Energia geotermica, è l’ora della svolta? Vantaggi, costi e rischi dei sistemi di nuova generazione (non tutti adatti all’Italia)
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Enormi serbatoi di magma sono stati individuati di recente nel sottosuolo della Toscana. D’altro canto tutto è iniziato a Larderello (Pisa), dove la prima centrale geotermica del pianeta entrò in funzione nel 1913, alimentando anche le zone vicine con l’energia ricavata dal calore interno della terra. Ma neppure gli esperti si aspettavano gli immensi serbatoi magmatici appena scoperti in Toscana, paragonabili a quelli che alimentano i cosiddetti ‘supervulcani’, come il Parco Nazionale di Yellowstone negli Stati Uniti. La geotermia in Italia è sempre stata poco sfruttata, anche se consente di produrre energia elettrica senza combustibili fossili, riscaldare e raffrescare abitazioni ed edifici con le pompe di calore, quartieri o città con il teleriscaldamento (Leggi l’approfondimento) e persino di estrarre minerali come il litio, fondamentale per le batterie e nella produzione delle auto elettriche. Il conflitto in Medio Oriente, la necessità per l’Europa di non dipendere più da importazioni e dai prezzi volatili di petrolio e gas e l’entusiasmo per le energie rinnovabili ritrovato recentemente dalla presidente della Commissione Ue, Ursula von der Leyen, potrebbero dare una svolta a questa fonte che, ad oggi, rappresenta nel continente appena lo 0,5% dell’elettricità prodotta dalle rinnovabili. L’imperativo, però, è quello di affidarsi alla geotermia di nuova generazione che, però, include tecnologie molto diverse tra loro. Bruxelles ha già annunciato che il prossimo 19 maggio verrà pubblicato un piano d’azione europeo, l’European Geothermal Action Plan, mentre in Italia, di recente, è entrato in vigore il decreto del ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica che semplifica l’iter autorizzativo per la geotermia, ma solo quella a bassa entalpia (sotto i 90°).
Le applicazioni della geotermia
Della geotermia, infatti, si può fare un uso diretto o indiretto. Nel primo caso rientrano teleriscaldamento, pompe di calore, usi termali, industriali, ma anche per l’utilizzo per essiccare prodotti agricoli, pastorizzare e coltivare nelle serre. Per questi impieghi sono sufficienti sistemi a bassa o media entalpia (tra i 90 e i 150°) tra i 50 e gli oltre 1000 metri di profondità. L’utilizzo indiretto, invece, consente di estrarre minerali e produrre energia elettrica, sfruttando serbatoi geotermici per azionare turbine (nelle centrali geotermoelettriche). Ma servono temperature superiori a 150° (sistemi ad alta entalpia) o, comunque, non inferiori a 100-110°. Si arriva a profondità che possono superare i 2 o 3 chilometri.
Dai sistemi tradizionali a quelli avanzati
Finora la geotermia ha funzionato prevalentemente con i sistemi ‘tradizionali’ a circuito aperto (open loop): nel sottosuolo si estraggono fluidi caldi da serbatoi naturali. Servono calore, ma anche acqua e una permeabilità della roccia, condizioni che non si trovano ovunque. “Il fluido proveniente dalla falda è costituito da liquido (che viene reiniettato) e vapore, che va nella turbina per produrre energia” spiega a ilfattoquotidiano.it Adele Manzella, geofisica e primo ricercatore dell’Istituto di geoscienze e georisorse (Igg) del Cnr di Pisa, nonché ex presidente dell’Unione geotermica italiana. In superficie, una parte di questo vapore, “può essere immesso in atmosfera, insieme ai gas naturalmente presenti nel fluido geotermico, tra cui l’anidride carbonica”. Nei circuiti chiusi (closed loop) su cui si sta investendo oggi, invece, nel sottosuolo il fluido scambia calore con il terreno circolando in un tubo isolato, senza entrare in contatto con l’esterno ed eliminando il rischio di inquinamento della falda. In superficie, non ci sono emissioni. Questo sistema è alla base dei cosiddetti Ags (Advanced geothermal systems). “Possono essere installati quasi ovunque – spiega Adele Manzella – perché riescono a estrarre calore indipendentemente dalla presenza di acqua o vapore sotterraneo (riducendo il rischio industriale) e senza scambio di fluidi tra sottosuolo e ambiente esterno”. Ma la geotermia di nuova generazione punta anche sugli Egs (Sistemi geotermici migliorati), che si basano soprattutto su tecniche di stimolazione idraulica come quelle del fracking, utilizzato nel settore oil&gas negli Stati Uniti. Vengono utilizzati dove la roccia è calda, ma manca permeabilità naturale: si iniettano acqua o altri fluidi in profondità per creare fratture e, quindi, serbatoi artificiali. Con impatti ambientali più significativi.
Le centrali italiane
L’Italia è il primo paese dell’Unione Europea e l’ottava al mondo per potenza geotermica installata. Per l’alta entalpia, a parte un paio di progetti pilota per gli impianti a circuito chiuso, le 34 centrali geotermoelettriche italiane (per un totale di circa 916 MW di potenza installata) sono tutte a circuito aperto o semi-aperto. Sono gestite da Enel, soprattutto in Toscana, tra Pisa, Siena e Grosseto, nelle aree di Lardarello e del Monte Amiata. Da qui arrivano quasi tutti i 6 terewattora all’anno prodotti in Italia. Coprono più del 33% dell’energia elettrica regionale. Numeri importanti in Europa, dove ci sono 147 centrali geotermoelettriche, per circa 3,5 gigawatt di potenza installata. A dicembre 2025, sempre in Toscana, il Tar ha in parte respinto e in parte dichiarato inammissibili i ricorsi presentati da Italia Nostra, Forum ambientalista, soggetti privati e aziende agricole contro il rinnovo ventennale – da parte della Regione – delle concessioni Enel, a fronte di un accordo industriale che prevede nuovi investimenti per 3 miliardi di euro (compresi 400 milioni in compensazioni ai territori) più altri 4,4 di costi d’esercizio e manutenzione ordinaria. Un investimento destinato a tre nuove centrali e a interventi sulle 34 già esistenti. Si arriverebbe a coprire così il 40% dell’energia elettrica regionale.
Gli impatti della geotermia
Finora diversi ostacoli hanno frenato lo sviluppo della geotermia. Dagli investimenti ingenti necessari a scavare pozzi profondi, senza la garanzia di trovare risorse adeguate, alle lunghe procedure di autorizzazione, fino ai timori per gli impatti ambientali, come le emissioni, il rischio sismico e gli effetti su risorse idriche e paesaggi, che hanno portato a diverse proteste. “La geotermia è un’ottima opportunità, ma bisogna intendersi su quali centrali poter realizzare in Italia” spiega Adele Manzella. “Ci guidano una normativa stringente che prevede per la Valutazione di impatto ambientale e attenti monitoraggi – aggiunge – ma anche gli studi e il confronto con altre rinnovabili”. Enel Green Power utilizza da anni gli abbattitori per le emissioni, ma sull’Amiata i cittadini hanno fatto predisporre in modo autonomo dei misuratori e, sull’inquinamento della zona, hanno più volte sollevato il problema diverse realtà, come la Rete nazionale NoGesi, il Comitato ambiente Amiata e Heart Amiata. “L’anidride carbonica che viene misurata alle centrali non è ottenuta dalla combustione – sottolinea la geofisica – quindi sarebbe stata emessa comunque dal suolo, come confermano diversi studi, solo che c’è una concentrazione diversa. Per questo è importante il monitoraggio”. Poi c’è la questione dell’attività sismica. “Non è stata mai dimostrata una significativa sismicità indotta dall’attività industriale. Il problema riguarda quasi esclusivamente i sistemi Egs, nei quali si utilizzano tecniche simili al fracking e che in Italia non si propongono nemmeno” aggiunge.
La geotermia di nuova generazione
Il primo progetto al mondo per gli Egs è stato avviato nel 1987 in Europa, tra Francia e Germania, nella valle del Reno. Ad oggi sono avviati più di cento progetti a livello globale, la maggior parte tra Europa e Stati Uniti, dove Fervo Energy gestisce Project Red in Nevada e Cape Station nello Utah, per il quale ha appena ottenuto 421 milioni di dollari in finanziamenti solo per completare la prima fase. “Credo che il nuovo trend europeo e, soprattutto, il sistema più adatto all’Italia, sia quello degli Ags a circuito chiuso” spiega l’esperta. Il primo impianto commerciale al mondo è partito nel 2022, in Baviera. Nella città di Geretsried, la società energetica canadese Eavor Technologies oggi sfrutta il calore proveniente dal sottosuolo per riscaldare gli edifici e produrre elettricità. Tutto a ciclo chiuso. “Enel, poi, guarda con interesse ai sistemi super hot, che mirano a sfruttare il calore estremo del sottosuolo in alcune aree. Possono essere utilizzati anche come Ags – spiega Manzella – senza infilarsi in corpi magmatici, proprio perché in alcune aree anche in prossimità della superficie le temperature sono già elevatissime”.
Potenzialità e costi
Secondo l’Agenzia internazionale dell’energia, con le nuove tecnologie e una riduzione dei costi, la geotermia – che oggi soddisfa meno dell’1% della domanda globale di energia – potrebbe soddisfare fino al 15% della crescita della domanda globale di elettricità fino al 2050. Significherebbe arrivare a una capacità di 800 gigawatt e una produzione di quasi 6mila terawattora all’anno (nel 2025 sono stati prodotti 95mila gigawattora all’anno, ndr). Secondo il recente report “Hot stuff: geothermal energy in Europe” del think tank britannico Ember se oggi in Europa con 147 centrali si generano 20 TWh all’anno di elettricità, con la geotermia di nuova generazione si potrebbero installare altri 43 GW, producendo oltre 300 TWh. Nel continente, il costo livellato dell’energia elettrica (Lcoe) che deriva da geotermia, ossia il costo di produzione di un’unità di energia elettrica basato su costi di costruzione e di esercizio della centrale per tutta la sua durata, è già intorno ai 60 dollari per megawattora, inferiore alla maggior parte della produzione da fossili (circa 100 dollari/MWh). Le stime sono più alte, però, quando si tratta della nuova generazione geotermica: per gli Egs si superano i 100 dollari al megawattora, ma la previsione è tra i 50-70 dollari entro il 2035. In Germania, l’Lcoe (per gli Egs) è già sui 70 euro a megawattora.
Le prospettive in Europa e in Italia
Ma se per gli Egs conta soprattutto il costo della perforazione, realizzare una centrale Ags con tecnologia a circuito chiuso (e perforazioni orizzontali) richiedere un investimento anche superiore. I vantaggi? Meno rischi ambientali (compresi quelli sismici), un ciclo di vita più sicuro, costi inferiori per la manutenzione negli anni. Secondo l’analisi di Ember, di fatto, in Europa la geotermia potrebbe sostituire il 42% della produzione di elettricità da carbone e gas, con un potenziale maggiore in paesi come Ungheria, Polonia, Germania e Francia. Anche perché l’adozione di tecniche di perforazione del settore shale oil sta riducendo i costi di entrambi i sistemi, specialmente degli Egs (di circa il 40%). Anche l’utilizzo di pozzi petroliferi e di gas esauriti riadattati riduce i costi e solletica gli interessi delle compagnie. Ma ciò che per un Paese può rivelarsi un’opportunità, per un altro può rappresentare un rischio, soprattutto se si tratta di uno di quelli a maggiore rischio sismico del Mediterraneo. Alle nuove frontiere fa riferimento anche il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin quando afferma che “valorizzando appena il 2% del potenziale presente nei primi 5 chilometri di profondità (per cui si stima un potenziale geotermico di 500 di milioni di tonnellate di petrolio equivalente, ndr)”, l’Italia potrebbe raddoppiare la produzione geotermica nei prossimi dieci anni e “coprire il 10% della produzione elettrica prevista al 2050”. Con quali di queste tecnologie, però, non è ancora chiaro.
