Cogenerazione: soluzione chiave per ridurre la domanda di energia primaria e favorire l’integrazione

Cogenerazione: guida alle tecnologie e all’integrazione

Negli ultimi contributi dedicati ai sistemi ORC e alle pompe di calore ho evidenziato come la transizione energetica richieda un cambio di paradigma: non basta introdurre nuove tecnologie, occorre ripensare il modo in cui le diverse soluzioni interagiscono tra loro. L’incremento simultaneo della domanda elettrica e termica, unito alla necessità di ridurre la dipendenza dai combustibili fossili, rende sempre più evidente che l’efficienza non può essere affrontata come un concetto isolato, ma come il risultato di un sistema integrato.

Il quadro normativo europeo si muove nella stessa direzione. Le più recenti direttive e raccomandazioni – dalla Energy Efficiency Directive alla Governance Regulation – ribadiscono il principio Energy Efficiency First, invitando gli Stati membri a privilegiare soluzioni che riducono la domanda primaria e valorizzano le risorse già disponibili prima di investire in nuove infrastrutture. Questo orientamento non riguarda solo l’elettrificazione, ma l’intero spettro delle tecnologie termiche.

In questo contesto, la cogenerazione assume un ruolo particolarmente rilevante. Non si tratta di una tecnologia “alternativa” alle altre, ma di una soluzione che può rafforzare l’efficienza complessiva dei sistemi energetici, soprattutto quando integrato con pompe di calore, ORC, accumuli termici e reti di teleriscaldamento. La sua capacità di produrre simultaneamente energia elettrica e calore utile la rende una delle soluzioni più efficaci per ridurre la domanda primaria e stabilizzare i profili di carico, contribuendo in modo diretto alla sicurezza energetica.

Non sorprende, dunque, che il PNIEC la collochi tra le tecnologie strategiche da sostenere per il conseguimento degli obiettivi energetici e climatici nazionali. Nel quadro della transizione energetica italiana, la cogenerazione si configura infatti come un “dispositivo termoelettrico” ad alta efficienza, in grado di coniugare riduzione della domanda primaria, flessibilità operativa e benefici ambientali misurabili.

I dati disponibili confermano la rilevanza del contributo potenziale. Nel 2018 il calore utile cogenerato in Italia ammontava a 35,5 TWh, con una marcata prevalenza del settore industriale (circa 75%), seguito dal teleriscaldamento (20%) e dal terziario (5%), mentre il comparto residenziale risultava marginale. Il potenziale tecnico teorico nazionale è stimato in 116 TWh/anno (escludendo le reti di teleriscaldamento), ripartiti tra industria (56 TWh), residenziale (47 TWh) e terziario (13 TWh). Tuttavia, lo scenario di riferimento al 2030 – a politiche vigenti – prevede una produzione di calore utile da Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) pari a soli 23 TWh/anno, evidenziando un significativo gap tra disponibilità tecnica e implementazione effettiva.

Parallelamente, il potenziale economicamente sostenibile di incremento del calore erogato tramite teleriscaldamento efficiente è stimato in 20,9 TWh/anno, rispetto ai 9,8 TWh registrati nel 2018. L’espansione delle reti termiche, se alimentata da impianti cogenerativi ad alto rendimento, consentirebbe di attivare sinergie sistemiche tra generazione distribuita e infrastrutture urbane, migliorando la stabilità dei profili di carico e la resilienza energetica locale.

La valorizzazione anche solo del 50% del potenziale tecnico cogenerativo porterebbe a una produzione di circa 58 TWh/anno, con un risparmio energetico stimabile in 2,5–3,0 Mtep/anno e una riduzione delle emissioni compresa tra 6 e 7,2 milioni di tonnellate di CO₂/anno. Si tratta di valori che collocano la cogenerazione tra le tecnologie con il più elevato rapporto tra benefici energetici e investimenti necessari.

Per massimizzare tale contributo, il PNIEC sottolinea la necessità di estendere l’impiego della cogenerazione oltre i distretti industriali, promuovendone l’integrazione nei contesti urbani e civili attraverso reti termiche, sistemi di recupero e sinergie con fonti rinnovabili. Solo in un approccio sistemico e integrato la cogenerazione può esprimere appieno il proprio potenziale termodinamico e infrastrutturale.

La cogenerazione, tuttavia, non è una “tecnologia standard”; la sua configurazione (ed in particolare la scelta del motore primo da impiegare, se motore endotermico o turbina a gas) dipende, infatti, in modo significativo dal livello termico richiesto dal processo utilizzatore, dalla continuità e dal profilo dei fabbisogni termici ed elettrici, dalla possibilità di integrazione con altri sottosistemi energetici.

La valutazione della tipologia di motore primo richiede quindi un’analisi termodinamica e impiantistica che consideri il rendimento elettrico, il rendimento termico utile, il rapporto calore-elettricità (heat-to-power ratio) e la compatibilità tra curva di carico e disponibilità. Solo attraverso questa lettura multidimensionale è possibile collocare la cogenerazione all’interno di una logica di portafoglio, in cui ciascuna tecnologia opera nel proprio intervallo ottimale e contribuisce alla massimizzazione dell’efficienza complessiva del sistema energetico.

È da questa prospettiva multidisciplinare, integrata e orientata alla riduzione della domanda primaria, che si concentra l’approfondimento dedicato alla cogenerazione.

In cosa consiste la cogenerazione

Il principio di funzionamento della cogenerazione si basa sulla conversione combinata dell’energia primaria in due forme di energia utile (elettrica e termica) attraverso un unico sistema integrato. A differenza dei sistemi convenzionali, in cui la produzione elettrica comporta la dispersione di una quota significativa dell’energia sotto forma di calore di scarto, la cogenerazione consente di intercettare e valorizzare tale calore, incrementando in modo sostanziale il rendimento globale del sistema.

Il processo utilizza un motore primo, generalmente un motore endotermico o una turbina a gas, che trasforma l’energia del combustibile in energia meccanica. Questa viene convertita in energia elettrica tramite un alternatore accoppiato direttamente all’albero del motore primo. La produzione elettrica rappresenta solo una parte dell’energia trasformata: una quota altrettanto rilevante si manifesta come calore, distribuito tra gas di scarico, circuiti di raffreddamento e componenti ausiliari.

In un impianto tradizionale tale calore verrebbe dissipato nell’ambiente, contribuendo alle perdite termodinamiche del sistema. Nella cogenerazione, invece, esso viene recuperato attraverso scambiatori dedicati e reso disponibile come calore utile per applicazioni civili, industriali o per l’alimentazione di reti di teleriscaldamento.

Questa valorizzazione del calore di scarto consente di raggiungere rendimenti globali superiori all’80–90%, riducendo in modo significativo la domanda di energia primaria.

Il vantaggio della produzione combinata risiede quindi nella capacità di:

• massimizzare l’uso dell’energia primaria, riducendo le perdite termiche tipiche della generazione elettrica separata;
• fornire energia elettrica e termica in modo simultaneo e coerente con i profili di carico dell’utenza;
• ridurre le emissioni climalteranti, grazie al minor consumo di combustibile per unità di energia utile prodotta.

La cogenerazione è pertanto un sistema integrato di conversione energetica che ottimizza l’intero processo di trasformazione, rendendolo più efficiente, più flessibile e più sostenibile rispetto alla produzione separata di elettricità e calore.

Cogenerazione con motore endotermico

Nel caso della cogenerazione con motore endotermico, il processo inizia dalla combustione del combustibile all’interno dei cilindri. La combustione genera un rapido incremento di pressione e temperatura che spinge i pistoni e mette in rotazione l’albero motore. È questa trasformazione meccanica (conversione dell’energia del combustibile in energia meccanica rotazionale) che è il cuore del sistema. L’albero motore, collegato direttamente a un alternatore, consente la produzione di energia elettrica in modo continuo e controllato.

Parallelamente alla produzione elettrica, il funzionamento del motore sviluppa calore in diverse parti che deve essere dissipato. In un impianto di sola produzione elettrica convenzionale questo calore viene disperso nell’ambiente; nella cogenerazione, invece, viene recuperato e trasformato in energia termica utile sotto forma di vapore, acqua calda, acqua surriscaldata o acqua a bassa temperatura, a seconda della sorgente da cui proviene.

La quota termica più pregiata è quella dei gas di scarico, che raggiungono temperature comprese tra 350 e 450 °C. Attraverso una caldaia a recupero è possibile ottenere acqua calda ad alta temperatura, acqua surriscaldata oppure vapore a bassa pressione. Le temperature disponibili non consentono la produzione di vapore a media o alta pressione, e la qualità del calore dipende dal carico del motore e dalle condizioni operative del recuperatore.

La camicia di raffreddamento, che opera tra 70 e 95 °C, fornisce calore recuperabile sotto forma di acqua calda. Si tratta di un flusso termico continuo e stabile, ma essendo limitato a questo livello di temperatura non è possibile generare vapore né acqua surriscaldata.

Il circuito dell’olio lubrificante, con temperature di 60–80 °C, consente di ottenere acqua calda a bassa temperatura. Il contributo termico è quantitativamente inferiore e caratterizzato da un livello termico più modesto.

Infine, l’intercooler/aftercooler, che lavora tra 40 e 60 °C, permette di recuperare calore sotto forma di acqua tiepida, la sorgente termica meno pregiata e con exergia più bassa.

Nel complesso, il motore endotermico offre una pluralità di livelli termici recuperabili, ciascuno con vincoli operativi specifici.

Il rendimento elettrico dei motori endotermici (30%–45%) è relativamente stabile anche a carico parziale. La combinazione tra produzione elettrica e recupero termico si riflette nel rapporto H/E, tipicamente compreso tra 0,8 e 1,4, che rappresenta il bilanciamento termoelettrico del sistema e la sua capacità di fornire calore in forme e livelli termici coerenti con le caratteristiche del motore.

Il rapporto H/E è uno dei parametri termodinamici più importanti per valutare l’efficacia di un impianto di cogenerazione perchè esprime la proporzione tra l’energia termica utile prodotta (H) e l’energia elettrica generata (E):

H/E= Energia termica utile/Energia elettrica prodotta

Nel seguito vengono sintetizzati i componenti principali che costituiscono un sistema di cogenerazione con motore endotermico:

• Motore endotermico: composto da sistema di aspirazione e sovralimentazione (compressore, turbocompressore, intercooler/aftercooler), cilindri, camera di combustione, sistema di lubrificazione e sistema di raffreddamento della camicia;
• Alternatore: accoppiato direttamente all’albero motore;
• Sistema di recupero termico: costituito da più scambiatori, ciascuno dedicato a una sorgente termica specifica. Scambiatore gas di scarico, scambiatore camicia di raffreddamento, scambiatore olio lubrificante scambiatore intercooler/aftercooler;
• Sistema di trattamento dei gas di scarico: silenziatore, catalizzatori, i sistemi SCR (Selective Catalytic Reduction) per la riduzione degli ossidi di azoto, eventuali filtri particolato (a seconda del combustibile utilizzato), condotti e valvole di sicurezza;
• Sistema di alimentazione del combustibile: linea gas, regolatori di pressione, valvole di sicurezza, eventuali sistemi di trattamento del combustibile (a seconda del combustibile utilizzato);
• Quadro elettrico e sistemi di controllo: inverter, quadri di parallelo, protezioni di rete, sistema di supervisione e controllo, interfaccia uomo macchina;
• Circuiti idraulici: pompe di circolazione, valvole di regolazione, serbatoi di accumulo (se necessari), strumenti di misura (sonde, manometri, flussimetri).

Cogenerazione con turbina a gas

Nella cogenerazione con turbina a gas, la trasformazione dell’energia si basa sul ciclo di Brayton, un processo termodinamico continuo in cui l’energia del combustibile viene convertita in energia meccanica rotazionale attraverso tre fasi fondamentali: compressione dell’aria comburente, combustione e successiva espansione dei gas caldi nella turbina. L’aria aspirata viene compressa, aumentando la propria pressione e temperatura; successivamente, nella camera di combustione, viene miscelata con il combustibile e portata alla combustione a pressione quasi costante. I gas caldi generati vengono fatti espandere attraverso la turbina, mettendo in rotazione l’albero meccanico che trascina l’alternatore per la produzione di energia elettrica.

Questa sequenza continua di compressione, combustione ed espansione conferisce alla turbina a gas un funzionamento particolarmente stabile e regolare, soprattutto quando opera a carico nominale. Parallelamente alla produzione elettrica, il sistema genera una quantità significativa di calore residuo, concentrata quasi interamente nei gas di scarico ad alta temperatura, che rappresentano la principale sorgente termica recuperabile.

I gas di scarico, con temperature tipiche comprese tra 450 e 550 °C (e valori superiori nei modelli più avanzati), consentono di ottenere forme di energia termica di livello elevato. Attraverso una caldaia a recupero è possibile trasformare questo calore in vapore saturo, vapore surriscaldato, acqua surriscaldata o acqua calda ad alta temperatura, a seconda della configurazione del recuperatore e delle esigenze impiantistiche. La disponibilità di temperature così elevate permette di raggiungere livelli termici non ottenibili con un motore endotermico, rendendo la turbina a gas particolarmente adatta alla produzione di vapore e acqua surriscaldata.

In alcune configurazioni è possibile recuperare anche una quota di calore a media temperatura dall’aria compressa calda in uscita dal compressore, ottenendo acqua calda tecnica, sebbene si tratti di un contributo secondario rispetto alla potenza termica dei gas di scarico.

La concentrazione del calore in un’unica sorgente ad alta temperatura rappresenta uno dei principali punti di forza della turbina a gas, ma introduce anche limiti operativi specifici. Il recupero termico è infatti strettamente legato alla stabilità del funzionamento: variazioni di carico, modulazioni spinte o cicli frequenti di accensione e spegnimento riducono l’efficienza complessiva e accelerano i fenomeni di invecchiamento dei materiali, particolarmente sensibili agli shock termici. Inoltre, la turbina non dispone di sorgenti termiche a bassa temperatura, e l’intero bilancio termico si concentra su forme di calore ad alta exergia.

Dal punto di vista elettrico, le turbine a gas presentano rendimenti compresi tra il 28% e il 40%, con prestazioni ottimali a carico nominale. Il rapporto H/E, tipicamente compreso tra 1,8 e 2,5, riflette la forte prevalenza della componente termica rispetto a quella elettrica, coerente con la natura del ciclo e con la disponibilità di calore ad alta temperatura.

In sintesi, la cogenerazione con turbina a gas si distingue per la capacità di fornire vapore e acqua surriscaldata grazie alle elevate temperature dei gas di scarico, con un profilo termico concentrato e di alta qualità. I limiti principali riguardano la necessità di funzionamento stabile, la sensibilità ai cicli termici e l’assenza di sorgenti termiche a bassa temperatura, che caratterizzano invece i motori endotermici.

Nel seguito vengono sintetizzati i componenti principali che costituiscono un sistema di cogenerazione con turbina a gas:

• Turbina a gas: è costituita da tre sezioni principali integrate in un’unica macchina, il compressore, la camera di combustione e la turbina. A questi si aggiungono i sistemi ausiliari necessari al funzionamento dell’unità, tra cui i sistemi di lubrificazione, i sistemi di raffreddamento, i sistemi di avviamento e i dispositivi di supporto meccanico e strutturale;
• Alternatore: accoppiato direttamente all’albero della turbina;
• Sistema di recupero termico: costituito da una caldaia a recupero (HRSG – Heat Recovery Steam Generator);
• Sistema di trattamento dei gas di scarico: silenziatore, catalizzatori ossidanti, i sistemi SCR (Selective Catalytic Reduction) per la riduzione degli ossidi di azoto, condotti e valvole di sicurezza;
• Sistema di alimentazione del combustibile: linea gas, regolatori di pressione, valvole di sicurezza, eventuali sistemi di trattamento del combustibile (a seconda del combustibile utilizzato);
• Quadro elettrico e sistemi di controllo: inverter, quadri di parallelo, protezioni di rete, sistema di supervisione e controllo, interfaccia uomo macchina;
• Circuiti idraulici: pompe di circolazione, valvole di regolazione, serbatoi di accumulo (se necessari), strumenti di misura (sonde, manometri, flussimetri).

Sistemi di dissipazione del calore

Fermo restando che la cogenerazione deve essere impiegata prioritariamente per la produzione combinata di energia elettrica ed energia termica, è in ogni caso necessario prevedere sistemi che consentano di disaccoppiare questa configurazione di esercizio, così da tenere conto delle diverse richieste di carico che possono verificarsi nel corso dell’operatività dell’impianto. 

A tal fine, indipendentemente dal motore primo impiegato, nei sistemi di cogenerazione è sempre necessario prevedere un dry‑cooler o un sistema equivalente di smaltimento del calore, destinato a garantire la continuità operativa dell’impianto anche in assenza di richiesta termica da parte dell’utenza o in caso di richiesta parziale e ridotta. Questo componente consente di dissipare il calore recuperato dai circuiti termici, assicurando il mantenimento delle condizioni di esercizio dei circuiti idraulici e dei sottosistemi di raffreddamento.

La sua presenza è quindi parte integrante dell’architettura impiantistica, poiché permette di preservare l’integrità dei componenti e di mantenere la produzione di energia elettrica anche in condizioni di carico termico nullo o ridotto.

Nei sistemi basati su motore endotermico, il dry‑cooler svolge un ruolo essenziale nella gestione delle diverse sorgenti termiche collegate agli scambiatori dedicati alla camicia di raffreddamento, all’olio lubrificante e all’intercooler/aftercooler. In assenza di utilizzi termici, il dry‑cooler consente di mantenere in equilibrio i circuiti idraulici associati a questi sottosistemi, evitando sovratemperature e garantendo la stabilità operativa dell’impianto.

Allo stesso modo, nei sistemi basati su turbina a gas, il dry‑cooler rappresenta un elemento strutturale dell’impianto, necessario per la gestione dei flussi termici recuperati dalla caldaia a recupero e dagli eventuali scambiatori ausiliari. Anche in questo caso, la sua integrazione consente di mantenere condizioni operative controllate nei circuiti idraulici e nei sottosistemi di raffreddamento, assicurando la possibilità di continuare la produzione elettrica indipendentemente dalla disponibilità di utilizzi termici.

Motore endotermico vs. Turbina a gas

Sebbene entrambe le configurazioni, motore endotermico e turbina a gas, realizzino il principio della produzione combinata di energia elettrica e calore utile, come abbiamo visto esse presentano caratteristiche termodinamiche, impiantistiche e operative profondamente differenti. La natura del motore primo determina infatti la distribuzione delle sorgenti termiche recuperabili, il livello di temperatura del calore disponibile, il rapporto H/E, l’efficienza elettrica, la flessibilità operativa e la sensibilità ai cicli di avviamento.

Queste differenze non sono marginali: definiscono il dominio applicativo ottimale di ciascuna tecnologia e condizionano la compatibilità con i profili di carico dell’utenza, con i processi industriali da servire e con le infrastrutture termiche esistenti. Per questo motivo, la scelta tra motore endotermico e turbina a gas non può essere effettuata in modo generico, ma richiede una valutazione comparativa dei parametri prestazionali e dei vincoli operativi.

La tabella seguente sintetizza i principali indicatori tecnici che distinguono le due configurazioni cogenerative, evidenziando i rispettivi punti di forza e i limiti operativi.

C’è poi un altro aspetto da considerare: l’invecchiamento dei componenti, particolarmente sensibile nelle fasi di accensione e spegnimento degli impianti, che può essere gestito solo attraverso interventi di manutenzione.

Per le turbine a gas, ogni avviamento genera forti gradienti termici sui componenti del percorso gas caldi — combustore, palette di prima e seconda fila, ugelli — con fenomeni di fatica termomeccanica molto più severi rispetto ai motori alternativi. La letteratura tecnica e l’esperienza sulle flotte industriali mostrano che la frequenza degli avviamenti è uno dei principali driver dell’invecchiamento dei componenti hot gas path, proprio per via degli sbalzi termici estremi che si verificano nelle fasi di start‑up e shut‑down.

Per questo motivo, agli avviamenti vengono attribuiti pesi specifici in termini di Equivalent Operating Hours (EOH):

• un avviamento rapido può valere 2–3 ore di esercizio equivalente,
• mentre una fase di spegnimento può pesare fino a 8–10 ore di esercizio equivalente, a seconda della taglia e della tecnologia.

Questo significa che anche un numero relativamente contenuto di avviamenti può consumare rapidamente una quota significativa della vita utile delle palette e degli altri componenti critici, anticipando le ispezioni e aumentando i costi di manutenzione.

I motori endotermici, al contrario, tollerano meglio i cicli di accensione e spegnimento. La fase più critica dell’invecchiamento è l’avviamento stesso, durante il quale si verifica usura da boundary lubrication — che può rappresentare fino al 70–75% dell’usura complessiva — prima che il film d’olio si ristabilisca correttamente. Tuttavia, l’entità degli stress termici è molto inferiore rispetto alle turbine, e i materiali e le geometrie dei motori alternativi sono intrinsecamente più adatti a gestire esercizi intermittenti.

Per queste ragioni, la turbina a gas non è consigliata quando il profilo di carico prevede accensioni e spegnimenti frequenti, anche solo settimanali: in tali condizioni, l’invecchiamento termomeccanico dei componenti hot gas path aumenta in modo significativo, riducendo la vita utile e facendo crescere i costi di manutenzione, soprattutto quelli legati alle ispezioni e sostituzioni delle palette.

Al contrario, i motori endotermici, grazie alla maggiore tolleranza ai cicli di start‑stop, ai materiali ottimizzati e ai lubrificanti specifici, risultano generalmente più indicati per impianti con funzionamento non continuativo o con profili termici ed elettrici variabili.

La tri-generazione

La trigenerazione rappresenta un’estensione della cogenerazione e prevede l’integrazione di un gruppo frigorifero ad assorbimento o di un sistema equivalente per la produzione di energia frigorifera a partire dal calore recuperato.

Questa configurazione consente di ampliare l’utilizzo dell’energia termica prodotta dall’impianto, rendendola disponibile anche per servizi di climatizzazione o per processi che richiedono acqua refrigerata.

Dal punto di vista impiantistico, la trigenerazione introduce un ulteriore sottosistema composto dal gruppo ad assorbimento, dai relativi circuiti idraulici, dagli scambiatori dedicati e dagli apparati di regolazione e controllo necessari alla gestione dei flussi termici e frigoriferi.

L’integrazione di questo insieme di componenti permette di estendere la flessibilità dell’impianto, adattandolo a contesti in cui la domanda di energia termica e frigorifera varia nel corso dell’anno e richiede una gestione coordinata delle diverse forme energetiche prodotte.

La microcogenerazione

La microcogenerazione applica i principi della cogenerazione alle piccole utenze, con potenze inferiori ai 50 kWe, risultando adatta a edifici residenziali, strutture del terziario leggero e piccole attività produttive. In questi contesti, la presenza di un fabbisogno termico costante — come la produzione di acqua calda sanitaria o i servizi di climatizzazione invernale — consente di valorizzare in modo efficace l’energia recuperata, con rendimenti complessivi che possono superare l’85% e riduzioni dei consumi primari nell’ordine del 25–30% rispetto alla produzione separata.

La microcogenerazione viene tipicamente esercita in assetto “inseguimento termico”, ovvero un assetto di esercizio che prevede che l’unità moduli la produzione elettrica in funzione del fabbisogno termico dell’utenza. Questo approccio consente di massimizzare l’utilizzo del calore recuperato e di evitare la produzione di energia termica non valorizzabile.

Proprio per questo motivo, nelle applicazioni di microcogenerazione correttamente dimensionate non è necessario prevedere un dry‑cooler, poiché l’impianto opera esclusivamente quando il carico termico è presente e può essere integralmente assorbito dall’utenza. L’assenza di sistemi di smaltimento termico dedicati riduce i costi di investimento, semplifica il layout impiantistico e limita lo spazio necessario all’installazione: un microcogeneratore da 20 kWe può richiedere meno di 2 m² di superficie utile.

Parlando di microcogenerazione, va posta particolare attenzione alla tipologia di motore endotermico utilizzato. Le unità basate su motori di derivazione automotive presentano costi di manutenzione più elevati e intervalli di revisione più frequenti (cambio olio ogni 1.000 ore circa, e revisione ogni 3.000–4.000 ore), mentre i motori di derivazione heavy duty garantiscono maggiore robustezza, intervalli di manutenzione più lunghi (anche 6.000–8.000 ore) e una vita utile superiore, risultando più adatti a funzionamenti continuativi e a contesti con elevato numero di ore annue.

In sintesi, la microcogenerazione rappresenta una soluzione efficace nelle utenze con fabbisogni termici continui e prevedibili, dove l’inseguimento termico consente di massimizzare l’efficienza e di evitare la necessità di sistemi di smaltimento termico aggiuntivi. La scelta della tecnologia motore, insieme al corretto dimensionamento, determina la sostenibilità economica e operativa dell’intero sistema.

La cogenerazione ad alto rendimento

La Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) rappresenta la forma più qualificata di cogenerazione riconosciuta dal quadro normativo europeo e nazionale. È definita come la produzione combinata di energia elettrica e termica che garantisce un risparmio di energia primaria superiore alle soglie stabilite dalla Direttiva 2012/27/UE e recepite dal legislatore italiano. Il riconoscimento CAR attesta che l’impianto opera con un’efficienza complessiva significativamente superiore rispetto alla produzione separata, contribuendo alla riduzione dei consumi primari e delle emissioni climalteranti.

L’accesso allo status di cogenerazione CAR richiede la verifica di specifici indicatori energetici, tra cui il risparmio di energia primaria (PES), che deve risultare positivo e, per alcune categorie di impianti, superiore al 10%. In applicazioni correttamente dimensionate, i valori di PES possono raggiungere anche il 20–25%, soprattutto in presenza di fabbisogni termici continui e coerenti con il profilo di funzionamento dell’impianto. Il riconoscimento CAR consente inoltre l’accesso ai Titoli di Efficienza Energetica (TEE), che rappresentano uno strumento di valorizzazione economica dell’efficienza conseguita.

Non solo combustibili fossili

La cogenerazione è spesso associata, nell’immaginario comune, all’impiego esclusivo del gas metano come combustibile. Questa percezione non riflette più la realtà tecnologica e normativa attuale. Negli ultimi anni, infatti, la cogenerazione ha ampliato in modo significativo il proprio campo applicativo, integrando una pluralità di vettori energetici che ne estendono la flessibilità e la coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione europei.

La cogenerazione può infatti essere alimentata da biogas, syngas, biometano, idrogeno puro o in miscela, oltre che da combustibili di recupero o da flussi energetici provenienti da processi industriali. Questa evoluzione consente di valorizzare risorse locali, ridurre la dipendenza dalle fonti fossili tradizionali e favorire la creazione di filiere territoriali basate su vettori energetici rinnovabili o a basse emissioni. In particolare, l’integrazione con biometano e idrogeno rappresenta un elemento strategico per la progressiva decarbonizzazione dei sistemi produttivi e per la costruzione di distretti energetici più resilienti.

La disponibilità di tecnologie in grado di operare con combustibili diversi dal metano permette inoltre di adattare la cogenerazione a contesti con caratteristiche molto differenti: aziende agricole e agroindustriali, impianti di trattamento rifiuti, distretti industriali, reti di teleriscaldamento, configurazioni multi-utenza e comunità energetiche. In questi scenari, la cogenerazione diventa uno strumento di valorizzazione delle risorse locali e di integrazione tra produzione energetica, processi industriali e territorio.

Questa pluralità di combustibili e configurazioni rafforza il ruolo della cogenerazione come tecnologia trasversale, capace di contribuire alla sicurezza energetica, alla riduzione delle emissioni e alla stabilità dei sistemi locali.

Lontana dall’essere una soluzione monolitica basata sul solo gas metano, la cogenerazione si presenta oggi come un’infrastruttura flessibile, evoluta e pienamente integrabile nei percorsi di transizione energetica europei.

L’integrazione come moltiplicatore di efficienza

L’integrazione della cogenerazione con altre tecnologie energetiche rappresenta un elemento strategico per ampliare la flessibilità operativa degli impianti e per valorizzare in modo più efficiente le risorse disponibili.

In molti contesti, la cogenerazione viene affiancata a sistemi di produzione da fonte rinnovabile, a impianti di accumulo termico o elettrico, a pompe di calore o a gruppi frigoriferi, così da costruire configurazioni ibride in grado di rispondere a profili di carico variabili nel tempo. L’inserimento coordinato di queste tecnologie consente di modulare la produzione energetica in funzione delle esigenze dell’utenza, di ottimizzare l’impiego delle risorse primarie e di garantire una maggiore continuità di servizio anche in presenza di oscillazioni della domanda.

In ambito industriale e territoriale, l’integrazione può estendersi oltre i confini del singolo impianto, coinvolgendo più imprese o più utenze con fabbisogni energetici differenti. In questi casi, la cogenerazione può essere inserita all’interno di configurazioni multi-utenza, reti di teleriscaldamento o teleraffrescamento, comunità energetiche o distretti produttivi, dove la diversità dei profili di carico consente di valorizzare in modo più efficiente l’energia termica ed elettrica prodotta.

La complementarità tra utenze con esigenze non coincidenti nel tempo permette di ridurre gli sprechi, aumentare il numero di ore di utilizzo dell’impianto e migliorare la stabilità complessiva del sistema energetico locale.

L’integrazione con altre tecnologie e con più soggetti energetici richiede la presenza di infrastrutture adeguate, come reti termiche, sistemi di accumulo, dispositivi di regolazione e piattaforme di supervisione in grado di coordinare i flussi energetici tra le diverse componenti. Questi elementi consentono di gestire in modo dinamico la distribuzione dell’energia prodotta, di adattare l’impianto alle variazioni della domanda e di garantire un funzionamento coerente con gli obiettivi di efficienza, sicurezza e continuità operativa.

In questo quadro, la cogenerazione assume un ruolo centrale come tecnologia in grado di fornire energia elettrica e termica in modo stabile e programmabile, mentre le altre tecnologie integrate contribuiscono a modulare, distribuire o trasformare l’energia prodotta in funzione delle esigenze del sistema. L’approccio integrato consente quindi di costruire configurazioni energetiche più resilienti, più efficienti e più adatte a contesti caratterizzati da fabbisogni diversificati, sia a livello di singola impresa sia a livello territoriale.

Criteri orientativi per l’applicazione della cogenerazione

La progettazione di un impianto di cogenerazione richiede competenze specifiche e analisi approfondite dei fabbisogni del sito di installazione. I criteri che seguono, quindi, non intendono sostituirsi alle metodologie ingegneristiche di dimensionamento, né proporsi come modello esaustivo, ma si configurano come orientamenti sintetici utili a guidare la selezione della tecnologia più adatta tra quelle disponibili sul mercato, in funzione del contesto applicativo, delle caratteristiche dei carichi e degli obiettivi energetici e territoriali.

1. Caratteristiche dei carichi

Il primo passo consiste nell’analizzare la natura, l’entità e la continuità dei fabbisogni termici ed elettrici dell’utenza. La stabilità del carico termico, la sua temperatura di utilizzo, la presenza di richieste costanti o stagionali e la contemporaneità tra domanda termica ed elettrica rappresentano elementi determinanti per la scelta della tecnologia cogenerativa più idonea. È inoltre necessario valutare la possibilità di valorizzare il calore recuperato attraverso reti interne, processi industriali, anche considerando l’utilizzo di sistemi di accumulo, così da massimizzare l’utilizzo dell’energia termica prodotta.

2. Caratterizzazione del fabbisogno termico

La definizione del fabbisogno termico dell’utenza rappresenta un criterio centrale per l’applicazione della cogenerazione. È necessario analizzare in modo puntuale la natura del carico termico, la sua entità, la temperatura richiesta dai processi e la sua variabilità nel corso dell’anno. La presenza di un fabbisogno termico continuo, stabile e distribuito su un numero significativo di ore costituisce un elemento favorevole, mentre carichi fortemente stagionali o discontinui richiedono valutazioni più articolate, anche in relazione alla possibilità di integrare sistemi di accumulo o di smaltimento termico.

Un ulteriore aspetto riguarda la temperatura di utilizzo del calore: processi industriali, reti di teleriscaldamento, servizi di climatizzazione o produzione di acqua calda sanitaria possono richiedere livelli termici differenti, che devono essere coerenti con le caratteristiche del sistema di recupero termico. È inoltre necessario valutare la contemporaneità tra fabbisogno termico ed elettrico, poiché la capacità di valorizzare il calore recuperato incide direttamente sull’efficienza complessiva dell’impianto e sulla sua convenienza energetica ed economica.

La progettazione deve infine considerare la possibilità di modulare la produzione termica in funzione della domanda reale, integrando, quando necessario, sistemi di accumulo o dispositivi di smaltimento termico che consentano di gestire in modo flessibile le variazioni del carico.

Una lettura accurata del profilo termico dell’utenza permette quindi di orientare correttamente la configurazione dell’impianto e di garantire un utilizzo efficace e continuativo dell’energia recuperata.

3. Taglia e modularità dell’impianto

La selezione della taglia dell’impianto rappresenta un passaggio centrale nella progettazione della cogenerazione e deve essere condotta in funzione del profilo di carico dell’utenza, della continuità del fabbisogno termico e della capacità di valorizzare l’energia prodotta.

In contesti caratterizzati da carichi variabili o da esigenze di flessibilità operativa, è opportuno considerare configurazioni modulari, che consentono di adattare la produzione energetica alle fluttuazioni della domanda, ridurre il rischio di fermo impianto e facilitare l’integrazione in siti esistenti. La modularità permette inoltre di gestire scenari di crescita o riconfigurazione dei fabbisogni senza interventi invasivi sull’infrastruttura.

Accanto alla definizione della taglia, è necessario valutare i criteri che orientano la scelta tra motore endotermico e turbina a gas, tenendo conto delle caratteristiche operative dell’utenza. In presenza di profili di carico che richiedono frequenti accensioni e spegnimenti, il motore endotermico risulta generalmente più adatto, grazie alla maggiore tolleranza ai cicli di avviamento e alla minore sensibilità ai fenomeni di invecchiamento associati a esercizi intermittenti. Al contrario, in contesti caratterizzati da funzionamento continuativo su molte ore annue, la turbina a gas può rappresentare una soluzione più coerente, soprattutto quando sono disponibili fabbisogni termici a temperature medio-alte o quando l’impianto è inserito in configurazioni multi-utenza o reti termiche.

Un ulteriore criterio riguarda la taglia elettrica: i motori endotermici coprono un intervallo molto ampio, dalle piccole potenze fino a taglie medio-grandi, mentre le turbine a gas trovano applicazione tipicamente in potenze superiori e in contesti industriali o territoriali con fabbisogni termici più consistenti e continui. Anche la qualità e la temperatura del calore recuperabile rappresentano un elemento di valutazione, poiché le due tecnologie presentano profili termici differenti che devono essere coerenti con le esigenze dell’utenza.

La scelta tra motore e turbina deve infine considerare la disponibilità di spazio, le infrastrutture esistenti, i vincoli acustici e ambientali, la necessità di integrazione con altre tecnologie e la possibilità di inserire l’impianto in configurazioni ibride o multi-utenza. Una valutazione complessiva di questi elementi consente di individuare la soluzione più coerente con gli obiettivi energetici, operativi e territoriali del progetto.

4. Integrazione con il sito e con altri impianti

La compatibilità con le infrastrutture esistenti costituisce un criterio fondamentale. Layout impiantistico, reti termiche, sistemi di controllo, fluidi di processo e accumuli devono essere analizzati per garantire un’integrazione efficace e sicura. La cogenerazione può generare sinergie con caldaie, pompe di calore, impianti solari termici, gruppi frigoriferi ad assorbimento e sistemi di accumulo, contribuendo a costruire configurazioni ibride in grado di aumentare l’autoconsumo, migliorare la resilienza energetica e ottimizzare la gestione dei carichi. L’integrazione con sistemi di smaltimento termico, come dry-cooler o torri evaporative, rappresenta un ulteriore elemento necessario per garantire la continuità operativa in assenza di richiesta termica.

5. Connessione con il territorio e cooperazione energetica

In presenza di reti di teleriscaldamento, distretti energetici o configurazioni multi-utenza, la cogenerazione può essere progettata come nodo di produzione e scambio energetico, valorizzando la complementarità tra utenze con profili di carico differenti.

La sua applicazione può essere letta anche in chiave di simbiosi industriale e cooperazione energetica territoriale, contribuendo alla riduzione degli sprechi, all’ottimizzazione delle risorse locali e al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione e rigenerazione urbana. La cogenerazione, inserita in un sistema energetico integrato, diventa così un elemento abilitante per configurazioni più resilienti e più efficienti.

Conclusioni

La cogenerazione è una tecnologia strategica per l’efficienza energetica, la riduzione dei consumi primari e la valorizzazione delle risorse disponibili nei contesti industriali e territoriali. La sua diffusione è pienamente coerente con le politiche europee in materia di decarbonizzazione, sicurezza energetica e integrazione delle fonti rinnovabili, che promuovono l’impiego di soluzioni ad alta efficienza in grado di ridurre la dipendenza dalle infrastrutture basate su combustibili fossili.

Anche il PNIEC italiano riconosce alla cogenerazione un ruolo significativo nel percorso verso gli obiettivi della RED III, in particolare nei settori industriali, nel teleriscaldamento efficiente e nelle configurazioni multi‑utenza.

Il quadro normativo europeo rafforza ulteriormente questa prospettiva. Il Net Zero Industry Act (NZIA), entrato in vigore nel 2024, include la cogenerazione tra le tecnologie rilevanti per la competitività industriale e per la costruzione di un sistema energetico più resiliente e meno dipendente dalle importazioni. L’obiettivo è favorire la produzione interna di soluzioni ad alta efficienza e sostenere la trasformazione dei distretti produttivi verso modelli energetici più integrati, flessibili e coerenti con la neutralità climatica al 2050.

In questo scenario, la cogenerazione si configura come una tecnologia di integrazione: tra energia elettrica e termica, tra processi industriali e reti territoriali, tra produzione locale e sistemi di scambio. La sua capacità di adattarsi a contesti con fabbisogni differenziati, di operare in sinergia con altre tecnologie — dalle pompe di calore ai sistemi di accumulo, dalle reti termiche ai gruppi frigoriferi ad assorbimento — e di contribuire alla stabilità dei sistemi energetici locali la rende un elemento essenziale della transizione energetica.

La cogenerazione, inserita in configurazioni ibride e territoriali, è un tassello fondamentale per costruire sistemi più efficienti, più resilienti e più capaci di valorizzare le risorse disponibili.