La produzione di energia geotermica in Europa è stata a lungo considerata praticabile solo in regioni vulcaniche come l’Islanda, ma le attuali tecnologie aprono a nuovi sviluppi in tutto il Continente, con costi competitivi e un potenziale ampio in termini di installato.
I recenti progressi nei sistemi geotermici consentono di produrre energia a prezzi paragonabili a quelli della generazione a carbone e gas, anche al di fuori delle zone tradizionalmente ad alta temperatura nel sottosuolo.
Concentrandosi su progetti con costi stimati inferiori a 100 €/MWh, in linea con i prezzi stabiliti dalla generazione fossile nei mercati energetici europei, e tenendo conto delle prestazioni degli impianti e della profondità di perforazione, il potenziale tecnico-economico della geotermia nell’Europa continentale raggiunge circa 50 GW.
A sottolineare questo dato è il think tank energetico britannico Ember in un report dal titolo “Hot stuff: geothermal energy in Europe”, pubblicato il 9 febbraio (link in basso).
Secondo l’indagine, l’Ungheria ha la quota maggiore del potenziale, con circa 28 GW, seguita dalla Turchia con quasi 6 GW e da Polonia, Germania e Francia con circa 4 GW ciascuna, come mostra il grafico.
Per i soli Stati membri Ue ci sono circa 43 GW di potenza geotermica implementabile, in grado di generare circa 301,3 TWh di elettricità all’anno, pari a circa il 42% di tutta la produzione di elettricità a carbone e gas nell’Unione europea nel 2025 .
Costi in calo, pozzi più profondi
In Europa l’energia geotermica è già competitiva in termini di costi rispetto ai combustibili tradizionali. Il costo livellato dell’elettricità (Lcoe) per questa fonte è già basso, intorno ai 60 $/MWh secondo dati Irena, e si posiziona al di sotto della maggior parte della generazione da fonti fossili (circa 100 $/MWh in Europa).
Le perforazioni e lo sviluppo dei giacimenti rappresentano la spesa principale e rendono il rischio di investimento iniziale un ostacolo fondamentale per progetti più profondi e complessi.
Nell’ultimo decennio, tuttavia, nuove tecniche di perforazione hanno ridotto i costi di pozzo di circa il 40% secondo l’International energy agency (Iea), consentendo un accesso economicamente sostenibile a risorse più calde e profonde.
Nell’Ue le valutazioni limitate alle risorse accessibili a profondità fino a 2.000 metri, dove temperature sufficientemente elevate sono disponibili solo in alcune località (prevalentemente l’Islanda), stimano un potenziale tecnico relativamente basso (139 GW).
Secondo l’analisi Ember, l’estensione dell’intervallo di profondità a 5.000 m aumenterebbe il potenziale stimato di oltre 50 volte, mentre spingersi fino a 7.000 m si tradurrebbe in un aumento di circa 180 volte.
Geotermia di nuova generazione
La geotermia globale sta affrontando un’importante fase di innovazione, con i sistemi Ags (“Advanced Geothermal Systems”) che si ritaglieranno uno spazio sempre maggiore, modificando l’approccio a questa fonte energetica.
Come ci ha spiegato in una recente intervista il presidente dell’Unione geotermica italiana, Bruno Della Vedova, la tendenza è quella di spostare il rischio dall’esplorazione e presenza di fluidi geotermici nel sottosuolo, che dipende dalla natura e dall’eterogeneità dei sistemi naturali, verso un rischio molto più basso e gestibile legato invece all’ingegnerizzazione di impianti e sistemi innovativi da realizzare nel sottosuolo per scambiare calore con le rocce e che non richiedono la presenza di fluidi naturali.
La geotermia convenzionale si basa, infatti, su formazioni rocciose sotterranee, calde e naturalmente permeabili, che consentono all’acqua già presente in profondità di circolare e trasportare calore.
Queste rare condizioni hanno limitato l’impiego su larga scala a un numero ristretto di regioni in tutto il mondo. Di conseguenza, l’energia geotermica ha offerto un contributo marginale alla produzione di elettricità globale (99 TWh nel 2024, meno dello 0,5% del totale).
Nell’ultimo decennio, i progressi nelle tecnologie geotermiche hanno eliminato la necessità della presenza di pori aperti nella roccia.
Nei progetti Ags, i pozzi vengono perforati e la permeabilità viene di fatto “creata”, per consentire a un fluido di lavoro di circolare ed estrarre calore. Il fluido riscaldato viene portato in superficie attraverso queste fessure artificiali e viene utilizzato per generare elettricità.
Tutto ciò, insieme a perforazioni profonde più economiche e progressi nei sistemi di conversione dell’energia che consentono la produzione di elettricità a temperature più basse, ha ampliato la disponibilità di contesti geologici adatti alla produzione di energia geotermica.
Di conseguenza, nell’analisi Ember si prevede che l’impiego della geotermia accelererà rapidamente: entro il 2030 si stima che circa 1,5 GW di nuova potenza entreranno in funzione ogni anno a livello globale, tre volte il livello aggiunto nel 2024. Questa fonte potrebbe anche arrivare a soddisfare fino al 15% della crescita della domanda di elettricità globale entro il 2050.
Inoltre, i moderni bacini geotermici possono essere gestiti in modo flessibile per assorbire l’energia eolica o solare in eccesso, principalmente attraverso un aumento del pompaggio e dell’iniezione. Alcune simulazioni citate da Ember nello studio mostrano che il calore può essere immagazzinato per diversi giorni con efficienze paragonabili a quelle delle batterie agli ioni di litio.
Un’opportunità da non perdere
In tutto il mondo sono stati realizzati oltre 100 progetti Ags, con l’Europa che ha la quota maggiore (42), seguita da Stati Uniti (33), Asia (15) e Oceania (12). In tempi recenti queste iniziative sono passate dalla dimostrazione commerciale allo sviluppo su larga scala.
In Germania è stato connesso alla rete il mese scorso il primo progetto europeo a circuito chiuso. Nonostante tutto, però, l’Europa rischia di perdere terreno: lunghe procedure di autorizzazione, supporto incoerente a livello locale e assenza di una strategia coordinata sono fattori che hanno rallentato la diffusione commerciale nel Vecchio Continente.
Al contrario, progetti negli Stati Uniti e in Canada stanno ampliando molti dei metodi sperimentati per la prima volta in Europa, supportati da incentivi politici mirati e investimenti privati.
Questo divario, denunciano gli analisti Ember, rischia di spostare lo sviluppo della catena di approvvigionamento e la riduzione dei costi verso altre regioni oltreoceano, aumentando i costi futuri dei progetti europei anche laddove le risorse siano disponibili.
Senza una maggiore attenzione a strategie per generare finanziamenti su scala di mercato, l’Europa potrebbe perdere i benefici economici e industriali delle tecnologie che essa stessa ha contribuito a sviluppare.
La geotermia in Italia
E l’Italia? Il settore geotermico nel nostro Paese, grazie alla produzione “storica” nell’area di Larderello (Toscana), conta quasi 1 GW di potenza elettrica.
Un dato che potrebbe presto ampliarsi grazie all’arrivo delle aste del Fer 2. La viceministra dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Vannia Gava, ha recentemente dichiarato che le prime procedure competitive arriveranno “entro la fine di marzo” (Tutti i piani del Mase per la geotermia).
Ricordiamo che il Dm Fer 2 prevede almeno tre procedure di gara relative alla geotermia entro la fine del 2028. A tale riguardo, “il ministero sta attualmente verificando lo stato di aggiornamento degli iter autorizzativi e intende procedere alla definizione del calendario delle aste per il 2026”, ha detto Gava rispondendo a un’interrogazione in commissione Attività produttive il 4 febbraio.
In questo modo sarà possibile allocare un contingente massimo pari a 100 MW per nuovi impianti geotermici tradizionali, 60 MW per nuovi impianti a emissioni nulle e 150 MW per i rifacimenti di siti tradizionali.
Al di là delle forme incentivanti, la viceministra ha fatto sapere che il Mase sta anche elaborando una proposta normativa che include anche l’estrazione contestuale di materie prime strategiche, l’avvio di uno studio sul potenziale geotermico regionale, nazionale e in mare, la realizzazione di una banca dati nazionale e l’istituzione di un fondo di garanzia per la mitigazione del rischio minerario in carico agli operatori.
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