
Lo studio propone un modello numerico di un prototipo innovativo di pompa di calore multisorgente ad anidride carbonica e ne valuta le prestazioni sotto diversi carichi termici e condizioni operative, confrontandole con una pompa di calore ad aria
M. Azzolin, M. Tancon, M. Mozafarivanani, R. Conte, E. Zanetti, D. Del Col*
La transizione verso sistemi di riscaldamento energeticamente efficienti e a basse emissioni rappresenta uno dei pilastri dello sviluppo sostenibile, con le pompe di calore che rivestono un ruolo centrale nelle applicazioni residenziali. I sistemi a pompa di calore operano generalmente con una sola sorgente termica e questo comporta delle limitazioni. Ad esempio, le pompe
di calore aria-aria risentono delle fluttuazioni stagionali di temperatura, con una riduzione dell’efficienza nei periodi più freddi, mentre le pompe di calore geotermiche garantiscono prestazioni più stabili ma comportano costi di installazione elevati a causa della necessità di
perforazione per le sonde geotermiche. Le pompe di calore solari, invece, sono limitate dalla disponibilità e dall’intensità della radiazione solare.
Per superare queste criticità, i sistemi a più sorgenti che combinano più fonti di energia rinnovabile—aria, solare e
geotermica—rappresentano una soluzione promettente per migliorare le prestazioni complessive e mitigare i vincoli delle singole fonti.
Questo studio propone un modello numerico di un prototipo innovativo di pompa di calore multisorgente ad anidride carbonica, dotata di più evaporatori per sfruttare le diverse sorgenti termiche. L’energia solare viene catturata tramite collettori fotovoltaico-termici, l’energia del terreno tramite sonde geotermiche a bassa profondità, mentre l’energia dell’aria è sfruttata tramite uno scambiatore di calore a pacco alettato. Il sistema può operare in due modalità: geotermico-aria e solare-aria. La novità consiste nell’uso simultaneo dell’evaporatore ad aria insieme a quello solare o geotermico. In entrambe le modalità, l’anidride carbonica evapora direttamente in modalità allagata negli evaporatori solare o geotermico, mentre lo scambiatore a pacco alettato funziona in espansione secca. Le simulazioni numeriche condotte valutano l’influenza delle condizioni ambientali— temperatura dell’aria, temperatura del terreno e irraggiamento solare—sulle prestazioni del sistema.
Introduzione
Le pompe di calore sono considerate una tecnologia chiave per la decarbonizzazione del riscaldamento degli ambienti e della produzione di acqua calda sanitaria (ACS), oltre a supportare l’integrazione delle energie rinnovabili. La maggior parte delle pompe di calore tradizionali si basano sull’utilizzo di una singola sorgente a bassa temperatura, come le pompe di calore ad aria (ASHP), geotermiche (GSHP) o solari (SSHP). Le ASHP sono ampiamente impiegate negli edifici, ma la loro efficienza è fortemente influenzata dalle fluttuazioni della temperatura esterna, diminuendo significativamente nei periodi più freddi, quando la domanda di riscaldamento è più elevata. Le GSHP, pur garantendo un’efficienza energetica superiore, presentano costi di installazione elevati a causa della necessità di perforazioni per le sonde geotermiche. Le SSHP, che integrano collettori fotovoltaico-termici (PV-T), possono migliorare le prestazioni stagionali rispetto alle ASHP, ma sono limitate dalla disponibilità di radiazione solare [1]. Per superare i limiti legati all’uso di una singola sorgente energetica, i sistemi ibridi a pompa di
calore, che sfruttano simultaneamente due o più sorgenti a bassa temperatura, rappresentano una valida alternativa. In questo studio si analizza una pompa di calore ibrida multisorgente a espansione diretta, che integra tre sorgenti termiche rinnovabili: aria, sole e terreno. Il sistema utilizza uno scambiatore di calore a pacco alettato per la sorgente aria, collettori PV-T per la sorgente solare e una sonda a U per la sorgente geotermica. Il refrigerante impiegato è anidride carbonica (CO₂). Il sistema può funzionare in due configurazioni: solare-aria (SA-mode) e terreno-aria (GA-mode), in cui collettori PV-T o sonde geotermiche operano contemporaneamente allo scambiatore ad aria. In entrambe le modalità, il sistema si comporta come una pompa di calore a doppia sorgente a espansione diretta, differenziandosi dai tradizionali schemi in serie o in parallelo.
Per valutare le prestazioni, è stato sviluppato un modello numerico in MATLAB®, che consente di confrontare le modalità GA e SA con una ASHP convenzionale.
Descrizione del prototipo di pompa di calore
La Figura 1 mostra lo schema della pompa di calore multisorgente a espansione diretta (a) e il diagramma pressione-entalpia del ciclo termodinamico realizzato nelle condizioni di progetto (b). I principali componenti del sistema includono: compressore (COMP), gas cooler (GC), scambiatore di calore interno (IHE), valvola di espansione elettronica (EEV) e un ricevitore a bassa pressione (REC). La pompa di calore è dotata di tre evaporatori per sfruttare diverse sorgenti termiche: uno scambiatore di calore a
FIGURA
pacco alettato (FCHE), tre collettori PV-T e una sonda geotermica a U (BHE). Lo schema della modalità SA è tratto da una reale prototipo di pompa di calore, studiata sperimentalmente e numericamente presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale dell’Università degli Studi di Padova.
Sulla base della configurazione del sistema (Figura 1a) e del corrispondente diagramma log(p)-h (Figura 1b), dopo l’espansione nella EEV, il refrigerante evapora all’interno dello scambiatore di calore a pacco alettato (punto 5) e successivamente la CO₂ fluisce nel ricevitore a bassa pressione, dove le fasi liquida e vapore si separano. Al punto 7, la CO₂ liquida prelevata dal fondo del REC viene inviata alla sonda geotermica (in modalità GA) oppure ai collettori PV-T (in modalità SA) utilizzando una pompa a ingranaggi (PUMP). Dopo una parziale evaporazione, il refrigerante ritorna al REC. Questa configurazione consente il funzionamento simultaneo dello FCHE e dei collettori PV-T o delle BHE.
Descrizione del modello numerico
Questa sezione presenta il modello numerico della pompa di calore, implementato in MATLAB®. Il modello viene utilizzato per analizzare le prestazioni e i flussi energetici in diverse condizioni ambientali e modalità operative. Le proprietà termodinamiche di CO₂, acqua e aria sono ottenute utilizzando Refprop 10.0 [2].
Il compressore è modellato mediante tre equazioni polinomiali con coefficienti riportati in [3]. Per gli scambiatori di calore e i collettori PV-T si adotta un approccio a parametri distribuiti, risolvendo sequenzialmente le equazioni di energia, quantità di moto e continuità di massa in ciascuna sezione discretizzata. Questi modelli sono stati validati con dati sperimentali riportati in [3], [4] e [5]. Il ricevitore a bassa pressione utilizza come input la portata massica del refrigerante, l’entalpia e la temperatura in uscita dagli evaporatori, le condizioni all’uscita della valvola di espansione e l’altezza del livello di liquido nel serbatoio. Questo modello è stato validato in [5]. Nel presente lavoro, il modello di pompa di calore sviluppato in [4] è stato aggiornato integrando la modellizzazione delle sonde geotermiche a espansione diretta. Il modello si basa sull’approccio di Bauer et al. [6] ed è applicato a una singola sonda geotermica a U. I risultati del modello sono stati validati con i dati sperimentali di Badache et al. [7], riscontrando un errore medio del 4,1% nella stima della potenza termica di evaporazione della CO₂.
TABELLA 1 Condizioni di progetto e caratteristiche dei componenti
Posizione Padova
Irraggiamento solare medio mensile 300 W/m² sul piano orizzontale
Temperatura media annua del suolo 13 °C
Temperatura media annua dell’aria 7 °C
Potenza nominale 270 W, superficie totale collettore 1.64 m², 3 collettori PV-T, silicio multicristallino
Collettori PV-T (SA-mode)
BHE (GA-mode)
Scambiatore di calore a pacco alettato
Scambiatore di calore a piastra e tubi con 15 tubi in rame (configurazione a serpentina), diametro esterno 8 mm, spessore della piastra 1 mm
Raggio del foro 39 mm, diametro esterno del tubo 7.2 mm, diametro interno del tubo 5.6 mm, distanza tra gli assi dei due tubi della U pari a 23 mm
Quattro circuiti di tubi in rame (diametro esterno 10.12 mm, spessore di parete 0.35 mm)
Gli output del modello includono: il consumo elettrico totale (P tot), che comprende compressore, ventilatore e pompe di circolazione, la potenza termica (QHP) e il COP della pompa di calore
Dimensionamento
della pompa di calore multisorgente
Per determinare la lunghezza e il numero di sonde geotermiche (BHE), sono state condotte alcune simulazioni preliminari considerando Padova come località di riferimento (con temperature medie annuali dell’aria e del suolo pari rispettivamente a 7 °C e 13 °C e un’irradiazione solare media mensile sul piano orizzontale pari a 300 W/m²). Le condizioni operative scelte per la modalità SA e la modalità GA sono: incremento della temperatura dell’acqua da 30 °C a 40 °C nel gas cooler, massima velocità del compressore, velocità del ventilatore pari al 50%, alta pressione pari a 85 bar. I risultati ottenuti sono riportati in Tabella 1. Entrambe le configurazioni (SA e GA) condividono lo stesso evaporatore ad aria. I risultati della procedura di progettazione hanno indicato che una singola BHE con una profondità del foro pari a 35 m consente di ottenere
la stessa capacità di evaporazione e di riscaldamento della modalità SA. Gli evaporatori PV-T e BHE mostrano capacità di evaporazione inferiori rispettivamente del 53% e del 56% rispetto allo scambiatore a pacco alettato. Tali evaporatori sono progettati per funzionare simultaneamente con l’evaporatore ad aria e non per sostituirlo. Questa scelta progettuale consente l’installazione del sistema anche in contesti caratterizzati da una limitata disponibilità di suolo o di superficie di copertura.
Risultati delle simulazioni numeriche
Effetto delle condizioni ambientali I risultati dell’analisi degli effetti della temperatura dell’aria (Taria), dell’irraggiamento solare (GTI) e della temperatura del suolo (Tterreno) sulle prestazioni della pompa di calore operante sia in modalità SA sia in modalità GA sono riportati in Figura 2. In particolare, la mappa del COP ottenuta per la modalità SA è mostrata in funzione della temperatura dell’aria e della GTI in Figura 2a, mentre quella relativa alla modalità GA è riportata in funzione di Taria e Tterreno in Figura 2b. I risultati si riferiscono
FIGURA 2 Mappe iso-COP in funzione (a) della temperatura dell’aria (Taria) e dell’irraggiamento solare (GTI) per la modalità solare-aria (SA-mode) e (b) della temperatura dell’aria e della temperatura del suolo (Tterreno) per la modalità terreno-aria (GA-mode)
FIGURA 3 Confronto del COP nelle modalità solo aria (aria-mode), SA e GA per le applicazioni di riscaldamento degli ambienti (SH) e produzione di acqua calda sanitaria (ACS), quando:
a) Taria = 8 °C, GTI = 300 W/m², Tterreno = 7 °C b) Taria = 8 °C, GTI = 1100 W/m², Tterreno = 15 °C
a variazioni di Taria comprese tra 0 °C e 16 °C, di Tterreno tra 7 °C e 15 °C e di GTI tra 300 W/m² e 1100 W/m², con velocità del compressore fissata al 100%, velocità del ventilatore al 50%, pressione di alta pari a 85 bar e incremento della temperatura dell’acqua nel gas cooler da 20 °C a 50 °C.
In modalità SA, il COP aumenta da 2.7 a 3.8 all’aumentare di Taria da 0 °C a 16 °C e della GTI da 300 W/m² a 1100 W/m². I risultati indicano che l’influenza di Taria è più marcata, con un incremento del COP pari al 5.6% per ogni aumento di 1 K di Taria, rispetto a un incremento del 3% del COP per ogni aumento di 100 W/m² del GTI. Ciò è dovuto al fatto che, nelle condizioni di progetto, la capacità dell’evaporatore PV-T è inferiore del 53% rispetto a quella dello scambiatore a pacco alettato. Analogamente, in modalità
GA, il COP varia da 2.6 a 3.8 ed è principalmente influenzato da Taria. Il COP aumenta del 5.1% per ogni incremento di 1 K di Taria, mentre il contributo di Tterreno è pari a circa l’1.1% per ogni incremento di 1 K. Questo effetto ridotto è dovuto al fatto che la capacità di evaporazione della BHE è inferiore del 56% rispetto a quella dello scambiatore a pacco alettato nel punto di progetto.
Effetto delle condizioni operative Questa sezione valuta le prestazioni del sistema al variare della richiesta termica e confronta i risultati con il funzionamento in modalità aria. Le simulazioni sono state condotte per due applicazioni, mantenendo costanti le altre condizioni operative: (1) riscaldamento degli ambienti (SH) con acqua riscaldata da 30 °C a 40 °C e (2) produzione di acqua
calda sanitaria con acqua riscaldata da 20 °C a 50 °C. Per confrontare le prestazioni della pompa di calore multisorgente in modalità SA e GA con quelle della modalità solo aria (aria-mode), sono state fissate le seguenti condizioni operative: temperatura dell’aria pari a 8 °C, velocità del ventilatore al 50%, compressore funzionante al 100%, pressione di alta pari a 85 bar e portata massica del refrigerante all’interno degli evaporatori PV-T o BHE pari alla metà della portata massica elaborata dal compressore. La Figura 3 riporta il COP per le applicazioni di riscaldamento degli ambienti (SH) e produzione di acqua calda sanitaria in due scenari ambientali opposti: (a) basso contributo delle sorgenti solare e geotermica (Tterreno = 7 °C, GTI = 300 W/m²) e (b) alto contributo delle sorgenti solare e geotermica (Tterreno = 15 °C, GTI = 1100 W/m²). Nel caso di bassi contributi (Figura 3a), le modalità SA e GA mostrano prestazioni pressoché simili per entrambe le applicazioni, raggiungendo valori di COP pari a 3.13 per lo SH e 3.35 per l’ACS. Entrambe le modalità operative superano la modalità aria di circa il 6.5%. In condizioni di maggiore contributo solare e geotermico (Figura 3b), il COP migliora sensibilmente: la modalità GA raggiunge valori di COP pari a 3.37 per lo SH e 3.42 per l’ACS, mentre la modalità SA mostra lo stesso COP nello SH e valori superiori del 5% nella produzione di ACS rispetto alla modalità GA. Per l’applicazione SH, il COP di entrambe le modalità operative supera quello della modalità aria del 14.5%. Per l’ACS, invece, il COP in modalità SA risulta superiore del 14.1% rispetto alla modalità aria, mentre il miglioramento in modalità GA è limitato al 9.2%.
Effetto del numero di sonde geotermiche e di moduli PV-T Il modello numerico della pompa di calore multisorgente è qui utilizzato per studiare l’effetto della variazione del numero di sonde geotermiche (da 1 a 3) in modalità GA e dei collettori PV-T (da 1 a 4) in modalità SA. La modifica del numero di pannelli PV-T o di sonde geotermiche cambia la superficie totale di evaporazione, influenzando in modo significativo l’intero processo di evaporazione. Le simulazioni sono state condotte a due livelli di irraggiamento solare (GTI uguale a 300 W/m² e 1100 W/m²) e temperature del suolo (Tterreno: 7 °C e 13 °C), mantenendo costanti tutte le altre condizioni: compressore al 100%, velocità del ventilatore al 50%, pressione di alta pari a 85 bar, riscaldamento dell’acqua da 30 °C a 40 °C, portata massica del refrigerante negli evaporatori solari o geotermici pari alla metà della portata del compressore e temperatura dell’aria di
4 °C. L’impatto del numero di collettori PV-T (modalità SA) e delle BHE (modalità GA) sul COP e sul calore estratto dal gas cooler (QGC ) è mostrato rispettivamente nelle Figura 4a e Figura 4b. In modalità GA, l’aumento del numero di BHE aumenta sia il COP sia QGC per entrambi i valori di Tterreno. Quando il numero di BHE aumenta da 1 a 3 in modalità GA, il COP passa da 2.81 a 3.01 quanto il suolo si trova a 7 °C (incremento del 7%) e da 2.86 a 3.17 quando il suolo è a 13 °C (incremento dell’11%). Un andamento simile si osserva nella potenza termica al gas cooler, che aumenta da 4460 W a 4780 W a 7 °C e da 4550 W a 5000 W a 13 °C. In modalità SA, l’incremento del numero di collettori PV-T è vantaggioso sia per il COP sia per QGC, indipendentemente dal livello di irraggiamento. In particolare, aumentando il numero di pannelli PV-T da 1 a 4 quando la GTI è uguale a 300 W/m², il COP passa da 2.69 a 2.85 (incremento del 6%), mentre a 1100 W/m² aumenta da 2.77 a 3.15 (miglioramento del 14%). In maniera analoga, QGC cresce da 4230 W a 4510 W a 300 W/m² e da 4370 W a 4940 W a 1100 W/m².
È interessante notare che entrambe le modalità operative superano le prestazioni della modalità aria anche quando è installato un solo collettore PV-T o una sola BHE. Complessivamente, la modalità GA registra un incremento del COP dall’8% al 21% rispetto alla modalità solo aria, mentre la modalità SA raggiunge un aumento dal 4% al 22%. Questi risultati evidenziano la flessibilità del sistema, che garantisce prestazioni migliorate anche considerando un’area limitata dell’evaporatore PV-T o una singola sonda geotermica poco profonda.
Conclusioni
Questo studio presenta un’analisi numerica di un prototipo di pompa di calore multisorgente a CO₂, in grado di sfruttare l’energia termica dell’aria, del terreno o proveniente dal sole come sorgenti di calore a bassa temperatura. La pompa di calore può operare in due configurazioni: solare-aria (SA-mode) e geotermico-aria (GA-mode). In entrambe le modalità, la CO₂ evapora simultaneamente in due scambiatori di calore tramite espansione diretta. Nella modalità SA vengono utilizzati simultaneamente lo scambiatore ad aria a pacco alettato e i pannelli PV-T; nella modalità GA vengono utilizzati simultaneamente lo scambiatore a pacco alettato e le sonde geotermiche. La validazione dei risultati del modello numerico in modalità SA è avvenuta utilizzando i risultati sperimentali ottenuti da un prototipo installato presso il Dipartimento di
FIGURA 4 Valori di COP e potenza termica al gas-cooler QGC per le modalità SA e GA quando la temperatura dell’aria è pari a 4 °C. Effetto di: a) numero di collettori PV-T in modalità SA per due valori di GTI (300 e 1100 W/m²) e b) numero di sonde geotermiche in modalità GA per due valori di Tterreno (7 °C e 13 °C)
Ingegneria Industriale dell’Università degli Studi di Padova.
Le prestazioni della pompa di calore multisorgente sono valutate sotto diversi carichi termici e condizioni operative, confrontandole con una pompa di calore ad aria. Complessivamente, le prestazioni della pompa di calore multisorgente superano quelle della pompa di calore ad aria, con miglioramenti del COP che vanno dal 6.5% con basso apporto solare o geotermico fino al 14.5% quando entrambe le sorgenti contribuiscono in modo elevato. Le prestazioni del sistema migliorano ulteriormente aumentando il numero di BHE
BIBLIOGRAFIA
o di pannelli PV-T. In modalità GA, l’impiego da 1 a 3 sonde geotermiche porta a un incremento del COP dall’8% al 21%, mentre in modalità SA, l’impiego da 1 a 4 pannelli PV-T migliora il COP dal 4% al 22% rispetto all’utilizzo della sola aria come sorgente di termica. n
* Marco Azzolin, Marco Tancon, Mohammad Mozafarivanani, Riccardo Conte, Davide Del Col, Università di Padova
* Emanuele Zanetti, Delft University of Technology
[1] Poppi S, Sommerfeldt N, Bales C, Madani H and Lundqvist P 2018 Techno-economic review of solar heat pump systems for residential heating applications Renewable and Sustainable Energy Reviews 81 22–32
[2] Lemmon E W, Huber M L and McLinden M O 2010 NIST standard reference database 23 Reference fluid thermodynamic and transport properties (REFPROP), version 9
[3] Zanetti E, Bordignon S, Conte R, Bisi A, Azzolin M and Zarrella A 2023 Experimental and numerical analysis of a CO2 dual-source heat pump with PVT evaporators for residential heating applications Appl Therm Eng 233
[4] Conte R, Zanetti E, Tancon M, Azzolin M, Girotto S and Del Col D 2024 The advantage of running a direct expansion CO2 heat pump with solar-and-air simultaneous heat sources: experimental and numerical investigation Appl Energy 369
[5] Zanetti E, Azzolin M, Conte R, Girotto S and Del Col D 2022 Experiments and dynamic modelling of dry expansion and flooded evaporators in a CO2 solar assisted heat pump Appl Therm Eng 217
[6] Bauer D, Heidemann W and Diersch H-J G 2011 Transient 3D analysis of borehole heat exchanger modeling Geothermics 40 250–60
[7] Badache M, Ouzzane M, Eslami-Nejad P and Aidoun Z 2018 Experimental study of a carbon dioxide direct-expansion ground source heat pump (CO2-DX-GSHP) Appl Therm Eng 130 1480–8
1
2
3
La banca dati
dei prezzari DEI aggiornata mensilmente
Cosa ti offre DEIPLUS PREMIUM:
Tutte le voci dei PREZZARI DEI dal 2018 (più di 88.000)
Tutte le voci dei PREZZARI REGIONALI dal 2023
4
Normativa tecnica indispensabile al progettista.
Più di 17.000 provvedimenti ricercabili per testo, per classificazione e per estremi (tipologia, numero, data)
5
Schede merceologiche: per ogni voce di materiale è presente la relativa scheda tecnica delle varie aziende produttrici
6
Biblioteca digitale: più di 100 volumi sfogliabili del mondo dell’edilizia. Ambiente e bioedilizia, Capitolati, Codici, Consolidamento e restauro, Geotecnica, Progettazione, Sicurezza e tanti altri argomenti
Più di 34.000 pagine per un valore di 4.500 € in libri
18 Check-list: listini precompilati con tutte le voci necessarie per i lavori più frequenti tra cui rifacimento bagno, rifacimento facciata, impianto fotovoltaico, impianto riscaldamento condominio, villino ipo
7 DEI
METRICODEI: il software per creare il computo metrico, completamente integrato con la banca dati DEIPLUS PREMIUM
Pompe di calore
a propano
per la riqualificazione dell’
impianto di riscaldamento in edifici universitari: analisi numerica di scenari comparativi in un caso studio
Il caso di studio dimostra come la transizione degli impianti di riscaldamento verso con gurazioni basate su pompe di calore a propano possa essere considerata una soluzione promettente per migliorare l’e cienza energetica e la sostenibilità ambientale, garantendo al contempo la redditività economica
M. Dongellini, C. Naldi, C. Camponeschi, M. Goni, F. Cioffi, G.L. Morini*
Introduzione
La transizione verso la sostenibilità energetica e ambientale rappresenta una sfida impegnativa per la società attuale. In questo contesto, i sistemi di riscaldamento, condizionamento dell’aria e refrigerazione contribuiscono in modo significativo al consumo energetico globale e,
di conseguenza, alle emissioni di gas serra. Attualmente, questi sistemi sono responsabili di circa il 14% delle emissioni globali di CO2, rendendo questo settore un importante motore del cambiamento climatico [1].
Al fine di ridurre la domanda energetica e l’impatto ambientale legati alla climatizzazione di edifici residenziali e non residenziali, la legislazione italiana ed europea sta promuovendo un sempre maggiore utilizzo delle pompe di
calore. Tuttavia, i fluidi di lavoro comunemente utilizzati nei sistemi dedicati alla climatizzazione e alla produzione di acqua calda sanitaria negli edifici, quali gli HFC R410A e R134a, sono caratterizzati da elevati valori di GWP. Pertanto, l’Unione Europea ha implementato una serie di azioni con il recente Regolamento 2024/573 [2], mirando al raggiungimento di emissioni “nette zero” da questo settore entro il 2050, attraverso la riduzione graduale della fornitura consentita di HFC e l’adozione di restrizioni alla commercializzazione di apparecchiature di refrigerazione e condizionamento dell’aria. Ad esempio, a partire dal 2030, le nuove pompe di calore monoblocco dovranno contenere refrigeranti con un valore GWP inferiore a 150.
Il propano (R290) è uno dei fluidi più adatti a sostituire gli HFC nei sistemi in pompa di calore, in quanto si tratta di un refrigerante naturale ecologico, che non ha alcun impatto sullo strato di ozono e ha un valore di GWP molto basso, pari a 3. Inoltre, l’R290 presenta proprietà termodinamiche favorevoli, come l’assenza di glide di temperatura, l’elevato calore latente di vaporizzazione e la bassa viscosità, che si traducono in un funzionamento efficiente delle pompe di calore e dei sistemi di condizionamento dell’aria, nonché in una riduzione delle emissioni indirette di gas serra [3]. Nonostante le caratteristiche ottimali sopra menzionate, la sfida principale nell’incrementare la diffusione del propano nelle unità commerciali è la sua elevata infiammabilità.
Il livello di sicurezza dell’R290 è classificato come A3 a causa di diversi fattori: intervallo di infiammabilità compreso tra il 2,1% e il 9,5%, valori molto bassi di energia di accensione e temperatura di autoaccensione e una velocità massima
della fiamma di circa 45 cm/s [4].
Negli ultimi anni l’uso del propano come refrigerante nelle pompe di calore ha suscitato crescente interesse in ambito accademico e industriale, e numerosi studi numerici e sperimentali ne hanno dimostrato le ottime prestazioni energetiche, la possibilità di sostituire refrigeranti ad alto GWP e la capacità di raggiungere elevati COP e temperature di mandata dell’acqua anche per condizioni climatiche severe [5-6].
In questo articolo viene presentata una nuova pompa di calore aria-acqua reversibile che utilizza il propano come refrigerante. Al fine di valutare le prestazioni energetiche stagionali effettive della macchina, l’impianto HVAC di un complesso universitario situato a Forlì è stato rinnovato nella primavera del 2024 installando due delle suddette pompe di calore. È stato sviluppato il modello numerico del complesso, poi calibrato con dati di consumo reali. In seguito, sono state simulate le prestazioni dell’impianto ante- e post-intervento, valutando i potenziali risparmi energetici ottenibili con le pompe di calore a propano considerando diversi scenari.
L’edificio oggetto di analisi è un immobile dell’Università di Bologna, situato a Forlì. La struttura si compone di due sezioni distinte: un complesso storico, edificato nel 1920, che ospita principalmente uffici di facoltà, un laboratorio virtuale e un laboratorio informatico, e un edificio moderno, costruito nel 1998, comprendente ampie aule e uffici. Entrambe le sezioni sono caratterizzate da due piani e ampie finestre, per una superficie totale di 462 m2. La superficie netta e il volume lordo riscaldato
totali della struttura sono rispettivamente pari a circa 2767 m2 e 13472 m3. Il rapporto tra la superficie disperdente e il volume lordo riscaldato del complesso è pari a 0,46 m-1, un valore tipico di strutture compatte ed energeticamente efficienti.
Tuttavia, gli elementi opachi dell’involucro edilizio presentano uno scarso livello di isolamento. In particolare, la parte storica presenta una struttura portante in mattoni pieni e una copertura a falde realizzata con solai in latero-cemento. La parte più recente del complesso è invece caratterizzata da migliori prestazioni termiche. Il suo involucro presenta una struttura portante verticale in calcestruzzo armato a vista, solai interni in latero-cemento, e una struttura di copertura in travi lamellari con sovrastante soletta in calcestruzzo armato. La trasmittanza termica media delle pareti perimetrali dell’intero complesso risulta pari a 1,24 W/m2K, mentre pavimenti e coperture sono caratterizzati da valori di trasmittanza media rispettivamente pari a 1,17 W/m2K e 0,86 W/m2K. Gli elementi trasparenti dell’involucro presentano caratteristiche diverse per i due corpi di edificio: il valore medio della loro trasmittanza è pari a 2,67 W/m2K. I dati riportati indicano che, mediamente, l’edificio presenta basse prestazioni energetiche.
Il fabbisogno energetico per il riscaldamento dell’intero complesso è soddisfatto da due caldaie a gas naturale convenzionali con una potenza termica nominale rispettivamente di 290 kW e 230 kW, notevolmente sovradimensionate rispetto al carico termico di picco dell’edificio. Durante la stagione estiva, un chiller a compressione di vapore aria-acqua, avente potenza frigorifera nominale di circa 170 kW, viene utilizzato per soddisfare il fabbisogno energetico per il raffrescamento della struttura. Le unità terminali dell’impianto di climatizzazione sono principalmente fan coil idronici, con alcuni radiatori posizionati nei bagni. Il fabbisogno energetico per la produzione di acqua calda sanitaria è basso ed è coperto da boiler elettrici di capacità pari a 1,2 kW. Infine, un’unità di trattamento garantisce il ricambio dell’aria nelle aule più grandi. Il modello di simulazione energetica del complesso e dell’impianto di climatizzazione è stato implementato mediante il software Edilclima EC700 a seguito di un accurato audit energetico. In Figura 1 è riportata un’immagine della struttura, raffigurante sia il complesso storico che il moderno, nonché il modello 3D del fabbricato sviluppato attraverso il software.
I consumi complessivi di energia elettrica e gas naturale sono stati ricavati dalle bollette energetiche mensili. Al fine di analizzare dati affidabili per calibrare il modello di simulazione energetica, sono stati selezionati i consumi degli anni pre-pandemici 2018 e 2019. Durante quegli anni, il consumo medio annuale di energia elettrica del complesso è stato pari a circa 124 MWh, mentre il fabbisogno medio annuale di gas naturale è risultato pari a quasi 26.600 Sm3
Nel lavoro è stata considerata prioritariamente la stazione di riscaldamento. Per calibrare il modello numerico sono stati considerati i dati climatici effettivi del periodo, ed è stato simulato il funzionamento effettivo dell’impianto. In particolare, il sistema di riscaldamento è in funzione per 12 ore al giorno, dal lunedì al venerdì, durante l’inverno, mentre è spento nei fine settimana. Inoltre, sono state apportate modifiche al valore della temperatura di set point interna, ridotta da 20 °C a 19 °C in base a un’indagine in situ. Nel modello sono stati inoltre simulati i periodi di spegnimento dell’impianto dovuti a festività nazionali.
La Figura 2 confronta la firma energetica del complesso calcolata utilizzando il modello di simulazione energetica calibrato (curva nera tratteggiata) con il consumo effettivo di gas naturale degli anni 2018 e 2019 (rispettivamente punti rossi e blu).
Il confronto tra i risultati del modello numerico e i dati di consumo reale di gas naturale rivela una deviazione significativa in corrispondenza delle festività invernali (dicembre) e degli estremi della stagione di riscaldamento (ottobre e aprile, mesi caratterizzati dai valori più elevati della temperatura esterna). Tuttavia, il modello di simulazione energetica calibrato sovrastima il consumo di gas naturale solo dell’1% su base stagionale.
Per quanto riguarda la validazione del fabbisogno di energia elettrica calcolato mediante il modello numerico, è necessario considerare il consumo effettivo dei dispositivi elettrici presenti all’interno degli edifici. L’energia elettrica assorbita dalle apparecchiature elettriche è stata calcolata ipotizzando una potenza elettrica media dei dispositivi installati pari a 7,5 W/m2. A valle della calibrazione del modello numerico, la deviazione fra i consumi annuali di energia elettrica calcolati rispetto ai valori riportati in bolletta è inferiore al 4%.
Descrizione della pompa di calore a propano
Per il retrofit dell’impianto di climatizzazione della struttura è stata presa in considerazione una pompa di calore
2 Confronto fra la firma energetica del complesso costruita con i dati di consumo reali del 2018 e 2019 e quella realizzata attraverso il modello di simulazione energetica
aria-acqua reversibile che utilizza il propano come refrigerante. L'unità considerata in questo lavoro si basa su un compressore scroll a velocità variabile, progettato specificamente per il propano. Rispetto ai compressori di macchine equivalenti che utilizzano refrigeranti sintetici, come gli HFC, il modello
installato nella pompa di calore è leggermente più grande a causa della minore densità del propano. Il motore elettrico del compressore funziona tra 1800 e 8400 giri/min, con un limite di velocità massimo in corrispondenza delle condizioni di lavoro nominali per migliorare l’efficienza complessiva.
FIGURA
FIGURA 1 Immagine del complesso edilizio (a) e sua rappresentazione 3D implementata con il software EC700 (b)
FIGURA 3 Campo di funzionamento della pompa di calore a R290 confrontata con il campo di funzionamento di una analoga macchina operante a R410A
Scenario Involucro edilizio Terminali di emissione Generatore di calore Presenza impianto fotovoltaico
Baseline Non riqualificato Attuali Caldaie pre-retrofit No
A1 Non riqualificato Fan-coil Pompa di calore a R290 No
A2 Non riqualificato Fan-coil Pompa di calore a R290 Sì
A3 Riqualificato Fan-coil Pompa di calore a R290 No
B1 Non riqualificato Radiatori ad alta temperatura Pompa di calore a R290 No
B2 Non riqualificato Radiatori ad alta temperatura Pompa di calore a R290 Sì
B3 Riqualificato Radiatori ad alta temperatura Pompa di calore a R290 No
Una valvola di espansione elettronica azionata da un motore passo-passo viene utilizzata per controllare il funzionamento della pompa di calore in un’ampia gamma di condizioni di lavoro, garantita dalla conformazione geometrica della valvola.
Quattro ventilatori a corrente continua brushless consentono un controllo preciso della temperatura di evaporazione/condensazione del refrigerante all’interno dello scambiatore di calore a tubi alettati sul lato aria della
macchina. La velocità di rotazione dei ventilatori può essere regolata in modo continuo, garantendo la portata d’aria ottimale in tutte le condizioni operative. Sul lato utenza, uno scambiatore di calore a micro-piastre, realizzato in acciaio inossidabile, permette lo scambio termico fra il refrigerante e l’acqua dell’impianto. Grazie a questa tecnologia, la carica di refrigerante può essere ridotta di circa il 20% rispetto ai tradizionali scambiatori di calore a piastre saldobrasate, mantenendo un’efficienza
comparabile. Sul lato aria, viene utilizzato uno scambiatore a tubi alettati di rame, aventi un diametro ridotto di 8 mm e disposti su tre ranghi. Le alette in alluminio corrugato, trattate con un rivestimento idrofobico per facilitare lo scivolamento delle gocce d’acqua, vengono utilizzate per aumentare la superficie complessiva di scambio termico. Grazie a tutte queste caratteristiche, la carica di propano nella pompa di calore è significativamente inferiore al limite specificato nella norma UNI EN 378-1 per le unità situate all’esterno con accesso sorvegliato, pari a 5 kg. La potenza termica nominale della pompa di calore, valutata per una temperatura esterna di 7 °C e temperatura di ingresso/uscita dell’acqua pari a 40/45 °C, è di circa 60 kW. Il COP nominale alle stesse condizioni è pari a circa 3.3.
Uno dei vantaggi maggiori delle pompe di calore a propano è il campo di funzionamento molto più ampio rispetto a un’analoga macchina operante con un refrigerante tradizionale. La Figura 3 illustra il campo di funzionamento della macchina operante a R290 considerata in questo articolo, in modalità di funzionamento riscaldamento, confrontandolo con il campo operativo tipico di una pompa di calore convenzionale equivalente che utilizza R410A come refrigerante. È essenziale sottolineare che il campo di funzionamento della pompa di calore a R290 è significativamente più esteso di quello di una macchina convenzionale. Ad esempio, l’unità a R290 può produrre acqua calda a 80 °C in un range molto ampio di temperature ambiente, che si estende da –5 °C a 30 °C. Inoltre, la pompa di calore può erogare acqua a 60 °C anche a basse temperature ambiente, fino a –20 °C. Pertanto, l’uso del propano come refrigerante permette di utilizzare pompe di calore anche per la riqualificazione di impianti di riscaldamento basati su terminali ad alta temperatura.
Scenari di riqualificazione analizzati
Il modello di simulazione energetica del complesso, calibrato con dati di consumo reali, è stato utilizzato per valutare la prestazione energetica stagionale della pompa di calore descritta nella sezione precedente durante la stagione di riscaldamento. Sono stati considerati diversi scenari, simulando diversi livelli di ristrutturazione dell’involucro edilizio e dell’impianto di climatizzazione. La Tabella 1 riassume gli scenari analizzati in questo studio. Lo scenario di riferimento (baseline) considera l’involucro edilizio nello stato di fatto (quindi in assenza di alcuna
TABELLA 1 Caratteristiche dei diversi scenari analizzati
riqualificazione) e l’impianto di riscaldamento tradizionale pre-retrofit (basato su caldaie tradizionali a gas naturale). In tutti gli altri scenari, vengono simulati gli effetti del retrofit dei generatori di calore dell’impianto: la pompa di calore a propano descritta in precedenza viene considerata come sistema di generazione. Poiché la potenza termica nominale dell'unità è significativamente inferiore al carico di picco richiesto, le prestazioni della macchina sono state opportunamente scalate per ogni scenario al fine di soddisfare il fabbisogno energetico complessivo senza richiedere sistemi di backup. Nello specifico, la taglia della pompa di calore è stata aumentata in base al carico massimo richiesto , mentre le curve di efficienza (i.e., COP) sono rimaste invariate.
Negli scenari “A” e “B” sono state simulate diverse unità terminali. Nella configurazione “A”, sono stati considerati terminali di emissione a bassa temperatura: fan-coil idronici dimensionati con temperatura di mandata di progetto pari a 45 °C. Per lo scenario “B”, sono state simulate unità terminali ad alta temperatura, ovvero radiatori, dimensionati con temperatura di mandata di progetto di 80 °C. Per entrambe le configurazioni, sono stati analizzati tre sotto-scenari:
• Caso “1”: componenti attuali dell’involucro edilizio (ovvero, senza nessuna riqualificazione);
• Caso “2”: componenti attuali dell’involucro edilizio e inclusione di un impianto fotovoltaico con potenza di picco pari a 66 kW. Il dimensionamento del campo fotovoltaico è stato determinato in base alla superficie di installazione disponibile sulle coperture del complesso;
• Caso “3”: riqualificazione completa dell’involucro edilizio. Per ciascun componente dell’involucro edilizio sono stati imposti i valori limite di trasmittanza termica per i nuovi edifici, come specificato nella normativa italiana vigente.
Risultati ottenuti
I principali indici di prestazione energetica stagionale dell’impianto di climatizzazione sono riportati in Figura 4 per tutti gli scenari simulati. Sono stati considerati due indicatori di performance: l’efficienza stagionale del sistema e l’efficienza stagionale riferita all’energia primaria totale in ingresso. Il primo indicatore è definito come il rapporto tra l’energia termica utile erogata dal sistema di generazione e l’energia in ingresso al generatore di calore (ovvero, gas naturale per la configurazione di riferimento
5 Fabbisogno di energia primaria rinnovabile, non rinnovabile e totale dell’impianto di riscaldamento per gli scenari analizzati
ed energia elettrica per le altre configurazioni) durante la stagione di riscaldamento. Si sottolinea che per gli scenari “A” e “B”, questo indice corrisponde al COP medio stagionale della pompa di calore (SCOP), mentre per lo scenario di riferimento esso quantifica il rendimento medio stagionale delle caldaie. Al fine di confrontare le prestazioni energetiche stagionali di tutti gli scenari, è stata introdotta l’efficienza stagionale riferita all’energia primaria. Tale indicatore
è calcolato come il rapporto tra l’energia termica utile fornita dai generatori e l’energia primaria totale in ingresso all’impianto. I fattori di conversione in energia primaria totale per il gas naturale e l’energia elettrica prelevata dalla rete nazionale sono rispettivamente pari a 1.05 e 2.42.
I risultati indicano che il rendimento medio stagionale delle caldaie per lo scenario di riferimento è pari a 0.91. L’SCOP della pompa di calore è invece
FIGURA 4 Indicatori prestazionali dell’impianto di riscaldamento per gli scenari simulati
FIGURA
significativamente influenzato dalla tipologia di terminali di emissione. Più nel dettaglio, la migliore efficienza stagionale si ottiene negli scenari A1-A3, con valori di SCOP superiori a 3. Viceversa, le prestazioni peggiori si ottengono per gli scenari B1 e B2, con valori del SCOP inferiori a 2.40.
Tuttavia, le simulazioni numeriche evidenziano che l’efficienza stagionale riferita all’energia primaria delle configurazioni basate sulla pompa di calore è sempre superiore a quella ottenuta nello scenario base. Grazie alla maggiore efficienza della macchina a propano, l’efficienza complessiva del sistema può essere migliorata fino al 50%, raggiungendo un valore massimo di 1.25 per le configurazioni A1-A3, se la pompa di calore a R290 viene considerata come generatore di calore.
In Figura 5 sono illustrati il fabbisogno annuale di energia primaria non rinnovabile, rinnovabile e totale dell’impianto per gli scenari considerati. Per valutare le prestazioni del sistema sono stati utilizzati i fattori di conversione in energia primaria per l’elettricità prelevata dalla rete indicati dalla legislazione vigente, pari a 0.47 e 1.95 per i contributi rinnovabile e non rinnovabile (il
BIBLIOGRAFIA
gas naturale ha solo contributo non rinnovabile).
I dati riportati indicano che lo scenario di riferimento è caratterizzato da un fabbisogno totale di energia primaria di circa 310 MWh all’anno. Questo valore è inferiore rispetto alle altre configurazioni analizzate, dove l’energia primaria totale in ingresso al sistema è significativamente più elevata, a eccezione degli scenari “A3” e “B3”. Tale incremento dipende dal fatto che, con la pompa di calore, il vettore energetico principale dell’impianto passa dal gas naturale all’energia elettrica.
Tuttavia, il fabbisogno di energia primaria non rinnovabile è inferiore in tutte le configurazioni basate sulla pompa di calore rispetto allo scenario di riferimento. Di conseguenza, si osserva un aumento molto significativo della quota rinnovabile, che assume valori compresi tra il 48% (caso B1) e il 58% (caso A2) del fabbisogno totale di energia primaria. Infine, è fondamentale sottolineare che la pompa di calore a propano può soddisfare pienamente il fabbisogno di energia termica del complesso, anche nei casi in cui l’involucro non sia isolato e vengano utilizzati elementi radianti ad alta temperatura, come i radiatori (caso B1).
[1 Zhou X, Li J, Mo H, Yan J, Liang L, Pan D. Enhanced hierarchical reinforcement learning for co-optimization of HVAC system operations. Journal of Building Engineering 2025;106:112663.
[2] European Parliament. Regulation (EU) 2024/573 of the European Parliament and of the Council of 7 February 2024 on fluorinated greenhouse gases, amending Directive (EU) 2019/1937 and repealing Regulation (EU) No 517/2014. Official Journal of the European Union 20/02/2024;1-67.
[3] Bani Issa AA, Liang C, Groll EA, Ziviani D. Residential heat pump and air conditioning systems with propane (R290) refrigerant: Technology review and future perspectives. Applied Thermal Engineering 2025;266:125560.
[4] Guo C, Yang Z, He H, Li J, Hou Z, Zhao Y, Hu Y, Shu Y, Investigation of the application safety of R-290 in residential air conditioning systems, Journal of Building Engineering 2024;94:109999.
[5] Byrne P, Ghoubali R. Exergy analysis of heat pumps for simultaneous heating and cooling. Applied Thermal Engineering 2019;149:414-424.
[6] Zou L, Liu Y, Yu J. Recent advances on performance enhancement of propane heat pump for heating applications. Energy 2025;314:134251.
Conclusioni
L’articolo presenta uno studio sui potenziali risparmi energetici legati alla riqualificazione dell’impianto di climatizzazione di un complesso universitario situato a Forlì per mezzo di una pompa di calore reversibile aria-acqua che utilizza R290 (propano) come refrigerante. Il modello di simulazione energetica del sistema edificio-impianto è stato implementato mediante il software EC700 e calibrato utilizzando i dati di consumo energetico effettivo degli anni 2018 e 2019. Sono stati simulati diversi scenari, caratterizzati da terminali di emissione a bassa e alta temperatura, dalla riqualificazione dell’involucro edilizio e dall’installazione di un campo fotovoltaico in copertura. I risultati evidenziano come il fabbisogno di energia primaria non rinnovabile del sistema sia significativamente ridotto dall’adozione di una pompa di calore a propano rispetto allo scenario di riferimento (impianto basato su caldaie a gas convenzionali), con un aumento sostanziale della quota di energia rinnovabile. Nel caso in cui la pompa di calore è accoppiata a unità terminali a bassa temperatura e a un impianto fotovoltaico, circa il 58% del fabbisogno totale di energia primaria viene soddisfatto attraverso fonti rinnovabili, dimostrando un aumento sostanziale dell’efficienza energetica complessiva e una diminuzione delle emissioni di gas serra. Si sottolinea, inoltre, che l’efficienza stagionale del sistema, riferita all’energia primaria, può essere migliorata fino al 46% grazie all’utilizzo della pompa di calore. In conclusione, la transizione degli impianti di riscaldamento verso configurazioni basate su pompe di calore a propano può essere considerata una soluzione promettente per migliorare l’efficienza energetica e la sostenibilità ambientale, garantendo al contempo la redditività economica. n
* Matteo Dongellini, Claudia Naldi, Corrado Camponeschi, Maurizio Goni, Francesca Cioffi, Gian Luca Morini, Università di Bologna
Ringraziamenti
Gli autori desiderano ringraziare il supporto ricevuto da Luca Germano, Filippo Genovese e Alessandro Casolari dell’azienda Galletti S.p.A., e da Federico Corsaro, Matteo Ciancamerla e Luca Ballotta dell’azienda Danfoss S.r.l.
Ottimizzazione dei sistemi energetici residenziali per la valutazione del potenziale di flessibilità e dei costi associati ai servizi
di
Demand Response
Lo studio analizza il potenziale di essibilità energetica di un complesso residenziale dotato di un sistema energetico ibrido, valutandone il comportamento in un contesto di Demand Response basato su segnali di prezzo
A. Bringiotti, F. Pallonetto, M. De Rosa*
Introduzione
Gli edifici rappresentano uno dei settori chiave nella transizione energetica, essendo responsabili di circa il 40% del consumo energetico totale in alcuni Paesi europei [1]. Alla luce degli obiettivi di decarbonizzazione fissati dall’Unione Europea per i prossimi anni e considerando il costante aumento del fabbisogno energetico della popolazione, risulta fondamentale individuare strategie efficaci per ottimizzare i consumi del settore edilizio e favorire l’integrazione di nuove tecnologie. In questo contesto, la crescente diffusione delle fonti energetiche rinnovabili, caratterizzate da una produzione poco prevedibile,
sta trasformando profondamente il funzionamento del sistema elettrico [2].
Il tradizionale modello basato su una generazione centralizzata alimentata da fonti fossili sta progressivamente lasciando spazio a un sistema più decentralizzato [3].
Al fine di incrementare la penetrazione delle fonti rinnovabili senza compromettere l’affidabilità della rete, il ruolo della flessibilità energetica è diventato centrale. La flessibilità
consente infatti di bilanciare in modo dinamico domanda e offerta energetica, di ridurre i picchi di carico e di migliorare la stabilità complessiva del sistema elettrico[4].
In tale scenario, gli edifici dotati di adeguata capacità di flessibilità possono svolgere un ruolo fondamentale, grazie alla possibilità di modulare i propri consumi nel tempo senza compromettere il comfort degli utenti. Oltre ai benefici per il sistema elettrico, la flessibilità
rappresenta anche una potenziale opportunità economica. Attraverso lo sfruttamento di tariffe orarie o la partecipazione a servizi di rete che prevedono una remunerazione per la riduzione o lo spostamento dei consumi nei periodi di maggiore criticità, è possibile ottenere una riduzione dei costi energetici complessivi [5]. In questo contesto, la Demand Response (DR) emerge come una delle principali strategie per l’attivazione della flessibilità lato domanda [6]. La DR può essere definita come un meccanismo attraverso cui gli utenti finali, o entità chiamate aggregatori che gestiscono più utenze, modificano temporaneamente i loro profili di consumo a valle di una richiesta esterna, al fine di fornire un servizio alla rete. In altre parole, l’utente adatta il proprio consumo in base al segnale ricevuto per fornire un servizio al sistema elettrico, contribuendo alla riduzione dello stress operativo della rete [7], [8]. Poiché la partecipazione ai programmi di Demand Response può comportare un costo per l’utente, essa è generalmente associata a un meccanismo di remunerazione. La definizione di una remunerazione adeguata richiede tuttavia la quantificazione del costo sostenuto dall’utente nel fornire flessibilità alla rete, ovvero del costo marginale associato alla deviazione dal proprio funzionamento ottimale [9].
In questa prospettiva, il presente studio si propone di sviluppare un quadro metodologico per l’analisi e la comprensione del costo marginale della flessibilità energetica. A tal fine, sono state investigate diverse strategie di gestione ed è stato sviluppato un algoritmo di ottimizzazione basato sulla minimizzazione dei costi operativi di un complesso residenziale.
Metodi
Gli edifici analizzati costituiscono un complesso residenziale composto da quattro condomini, ciascuno con una superficie di 163,77 m2. Gli edifici sono situati a Dublino, appartengono alla tipologia delle abitazioni bifamiliari e fanno parte della classe energetica B1 secondo la normativa irlandese. L’intero complesso è stato modellato e simulato mediante il software EnergyPlus. Il caso di studio considera una configurazione energetica ibrida, progettata per aumentare il potenziale di flessibilità del sistema. Il complesso residenziale è dotato di una caldaia a gas (GB), una pompa di calore (HP), un sistema di accumulo termico (TES) e un impianto fotovoltaico (PV).
Modellazione dei componenti del sistema
La modellazione dei componenti che costituiscono il sistema analizzato è stata sviluppata mediante il framework di ottimizzazione Pyomo; una descrizione più dettagliata delle formulazioni è riportata in [10]. La pompa di calore è di tipo on-off ed è stata scelta per la sua semplicità, in quanto una modulazione continua risulterebbe poco pratica nel contesto analizzato. Il coefficiente di prestazione (COP) della pompa di calore è calcolato mediante la seguente funzione:
COPHP = f(Tsink , Tsource) (1)
dove Tsink e Tsource rappresentano rispettivamente la temperatura di mandata del sistema di riscaldamento e la temperatura esterna. Il sistema di accumulo termico è modellato come un serbatoio d’acqua perfettamente miscelato, caratterizzato da una temperatura TTES che varia nel tempo in funzione del bilancio
energetico espresso dalla seguente equazione:
dTTES dt = 1 VTES ρw cpw
(2)
dove, VTES indica il volume del serbatoio, ρw è la densità dell’acqua, e c pw è il calore specifico dell’acqua. QHP,th(t), QTES,th(t) e QTES,loss(t) rappresentano rispettivamente la potenza termica fornita dalla pompa di calore, quella erogata dal sistema di accumulo e le perdite termiche del serbatoio. Il sistema include inoltre una caldaia a gas, impiegata per garantire maggiore flessibilità e affidabilità nella copertura della domanda termica. La caldaia opera in modo continuo con un rendimento fisso pari a 0,96.
Algoritmo di ottimizzazione
Nel presente studio è stato sviluppato un algoritmo di ottimizzazione con l’obiettivo di determinare la strategia operativa ottimale per soddisfare la domanda energetica del complesso residenziale, minimizzandone i costi operativi. L’algoritmo consente di identificare, per ciascun istante temporale, quali vettori energetici utilizzare e in che misura, al fine di minimizzare i costi operativi complessivi, nel rispetto dei vincoli tecnici e di comfort del sistema. Il costo operativo (OC) del sistema tiene conto delle spese associate all’utilizzo di energia elettrica e del gas naturale. In particolare, la funzione di costo considera sia il costo dell’energia elettrica necessaria al funzionamento della pompa di calore, sia il costo del gas utilizzato dalla caldaia a gas. La funzione obiettivo è definita con la seguente equazione [10]:
dove t rappresenta ciascun intervallo temporale considerato nell’orizzonte di ottimizzazione. HPload(t) indica la potenza termica erogata dalla pompa di calore per soddisfare direttamente la domanda termica dell’edificio, mentre COPload(t) è il COP della pompa di calore in tale modalità operativa. Analogamente, HPTES(t) denota la potenza termica della pompa di calore destinata alla carica del TES e COPTES(t) è il coefficiente di prestazione associato. Il termine pel(t) rappresenta il prezzo dell’energia elettrica espresso in €/kWh. Infine, la componente di costo associata al gas naturale è calcolata sulla base della potenza termica fornita dalla caldaia a gas, indicata come GBload(t), del suo rendimento ηboiler, e del prezzo del gas naturale pgas(t). T
Strategia di Demand Response
Nel presente studio, la Demand Response è modellata attraverso un segnale di prezzo dell’energia elettrica in regime di Real-Time Pricing (RTP), utilizzato come segnale rappresentativo delle condizioni istantanee del sistema elettrico. Il prezzo RTP, tipicamente aggiornato su base oraria, riflette le dinamiche di mercato in tempo reale, incorporando gli effetti dell’equilibrio tra domanda e offerta.
La strategia di Demand Response adottata è di tipo price-based e si fonda sull’introduzione di una soglia giornaliera del prezzo dell’energia elettrica, al superamento della quale vengono attivate azioni di flessibilità lato domanda. Questo approccio è ampiamente utilizzato in letteratura in quanto consente di rappresentare in modo semplice ed efficace il comportamento di utenti o sistemi di controllo sensibili ai segnali di mercato, senza richiedere modelli espliciti del mercato elettrico o della rete [11], [12].
La soglia di prezzo viene definita sulla base di caratteristiche statistiche del profilo giornaliero del prezzo dell’energia elettrica ed è calcolata come la somma tra il valore medio del prezzo e la sua deviazione standard, come riportato nella seguente equazione:
pel,threshold = μPel + σPel (5)
Quando il prezzo dell’energia elettrica supera tale soglia, ciò indica una condizione di potenziale stress o congestione del sistema elettrico. In risposta a questo segnale, il servizio di Demand Response viene attivato e l’edificio riduce temporaneamente la sua richiesta di energia elettrica, nel presente caso studio attraverso la diminuzione della potenza assorbita dalla pompa di calore (PHPDR), seguendo questa equazione:
PHPDR = PHPref – PHPref · (1 – αDR) (6)
dove PHPref rappresenta la potenza di riferimento della pompa di calore in assenza di Demand Response e αDR è un parametro che varia tra 0 e 1 e consente di modulare il grado di riduzione della potenza assorbita dalla pompa di calore.
due scenari di simulazione distinti. Lo scenario di riferimento (baseline) rappresenta il funzionamento ottimale del sistema, con l’obiettivo di minimizzare i costi operativi dell’edificio nel rispetto dei vincoli tecnici.
Lo scenario con Demand Response include, invece, l’attivazione della strategia DR, che richiede una riduzione temporanea della domanda di energia elettrica dell’edificio quando il prezzo dell’energia supera la soglia definita. Il confronto tra i due scenari permette di quantificare le variazioni nei profili di consumo elettrico e nei costi operativi, consentendo la valutazione della flessibilità elettrica effettivamente fornita dall’edificio.
A tal fine, vengono utilizzati due KPIs: l’Available Electric Energy Flexibility (AEEF) e il costo specifico della flessibilità (SC) [10].
L’AEEF misura la variazione del consumo di energia elettrica indotta dalla Demand Response ed è definito come:
AEEF = ∫0 t |PDR Pb| dt (7)
Il costo specifico della flessibilità quantifica il costo sostenuto dall’edificio per fornire flessibilità ed è calcolato comparando i costi operative con (OCDR) e senza (OCb) Demand Response, rapportandoli al potenziale di flessibilità calcolato con l’AEEF.
SC = ( OCDR OCb AEEF ) (8)
RISULTATI
Analisi del comportamento del sistema con e senza Demand Response
La Figura 1 mostra il confronto tra il funzionamento del sistema energetico del complesso residenziale negli scenari senza e con Demand Response, evidenziando l’effetto delle misure di flessibilità sull’operatività del sistema nel corso di una settimana invernale.
Le Figure 1a e 1b riportano rispettivamente l’andamento orario del prezzo dell’energia elettrica, la soglia giornaliera sopra la quale la DR viene richiesta all’utente e lo stato di carica del sistema di accumulo termico. È possibile osservare come, nello scenario senza Demand Response (Figura 1a), il sistema di accumulo termico venga comunque utilizzato per spostare il funzionamento della pompa di calore verso le ore caratterizzate da prezzi dell’energia elettrica più bassi, in quanto l’ottimizzazione è già orientata alla minimizzazione dei costi operativi complessivi. Di conseguenza, il TES viene caricato nelle fasce orarie economicamente più convenienti e successivamente scaricato durante i periodi di prezzo più elevato. Quando viene introdotta una strategia di Demand Response (Figura 1b), tale comportamento risulta ulteriormente accentuato. La presenza esplicita del segnale di prezzo rafforza infatti l’anticipazione delle fasi di carica del TES e ne incrementa l’utilizzo come leva di flessibilità.
Valutazione della Demand Response e indicatori di flessibilità
Per valutare l’impatto delle strategie di Demand Response sul funzionamento del sistema energetico e quantificare il potenziale di flessibilità dell’edificio, sono stati considerati
Questi indicatori permettono di valutare in modo sintetico ed efficace l’entità della flessibilità energetica fornita dall’edificio e il relativo costo marginale, informazioni fondamentali per l’aggregazione della flessibilità e per la definizione di strategie di offerta nei mercati della flessibilità energetica.
Le Figure 1c e 1d mostrano la domanda termica dell’edificio e il contributo delle diverse tecnologie energetiche. A parità di domanda termica nei due scenari, l’attivazione della Demand Response impone un limite al funzionamento della pompa di calore nelle ore di prezzo elevato. Di conseguenza,
il sistema fa maggiore affidamento sulla scarica del TES e sulla caldaia a gas per garantire la continuità del servizio di riscaldamento. Infine, le Figure 1e e 1f riportano il profilo del carico elettrico, che include un carico di base, principalmente legato agli usi elettrici domestici, e una componente variabile associata al funzionamento della pompa di calore. Il confronto tra i due scenari evidenzia come la Demand Response consenta di ridurre il consumo elettrico nelle ore critiche per il funzionamento della rete elettrica.
Questa analisi mostra come l’algoritmo di ottimizzazione sia in grado di anticipare gli eventi di Demand Response e di coordinare il funzionamento dei diversi sistemi energetici, garantendo il soddisfacimento della domanda termica e, al contempo, riducendo lo stress sulla rete elettrica..
Analisi di sensitività e implicazioni per l’aggregazione della flessibilità
La Figura 2 riassume le prestazioni dei diversi scenari analizzati, che differiscono per le principali ipotesi di configurazione e di controllo del sistema, quali la capacità del sistema di accumulo, la struttura tariffaria adottata e il valore della soglia di prezzo utilizzata per l’attivazione della Demand Response. Il confronto tra questi scenari consente di valutare l’impatto delle diverse scelte progettuali e operative sul potenziale di flessibilità del complesso residenziale. L’obiettivo di questa analisi è valutare come la flessibilità elettrica disponibile e il relativo costo marginale varino al cambiare delle ipotesi di scenario.
I risultati mostrano un andamento coerente tra i due indicatori: scenari caratterizzati da una maggiore
fl essibilità energetica tendono ad essere associati a valori più elevati di costo specifi co, mentre confi gurazioni con una flessibilità più limitata risultano generalmente più efficienti dal punto di vista economico. Questo comportamento evidenzia il compromesso intrinseco tra quantità di flessibilità fornita e costo sostenuto dall’utente finale.
Il costo specifico della flessibilità assume in questo contesto un significato economico rilevante. Valori positivi di SC indicano infatti che la fornitura di flessibilità comporta un costo per l’utente, poiché l’edificio è costretto a deviare dal proprio funzionamento ottimale in termini di minimizzazione dei costi operativi. La quantificazione di tale costo risulta quindi fondamentale per definire meccanismi di remunerazione adeguati: affinché la partecipazione ai programmi di Demand Response sia economicamente sostenibile, l’incentivo riconosciuto dall’aggregatore deve almeno compensare il costo marginale sostenuto dall’utente. In questa prospettiva, la mappatura congiunta di AEEF e di SC fornisce uno strumento utile per gli aggregatori, per strutturare portafogli di flessibilità bilanciati.
FIGURA 1 Confronto del funzionamento del sistema energetico del complesso residenziale con e senza Demand Response
CONCLUSIONI
Questo lavoro ha analizzato il potenziale di flessibilità energetica di un complesso residenziale dotato di un sistema energetico ibrido, valutandone il comportamento in un contesto di Demand Response basato su segnali di prezzo. È stato sviluppato un approccio metodologico che combina la modellazione dei componenti, un algoritmo di ottimizzazione per la minimizzazione dei costi operativi e specifici indicatori di prestazione per la quantificazione della flessibilità energetica e del relativo costo marginale. I risultati mostrano che la Demand Response consente di rimodellare i profili di consumo elettrico dell’edificio, riducendo l’uso della pompa di calore nelle ore critiche per il sistema elettrico e sfruttando il sistema di accumulo per garantire la copertura della domanda. Tuttavia, l’analisi evidenzia che la flessibilità elettrica fornita comporta un costo per l’utente, dovuto alla deviazione dal funzionamento economicamente ottimale dell’edificio.
Le analisi di sensitività hanno messo in luce il compromesso tra quantità di flessibilità disponibile e costo marginale associato, evidenziando il ruolo chiave dei parametri di controllo e delle condizioni di mercato. In questo contesto, la quantificazione congiunta della disponibilità di flessibilità e del suo costo specifico fornisce informazioni rilevanti per supportare gli aggregatori nella definizione di strategie di offerta nei mercati della flessibilità energetica. n
* Annalisa Bringiotti, Mattia De Rosa, Università degli Studi di Genova Fabiano Pallonetto, National University of Ireland Maynooth
BIBLIOGRAFIA
[1] L. Pérez-Lombard, J. Ortiz, and C. Pout,“A review on buildings energy consumption information,”Energy Build., vol. 40, no. 3, pp. 394–398, 2008, doi: 10.1016/j.enbuild.2007.03.007.
[2] Y. Chen, P. Xu, J. Gu, F. Schmidt, and W. Li,“Measures to improve energy demand flexibility in buildings for demand response (DR): A review,”Energy Build., vol. 177, pp. 125–139, 2018, doi: 10.1016/j.enbuild.2018.08.003.
[3] H. Li, Z. Wang, T. Hong, and M. A. Piette, “Energy flexibility of residential buildings: A systematic review of characterization and quantification methods and applications,”Advances in Applied Energy, vol. 3, no. June, p. 100054, 2021, doi: 10.1016/j.adapen.2021.100054.
[4] H. Tang and S. Wang,“Energy flexibility quantification of grid-responsive buildings: Energy flexibility index and assessment of their effectiveness for applications,”Energy, vol. 221, p. 119756, 2021, doi: 10.1016/j.energy.2021.119756.
[5] Y. Liu, G. Feng, S. Chang, Y. Cheng, and L. Zhang, “ToU-driven energy storage scheduling for enhancing energy flexibility in a nearly zero-energy building,”Energy, vol. 340, no. November, 2025, doi: 10.1016/j.energy.2025.139314.
[6] V. Hamidi, F. Li, and F. Robinson, “Demand response in the UK’s domestic sector,” Electric Power Systems Research, vol. 79, no. 12, pp. 1722–1726, 2009, doi: 10.1016/j.epsr.2009.07.013.
[7] M. De Rosa, M. Carragher, and D. P. Finn, “Flexibility assessment of a combined heat-power system (CHP) with energy storage under real-time energy price market framework,”Thermal Science and Engineering Progress, vol. 8, pp. 426–438, 2018, doi: 10.1016/j.tsep.2018.10.002.
[8] F. Rahimi, S. Member, and A. Ipakchi, “Smart Grid Paradigm,” IEEE Trans. Smart Grid, vol. 1, no. 1, pp. 82–88, 2010, [Online]. Available: http://ieeexplore.ieee.org/xpls/abs_all.jsp?arnumber = 5454394
[9] M. L. DI Silvestre, P. Gallo, E. R. Sanseverino, G. Sciume, and G. Zizzo,“Aggregation and Remuneration in Demand Response with a Blockchain-Based Framework,”IEEE Trans. Ind. Appl., vol. 56, no. 4, pp. 4248–4257, 2020, doi: 10.1109/TIA.2020.2992958.
[10] A. Bringiotti, F. Pallonetto, and M. De Rosa,“A demand-side optimisation framework for assessing energy flexibility potential of integrated energy systems in building complex,” Appl. Energy, vol. 402, no. PC, p. 127038, 2026, doi: 10.1016/j. apenergy.2025.127038.
[11] C. O. Connor, M. Bahloul, S. Prestwich, and A. Visentin, “A Review of Electricity Price Forecasting Models in the Day-Ahead, Intra-Day, and Balancing Markets,”pp. 1–40, 2025.
[12] S. Mohajeryami, I. N. Moghaddam, M. Doostan, B. Vatani, and P. Schwarz,“A novel economic model for price-based demand response,”Electric Power Systems Research, vol. 135, pp. 1–9, 2016, doi: 10.1016/j.epsr.2016.03.026.
FIGURA 2 Analisi di sensitività dei KPIs della flessibilità
La quattordicesima edizione del TU Sicurezza, aggiornata a marzo 2025, contiene tutte le ultime novità in materia di salute e sicurezza nei luoghi di lavoro. Questa edizione include infatti le nuove disposizioni introdotte dalla Legge 13 dicembre 2024, n. 203 (collegato lavoro) che ha recato significative modifiche alle norme sulla sicurezza del lavoro, con particolare riguardo per la disciplina delle visite mediche.
Un dettagliato indice analitico-alfabetico consente di individuare agevolmente le prescrizioni relative agli articoli del Testo Unico.
Skyway Monte Bianco, un gioiello di ingegneria
L’impianto funiviario vanta tecnologie molto avanzate riguardanti tutta la tipologia costruttiva, in particolar modo per quanto riguarda gli impianti tecnologici che garantiscono sostenibilità, comfort e non per ultimo design in un progetto unico nel suo genere
F. Pastoret*
Premessa
Gli impianti funiviari sul versante italiano del Monte Bianco risalgono al 1940 con apertura al pubblico nel 1947, da qualche anno subivano le problematiche date dalla loro vita tecnica: sono quindi stati sostituiti da un nuovo impianto, con apertura al pubblico nel maggio 2015, impianto molto complesso e di elevata attrattività che rappresenta ancora ad oggi lo stato dell’arte in materia di trasporto su fune. La parte civile è stata progettata e coordinata dalla
società Dimensione Ingenierie, realizzata dal Consorzio Cordée Mont Blanc per la quale la ns. società PASTORET
Engineering & Consulting Srl ed in particolare il per. Ind. Alex Besenval ha sviluppato la progettazione costruttiva impiantistica con le migliorie proposte dal costruttore.
Il costo complessivo dell’opera
supera i 105 milioni di euro ed è caratterizzata da elevatissimi standard tecnologici mirati al contenimento dell’impatto ambientale.
L’intervento ha richiesto attenzioni particolari sul dimensionamento e sulla scelta della tipologia impiantistica da adottare per garantire l’obiettivo principale del rispetto ambientale a zero
Il Monte Bianco con la stazione di monte Punta Helbronner
emissioni e con massima efficienza energetica considerando le proibitive condizioni climatiche con temperature di progetto in sommità fino a -30 °C e venti che possono superare i 100 km/h. Le principali difficoltà riscontrate, con conseguenti scelte sullo sviluppo della progettazione, riguardano la notevole differenza delle condizioni termoigrometriche esterne nelle tre stazioni valle, intermedia e monte.
L’intervento ha previsto la realizzazione di una nuova linea, in luogo delle tre vecchie funivie, composta da due tratte di lunghezza complessiva pari a circa 5 km che collega oggi la stazione di valle di Pontal d’Entrèves (1.307 m s.l.m.), nei pressi di Courmayeur (Valle d’Aosta),
alla stazione intermedia di Pavillon du Mont-Fréty (2.173 m s.l.m.) e poi a quella conclusiva di Punta Helbronner (3.449 m s.l.m.) dotata di terrazza panoramica.
Il dislivello complessivo risulta di 2.142 metri con un tempo di percorrenza di soli 16 minuti ed una capacità di trasporto di 800 persone/ora grazie a cabine completamente trasparenti, che ruotano lentamente su se stesse permettendo una visuale spettacolare a 360° dei numerosi “quattromila” presenti in questa parte di arco alpino.
L’esperienza che si prova non ha eguali e consente ai passeggeri di vivere un’esperienza unica nel suo genere, cosa che ha sostenuto i professionisti coinvolti a vario titolo e le relative
imprese realizzatrici a porre la massima attenzione ad ogni dettaglio tecnico e di design. Particolari di dettaglio si possono scorgere sull’intera struttura, parlando delle cabine rotanti che sono attrezzate con vetrate antisfondamento e riscaldate da una rete di microfilamenti disposti fra le lastre a doppia curvatura per prevenirne l’appannamento, dagli smorzatori di oscillazioni, dalla ventilazione forzata celata nel controsoffitto, dalla parte di infotainment per garantire info su clima, rischio valanghe, ecc.., dalle parti di sostegno e non per ultimo le tre stazioni perfettamente inserite nel contesto.
Stazione di valle
Centrale e impianti termici
La stazione di valle è situata nei pressi dell’abitato di Entrèves (Figura 1), a breve distanza dal Traforo del Monte Bianco; essa copre una superficie circa 3.900 m2 su due
FIGURA 1 Vista della stazione di valle Pontal d’Entrèves
livelli ed è parzialmente aperta. I dati per il dimensionamento degli impianti prevedono una temperatura esterna di progetto di -14 °C e una classe energetica A. Si compone di tutta una serie di servizi annessi quali parcheggi scoperto e coperto con circa 300 posti auto, uffici di informazione turistica, oltre a biglietteria, bar, infermeria, locali tecnici e ai servizi igienici.
La copertura a onda caratterizzante la struttura mostra un aspetto leggero e funzionale, sorretto da travi reticolari e pilatri in acciaio; la copertura inoltre supporta un campo fotovoltaico con sistema a celle integrate nei vetri con potenza di circa 14 kWp.
Venendo un po’ al tema, l’impiantistica di produzione dei fluidi termovettori è affidata a una pompa di calore geotermica acqua/acqua con potenza resa di 79 kWt con circuito primario/sorgente data da acqua di pozzo con salto 5÷2 °C e secondario acqua riscaldamento 45/50 °C, dotata di 2 compressori scroll e suddivisa su due circuiti frigoriferi separati, per garantire una buona modulazione in base alla reale richiesta energetica della struttura. La
scelta di un impianto acqua/acqua è stata preferita al classico aria/acqua in quanto i sondaggi effettuati garantivano una falda con temperature sufficientemente interessanti, individuando in questa soluzione la migliore.
Interessante e attentamente valutata l’impiantistica riguardante il recupero dal sistema di frenatura dell’impianto funiviario composta da un accumulatore termico da 5.000 l che provvede a stoccare l’energia generata dalla frenatura della cabina fornita dai motori in regime di “dinamo”, come succede sulle auto elettriche in frenata, con utilizzo di due resistenze elettriche corazzate da 50 kW ciascuna inserite nel puffer, il cui inserimento a gradini è gestito in funzione della potenza di frenatura disponibile e della temperatura
dell’acqua. Ulteriore recupero termico avviene mediante pompa di calore aria/acqua dal calore che si produce nella sala argani.
L’impiantistica distributiva interna prevede tipologie con sistemi a tutt’aria e diffusione mediante diffusori lineari ad alta induzione, ventilconvettori per gli uffici/biglietteria e radiatori per i servizi igienici.
Stazione intermedia
La centrale termofrigorifera
La nuova stazione di Pavillon du Mont Fréty (Figura 2) sostituisce quella preesistente, rimanente e ridestinata a sede museale. Trattasi di un edificio con una superficie di circa 3.400 m2 ripartito su quattro livelli; il dimensionamento
FIGURA 2 Vista della stazione intermedia di Pavillon du Mont Fréty
impiantistico prevede una temperatura esterna di progetto di -20 °C ed una classe energetica A+.
La struttura si conforma come una stazione turistica dotata di bar e ristoranti tutti con terrazza panoramica, oltre ad una sala multimediale da 150 posti, spazi commerciali e aree per esposizioni e comunicazioni tematiche. Sono presenti percorsi naturalistici esterni che portano al giardino botanico e al solarium all’aperto.
La struttura presenta caratteristiche similari alla stazione di valle con molte superfici vetrate trasparenti, spazi con altezze interne elevate, inseriti al di sotto delle banchine di partenza e arrivo delle cabine.
Anche per questa stazione era stato inizialmente previsto un sistema geotermico composto da 18 sonde geotermiche con profondità di 250 m cadauna alimentante una centrale composta da due pompe di calore acqua/acqua. Durante le fasi di perforazione però sono state riscontrate notevoli criticità, dovute alla stratigrafia del terreno composto da roccia a tratti fratturata tanto da causare la perdita del fluido di perforazione e delle apparecchiature di perforazione a fondo foro, oltre all’esito non incoraggiante dei test di risposta geotermica effettuati sulle uniche due sonde posate in opera (a una profondità inferiore a metà di quella attesa), che hanno fatto virare l’impresa a procedere con una soluzione alternativa con l’utilizzo di pompe di calore aria/acqua, come per la stazione di Punta Helbronner, con aggiornamento degli spazi tecnici necessari all’installazione delle pompe di calore.
L’attuale configurazione di generazione comprende 12 unità in cascata collegate a gruppi di 3 macchine, utilizzanti gas frigorigeno R410a con potenza resa cadauna di 20,79 kW con aria a -15 °C e acqua a 55 °C per un totale di 249 kW. Le 12 PdC hanno un controllo da Master in grado di garantire l’ottimizzazione dello sbrinamento e della cascata in chiamata sui quattro gruppi presenti. Il sistema alimenta i circuiti termici e la produzione di acqua calda sanitaria.
Le macchine utilizzano compressori full inverter con modulazione dal 25 al 110% e ventilatori EC con controllo della velocità per garantire sempre massime prestazioni e ottimizzare gli sbrinamenti.
La produzione di energia termica è garantita fino a temperature di -25 °C con erogazione a 45 °C, temperatura ancora adeguata ai sistemi idronici presenti.
Sono presenti 2 puffer inerziali per l’accumulo dell’acqua ai fini della climatizzazione e l’ottimizzazione delle
FIGURA 3 Unità interne sottostazione della stazione intermedia di Pavillon du Mont Fréty
FIGURA 4 Unità esterne della stazione intermedia di Pavillon du Mont Fréty
prestazioni delle PdC in produzione e sbrinamento (Figura 3 e 4).
Anche per questa stazione è previsto il sistema di recupero dell’energia termica dal sistema di frenatura dell’impianto funiviario, analogamente a quanto già previsto nella stazione di valle, mediante 4 resistenze elettriche corazzate da 50 kW ciascuna; è inoltre previsto il recupero del calore prodotto nella sala argani con pompa di calore aria/acqua dedicata ed è presente un impianto fotovoltaico con potenza di circa 20 kWp.
Gli impianti negli ambienti
I circuiti di alimentazione dei terminali in ambiente prevedono:
• le superfici radianti a pavimento, a soffitto e a parete per il riscaldamento di quasi tutti i locali;
• i ventilconvettori per il riscaldamento/raffrescamento della cabina di proiezione e per il riscaldamento del locale di controllo degli impianti funiviari;
• i pavimenti e le pareti radianti per il riscaldamento del museo, ubicato nella vecchia stazione della funivia soggetta a parziale demolizione e ricostruzione;
• gli impianti di ventilazione del tipo a tutt’aria per il riscaldamento/raffrescamento del cinema e il ricambio igienico dell’aria al servizio del nuovo edificio e degli ambienti adibiti a museo.
Nelle zone soggette a una particolare influenza dell’irraggiamento solare sul pavimento, per ridurre l’inerzia termica dello stesso e consentire il recupero del calore accumulato, le superfici radianti sono del tipo a secco con lamelle termoconduttrici per la diffusione del calore con sovrapposizione di doppia lastra in acciaio per l’esecuzione del massetto a secco e ripartizione del carico, sulla quale è stata posata la pavimentazione di finitura. Questa caratteristica permette l’installazione di un sistema di recupero del calore in eccesso accumulato dal pavimento, alimentato dall’acqua refrigerata delle pompe di calore in inversione del ciclo, ottimizzando la produzione dell’acqua calda sanitaria.
I collettori di distribuzione dei pannelli radianti interessati dal sistema di recupero sono alimentati da un sistema quattro tubi, in particolare da un circuito derivato dalla dorsale dell’impianto di riscaldamento e dal circuito di recupero. La commutazione del tipo di funzionamento è affidata a due valvole a due vie pilotate dal regolatore del locale in funzione della temperatura ambiente.
Tutte le UTA sono dotate di recuperatore rotativo ad alta efficienza e di ventilatori con motori modulanti EC e girante direttamente accoppiata e pilotati direttamente in 0…10V.
Stazione di monte
Centrale e impianti termici
La stazione di Punta Helbronner ha una superficie di circa 2.250 m2, disposta su due livelli interrati e quattro fuori terra; il dimensionamento prevede una temperatura esterna di progetto di -30 °C e una classe energetica A+.
La nuova struttura (Figura 5) si sviluppa interamente sul territorio italiano sulle pendici della cresta, dove corre il confine con la Francia.
La tipologia costruttiva e l’utilizzo di materiali con alte caratteristiche termiche e funzionali garantiscono sicurezza ed elevate prestazioni energetiche.
Architettonicamente si è voluto realizzare una struttura che fosse in grado di sposarsi con l’ambiente per ottimizzare problematiche dovute ai forti venti in quota limitando zone di eventuale ristagno di neve e ghiaccio. Importante valutazione è stata fatta per la tipologia delle strutture, privilegiando l’utilizzo di materiali di rivestimento compatibili.
Molto interessante risulta la realizzazione di una terrazza panoramica posta sulla copertura che consente una vista mozzafiato sull’intera catena alpina.
La stazione è ancorata alla roccia mediante un pozzo in calcestruzzo armato del diametro interno di 5 m (spessore medio 1 m), profondo circa 90 metri. Il pozzo collega la stazione a una galleria sottostante, parzialmente artificiale, dalla quale si raggiungono il rifugio e la sommità del ghiacciaio. Il collegamento avviene mediante un doppio elevatore e a una scala di emergenza.
Questa struttura così importante permette l’ancoraggio delle funi con un tiro totale superiore alle 650 ton.
La centrale termica è composta da 2 pompe di calore aria/acqua per una potenza complessiva di 125 kW calcolata su una temperatura esterna di -30 °C, del tipo a doppio stadio, cioè con doppio circuito frigorifero; il primo dotato di compressori scroll e gas refrigerante R410a, mentre il secondo con compressori semi ermetici a pistoni e gas refrigerante R404a, entrambi full inverter, ventilatori plug-fan ad alta prevalenza per contrastare i forti venti in quota, sistemi per garantire la massima modulazione in base alla reale richiesta energetica dell’edificio e al controllo degli sbrinamenti.
Come nelle altre stazioni, in particolare su questa, con caratteristiche estreme, sono state predisposte delle integrazioni di sicurezza sul funzionamento del sistema con inserimento sui volani termici di 2 resistenze elettriche corazzate da 50 kW per garantirne il backup.
Il riscaldamento degli ambienti è realizzato per la maggior parte mediante sistema radiante, a pavimento, soffitto e a parete. Sistemi di recupero termico e di raffrescamento sono presenti per ottimizzare il comfort degli ambienti particolarmente esposti all’irraggiamento solare con surriscaldamento del pavimento, in particolare zona bar e cupola panoramica.
Il sistema di recupero prevede il collegamento ad un circuito secondario in grado di sottrarre il calore in eccesso accumulato dal pavimento, diventando lato sorgente di una pompa di calore acqua/acqua dedicata con trasferimento del calore alle batterie di riscaldamento delle UTA o alle altre utenze in riscaldamento.
Anche in questa stazione tutte le UTA sono dotate di recuperatore rotativo ad alta efficienza e di ventilatori con motori modulanti EC e girante direttamente accoppiata e pilotati direttamente in 0…10V.
Particolarità del sistema di presa aria esterna adottato, oltre alla possibilità di free-cooling, è la presenza di una seconda presa dell’aria esterna sul fronte di ingresso del tunnel, in prossimità del Rifugio Torino, con un preriscaldamento dell’aria mediante condotti in pvc annegati direttamente nella pavimentazione: questo ha permesso un innalzamento della temperatura alle UTA di oltre 8 °C, soluzione molto interessante viste le condizioni climatiche estreme dell’impianto.
Anche in questo caso apparati e reti tecnologiche sono simili a quelli installati nelle altre stazioni. La potenza
dell’impianto fotovoltaico è di 12,76 kWp.
Sinergie tecnologiche e per il recupero del calore
Alcuni particolarità, spunti impiantistici e problematiche affrontate:
• Adozione di pompe di calore in regimi climatici molto critici con temperature di progetto fino a -30 °C risolte con l’adozione di sistemi a doppio stadio/salto per raggiungere temperature dell’utenza fino a 65 °C;
• Recupero energetico con sfruttamento del cascame termico dei motori posizionati nelle sale argani con pompa di calore aria/acqua dedicata;
• Recupero termico dal raffrescamento del pavimento delle zone più esposte all’irraggiamento solare con pompa di calore dedicata e conseguente sdoppiamento dei circuiti caldo/freddo;
• Recupero elettrico dall’impianto di frenatura, o di carico negativo con cabina carica in discesa, utilizzato per il riscaldamento/integrazione termica con apposite resistenze elettriche inserite nei volani termici delle varie stazioni;
• Problematiche dovute ai repentini cambiamenti di temperatura e umidità in quota hanno creato diverse problematiche sulla messa a punto delle pompe di calore ed in particolare per trovare la corretta taratura dei vari parametri per ottimizzare al massimo l’efficienza del sistema (cascata, sbrinamenti, rampe di lavoro dei compressori e ventilatori);
• La Supervisione BACS completa di tutta l’impiantistica meccanica ed elettrica, realizzata con comunicazione mediante ponti radio e fibra ottica, ha rivestito un ruolo essenziale, ma ha comportato una forte specializzazione e attenzione alla gestione dei protocolli di comunicazione alle centraline delle varie pompe di calore. n
* Francesco Pastoret, PASTORET Engineering & Consulting S.r.l.
FIGURA 5 Vista della stazione di monte Punta Helbronner
Le Comunità Energetiche Rinnovabili come driver della transizione energetica locale: simulazioni energetiche e analisi economica per il caso di Assisi
Il progetto rappresenta un modello pionieristico di CER in contesto storico-vincolato, capace di coniugare innovazione tecnica, inclusione sociale e sostenibilità economica, o rendo un riferimento replicabile per iniziative analoghe
L. Fagotti, E. Moretti, E. Stamponi*
Introduzione e stato dell’arte
Il panorama energetico mondiale è in costante evoluzione, spinto dalle necessità di ridurre le emissioni di gas serra e di promuovere fonti energetiche sostenibili. Questa transizione richiede l’introduzione di nuovi modelli energetici che rappresentino un approccio partecipativo e decentralizzato alla produzione e distribuzione di energia, promuovendo l’adozione di fonti rinnovabili e il coinvolgimento attivo dei cittadini. In questo contesto, le configurazioni per l’autoconsumo diffuso e, in particolare, le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) rappresentano uno strumento chiave della transizione energetica, in grado di generare benefici ambientali, sociali ed economici [1].
Il concetto di comunità energetica
è stato promosso a livello europeo e formalmente introdotto con la Direttiva (UE) 2018/2001 (RED II), successivamente recepita in Italia con il Decreto Legislativo n. 199/2021, che ha definito il quadro normativo nazionale per la costituzione e il funzionamento delle CER. Tale quadro è stato ulteriormente completato dal Decreto Ministeriale n. 414 del 7 dicembre 2023 (“Decreto CACER”), che ha stabilito il sistema di incentivazione a favore delle Configurazioni
di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabile (CACER).
Le comunità energetiche rinnovabili si configurano come soggetti giuridici che coinvolgono vari tipi di utenti, come persone fisiche, piccole e medie imprese, amministrazioni locali ed enti religiosi, situati all’interno della stessa cabina primaria, che agiscono collettivamente per condividere virtualmente energia generata da fonti rinnovabili [2], come rappresentato schematicamente in Figura 1. All’interno delle CER,
i membri possono assumere il ruolo di consumatori, produttori o prosumer.
Nelle CER l’energia elettrica viene condivisa virtualmente, poiché il prelievo di energia elettrica avviene in un punto che non coincide con quello in cui la stessa viene immessa, transitando attraverso la rete di distribuzione che bilancia consumi e produzione. L’energia condivisa, che coincide con la quota parte di energia su cui si applica l’incentivo previsto dalla normativa, è definita su base oraria come il minimo fra il totale dell’energia immessa e il totale dell’energia prelevata.
L’Italia ha fissato obiettivi particolarmente ambiziosi per la transizione energetica, puntando anche sul significativo potenziale di sviluppo delle configurazioni di autoconsumo diffuso e
prevedendo, grazie ai meccanismi incentivanti, il raggiungimento di una capacità installata di impianti fotovoltaici pari a 5 GW entro il 2027. L’introduzione dei nuovi strumenti di incentivazione ha effettivamente rilanciato la diffusione degli impianti fotovoltaici, anche grazie al contributo dei finanziamenti a fondo perduto previsti dal PNRR per i comuni con popolazione inferiore a 30.000 abitanti. Secondo i dati del Gestore Servizi Energetici (GSE), nel 2025 il numero di impianti avviati è infatti raddoppiato rispetto all’anno precedente, passando da 526 nel 2024 a 1.055 nel 2025.
Tuttavia, come evidenziato anche da analisi di settore riportate da Il Sole 24 Ore [3], il percorso verso il raggiungimento degli obiettivi prefissati appare
ancora complesso. Alla fine del 2025, le attività di monitoraggio condotte dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), sulla base di dati forniti dal GSE [4], riportati graficamente in Figura 2, mostrano una crescita del numero di comunità energetiche, che rimane però complessivamente contenuta. La capacità installata totale risulta pari a 174,5 MW, distribuita su 1.805 configurazioni operative e che coinvolge 18.263 membri.
Le regioni maggiormente interessate risultano essere il Piemonte (288 comunità per 49 MW), la Lombardia (261 comunità per 17 MW) e il Veneto (199 comunità per 18 MW), seguite da Sicilia, Toscana, Trentino-Alto Adige e Puglia. Questi dati suggeriscono come, nonostante l’interesse istituzionale e il supporto fornito da numerose Regioni attraverso bandi dedicati, l’attrattività delle CER per i cittadini risulti ancora limitata. Ciò può essere ricondotto, da un lato, a un beneficio economico percepito come contenuto dai clienti finali, dall’altro, a una diffusione ancora insufficiente delle conoscenze di questo meccanismo. Quest’ultimo aspetto risulta particolarmente rilevante considerando che l’obiettivo principale delle CER è il coinvolgimento di un numero elevato di utenti, condizione necessaria affinché la decentralizzazione della produzione energetica possa diventare un processo strutturale ed efficace anche come supporto al sistema elettrico nazionale.
La prima CER del Comune di Assisi: CANTICO ETS
Il Comune di Assisi ha dimostrato forte interesse nel raggiungimento degli obiettivi legati alla transizione ecologica, introducendo una serie di iniziative, tra le quali è stata prevista l’implementazione della sua prima CER. Il progetto si inserisce in un programma più ampio promosso dall’amministrazione comunale, che nel luglio 2017 ha aderito al Patto dei Sindaci per il Clima e l’Energia, impegnandosi, tramite il Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile e il Clima (PAESC), a ridurre le emissioni di CO₂ del 40% entro il 2030 e a raggiungere la completa decarbonizzazione entro il 2050, rafforzando la resilienza ai cambiamenti climatici. In questo contesto, l’amministrazione ha assunto un ruolo attivo di promotore e aggregatore della CER, curando le procedure amministrative, le analisi di fattibilità e il coinvolgimento dei soggetti partecipanti. La progettazione della CER ha richiesto un’analisi approfondita, anche in considerazione dei vincoli paesaggistici che caratterizzano il territorio comunale e che limitano,
FIGURA 1 Rappresentazione schematica dei modelli di condivisione virtuale dell’energia all’interno di una CER
FIGURA 2 Monitoraggio di Comunità energetiche, autoconsumo collettivo e a distanza [4]
seppur con margini di flessibilità, l’installazione di impianti fotovoltaici [5]. La CER di Assisi rappresenta uno dei primi esempi in Italia in cui l’ente promotore e futuro socio fondatore ha coinvolto fin dalle fasi iniziali una pluralità di attori, tra cui cittadini, imprese, enti territoriali, enti religiosi e associazioni di categoria, favorendo una partecipazione ampia e condivisa.
Il caso di studio evidenzia come il ruolo della Pubblica Amministrazione possa andare oltre la funzione di promotore iniziale, contribuendo in modo strategico alla diffusione della consapevolezza sui benefici delle CER, alla facilitazione dei processi partecipativi e all’integrazione di competenze tecnico-scientifiche [6]. Il coinvolgimento strutturato di stakeholder eterogenei ha inoltre favorito la diversificazione delle tipologie di utenza, elemento chiave per incrementare l’energia condivisa e migliorare il bilanciamento energetico delle future configurazioni della CER [7].
Obiettivo
L’obiettivo di questo studio è stato quello di esaminare l’implementazione delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso, in particolare delle CER, attraverso il caso studio della prima CER nel territorio del Comune di Assisi. Lo studio condotto ha permesso di realizzare un’analisi dettagliata dei profili di consumo energetico di varie categorie di utenze nel comune, inclusi istituti scolatici, uffici, edifici per eventi culturali e sportivi, cittadini e piccole e medie imprese locali. Per ciascuna categoria sono state esaminate le caratteristiche dei consumi per comprendere i modelli di consumo energetici presenti sul territorio comunale. A partire da questi dati, sono state condotte delle simulazioni energetiche tramite un algoritmo appositamente sviluppato e delle analisi economiche preliminari delle configurazioni ipotizzate per la CER oggetto di studio. Questo strumento ha permesso di valutare il bilanciamento energetico di tali configurazioni e l’economicità del progetto a lungo termine.
METODOLOGIA
Raccolta dati
La prima fase dello studio ha previsto la raccolta di dati finalizzata alla ricostruzione dei profili di consumo di potenziali membri della CER e alla creazione di un database per la valutazione di diverse configurazioni. Grazie
alla collaborazione dell’amministrazione comunale di Assisi e dei cittadini coinvolti, sono stati acquisiti dati relativi a diverse tipologie di utenza, tra cui scuole, uffici, strutture ricettive, attività commerciali, imprese, edifici per eventi culturali e utenze residenziali.
I dati sui consumi elettrici sono stati ottenuti tramite la piattaforma del gestore del sistema di distribuzione, con risoluzione temporale di 15 minuti, e utilizzati per elaborare profili orari annuali per ciascun utente. Per le utenze interessate all’installazione di impianti fotovoltaici, i profili di produzione sono stati stimati mediante il tool PVGIS [8], scalando un profilo di riferimento in funzione della potenza nominale ipotizzata. I dati raccolti sono stati successivamente aggregati e analizzati per individuare profili rappresentativi di consumo e produzione dei potenziali membri della CER.
Algoritmo di simulazione
Il funzionamento della CER è stato simulato attraverso un algoritmo, schematizzato in Figura 3, basato sui dati reali raccolti. I dati raccolti e analizzati sono stati utilizzati come input per un algoritmo Matlab (Version 9.14.0.2254940 (R2023a) Update 2) che, considerando il ruolo di ogni utente nella CER, valuta ora per ora il minimo tra l’elettricità
immessa in rete e quella consumata dai membri per definire l’energia condivisa da ogni utente. Questo processo permette di individuare i membri che contribuiscono maggiormente alla condivisione dell’energia e di valutare se sia necessario migliorare il bilanciamento tra il consumo degli utenti e la potenza fotovoltaica installata. Inoltre, l’algoritmo calcola l’energia prodotta, consumata e autoconsumata all’interno della configurazione su base oraria, generando una serie di parametri energetici utili a valutare l’ottimizzazione della configurazione.
Lo strumento sviluppato può essere utilizzato anche a supporto della valutazione economica degli impianti fotovoltaici integrati nella configurazione della CER, in quanto fornisce come output aggiuntivo la stima dell’incentivo economico riconosciuto dallo Stato italiano per la promozione delle CER. In conformità al decreto CACER, l’incentivo per l’energia elettrica condivisa è calcolato in funzione della potenza dell’impianto fotovoltaico e del prezzo zonale orario dell’energia elettrica, con un’eventuale maggiorazione legata al livello di insolazione del sito. Tale incentivo economico deve essere valutato congiuntamente agli altri benefici associati alla disponibilità di un impianto fotovoltaico, quali il risparmio derivante dall’autoconsumo
FIGURA 3 Schema di funzionamento dell’algoritmo di simulazione MATLAB
e i ricavi ottenuti dalla vendita dell’energia elettrica eccedente alla rete.
Scenari di simulazione
Sulla base dei risultati ottenuti, è stata formulata e testata mediante l’algoritmo sviluppato una prima ipotesi di configurazione, definita sulla base delle manifestazioni di interesse ottenute da indagini puntuali condotte. Tale configurazione (Caso Base) comprende:
• 62 utenti (40 consumatori e 22 prosumer)
• Consumo annuo di energia elettrica pari a circa 4,6 GWh
• Potenza di picco complessiva degli impianti fotovoltaici pari a 1 MWp. Per esaminare potenziali miglioramenti alla configurazione di base e valutare i contributi dei vari tipi di utenti sul bilanciamento energetico della CER, sono stati elaborati diversi scenari alternativi. Partendo dal Caso Base, sono state realizzate tre diverse configurazioni, ciascuna con lo stesso consumo totale e la stessa potenza fotovoltaica installata.
• Caso 1.1: gli utenti inizialmente previsti come prosumer sono considerati esclusivamente consumatori e la produzione fotovoltaica è centralizzata in un unico impianto da 1 MWp con ruolo di producer.
• Caso 1.2: gli edifici dell’amministrazione comunale (scuole e uffici) sono esclusi dalla configurazione e sostituiti
con il profilo di un’impresa locale con consumo annuo e capacità fotovoltaica equivalenti.
• Caso 1.3: gli utenti residenziali sono esclusi dalla configurazione e sostituiti dal profilo di una struttura alberghiera, mantenendo invariati il consumo annuo complessivo e la potenza fotovoltaica installata.
Successivamente, considerando l’intenzione dell’amministrazione comunale di realizzare una CER con una potenza fotovoltaica complessiva di 2 MWp entro il 2030, è stata ipotizzata una variazione del Caso Base, denominata Caso 2. Questo scenario include un utente nel ruolo di producer con una potenza FV installata di 1 MWp in aggiunta agli altri utenti.
Infine, è stato ipotizzato il Caso 3, che introduce tutti gli utenti dell’amministrazione comunale nel ruolo di consumers
In Figura 4, si riporta una rappresentazione schematica delle configurazioni simulate per la CER di Assisi.
Risultati e analisi economica preliminare I risultati derivanti dalla simulazione del Caso Base, riportati in Tabella 1, mostrano come alcuni indicatori chiave, quali la percentuale di energia condivisa (pari a circa il 73%), evidenzino risultati complessivamente positivi, seppur con possibili margini di miglioramento. I risultati delle simulazioni degli scenari alternativi mostrano che il bilanciamento della CER peggiora quando si eliminano alcune categorie di utenze, come nel Caso 1.2 e 1.3. In questi scenari, le utenze rimaste hanno profili di consumo simili, non massimizzando l’utilizzo dell’energia condivisa. Il bilanciamento è invece favorito dalla presenza di utenze eterogenee, come dimostrano i risultati migliori, soprattutto in termini di energia condivisa, ottenuti nei Casi 1.1, 2 e 3. Nel Caso 2, poiché la potenza installata è maggiore, aumenta complessivamente l’energia condivisa, sebbene ne diminuisca la percentuale rispetto all’energia immessa. Nel Caso 3, l’energia condivisa aumenta sia in termini assoluti sia in percentuale rispetto all’immessa, poiché un numero maggiore di utenze di vario tipo può sfruttare l’energia prodotta dagli impianti.
Nell’ultima fase dello studio è stata condotta una valutazione economica preliminare della CER, analizzando i principali costi e ricavi associati al progetto. I ricavi considerati includono il risparmio derivante dall’autoconsumo di energia elettrica, i proventi dalla vendita dell’energia immessa in rete tramite Ritiro Dedicato e l’incentivo legato all’energia condivisa, quest’ultimo parzialmente dipendente dal prezzo zonale orario. Un incremento dell’energia condivisa comporta generalmente un aumento dell’incentivo, spesso associato però a maggiori costi di investimento legati all’aumento della capacità di generazione installata.
Per tenere conto della variabilità del prezzo zonale, sono stati analizzati tre scenari rappresentativi (prezzo
FIGURA 4 Configurazioni simulate per la CER di Assisi
TABELLA 1 Risultati delle simulazioni energetiche condotte
minimo, intermedio e massimo). I risultati mostrano che, a parità di investimento, l’incentivo risulta massimo in corrispondenza di prezzi zonali bassi, in virtù della struttura della tariffa premio, progettata per compensare la riduzione dei ricavi da autoconsumo e vendita di energia. I tempi di ritorno dell’investimento risultano compresi tra 5 e 8 anni, con valori più favorevoli negli scenari a prezzo zonale elevato, poiché i ricavi complessivi della CER sono principalmente trainati dal risparmio da autoconsumo e dalla vendita dell’energia elettrica.
Conclusioni e sviluppi successivi
Questo lavoro mostra come una Comunità Energetica Rinnovabile richieda uno studio preliminare rigoroso per individuare la configurazione più efficace in termini di energia condivisa e sostenibilità economica. In tale contesto, il ruolo della Pubblica Amministrazione risulta cruciale nel favorire il coinvolgimento degli stakeholder e l’inclusione di utenze con profili di consumo e produzione complementari. Il tool sviluppato ha consentito di analizzare una configurazione di riferimento e diversi scenari alternativi, evidenziando come l’eterogeneità delle utenze migliori significativamente le prestazioni della comunità, mentre l’aumento della produzione rinnovabile comporta benefici energetici a fronte di maggiori investimenti.
Gli esiti dello studio hanno trovato diretta applicazione nella costituzione della CER CANTICO ETS, formalmente istituita nell’aprile 2025 a seguito di un percorso partecipativo promosso dal Comune di Assisi con il supporto scientifico del CIRIAF [9]. Alla data di costituzione, la comunità conta 16 soci fondatori, caratterizzati da una marcata eterogeneità in termini di natura giuridica, missione e profili energetici. Tra questi figurano l’amministrazione comunale, enti religiosi e monastici, enti del terzo settore, associazioni di categoria, imprese private e cittadini. Tale composizione rappresenta un elemento distintivo del progetto, poiché riflette la complessità del tessuto socioeconomico locale e rafforza la capacità della comunità di valorizzare l’energia prodotta da fonti rinnovabili attraverso profili di consumo complementari.
La CER si configura come il risultato di un processo
Il presente lavoro, frutto di adattamento successivo, è fra i vincitori del Premio Tesi di Laurea 2024 assegnato da AiCARR per le migliori tesi focalizzate su tematiche inerenti l’efficienza energetica e il benessere sostenibile.
partecipativo di lungo periodo promosso dal Comune di Assisi, che ha favorito il coinvolgimento di un’ampia pluralità di attori locali. Questo modello di governance inclusiva ha contribuito a creare un elevato livello di fiducia, favorendo anche l’attivazione di investimenti privati e dimostrando il ruolo chiave della Pubblica Amministrazione come catalizzatore della transizione energetica locale.
Una delle caratteristiche fondanti del progetto risiede nell’integrazione strutturata degli obiettivi sociali all’interno della governance della comunità. In particolare, una quota dedicata dei futuri incentivi sarà destinata al contrasto alla povertà energetica e a iniziative di utilità sociale e ambientale, in coerenza con la natura non profit della CER.
La comunità adotta un modello di allocazione degli incentivi orientato a tre direttrici principali: benefici diretti ai membri in funzione dell’energia condivisa, sostegno a finalità sociali e di pubblico interesse (inclusa la lotta alla
BIBLIOGRAFIA
povertà energetica) e reinvestimento delle risorse nel rafforzamento della comunità, attraverso nuova capacità rinnovabile, interventi di efficienza energetica e servizi complementari quali la mobilità sostenibile e il monitoraggio digitale.
A supporto del processo di definizione delle modalità di redistribuzione di tali incentivi, è in corso uno studio condotto dal CIRIAF finalizzato alla definizione di modalità innovative di redistribuzione degli incentivi stessi, in grado di massimizzare l’impatto sociale a favore dei soggetti più vulnerabili. Nel complesso, il progetto rappresenta un modello pionieristico di Comunità Energetica Rinnovabile in contesto storico-vincolato, capace di coniugare innovazione tecnica, inclusione sociale e sostenibilità economica, offrendo un riferimento replicabile per iniziative analoghe. n
* Lucia Fagotti, Elisa Moretti, Ettore Stamponi, Università di Perugia
[1] Schwanitz, V. J., Paudler, H. A., Wierling, A., The contribution of European citizen-led energy initiatives to sustainable development goals, Sustainable Development, 2024, 32(4), 3313–3328.
[3] Il Sole 24 Ore, Comunità energetiche, perché il meccanismo non riesce ad accelerare, https://www.ilsole24ore.com/art/comunitaenergetiche-perche-meccanismo-non-riesce-ad-accelerare-AIhvWGo (Accessed Jan. 19, 2026).
[4] Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), Monitoraggio PNIEC, https://www.pniecmonitoraggio. it/Dimensioni/Rinnovabili/FER%20Elettriche/Pagine/Incentivi-e-altre-misure.aspx (Accessed Jan. 19, 2026).
[5] E. Moretti and E. Stamponi, Le comunità energetiche rinnovabili e il ruolo della Pubblica Amministrazione nel processo di transizione energetica: studio delle barriere, dell’assetto giuridico e analisi di casi di studio, Sustainability, 2023, 15(15), 11869.
[6] E. Moretti, D. Porena, A. Nicolini, E. Stamponi, L. Fagotti, Le comunità energetiche rinnovabili e il ruolo della Pubblica Amministrazione nel processo di transizione energetica: studio delle barriere, dell’assetto giuridico e analisi di casi di studio, https://www. ricercasistemaelettrico.enea.it/archivio-documenti.html?task = download.send&id = 5518:le-comunit%C3%A0-energetiche-rinnovabili-e-il-ruolo-della-pubblica-amministrazione-nel-processo-di-transizione-energetica-la4-11&catid = 597 (Accessed Jan. 19, 2026).
[7] L. Fagotti, E. Stamponi, M. Ricci, P. Sdringola, E. Moretti, ANALYSIS OF SHARED ENERGY ALLOCATION IN PUBLIC LEAD RENEWABLE ENERGY COMMUNITIES: A CASE STUDY IN ITALY, 38th International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation and Environmental Impact of Energy Systems, Paris, 2025.
[8] The Joint Research Centre, Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), https://joint-research-centre.ec.europa. eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis_en (Accessed Jan. 19, 2026).
[9] Città di Assisi, Assisi 2050 una città carbon neutral, https://www.comune.assisi.pg.it/vivere_il_comune/territorio/territorio_2. html (Accessed Jan. 19, 2026).
“Lex10 e certificazione energetica - Software professionale - CAD INTEGRATO - APE e AOECalcolo interventi riqualificazione energetica” di Antonio Mazzon e Daniele Alberti
Lex10 è un software professionale completo ed estremamente intuitivo per il calcolo del fabbisogno convenzionale stagionale di energia e dell’indice di prestazione energetica per la climatizzazione, sia in regime estivo che invernale, per la redazione dell’Attestato di Prestazione Energetica (APE) richiesto per legge in fase di costruzione, ristrutturazione, compravendita o locazione di edifici o di singole unità.
Il file dell’APE in formato XML può essere importato direttamente nei Catasti APE delle Regioni italiane.
Il calcolo è certificato dal CTI con n. 79/2017 e aggiornato al D.M. del 26/06/2015 “Adeguamento linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici” e alla legislazione vigente. Il calcolo si basa sulle metodologie contenute nelle norme della serie UNI TS 11300 e in quelle da esse richiamate.
Il Software Lex10 utilizza una metodologia semplice e si avvale di funzionali e corposi database di materiali edilizi, ponti termici, dati climatici, generatori.
Il percorso Sanità 2026
Prende il via a febbraio il percorso pensato per offrire un quadro aggiornato degli attuali criteri per la progettazione degli impianti meccanici a servizio delle diverse utenze di un ospedale, con particolare attenzione alle più complesse: sale operatorie, laboratori, reparti speciali di diagnosi e cura. Il percorso si articola in 3 moduli, selezionabili anche singolarmente, che offrono una visione completa degli impianti indispensabili al corretto e sicuro funzionamento delle strutture ospedaliere. Ogni modulo illustra le norme nazionali e internazionali di riferimento, ne spiega le condizioni di progetto e presenta le principali soluzioni oggi disponibili. Particolare attenzione è riservata alla scelta e all’installazione di apparecchiature e componenti e alle attività necessarie per la convalida e la certificazione degli impianti. CFP per ingegneri.
Il calendario
26 febbraio, 2-3 e 12 marzo: Modulo Fondamenti
10-13-20-21-27-29 aprile: Corso Base
6-7-12-19-26-28 maggio e 3 giugno : Modulo Specializzazione
Il rischio Legionella nella gestione degli edifici: il percorso con certificazione EGL
AiCARR Formazione propone anche quest’anno il percorso specialistico dedicato al rischio Legionella nella gestione degli edifici, che inizia il 9 aprile in live streaming. Pensato per il completamento delle conoscenze di base e l’approfondimento delle indicazioni fornite in materia dalle Linee Guida del Ministero della Salute, il percorso permette, a chi ne ha i requisiti, di sostenere un esame di certificazione delle competenze professionali acquisite, certificandosi come Esperto in Gestione del rischio Legionellosi (EGL), in collaborazione con l’Ente di certificazione Bureau Veritas – CEPAS.
Oltre ad analizzare nel dettaglio le Linee Guida nazionali, per favorirne una corretta applicazione, il percorso dedica ampio spazio alla redazione di un documento di Valutazione del Rischio. Ulteriore obiettivo è completare le conoscenze di base dei partecipanti con argomenti che esulano dalle quotidiane esperienze professionali. CFP per ingegneri. Il calendario
9-10-14 aprile: Il problema Legionella: conoscenze di base 23 e 28 aprile: Il Protocollo di Controllo del Rischio legionellosi
4 e 5 maggio: Elementi di biologia
15-20-22 maggio: Elementi di impianti
Acque per uso umano: il corso aggiornato
La qualità delle acque destinate al consumo umano e la prevenzione della legionellosi rappresentano oggi temi centrali per la tutela della salute pubblica e per la corretta progettazione, gestione e manutenzione degli impianti idrico-sanitari. In questo contesto nasce il corso, proposto in diretta streaming a marzo, dedicato al D.Lgs 18/2023 e ora
AiCARR informa www.aicarr.org
Rinnovo quota di iscrizione 2026
AiCARR ringrazia tutti i Soci che hanno già regolarizzato la propria posizione con la quota associativa per l’anno 2026 e invita gli altri a rinnovare quanto prima. Da statuto è possibile rinnovare fino al 31 marzo. A chi rinnoverà entro il 28 febbraio 2026, inoltre, verrà inoltre offerto un ingresso gratuito a MCE (24-27 marzo 2026, Fiera Milano Rho). La cifra è rimasta invariata rispetto allo scorso anno, e permette di usufruire di una serie di importanti vantaggi. Tra questi, solo per citarne alcuni, c’è il supporto tecnico-normativo qualificato tramite il servizio AgorAiCARR, l’accesso alle aree riservate del sito con varie utili risorse per il lavoro (Biblioteca AiCARR, Miniguida, Manuali di Idronica e Aeraulica, Vademecum, Sezione Normativa e Tool di calcolo), l’erogazione di Crediti Formativi Professionali (CFP) gratuiti, l’iscrizione a quote agevolate al Congresso Internazionale e la
partecipazione gratuita al Convegno Nazionale e agli altri eventi associativi previsti e molto altro. Rinnovare è semplice: è sufficiente accedere alla propria area personale sul sito AiCARR e, nella sezione “Rinnovo Associazione”, inserire i dati della carta di credito. In alternativa, è possibile effettuare un bonifico bancario. La segreteria dell’associazione è comunque a disposizione per eventuali chiarimenti.
54º Congresso
internazionale AiCARR
a MCE 2026
La lotta al cambiamento climatico ha reso la decarbonizzazione una priorità assoluta a livello mondiale, e in questo contesto gli edifici e le città intelligenti rappresentano strumenti fondamentali per raggiungere gli obiettivi ambientali, portando benefici che vanno ben oltre la semplice riduzione delle emissioni. Il passaggio verso edifici e città più efficienti, che integrino fonti rinnovabili e valorizzino il riutilizzo del calore, rappresenta dunque una tappa fondamentale nel cammino verso un’economia digitale sostenibile e capace di adattarsi alle sfide future. Questi e altri temi saranno al centro del dibattito durante il 54° Congresso Internazionale AiCARR, che si terrà a Milano il 25 e 26 marzo 2026 in occasione della manifestazione MCE - Mostra Convegno Expocomfort.
Tanti gli argomenti che verranno trattati durante l’evento, e in particolare:
Dalla EPBD alla pratica progettuale - Il nuovo quadro normativo europeo in strumenti pratici per progettisti e operatori. Decarbonizzazione dei servizi di costruzione e integrazione energetica - Tecnologie e strategie per realizzare edifici a zero emissioni. Qualità dell’aria interna, comfort e salute –Dimensionamento, progettazione, monitoraggio di sistemi per la ventilazione indoor. Digitalizzazione e gestione intelligente delle prestazioni - Utilizzo di strumenti digitali al fine di ottimizzare le prestazioni dell’edificio. Innovazione nei materiali e nelle soluzioni per i servizi edilizi – Dai nuovi refrigeranti a basso GWP alle tecnologie avanzate di scambio termico, tutte le innovazioni in ambito HVAC. Progettazione integrata e collaborazione interdisciplinare – Sfruttare un approccio alla progettazione che integri architettura, servizi edilizi e gestione.
AiCARR informa www.aicarr.org
Consiglio Direttivo e Collegio dei Revisori, ecco gli eletti 2026-2029
A seguito delle votazioni svoltesi dal 5 al 19 dicembre scorsi, sono stati eletti i membri del Consiglio Direttivo e quelli del Collegio dei Revisori per il triennio 2026-2029. Il nuovo Consiglio Direttivo, che entrerà in carica dopo l’approvazione del Bilancio dell’anno precedente da parte dell’Assemblea Generale (Statuto, art. 12.3) del 16 aprile 2026, sarà composto dai seguenti membri: Ballarini Ilaria, Berardi Umberto, Dongellini Matteo, Emmi Giuseppe, Evola Gianpiero, La Mura Sergio, Mazzarella Livio, Michelangeli Emanuele, Minichiello Francesco, Molinaroli Luca, Moschini Paola, Pedranzini
Federico, Peretti Clara, Raffellini Gabriele, Righetti Giulia, Romano Giuseppe, Salmaso Massimo, Tezze Marcello, Villa Alberto, Zucchi Alessandro. Per quanto riguarda invece il Collegio dei Revisori dei Conti, i membri effettivi eletti sono Marco Noro e Mara Portoso, mentre i membri supplenti sono Guido Davoglio e Luca Pauletti. Il Presidente del Collegio dei Revisori dei Conti, iscritto al Registro dei Revisori Legali (Statuto, art. 15.3), verrà nominato direttamente dal Consiglio Direttivo su proposta del Presidente (Statuto, art. 12.2).
AiCARR a MCE 2026, tante le iniziative in programma
In occasione della fiera MCE - Mostra Convegno Expocomfort 2026, che si terrà a Fiera Milano Rho dal 24 al 27 marzo 2026, AiCARR ha previsto una serie di iniziative pensate per valorizzare le opportunità offerte dell’evento.
Innanzitutto, lo stand dell’Associazione sarà collocato in una nuova posizione, nel padiglione 11 stand U11, e pensato per essere un punto di incontro per i Soci.
Sono previste inoltre delle visite guidate agli stand delle aziende della Consulta da parte di studenti si Istituti tecnici e professionali e di alcune delle principali università del settore. Si svolgerà poi la cerimonia di premiazione degli
studenti vincitori del Premio Tesi di Laurea 2025, un momento dedicato alla valorizzazione del merito e dell’impegno accademico, che celebrerà i migliori lavori di ricerca distintisi per qualità, innovazione e contributo scientifico. Infine, con l’occasione verranno premiati anche i soci con 25 anni di iscrizione all’associazione.
AiCARR è su Instagram: seguite il nostro profilo!
Da oggi AiCARR è presente anche su Instagram con l’account aicarr_associazione. Questo nuovo canale ci darà l’opportunità di condividere in modo ancora più puntuale gli aggiornamenti, le novità di settore, le iniziative e gli eventi che riguardano la nostra community. Non dimenticate di attivare le notifiche per non perdervi nemmeno un aggiornamento e, se vi va, condividete i nostri post attraverso i vostri canali social.
aggiornato all’introduzione del D.Lgs 102/2025. Le lezioni si focalizzano anche sui Rapporti ISTISAN 22/32, 22/33 e 25/04, che forniscono il riferimento tecnico-scientifico per la prevenzione della legionellosi e per la gestione della qualità dell’acqua. Il corso analizza i principali requisiti posti dalle normative, tra cui i nuovi limiti per la Legionella, il controllo del piombo, l’attenzione a microplastiche e PFAS, la classificazione degli edifici e l’obbligo di redazione del Piano di Sicurezza delle Acque. Inoltre, illustra le indicazioni operative, approfondendo ruoli, responsabilità e tempistiche di attuazione, con particolare attenzione agli “edifici a rischio”. Consigliato a progettisti, tecnici e “gestori idrici della distribuzione interna” chiamati ora a maggiori responsabilità e capacità di valutazione del rischio.
CFP per ingegneri
Il calendario
17 e 19 marzo
Gli otto fondamenti della progettazione
Gli otto corsi di progettazione di impianti, disponibili in live streaming a partire dal 18 marzo, rappresentano un’opportunità da non perdere per i giovani professionisti che intendono entrare nel settore HVAC con competenza, supportati da una formazione solida e aggiornata. Ogni modulo, dedicato a diverse tipologie di impianti, combina teoria e pratica, garantendo un approccio concreto ai temi trattati.
CFP per ingegneri.
Il calendario
18 e 20 marzo: Impianti di climatizzazione: tipologie e criteri di scelta progettuale
1 e 3 aprile: Progettazione di impianti di climatizzazione a tutt’aria: fondamenti
15 e 17 aprile: Progettazione di impianti di climatizzazione a tutt’aria: dimensionamento
23 e 24 aprile: Progettazione di impianti di riscaldamento ad acqua: fondamenti
8 e 11 maggio: Progettazione di impianti di climatizzazione misti aria/acqua: fondamenti
13 e 18 maggio: Progettazione di impianti di climatizzazione misti aria/acqua: dimensionamento
14 e 21 maggio: Diffusione dell’aria in ambiente interno 27 e 29 maggio: Unità di trattamento aria
AiCARR
Formazione a MCE 2026
AiCARR Formazione è presente a Mostra Convegno Expocomfort 2026 (24-27 marzo) insieme ad AiCARR. Allo stand, i visitatori potranno ricevere informazioni dettagliate sui corsi, mentre le aziende interessate a sviluppare piani di formazione su misura potranno fissare un appuntamento per approfondire le opportunità offerte, contattando la Segreteria di AiCARR Formazione.
Vi aspettiamo allo Stand11 U11.
Tutte le informazioni relative ai corsi sono pubblicate sul sito www.aicarrformazione.org
ABBONATISU
www.quine.it
#96
#97
#98
#99
Efficienza energetica nel residenziale Pdc e sistemi ibridi
Climatizzazione nel terziario Idrogeno
Qualità dell’aria interna Ventilazione e filtrazione
Le soluzioni Galletti puntano a ridurre le emissioni inquinanti che contribuiscono ad aumentare l’effetto serra globale, sia quelle dirette legate all’utilizzo di refrigeranti con elevati GWP, che quelle indirette dovute alla generazione di energia elettrica da fonti non rinnovabili.
Questo percorso ha portato alla nascita di PLN, nuova gamma di unità aria acqua in versione solo freddo, pompa di calore reversibile e polivalente con recupero totale caratterizzata dall’utilizzo di refrigerante naturale R290 e soluzioni multiscroll concepite per ottimizzare le prestazioni durante il funzionamento ai carichi parziali. È possibile, infatti, raggiungere indici di efficienza stagionali tra i più alti del mercato HVAC: SCOP fino a 4,00 e SEER fino a 5,00.
La gamma si compone di 7 modelli con potenze in raffrescamento che vanno da 50 a 150 kW ed il campo di lavoro estremamente esteso (acqua prodotta fino a 78°C) combinato a performance elevate in ogni condizione operativa, la rendono la risposta perfetta all’esigenza di abbandonare gradualmente l’utilizzo di energia proveniente da fonti fossili per il riscaldamento e il raffrescamento degli edifici.
Non solo, con un GWP (Global Warming Potential) pari a soli 3, l’R290 è uno dei refrigeranti più ecologici sul mercato. Questo valore rende la gamma PLN conforme alla rigorosa normative F-GAS, contribuendo attivamente alla riduzione delle emissioni di gas serra.
