Nei prossimi anni la principale area metropolitana del nord Italia passerà da circa 414 MW IT installati a una potenza attesa nell’ordine del gigawatt. Quel calore — praticamente pari all’elettricità assorbita — finisce oggi quasi tutto in atmosfera.
La domanda non è se sia tanto. È se sia utilizzabile. Due vincoli lo decidono, e nessuno dei due riguarda la quantità: il livello di temperatura a cui il calore è disponibile, e la coincidenza temporale tra quando viene prodotto e quando serve.
Il recupero funziona: in Europa ci sono impianti in esercizio da anni con numeri pubblici. Ma quegli stessi numeri, messi in rapporto alla potenza installata, dicono una cosa che nella comunicazione non compare mai. L’impianto europeo di riferimento — 45 MW di pompe di calore su un campus danese, in funzione dal 2020 — lavora l’equivalente di 2.200–4.800 ore l’anno a piena potenza, cioè tra il 25% e il 55% delle ore dell’anno a seconda della cifra di produzione che si prende per buona. Rapportato alla sola stagione di riscaldamento, il fattore di utilizzo sale drasticamente. È un impianto invernale, e lo è per progetto.
Non è un difetto. È il comportamento razionale che gli incentivi attuali producono: si recupera dove c’è domanda, e la domanda è invernale. Il punto è che i gradi giorno di riscaldamento stanno calando e quelli di raffrescamento stanno crescendo — quindi il perimetro entro cui quel comportamento resta razionale si sta spostando, mentre le infrastrutture che lo servono si progettano per durare cinquant’anni.
1. Perché i data center cercano le metropoli
Non è un caso che i data center di taglia maggiore si concentrino intorno alle grandi aree urbane. Le ragioni sono strutturali: la latenza verso gli utenti finali impone vicinanza a bacini densi di popolazione; le dorsali in fibra convergono sulle metropoli; la capacità di connessione elettrica disponibile — la vera scarsità del settore oggi — si trova più facilmente in prossimità di grandi stazioni AT/MT.
Il risultato è un paradosso che conviene mettere in apertura, perché è quello che rende il tema rilevante per chi pianifica: l’infrastruttura che dissipa più calore per unità di superficie atterra esattamente dove il calore in eccesso è già un problema — isola di calore urbana, ondate sempre più frequenti, domanda di raffrescamento in crescita strutturale. Chi governa il territorio si trova a gestire, nello stesso perimetro, sia la fonte sia il sintomo.
L’ordine di grandezza del fenomeno, per la principale area metropolitana del nord Italia — quella su cui si concentra la maggior parte della capacità nazionale (fonte dei dati in nota):
| Grandezza | Valore |
|---|---|
| Potenza IT installata, area metropolitana di riferimento | 414 MW IT (68% del totale nazionale) |
| Potenza IT installata, Italia | 609 MW IT (2025) |
| Pipeline nazionale 2026–2028 | 874 MW IT, 83 progetti, 30 operatori |
| Obiettivo dichiarato al 2028 | oltre 1 GW |
| Strutture nell’hinterland metropolitano | 33 attive, 10 in costruzione, 23 in valutazione |
| Richieste di connessione alla rete, Italia | da 30 GW (2024) a 68,5 GW (2025) |
| Programmi di interesse strategico nazionale | 7, oltre 25 miliardi; 5 nella regione considerata |
Fonte dei dati in tabella: Osservatorio Data Center del Politecnico di Milano, ricerca 2026, e comunicati istituzionali sui programmi di interesse strategico nazionale.
Due precisazioni metodologiche che valgono per tutto il seguito. La prima: annunciato non è realizzato. Lo stesso osservatorio che pubblica questi numeri stima che circa il 30% della pipeline possa subire ritardi, e segnala esplicitamente un disallineamento tra investimenti annunciati e capacità effettivamente realizzata. La seconda: le potenze che circolano nella comunicazione mescolano grandezze diverse — potenza IT netta, potenza di connessione richiesta, capacità complessiva di campus. Non sono la stessa cosa e non si sommano. Le cifre qui sopra vanno usate come ordine di grandezza di uno scenario, non come previsione.
2. Una premessa: che cos’è il COP, in cento parole
Tutto il ragionamento che segue si regge su una grandezza sola. Quando una macchina sposta o trasforma calore, il suo rendimento si misura con il COP (coefficiente di prestazione): il rapporto tra l’effetto utile ottenuto — calore consegnato, oppure freddo prodotto — e l’energia spesa per ottenerlo.
Chi conosce già la grandezza può saltare al paragrafo successivo. Chi non la conosceva ha ora tutto quello che serve per seguire il resto.
Un COP di 4 significa che con 1 kWh speso se ne ottengono 4 di effetto utile. Un COP di 0,5 significa il contrario: per ottenere 1 kWh di effetto utile bisogna spenderne 2. Le pompe di calore hanno COP tipicamente tra 3 e 5, e migliorano quando il salto di temperatura da colmare è piccolo — è un punto che tornerà. Le macchine che producono freddo a partire dal calore, di cui si parla più avanti, hanno COP intorno a 0,5–0,7, e vanno confrontate con i chiller elettrici comuni, che stanno tra 4 e 6.
3. Primo vincolo: a quale temperatura è disponibile il calore
Il calore di scarto — il cascame — di un data center non è una grandezza omogenea. La sua utilizzabilità dipende dalla temperatura a cui esce, e quella temperatura dipende da come è stato progettato il raffreddamento.
Un data center raffreddato ad aria restituisce calore intorno ai 30–40 °C; in impianti reali con raffreddamento evaporativo indiretto il vettore acqueo di recupero è stato misurato anche più in basso, intorno ai 27 °C. Una rete di teleriscaldamento tradizionale chiede in mandata 70–90 °C. Il salto va colmato con una pompa di calore: energia elettrica in più, e una macchina che qualcuno deve possedere, gestire e pagare.
Un data center con raffreddamento a liquido diretto al chip restituisce acqua già a 45–65 °C. Il salto si riduce drasticamente, e con esso il consumo: i benchmark di settore su impianti operativi europei collocano il COP delle pompe di calore di rilancio, in questa configurazione, tra 3,5 e 5.
È qui che si decide tutto, e si decide presto. La scelta tra aria e liquido si fa in fase di progetto, per ragioni che con il teleriscaldamento non c’entrano nulla: densità di calcolo, carichi di intelligenza artificiale, consumi. Chi ha scelto il liquido si ritrova con un cascame che vale. Chi è rimasto sull’aria ha un cascame che, per essere valorizzato, costa molto di più — e non può cambiare idea a posteriori senza rifare l’impianto.
Figura 1 — Scala dei livelli di temperatura: cosa serve a cosa.
4. Secondo vincolo: quando c’è, non serve
Ammesso che la temperatura vada bene, resta il disallineamento temporale — ed è quello strutturale.
Il cascame di un data center è piatto: stessa produzione a gennaio e ad agosto, 8.760 ore l’anno. La domanda di una rete di teleriscaldamento non lo è: segue i gradi giorno, si concentra tra novembre e marzo, d’estate crolla a poco più del fabbisogno di acqua calda sanitaria.
Ne discende che la capacità di recupero dichiarata in MW o in GWh/anno, da sola, dice poco. Quello che conta è la quota collocabile: quanta parte del cascame trova domanda reale nel mese in cui viene prodotta. Nei mesi estivi, senza un accumulo, quella quota tende a zero — non perché il calore manchi, ma perché non ha dove andare.
Figura 2 — Bilancio mensile: produzione costante contro domanda stagionale, con il surplus estivo evidenziato.
5. Si può fare: gli impianti europei che funzionano
Prima di passare a quello che non funziona, va detto con chiarezza che il recupero calore da data center non è un’ipotesi da convegno. È una pratica industriale consolidata, con impianti in esercizio da anni e numeri pubblici. Vale la pena guardarli, perché mostrano quali condizioni rendono possibile il risultato — e sono sempre le stesse tre: una rete esistente e vicina, un accordo industriale che alloca costi e benefici, e un soggetto energetico che si prende in carico la parte impiantistica di rilancio.
Odense, Danimarca — l’impianto di riferimento. Il campus di Meta a Tietgenbyen cede il proprio cascame alla rete cittadina attraverso un energy center che la società municipalizzata Fjernvarme Fyn ha costruito e gestisce, in funzione dalla fine del 2019. Circa 45 MW termici di pompe di calore ad ammoniaca, realizzate in due fasi (24 MW la prima, circa 20 MW la seconda), che innalzano il cascame da circa 27 °C fino ai 70–75 °C della rete di distribuzione. Il dettaglio che conta non è la taglia: è chi ha pagato. La pompa di calore è della utility, non del data center. E c’è una leva fiscale esplicita: nel 2022 il parlamento danese ha abolito la tassa sul calore di recupero per le imprese certificate, migliorando in modo netto il conto economico.
Stoccolma, Svezia — il modello di mercato. L’iniziativa Open District Heating ha portato una trentina di data center a immettere calore in rete, con un meccanismo di prezzo dichiarato: la rete acquista il calore, a un valore indicativo di 30 €/MWh se disponibile a 40 °C, con prezzi diversi a temperature superiori perché cambia chi deve mettere la pompa di calore. Anche qui, nei progetti riusciti la macchina di rilancio è in capo all’operatore energetico. Un singolo operatore ha dichiarato 112 GWh termici l’anno da un data center da 21 MW.
Saint-Denis, Francia — la taglia piccola, in città. Un data center urbano cede circa 10.000 MWh/anno alla rete locale, utilizzati anche per mantenere in temperatura le vasche di un impianto natatorio. È l’esempio che il modello non richiede necessariamente scala hyperscale: richiede prossimità a un’utenza termica.
Mäntsälä, Finlandia — la piccola scala che funziona. Circa 20.000 MWh/anno recuperati, equivalenti al fabbisogno di 2.500 abitazioni.
Bonner Bogen, Germania — l’unico con accumulo. Un data center, un albergo e un edificio per uffici collegati da un sistema energetico comune che usa l’accumulo termico in falda per compensare il disallineamento stagionale. È piccolo, ed è per ora l’eccezione: torna utile al paragrafo 8.
Sono tutti impianti costruiti e funzionanti. Vale la pena notare cosa hanno in comune, oltre alle tre condizioni già dette: stanno tutti in climi con stagione di riscaldamento lunga. È una variabile che nella trasposizione al bacino padano non si può dare per scontata, e il paragrafo 9 spiega perché conti sempre di più.
6. Una verifica sui numeri pubblicati
I dati dell’impianto danese consentono un controllo di coerenza elementare, del tipo che andrebbe fatto sempre quando un progetto energetico viene presentato con una cifra sola.
Prima osservazione: le cifre dichiarate per lo stesso impianto variano di un fattore due. A seconda della fonte e dell’anno, la produzione annua attesa o realizzata è indicata in 100.000, 165.000, 175.000 o 215.000 MWh. Le differenze si spiegano — fase 1 contro fase 1+2, obiettivo di progetto contro esercizio, dichiarazione dell’operatore contro dichiarazione del progettista — ma quasi mai il numero viene pubblicato con la qualificazione che servirebbe a distinguerli. Questa, da sola, è una ragione per non prendere mai una cifra di recupero calore senza chiedere di cosa sia la cifra.
Seconda osservazione: il fattore di utilizzo. Rapportando ciascuna delle cifre dichiarate ai 45 MW installati si ottengono le ore equivalenti a piena potenza:
| Produzione dichiarata | Ore equivalenti | % delle 8.760 h dell’anno | % di una stagione di riscaldamento nordica (≈5.760 h) |
|---|---|---|---|
| 100 GWh/anno | 2.222 h | 25% | 39% |
| 165 GWh/anno | 3.667 h | 42% | 64% |
| 215 GWh/anno | 4.778 h | 55% | 83% |
La lettura è univoca in tutti e tre i casi: nessuna delle cifre è compatibile con un impianto che lavora tutto l’anno. Anche prendendo il valore più alto — quello di progetto — l’impianto lavora l’equivalente di poco più di metà anno, ed è coerente con un esercizio concentrato nella stagione fredda di un clima nordico, dove quella stagione è lunga. Con le cifre di esercizio più ricorrenti, il fattore di utilizzo scende a un quarto dell’anno.
Non c’è nessun errore, e non c’è nulla da rimproverare a nessuno: il progetto è dimensionato sulla domanda che esiste, e la domanda che esiste è invernale. È la conferma quantitativa di quello che il paragrafo 4 anticipava per via teorica, ricavata dai numeri che gli operatori stessi pubblicano.
Terza osservazione, che è il vero punto. Se in Danimarca — stagione di riscaldamento lunga, rete capillare, tassazione favorevole, prossimità ottimale — il miglior impianto d’Europa lavora tra un quarto e metà delle ore dell’anno, il margine per la trasposizione in un clima padano non è più ampio: è più stretto. E si stringe ulteriormente nel tempo, per le ragioni del paragrafo 9.
(I calcoli di questo paragrafo sono ricostruzioni di ordine di grandezza a partire da dati dichiarati in comunicati e schede progetto pubbliche, con assunzioni esplicite su durata della stagione di riscaldamento. Non sostituiscono il bilancio energetico dell’impianto, che non è pubblico.)
7. La falsa uscita: trasformare il cascame estivo in freddo
A questo punto viene naturale un’obiezione: se d’estate il calore avanza e d’estate serve raffrescamento, perché non trasformare l’uno nell’altro? La risposta tecnica esiste, ma la finestra è molto più stretta di come viene raccontata.
Esistono macchine che producono freddo a partire dal calore, sostituendo il compressore elettrico con un ciclo termico. Un assorbitore a bromuro di litio a singolo effetto lavora con COP intorno a 0,6–0,7 ma richiede acqua calda in ingresso tipicamente a 80–95 °C: le macchine commerciali stanno per la maggior parte intorno ai 90 °C, con poche eccezioni scese sotto gli 80 e qualche tecnologia evoluta dichiarata a 70. Fuori dalla portata di un data center, anche a liquido. Un adsorbitore accetta temperature più basse, a partire da circa 60 °C, con COP tipici 0,5–0,6 — in ricerca si scende a 50 °C, ma con COP nell’ordine di 0,37. È nella fascia raggiungibile con liquid cooling, al margine basso.
Il confronto con l’alternativa ordinaria è impietoso, e va detto senza attenuazioni: in moltissime configurazioni conviene dissipare il cascame e produrre freddo con un chiller elettrico comune (COP 4–6), piuttosto che con una macchina a ciclo termico alimentata da calore recuperato che, per essere abbastanza caldo, spesso va già rilanciato con una pompa di calore.
C’è poi un secondo effetto, quasi mai raccontato, e conviene chiamarlo per quello che è: il paradosso del condensatore. Una macchina a ciclo termico che produce 1 kWh di freddo deve smaltire al condensatore la somma del calore in ingresso e del freddo prodotto — con COP tra 0,4 e 0,7, si tratta di 2,4–3,5 kWh per ogni kWh di freddo utile. Il “freddo dal cascame” non elimina il problema del pozzo termico estivo: lo amplifica, e lo amplifica proprio nelle ore di ondata di calore in cui le torri evaporative lavorano peggio e consumano più acqua.
Studi di fattibilità europei hanno valutato configurazioni di questo tipo — per un data center di taglia media a Londra è stato stimato un beneficio nell’ordine delle 4.000 t CO₂ e di quasi un milione di sterline l’anno servendo con lo stesso cascame sia caldo sia freddo — ma restano proposte modellate, non impianti dimostrati a scala urbana. La distinzione va mantenuta, ed è la stessa distinzione tra i casi del paragrafo 5, che sono costruiti, e gli annunci, che non lo sono ancora.
Figura 3 — Il paradosso del condensatore: i flussi di energia di una macchina ad assorbimento.
8. Il piano che regge: l’accumulo in falda, e il suo vincolo
Se la trigenerazione non è la scorciatoia, l’alternativa seria al disallineamento stagionale è l’accumulo termico in falda — ATES, aquifer thermal energy storage. Il principio: si inietta acqua riscaldata in un pozzo durante l’estate, la si lascia nell’acquifero, la si riestrae d’inverno da un secondo pozzo per alimentare la rete. È tecnologia matura, con centinaia di impianti operativi in Europa; l’applicazione accoppiata a data center esiste (il caso tedesco del paragrafo 5) ma è ancora di taglia contenuta, e gli studi di ottimizzazione su centri di calcolo ad alte prestazioni indicano l’accumulo stagionale proprio come la tecnologia adatta a regolare lo squilibrio tra cascame prodotto e domanda.
Va però detto con la stessa onestà con cui si è detto no alla trigenerazione, perché è il punto in cui l’entusiasmo di solito si spegne: un sistema ATES funziona solo se resta in bilancio termico. La letteratura è concorde: le quantità di caldo e di freddo stoccate annualmente devono essere all’incirca pari, altrimenti la temperatura dell’acquifero deriva progressivamente, le prestazioni si degradano e i plume termici caldo e freddo interferiscono tra loro.
Non è una cautela teorica. È documentato almeno un caso, nel Regno Unito, in cui uno squilibrio persistente — più caldo iniettato che estratto — ha alzato stabilmente la temperatura della falda intorno al pozzo freddo, al punto che l’impianto oggi opera quasi esclusivamente in modalità raffrescamento con consumi elettrici crescenti. È l’esatto contrario dell’obiettivo: la falda ha smesso di essere un accumulo ed è diventata una discarica termica.
Il rendimento, quando il bilancio è rispettato, è buono: le efficienze di recupero stagionale riportate per sistemi a bassa temperatura si collocano tra il 70 e il 90%.
Restano da valutare, caso per caso, aspetti che una nota non può risolvere e che vanno comunque nominati: capacità e trasmissività dell’acquifero, velocità di deflusso della falda — che disperde il calore stoccato e limita la densità di potenza ottenibile, con valori documentati anche molto bassi in acquiferi di pianura veloci — interferenza con i prelievi esistenti, e regime concessorio della derivazione. In aree metropolitane con sottosuolo già termicamente alterato dalle infrastrutture interrate, il bilancio di partenza non è nemmeno neutro.
Figura 4 — Schema di principio ATES: i due regimi stagionali e il vincolo di bilancio.
9. Il bilancio non è fermo: la verifica climatica
Un campo pozzi per accumulo stagionale si dimensiona per durare 30–50 anni. Il bilancio tra iniezione estiva ed estrazione invernale, però, dipende dal clima — e il clima, nella vita utile dell’impianto, cambia in misura tutt’altro che trascurabile.
Il grafico che segue riporta l’andamento atteso dei gradi giorno per una metropoli padana, calcolati secondo la definizione standard: somma annuale degli scarti giornalieri della temperatura media (media aritmetica di massima e minima) rispetto a una soglia di riferimento — 20 °C per il riscaldamento (HDD), 24 °C per il raffrescamento (CDD) — su proiezioni climatiche in scenario di emissioni intermedio-alto (SSP3-7.0).
Il segnale è netto in entrambe le direzioni, e la figura le mette sulla stessa scala per renderle confrontabili. I gradi giorno di riscaldamento calano di circa un terzo entro fine secolo. I gradi giorno di raffrescamento quasi quadruplicano. Le due curve si incrociano nell’intorno di oggi: il momento in cui si progettano le infrastrutture che dovranno servire entrambe le domande è esattamente quello in cui il loro rapporto si inverte.
Figura 5 — Gradi giorno di riscaldamento (HDD) e di raffrescamento (CDD), proiezione al 2100, scenario SSP3-7.0 indice 2025 =100
La conseguenza è diretta, e va scritta esplicitamente. Torniamo al paragrafo 6: gli impianti europei che funzionano lavorano nella stagione di riscaldamento, e funzionano bene perché in quei climi la stagione è lunga. Nel bacino padano è già più corta, e si accorcia. Il fattore di utilizzo di un recupero calore progettato oggi sui gradi giorno storici si degrada per tutta la vita utile dell’impianto, senza che nessuno faccia nulla di sbagliato.
Per un accumulo stagionale il meccanismo è ancora più stretto. Il lato “estrazione invernale” del bilancio si restringe: meno domanda di riscaldamento significa meno capacità di ripescare d’inverno quello che si è stoccato d’estate. Il lato “iniezione estiva” fa il movimento opposto: al cascame del data center, costante, si aggiunge in prospettiva il calore smaltito dal raffrescamento degli edifici serviti dalla stessa rete, che cresce con i CDD. Un ATES dimensionato su un clima statico nasce quindi con un bilancio che si sposta verso lo squilibrio strutturale nel corso della propria vita utile.
Non è un dettaglio da nota a piè di pagina: è la ragione per cui il dimensionamento va fatto contro una proiezione, non contro una media. È il punto in cui un criterio tarato sul passato cede sul futuro — e cede lentamente, il che lo rende più insidioso, non meno.
C’è anche una lettura in positivo, che cambia il quadro delle decisioni. La stessa curva che erode la domanda invernale costruisce, dall’altro lato, la domanda di raffrescamento che nei prossimi decenni renderà il teleraffrescamento — reti di quarta e quinta generazione capaci di distribuire sia caldo sia freddo — un’infrastruttura necessaria quanto quella di riscaldamento lo è oggi. In quello scenario un cascame disponibile tutto l’anno smette di essere un problema di stagionalità: la rete serve da vettore in entrambi i sensi e l’accumulo lavora su un bilancio strutturalmente più simmetrico. Ma quella rete va progettata adesso, perché la si costruisce una volta sola.
10. Perché il modello attuale si ferma dove si ferma
Perché anche i migliori impianti europei sono, correttamente, impianti invernali senza accumulo stagionale?
Perché il modello attuale è già razionale, per entrambe le parti — e proprio per questo si ferma esattamente dove conviene fermarsi.
Il calore invernale recuperato sostituisce combustibile comprato a mercato: è margine, ogni anno, senza costo di combustibile. Gli investimenti richiesti costano una frazione di una centrale nuova: i benchmark su progetti europei indicano un costo di capitale per il recupero calore nell’ordine di 190–250 mila euro per MW, contro oltre 730 mila euro per MW di una cogenerazione nuova, con calore ceduto remunerato indicativamente tra 12 e 30 €/MWh contro i 35–55 €/MWh di una caldaia a gas.
E c’è un premio regolatorio a scalino: superare la soglia che qualifica una rete come teleriscaldamento efficiente (definizione della direttiva europea sull’efficienza energetica) apre incentivi, obblighi di allaccio nei regolamenti edilizi, un fattore di conversione in energia primaria più favorevole per gli edifici serviti. Quella soglia si misura sulla quota annua di calore immesso in rete: il solo recupero invernale, in molti casi, basta a raggiungerla — e superata la soglia, ogni GWh aggiuntivo vale molto meno.
Il comportamento osservabile discende direttamente da questi incentivi: si recupera fino alla soglia utile, e non oltre. L’accumulo stagionale, il teleraffrescamento, il liquid cooling ad alta temperatura restano fuori — non perché qualcuno stia sbagliando i conti, ma perché il ritorno di quegli investimenti cade fuori dal perimetro di chi dovrebbe farli: nel bilancio termico della falda, nella resilienza estiva della città, nell’inventario di soggetti terzi.
I conti sono giusti. Sono i confini a essere stretti.
Un indicatore che manca. Nella comunicazione di questi progetti compare sempre l’energia recuperata su base annua, e quasi mai il rapporto tra cascame utilizzato e cascame disponibile. Sono due informazioni diverse: la prima misura quanto vale il progetto per la rete, la seconda quanto del problema resta aperto. Chi pianifica dovrebbe chiedere la seconda — e, come mostra il paragrafo 6, dovrebbe chiedere anche a quale potenza installata la prima si riferisca.
11. L’incentivo mancante: cosa dice, e cosa non dice, la contabilità delle emissioni
Lo stesso schema — costo su un soggetto, beneficio su un altro — si ritrova nella contabilità delle emissioni, con un meccanismo diverso.
Lo standard di riferimento per gli inventari aziendali (ISO 14064-1) non riconosce all’organizzazione che rende disponibile il proprio cascame alcun beneficio nel proprio inventario: le emissioni evitate a valle — nella rete, negli edifici allacciati — non tornano indietro nel bilancio di chi ha sostenuto la scelta impiantistica costosa. Uno strumento per contabilizzare le emissioni evitate esiste, a livello di progetto (ISO 14064-2, con scenario di riferimento dedicato), ma resta separato dall’inventario che conta ai fini dei target aziendali e degli obiettivi science-based, che le tengono fuori dal perimetro. Chi decide gli investimenti non vede alcun ritorno nel numero su cui viene valutato.
Non è una svista della norma, e vale la pena dirlo per non fare del facile allarmismo: impedire che due soggetti — data center e utility — si attribuiscano la stessa riduzione è corretto, ed è esattamente ciò che le regole di inventario servono a evitare. Il problema è di attribuzione contrattuale, non di contabilità: serve per il calore lo strumento che i PPA sono per l’elettricità rinnovabile, cioè un contratto di cessione con prezzo, durata e allocazione esplicita del beneficio ambientale. Il modello di mercato di Stoccolma, dove la rete compra il calore a un prezzo pubblicato che varia con la temperatura, è già un’approssimazione funzionante di questo strumento.
Un segnale c’è: la revisione in corso della ISO 14064-1 ha tra i punti in discussione al comitato tecnico proprio la definizione delle emissioni evitate. Nulla di deciso, ma è un fronte da seguire.
E ci sono due modi, già praticati in Europa, per chiudere il buco senza aspettare la norma contabile: la leva fiscale — la Danimarca ha abolito nel 2022 la tassa sul calore di recupero per le imprese certificate, con effetto dichiarato molto rilevante sul conto economico dei progetti — e l’obbligo: la legge tedesca sull’efficienza energetica impone ai nuovi data center una quota minima di utilizzo del cascame entro il 2028. Sono strumenti opposti, ma entrambi spostano il beneficio dove sta il costo.
12. Il quadro autorizzativo italiano, e che tipo di leva è
Nel giugno 2026 la Lombardia è diventata la prima regione italiana con una disciplina organica sui data center (legge regionale 3 giugno 2026, n. 11, in vigore dal 20 giugno). Poiché la stessa regione concentra la maggior parte della pipeline nazionale, il modo in cui quella legge tratta il recupero calore è indicativo di come il tema verrà governato altrove.
Va letta con precisione, perché la differenza tra promuovere e imporre è qui tutta la sostanza.
Cosa fa la legge. Indica tra le proprie finalità il recupero e riutilizzo del calore di scarto, anche attraverso reti di teleriscaldamento, e lo inserisce tra le priorità energetico-ambientali che attivano un pacchetto di misure premiali cumulabili: semplificazione procedimentale, riduzione del contributo di costruzione, priorità nell’accesso ai finanziamenti regionali. Prescrive inoltre che i progetti siano corredati da una relazione energetica che individua le soluzioni adottate, descrive l’approvvigionamento e motiva l’eventuale mancato utilizzo delle soluzioni indicate; istituisce uno sportello regionale e una cabina di regia con il compito, tra gli altri, di analizzare gli impatti cumulativi in termini di consumo energetico, risorse idriche e isola di calore.
Cosa non fa la legge. Non introduce un obbligo generalizzato di recupero del calore. Lo studio di fattibilità per il teleriscaldamento è richiesto, per i progetti di maggiore rilevanza, quando il recupero è già previsto dal progetto — cioè a valle di una scelta volontaria dell’operatore, non come condizione per farla. Gli obblighi cogenti riguardano altro: l’esclusione dell’acqua potabile e irrigua dai sistemi di raffreddamento, e la maggiorazione del contributo di costruzione (fino al 100–200%) per il consumo di suolo agricolo o in aree protette.
Quindi che leva è. Una leva di incentivo, rivolta a un solo lato della catena: quello dell’operatore del data center. Non c’è nulla che colleghi quella scelta alla capacità della rete di ricevere il calore, alla sua estensione futura, o al bilancio termico dell’acquifero.
È la stessa asimmetria vista al paragrafo precedente per la contabilità delle emissioni, e vale la pena metterle una accanto all’altra:
| Livello | Cosa impone | Cosa non impone |
|---|---|---|
| Inventario emissioni (ISO 14064-1) | rigore nel perimetro, niente doppio conteggio | nessun ritorno per chi rende disponibile il cascame |
| Legge regionale sui data center | trasparenza, relazione energetica, premi a chi recupera | nessun obbligo di risultato, nessun aggancio alla rete |
| Pianificazione riscaldamento/raffrescamento (EED, art. 25) | mappare i cascami disponibili | nessun obbligo per chi li produce di renderli disponibili |
Nessuno dei tre livelli ha un obbligo di risultato. Ognuno impone un adempimento procedurale, e i tre adempimenti si toccano senza vincolarsi a vicenda. È in quello spazio vuoto che si decide se il cascame di un gigawatt di potenza IT diventerà infrastruttura o resterà pennacchio termico. Danimarca e Germania hanno riempito quello spazio in due modi opposti — incentivo fiscale e obbligo quantitativo — e in entrambi i casi il risultato è che il beneficio è stato spostato dove sta il costo.
13. Cosa ne segue, per chi pianifica
Chi si occupa di pianificazione energetica a scala metropolitana ha almeno quattro leve, e nessuna richiede di attendere la revisione della norma contabile.
Mappare i cascami con la temperatura, non solo in MW. Nella valutazione del potenziale di riscaldamento e raffrescamento efficiente prevista dalla direttiva sull’efficienza energetica, un MW disponibile a 30 °C e un MW disponibile a 60 °C non sono la stessa infrastruttura: hanno costi di valorizzazione diversi di un fattore rilevante. Una mappatura che non distingue il livello termico produce un potenziale teorico che non si realizza.
Porre le condizioni impiantistiche in fase di autorizzazione, non di allaccio. Il momento in cui si decide se un data center produrrà un cascame utilizzabile è il progetto, non il giorno in cui una rete bussa alla porta. Raffreddamento a liquido ad alta temperatura e predisposizione all’allaccio sono condizioni che, se non poste allora, sono perse per la vita utile dell’impianto. E qui c’è un argomento che rende la richiesta difendibile:
Le condizioni che rendono il cascame utilizzabile sono le stesse che riducono il consumo del data center. Il coordinamento non chiede un sacrificio all’operatore: chiede un anticipo temporale.
Il liquid cooling ad alta temperatura, infatti, non serve solo al recupero: allarga la finestra di free-cooling, riduce il ricorso ai chiller meccanici, abbassa il PUE. È uno dei casi rari in cui la progettazione per il beneficio esterno e quella per il beneficio interno coincidono. Va detto anche il limite di questo argomento, per non sopravvalutarlo: sull’isola di calore urbana il guadagno è proporzionale al calo di consumo, non alla bontà del recupero — il calore dissipato è quasi esattamente pari all’elettricità assorbita, e se viene ceduto alla rete non sparisce, viene rilasciato dove sta l’utenza. Il beneficio locale reale e quantificabile è la riduzione del ricorso al raffreddamento evaporativo nelle ore di ondata: meno acqua consumata e meno calore latente immesso in aria proprio quando serve.
Trattare l’accumulo stagionale come materia di piano, non di business plan. Il bilancio termico di un acquifero non è visibile a nessun singolo operatore: si vede solo alla scala dell’intero campo, dei prelievi esistenti e delle concessioni. È una funzione pubblica per costruzione, non per preferenza.
Dimensionare contro la proiezione climatica, non contro la serie storica. Vale per l’accumulo, vale per il rapporto tra rete di riscaldamento e futura rete di raffrescamento, vale per qualunque infrastruttura termica con vita utile a decenni. Se il criterio di progetto usa i gradi giorno di oggi, l’opera nasce corretta e invecchia sbagliata.
Limiti
- Le potenze installate e in pipeline provengono da osservatori di settore e comunicati istituzionali, non da un censimento verificato dall’autore; la stessa fonte segnala un disallineamento tra annunciato e realizzato dell’ordine del 30%. I progetti annunciati e non ancora autorizzati non sono stati considerati come casi.
- Le grandezze citate per gli impianti europei (GWh/anno, MW, temperature) sono dichiarazioni di operatori, progettisti e fornitori riportate in schede progetto e comunicati, non dati misurati né bilanci energetici verificati. Come mostrato al paragrafo 6, per lo stesso impianto circolano cifre che differiscono di un fattore due.
- I calcoli del paragrafo 6 sono ricostruzioni di ordine di grandezza. In particolare, la durata della stagione di riscaldamento nordica è assunta pari a circa 5.760 ore: assunzioni diverse spostano le percentuali, non il verso della conclusione.
- I profili mensili di domanda della Figura 2 non derivano da una rete reale ma da normalizzazione sui gradi giorno mensili più uno zoccolo costante di acqua calda sanitaria: approssimazione dichiarata, non misura.
- I gradi giorno proiettati si riferiscono a una metropoli padana e a un singolo scenario di emissioni (SSP3-7.0); non includono downscaling urbano, quindi non rappresentano l’effetto di isola di calore locale, che agisce nella direzione di accentuare entrambi i trend.
- Costi e prezzi del calore recuperato derivano da benchmark su progetti dell’Europa centro-settentrionale; il contesto tariffario, fiscale e di costo dell’energia italiano non è stato analizzato e differisce in modo non trascurabile.
- La fattibilità di un accumulo in falda in un contesto specifico richiede caratterizzazione idrogeologica locale — trasmissività, velocità di deflusso, interferenze, concessioni — che questa nota non sostituisce e non pretende di anticipare.
Riferimenti
(Da completare in formato scientifico standard prima della pubblicazione.)
Normativa
- Direttiva (UE) 2023/1791 sull’efficienza energetica — artt. 12, 25, 26 e allegati sui data center e sul potenziale di riscaldamento e raffrescamento efficiente
- Regolamento delegato (UE) 2024/1364 — schema comune di valutazione dei data center
- Regione Lombardia, legge regionale 3 giugno 2026, n. 11 — Disposizioni in materia di insediamento di centri dati
- Germania, Energieeffizienzgesetz (EnEfG) — quota minima di utilizzo del cascame per i nuovi data center
- ISO 14064-1:2018 e ISO 14064-2:2019
- D.P.R. 412/1993 — zone climatiche e periodi di esercizio degli impianti termici
Dati di mercato
- Osservatorio Data Center, Politecnico di Milano — ricerca 2026
- Comunicati istituzionali sui programmi di interesse strategico nazionale, 2026
Impianti in esercizio
- Tietgenbyen Energy Center, Odense (DK) — Meta / Fjernvarme Fyn, in funzione dal 2019
- Open District Heating, Stoccolma (SE) — Stockholm Exergi
- Saint-Denis (FR) — recupero verso rete locale e impianto natatorio
- Mäntsälä (FI)
- Bonner Bogen (DE) — data center, albergo e uffici con accumulo in falda
Letteratura tecnica
- Rassegne su recupero calore da data center e integrazione con reti di teleriscaldamento
- Letteratura su temperature di azionamento e COP di macchine ad assorbimento e adsorbimento
- Letteratura su bilancio termico e sostenibilità di lungo periodo dei sistemi ATES; caso documentato di deriva termica di acquifero per squilibrio persistente