Optimising decarbonisation pathways for district heating: comparative simulation of hybrid renewable configuration in Lodi

This thesis investigates techno-economic pathways for decarbonizing existing high-temperature district heating networks, using the Lodi grid in Northern Italy as a primary case study to assess compliance with the EU's revised Energy Efficiency Directive (EED). To bridge the gap between high-level policy targets and operational planning, a transparent, steady-state spreadsheet tool was utilized. To assess its reliability, the tool's outputs were rigorously compared against detailed dynamic simulation results previously developed in energyPRO by the Politecnico di Milano. The study evaluates the network's current baseline reliant on a biomass baseload, gas cogeneration, and a minor 3 MW heat pump against a proposed retrofit integrating a 7.5 MW wastewater-source heat pump, as well as an alternative scenario integrating a 5,000 m² solar thermal field. The comparative analysis demonstrates that the simplified spreadsheet can represent the macroscopic energy balance with less than a 0.5% annual deviation from the dynamic benchmark. However, this level of accuracy was achieved only after extensive calibration and fine-tuning of the merit-order constraints to mirror the complex dispatch logic of the dynamic software. The study highlights that without a detailed reference model for validation, comprehensive sensitivity analyses of availability factors and operating hours are strictly necessary to ensure the spreadsheet yields reliable capacity planning. Results indicate that the 7.5 MW retrofit is the optimal decarbonization strategy; it successfully displaces natural gas boilers from the intermediate load zone and achieves 100% renewable thermal coverage during the summer months. Conversely, the evaluation of the solar thermal field revealed a fundamental thermodynamic conflict: peak solar generation directly competes with the existing zero-marginal-cost biomass baseload, leading to severe thermal dumping rather than effective fossil fuel displacement. Supported by a Levelized Cost of Heat (LCOH) assessment, the research concludes that scaling up waste heat recovery via large heat pumps is the most environmentally effective and economically rational strategy for transitioning fossil-dependent urban thermal grids, provided that the simplified planning tools are calibrated with a deep understanding of network dispatch constraints.

Questa tesi indaga i percorsi tecnico-economici per la decarbonizzazione delle reti di teleriscaldamento ad alta temperatura esistenti, utilizzando la rete di Lodi nel Nord Italia come caso studio principale per valutare la conformità alla Direttiva sull'Efficienza Energetica (EED) rivista dell'Unione Europea. Per colmare il divario tra gli obiettivi politici di alto livello e la pianificazione operativa, è stato utilizzato uno strumento trasparente basato su un foglio di calcolo in regime stazionario. Per valutarne l'affidabilità, i risultati dello strumento sono stati rigorosamente confrontati con i risultati di simulazioni dinamiche dettagliate precedentemente sviluppate in energyPRO dal Politecnico di Milano. Lo studio valuta l'attuale scenario di base della rete – che si affida a un carico di base a biomassa, cogenerazione a gas e una piccola pompa di calore da 3 MW – confrontandolo sia con una proposta di retrofit che integra una pompa di calore da 7,5 MW alimentata da acque reflue, sia con uno scenario alternativo che integra un campo solare termico da 5.000 m². L'analisi comparativa dimostra che il foglio di calcolo semplificato è in grado di rappresentare il bilancio energetico macroscopico con una deviazione annuale inferiore allo 0,5% rispetto al benchmark dinamico. Tuttavia, questo livello di accuratezza è stato raggiunto solo dopo un'estesa calibrazione e messa a punto dei vincoli dell'ordine di merito (merit-order) per rispecchiare la complessa logica di dispacciamento del software dinamico. Lo studio evidenzia che, in assenza di un modello di riferimento dettagliato per la validazione, sono strettamente necessarie analisi di sensibilità complete sui fattori di disponibilità e sulle ore di funzionamento per garantire che il foglio di calcolo fornisca una pianificazione affidabile della capacità. I risultati indicano che il retrofit da 7,5 MW rappresenta la strategia ottimale di decarbonizzazione; esso sostituisce con successo le caldaie a gas naturale dalla zona di carico intermedio e raggiunge una copertura termica rinnovabile del 100% durante i mesi estivi. Al contrario, la valutazione del campo solare termico ha rivelato un fondamentale conflitto termodinamico: il picco di generazione solare compete direttamente con l'attuale carico di base a biomassa a costo marginale zero, portando a una grave dissipazione termica (thermal dumping) piuttosto che a un'efficace sostituzione dei combustibili fossili. Supportata da una valutazione del Costo Livellato del Calore (LCOH), la ricerca conclude che l'espansione del recupero del calore di scarto tramite grandi pompe di calore è la strategia più efficace dal punto di vista ambientale ed economicamente razionale per la transizione delle reti termiche urbane dipendenti dai fossili, a condizione che gli strumenti di pianificazione semplificati siano calibrati con una profonda comprensione dei vincoli di dispacciamento della rete.