sabato 7 marzo 2020

Quale geotermia - 3: Sostenibilità economica e sociale, e incentivazione dell’energia geotermoelettrica

Nei primi due articoli di questa serie ci siamo chiesti:


1 - La geotermia è una fonte di energia elettrica rinnovabile?

2 - La geotermia è una fonte di energia elettrica sostenibile per l’ambiente?

In questa terza parte, trattiamo sostenibilità economica e sociale di impianti geotermoelettrici, riassumiamo i nostri risultati e presentiamo le conclusioni relative all’incentivazione dell’energia geotermoelettrica.


3 – Sostenibilità economica degli impianti geotermoelettrici? 

La sostenibilità economica 
La sostenibilità economica è, nell’approccio classico, definita come “la capacità di un sistema economico di generare una crescita duratura degli indicatori economici”, solitamente riassunti nel PIL. Attualmente e in modo più differenziato, è vista come “la capacità di generare reddito e lavoro per il sostentamento delle popolazioni, e questo senza impattare negativamente sugli aspetti sociali, ambientali e culturali”.

Se consideriamo che fino ad oggi esiste una stretta correlazione tra crescita economica e degrado ambientale – e che quest’ultimo a sua volta è legato inevitabilmente a un degrado sociale delle comunità -, diventa chiaro che siamo davanti a un problema da affrontare urgentemente. Nei molti anni di discussione intorno a questa tematica, nel contesto della cosiddetta economia verde sono state proposte e avviate alla loro realizzazione varie soluzioni possibili.

Due principali vie si distinguono:

– di rescindere il legame tra crescita economica e degrado ambientale e sociale, oppure
- di abbandonare la crescita economica come indicatore principale per la sostenibilità economica e di, invece, "accrescere il benessere umano e l'equità sociale, riducendo significativamente i rischi ambientali e le scarsità ecologiche" (UNEP 2011).

Il FER 1 segue la prima via principale – di promuovere la crescita economica senza compromettere l’ambiente e i valori sociali -, sostenendo pratiche virtuose: per esempio e nel nostro caso concreto, favorendo la rinnovabilità e la sostenibilità della produzione di energia elettrica. Questo implica automaticamente il sostegno all’efficienza energetica – usando la quantità minima possibile di risorse per raggiungere l’obiettivo –, e all’efficacia nelle scelte delle modalità di produzione dell’energia e dell’incentivazione. È questa la via indicata anche dall’Unione Europea.

Come dimostrato nei due articoli precedenti, tutti gli impianti geotermoelettrici, esistenti e in progetto in Italia, non sono né sostenibili per l’ambiente né utilizzano la risorsa geotermica in modo rinnovabile. Non sono quindi neanche sostenibili economicamente nel senso del decreto FER 1 e degli indirizzi europei e italiani in materia.

Un secondo aspetto della sostenibilità economica di un impianto geotermoelettrico concerne la valutazione dei costi e benefici: costi di realizzazione che sono molto alti, molto più alti che per la costruzione di impianti fotovoltaici o eolici della stessa capacità produttiva.

E, aspetto non meno importante da considerare, sono gli oneri legati a danni provocati all’ambiente, all’economia locale e alla salute delle persone. Oneri ingenti per impianti geotermoelettrici che sono e dovranno essere coperti dalla mano pubblica [1], molto più alti di quelli provocati da impianti energetici utilizzando altre fonti di energia rinnovabile.

Ulteriori aspetti della sostenibilità economica sono l’efficienza energetica e l’efficacia delle soluzioni proposte.


centrale di Villejuif a cogenerazione
L’efficienza energetica 
L'efficienza energetica è un elemento essenziale e prioritario (“energy efficiency first”) nella politica energetica dell'UE (vedi la DIRETTIVA (UE) 2018/2002 sull’efficienza energetica) e riguarda sia la riduzione del consumo e degli sprechi di energia, sia il miglioramento della prestazione degli impianti di conversione delle fonti energetiche. Aumentare l’efficienza energetica significa non solo rendere più sostenibile la fornitura dell’energia, ma anche migliorare la sicurezza dell'approvvigionamento e ridurre i costi delle importazioni. Varie misure mirano a ridurre sprechi energetici in tutti i settori della vita pubblica e privata - l’edilizia, i trasporti, l’industria e i suoi prodotti e processi, l’agricoltura e il settore casalingo.

L’efficienza energetica (o di conversione) netta di un impianto geotermoelettrico ci dice quanta parte dell’energia termica fornita dal fluido geotermico è trasformata in energia elettrica disponibile per l’utente esterno [2]. Dall’altro lato ci dice, quanta parte di questa energia primaria viene sprecata.

Per impianti geotermoelettrici l’efficienza energetica è generalmente bassa, dall’uno al venti percento; nella media mondiale è attorno al 10 % (efficienza netta [3]).

Per impianti di “prima generazione” i valori sono di regola più alti della media, fino al 20%. Per impianti di “seconda generazione” (binari) l’efficienza è molto più bassa, nella media attorno al 5%.

Uno dei fattori determinanti l’efficienza è la differenza tra la temperatura del vettore in entrata nell’impianto e quella del vettore in uscita dal processo: più alta è questa differenza, più efficiente può essere l’impianto [4]. Questo è il motivo per cui sono privilegiate risorse molto calde e quindi in zone di flusso di calore anomale, con tutti i problemi ambientali e sanitari che comportano.

Una proposta chiave della strategia europea è la cogenerazione (generazione congiunta) di energia elettrica ed energia termica per il (tele)riscaldamento urbano e/o per vari utilizzi industriali. La cogenerazione è una delle soluzioni per aumentare l’efficienza energetica: invece di ottimizzare un impianto geotermico rispetto alla produzione di elettricità scartando il contenuto calorico nel fluido in uscita dall’impianto (come in tutti gli impianti nazionali in esercizio e progettati che ne usano al massimo una piccola parte), si ottimizza l’efficienza (exergetica) producendo, in cogenerazione, sia elettricità che calore.

È questa la strada favorita in molte zone dell’Europa: nei bacini sedimentari della Francia e della Germania, e da decenni in Islanda, con impianti binari situati vicino a o all’interno di grandi centri urbani in grado di assorbire il calore residuo del fluido geotermico per il riscaldamento delle case.

Un esempio tipico: la centrale progettata a Vendenheim nell’agglomerato di Strasbourg – a ciclo chiuso con un flusso di 350 t/h di fluido a 185 °C estratto a 4500 m di profondità – secondo l’impresa proponente potrà produrre un’energia elettrica di 6 MWel e un’energia termica di 40 MWth, quanto basta per fornire elettricità a 7 mila, e riscaldamento a 26 mila case. Senza cogenerazione, l’energia termica andrebbe dispersa nell’ambiente.

Questa strada è rimasta finora quasi completamente inesplorata in Italia: un esempio da manuale di come l’incentivazione generosa del settore geotermoelettrico tradizionale, a bassa efficienza e alto impatto ecologico, spinta da lobby potenti, blocchi sviluppo e rinnovamento ai danni dell’ambiente e dell’eccellenza nazionale che si vede sorpassata dall’agilità imprenditoriale estera.

L'efficacia: 
Qual è la via più efficace per raggiungere gli obiettivi definiti nel Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC)? Quali misure di incentivazione sono quelle più efficaci – rapide, facili, poco costose, pertinenti, utili, agevoli e anche efficienti?

È efficace in questo senso incentivare la produzione di elettricità in impianti geotermici? E, semmai, in quali? È efficace ancora incentivare impianti pilota che sperimenterebbero tecniche ormai acquisite nel mondo? Ci sono alternative, altre fonti rinnovabili, più facili, più rapide, meno costose per raggiungere l’obiettivo?

L’esperienza geotermoelettrica nazionale degli ultimi 10 anni ci insegna che pochissimi dei progetti proposti sono stati realizzati, con un contributo completamente trascurabile alla risoluzione del problema della transizione energetica. Tempi lunghissimi, tra procedure amministrative, ricorsi e ferma opposizione locale. Un esempio ne è la zona del Lago di Bolsena, dove cittadinanza e sindaci si sono uniti nella resistenza all’industrializzazione geotermica.

Beninteso – l’accettanza locale molto bassa della geotermia elettrica non è dovuta alla ottusità degli abitanti delle zone destinate all’industrializzazione, oppure alla sindrome NIMBY come vorrebbe la lobby geotermica. Fattori decisivi sono e sono stati ignoranza, prepotenza, impreparazione in materia ambientale, e l’incapacità al dialogo degli esponenti dell’industria geotermica. Dai tempi del ministro dell’ambiente Orlando che nel 2013, ad Orvieto, risponde alle fondate preoccupazioni dei cittadini: "Ma non scherziamo... ma non crederà anche lei che la geotermia provoca i terremoti”, fino ad oggi, con il “manager generale” Righini che alterna minacce maschiliste con dichiarazioni di incredibile incompetenza, nulla è cambiato. Assenti sono: condivisione, coinvolgimento della popolazione nella progettazione e decisione sugli impianti, riconoscimento delle alte competenze ed empowerment dei cittadini.

La fortissima resistenza locale si basa su una piena consapevolezza:

- dei rischi importanti per l’ambiente e la salute pubblica che presentano le centrali nelle zone geologicamente fragili prescelte dall’industria,

- del fatto che l’industrializzazione del territorio contraddice alla sua naturale vocazione e distruggerebbe le possibilità di valorizzare le sue eccellenze,

- dell’alto valore delle poche zone ancora conservate (importanza riconosciuta anche dalla normativa europea e dalla scienza mondiale), riserve di biodiversità e risorse di acqua potabile e

- della convinzione che eventuali danni a persone e ambiente non saranno presi in carico dalle imprese che ne portano la responsabilità.

È più efficace puntare su fonti di energia rinnovabile diverse dalla geotermia, oppure favorire la geotermia con tecnologia di terza generazione: impianti meno costosi [5], molto meno impattanti, molto più facili e rapidi da realizzare, molto più affidabili. L’intermittenza di fonti come il fotovoltaico e l’eolico non presenta più problemi insormontabili, considerando i progressi nella gestione delle reti e nel stoccaggio diffuso di energia. 


4 – Sostenibilità sociale degli impianti geotermoelettrici?

La sostenibilità sociale è il settore della sostenibilità meno chiaramente definito di tutti, ed è quello che riceve meno attenzione nella discussione pubblica - a torto. Il concetto di “sostenibilità sociale” abbraccia argomenti come equità o uguaglianza sociale, qualità di vita, sviluppo di comunità, diritti umani, diritto del lavoro, giustizia e resilienza sociale ...

In generale, la “sostenibilità” è collegata al concetto fondamentale di “bisogno umano”. In questo senso, ogni suo aspetto (ambientale, economico, culturale …) ha un carattere anche sociale; ogni suo aspetto – e teniamo a mente che tutti questi aspetti sono correlati - si realizza soltanto in comunità che sono sostenibili nel senso sociale: comunità che sono eque, diversificate, connesse, partecipate, empowered e democratiche, e che offrono un’alta qualità di vita.

La sostenibilità sociale si dà quando processi, strutture, sistemi e relazioni sociali sostengono attivamente la capacità della generazione presente e di quelle future, di creare comunità sane e vivibili.

Progetti sostenibili nel senso sociale sono quindi ecologicamente validi, partecipati e stabiliti in tutta trasparenza dalla comunità nel rispetto della diversità di cittadini informati e responsabili - indicazioni queste risultato di una riflessione su livello comunitario sul rapporto di scienza, innovazione e società, da cui è nato il concetto di RRI (responsible research and innovation). L'obiettivo e quello di garantire, attraverso le quattro dimensioni anticipazione, riflessività, inclusione e reattività, che la società si possa esprimere in tutte le fasi della definizione di un progetto.
La realtà italiana ne è il completo contrario. I progetti sono imposti da un diktat statale e sostenuti da lobby economiche. Non tengono conto della diversità di cittadini e territori, non rispettano né coinvolgono nella progettazione le comunità locali che sono responsabili e informate. In più, sono progetti dannosi per l’ambiente.

Non sono progetti sostenibili nel senso sociale. Non creano né sostengono comunità locali sane e vivibili.

5 - Riassunto

L’analisi della sostenibilità degli impianti geotermoelettrici italiani, sviluppata in questi tre articolo, ci mostra che:

- nessuno degli impianti in esercizio – tutti impianti di prima generazione, in parte a vapore secco, in parte centrali “flash” -, è sostenibile, né nel senso della rinnovabilità, né nell’impatto ambientale, né nel loro aspetto economico, né nell’aspetto sociale della sostenibilità;

- lo stesso vale per gli impianti in progetto, sia centrali “flash” che impianti di “seconda generazione” a ciclo chiuso.

Le cause sono molteplici:

- nessuno di questi impianti assicura il rinnovo delle risorse (volume del fluido, calore del fluido, risorsa dell’acqua delle falde potabili) in tempi della scala umana;

- tutti gli impianti in esercizio emettono importanti quantità di gas a effetto serra, e sostanze e gas nocivi per la salute e per l’ambiente;

- tutti gli impianti, in esercizio o in progetto, sono collocati in zone con geomorfologia complessa, geologicamente fragili, il che comporta alti impatti ambientali: un importante rischio sismico e, inoltre, il rischio del depauperamento e dell’inquinamento delle falde di acqua potabile;

- l'efficienza energetica degli impianti è bassa, considerando che nessuno utilizza completamente in cogenerazione il calore residuo,

- gli impianti sono molto costosi, considerando sia la loro realizzazione che gli oneri da sostenere legati ai danni alle persone e all'ambiente,

- le centrali geotermoelettriche sono progettate senza il coinvolgimento della cittadinanza nelle decisioni principali.


6 - Incentivazione degli impianti geotermoelettrici 

FER1 e FER2: 
Il decreto FER1 del 4 luglio 2019, che definisce modalità e criteri per l'incentivazione dell'energia elettrica da fonte rinnovabile, ha escluso la geotermia elettrica dall’incentivazione.
FER1 ha l’obiettivo di sostenere la produzione di energia da fonti rinnovabili per il raggiungimento dei target europei al 2030 definiti nel Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) attraverso la definizione di incentivi e procedure indirizzati a promuovere l’efficacia, l’efficienza e la sostenibilità, sia in termini ambientali che economici, del settore.
Rispondendo a forti pressioni delle lobby del settore geotermoelettrico durante gli ultimi mesi, il governo sta preparando un decreto FER2, per il quale i ministri, secondo le voci, ritengono “incentivabile sia la coltivazione della geotermia con totale reiniezione dei fluidi, dove tecnicamente possibile, sia quella tradizionale dove sono possibili innovazioni che consentano il drastico abbattimento degli impatti ambientali.

Il quadro normativo europeo:
FER1 e FER2 s'iscrivono nel quadro del sostegno dell’Unione Europea alle energie rinnovabili, definito dalla Direttiva sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (Direttiva 2018/2001 del 11 dicembre 2018) e dalla sua gemella, la Direttiva sull’efficienza energetica (Direttiva 2018/2002 del 11 dicembre 2018).

Queste Direttive sono intimamente connesse al Regolamento sulla Governance dell'Unione dell'Energia e dell'Azione per il Clima (Regolamento 2018/1999 (UE)) che rappresenta “una radicale trasformazione del sistema energetico europeo”; sono la continuazione coerente del Clean Energy Package For All Europeans’ (COM(2016)0860) che definisce il quadro della politica energetica dell’UE nel terzo decennio del secolo.

La Direttiva 2018/2001 definisce le “energie rinnovabili”: “… energia da fonti rinnovabili” oppure “energia rinnovabile”: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare (solare termico e fotovoltaico) e geotermica, energia dell'ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas …”.

Indispensabile condizione del sostegno alle “energie rinnovabili” è l’obbligo alla gestione sostenibile nel senso della rinnovabilità delle risorse [6], per “garantire la loro rigenerazione naturale”.

Per quanto riguarda la geotermia, la Direttiva 2018/2001 riconosce (articolo 46) [7] che in certe condizioni geologiche della zona dove si realizza l’impianto, questo può produrre emissioni nocive per la salute e per l’ambiente, tra cui di gas a effetto serra, e conclude: “Di conseguenza, la Commissione dovrebbe facilitare esclusivamente la diffusione di energia geotermica a basso impatto ambientale e dalle ridotte emissioni di gas a effetto serra rispetto alle fonti non rinnovabili.”

La Direttiva 2018/2002 sull’efficienza energetica, invece, esorta ad aumentare globalmente l’efficienza energetica e pone l’accento sull’importanza della cogenerazione di energia elettrica ed energia termica.

La linea proposta dal decreto FER1 è completamente coerente con gli indirizzi europei: promuovere l’efficacia, l’efficienza e la sostenibilità ambientale ed economica.
Completamente logico e coerente con questi indirizzi è anche l’esclusione degli impianti geotermoelettrici dall’incentivazione.

Invece, la proposta di includere di nuovo la geotermia, secondo le voci attorno al FER2 che sia incentivabile

- “sia la coltivazione della geotermia con totale reiniezione dei fluidi, dove tecnicamente possibile,
- sia quella tradizionale dove sono possibili innovazioni che consentano il drastico abbattimento degli impatti ambientali

è in parziale contrasto con gli indirizzi europei e deve essere precisata. Infatti:

- manca l’indicazione sulla gestione sostenibile - nel senso della rinnovabilità - delle risorse;

- manca l’obbligo generale (anche per impianti di seconda e terza generazione) alla sostenibilità ambientale ed economica;

- manca l’obbligo alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra rispetto alle fonti non rinnovabili;

- manca l’accento sull’efficienza energetica e sull’efficacia;

- occorre precisare i vari impatti ambientali  [8] che sono da “abbattere drasticamente”, e che questo obbligo riguarda anche centrali “con totale reiniezione dei fluidi”;

- occorre precisare che significa “dove sono possibili innovazioni”.

Impianti "pilota": 
La normativa europea, inoltre, non disciplina una variante tutta italiana dell’incentivazione geotermica. Si tratta dei cosiddetti “impianti pilota” nella concezione attuale [8], che non sono incentivabili a nostro parere, per le seguenti ragioni:
- gli impianti “binari” con totale reiniezione dei fluidi sono largamente diffusi e sperimentati in tutto il mondo;
- lo studio di particolari problemi, p. e. la reimmissione totale di fluidi con altissima concentrazione di gas incondensabili, in impianti destinati alla (e incentivati per la) produzione di elettricità, non è efficace e comporta grandi rischi: ricordiamo che persino l’ENEL ritiene “infattibile” la reiniezione per i fluidi dell’Amiata e del Lago di Bolsena. Questa sperimentazione deve essere fatta (come succede all’estero) in stretta collaborazione con università e istituti di ricerca, in impianti destinati principalmente a questo scopo, a ridotte dimensioni, in siti da scegliere secondo criteri scientifici con particolare attenzione alla salvaguardia della popolazione e dell’ambiente [9]. 

È ragionevole porre sotto responsabilità statale questi impianti, però è inammissibile esentarli dagli obblighi della Direttiva Seveso.

Sostegno alla Toscana: 
Infine, l’argomento forte a sostegno del mantenimento dell’incentivazione per le centrali “flash” della Toscana, cioè la necessità sociale di mantenere posti di lavoro e quella economica di assicurare l’approvvigionamento della Toscana di energia, non giustifica l’incentivazione di centrali geotermoelettriche non sostenibili che distruggono l'ambiente e la salute delle persone. 

Dall’altra parte, è chiaro che bisogna incentivare la transizione energetica della Toscana verso modalità veramente rinnovabili e sostenibili:
- sostituire le centrali a ciclo aperto con impianti fotovoltaici e eolici,
- trasformarle in centrali di terza generazione (DHE), utilizzando i pozzi esistenti. 

È indispensabile anche sostenere l’occupazione locale creando posti di lavoro alternativi e risanare l’ambiente, con misure di sostegno e strumenti finanziari che però non attingano dai fondi destinati alle energie rinnovabili.

Proponiamo quindi di incentivare impianti geotermoelettrici che sono:

- corredati di uno studio e di un piano per la gestione rinnovabile della risorsa geotermica;
- a ridotte emissioni di gas a effetto serra rispetto alle fonti non rinnovabili, cioè di un fattore di emissione di gas a effetto serra di FGES < 300 (gCO2eq)/kWh;
- a ridotte emissioni di altre sostanze nocive, secondo quanto riportato nella tabella della Delibera della Giunta Regionale Toscana n. 344/2010 [10];
- a basso impatto ambientale: 
  • a basso rischio sismico (sismicità indotta e innescata di magnitudo M < 3 (scala   Richter) e
  • a basso rischio di depauperamento e inquinamento delle falde acquifere superficiali, quindi in zone con struttura geologica semplice, con bassa densità di faglie e fratture, e lontane da strutture profonde con movimenti crostali geologicamente recenti o in atto;
- progettati in modo che venga sfruttato al massimo il potenziale energetico del fluido estratto tramite cogenerazione di elettricità e calore (il cui utilizzo deve essere pianificato e garantito)
- progettati coinvolgendo la popolazione secondo gli indirizzi comunitari. 
Non è più ammissibile quindi l’incentivazione globale e indistinta di impianti geotermoelettrici, ma l’incentivazione avviene dietro esame della documentazione relativa a ogni singolo impianto.

Inoltre, vengano aboliti gli incentivi particolari e le altre agevolazioni per i cosiddetti “impianti pilota” (secondo la corrente definizione).


[1] Costi e oneri difficili a valutare e calcolare – danni al turismo locale, allo sfruttamento del termalismo ecc.

[2] L’efficienza energetica netta per la produzione di energia elettrica ηel,net è definita così: 
ηel,net [%] = 100*Eel/H*(ΔM/Δt); dove Eel: energia elettrica netta prodotta; H: entalpia del fluido; ΔM/Δt: flusso di massa del fluido.
Questa efficienza dipende da molti fattori – dalle caratteristiche della risorsa (a vapore secco o idrotermale, entalpia del fluido, composizione del fluido, flusso del fluido, produttività e iniettività del serbatoio, profondità dei pozzi …), dagli dettagli fisici e tecnologici del processo (flash, doppio flash, binario, recupero calore …), efficienza del sistema di raffreddamento, zona climatica ecc.

[3] Non tutte le efficienze riportate si riferiscono a efficienze nette causa mancanza dati.

[4] Per impianti geotermoelettrici questa differenza di temperatura è molto più bassa (raramente supera i 250 °C) che per impianti a combustione fossile dove la temperatura di entrata può raggiungere 1500 °C.

[5] p. e. https://www.regione.toscana.it/-/procedimento-coordinato-e-provvedimento-unico, pag. 17 ff delle OSS_5 al progetto "Realizzazione di un impianto geotermico di tipo binario con tecnologia ORC (Organic Rankine Cycle) e potenza di design pari a 9,999 MW e relative opere connesse nel Comune di Abbadia San Salvatore  (SI)”;

[6] Esiste una certa confusione al riguardo del termine e del suo significato. La Direttiva sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili definisce nel suo Art. 2, comma 1):
“energia da fonti rinnovabili» oppure «energia rinnovabile»: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare (solare termico e fotovoltaico) e geotermica, energia dell'ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;”
Ciò non significa che la Direttiva considera l’energia geotermica “rinnovabile” a priori, per definizione – il che sarebbe un controsenso -, ma piuttosto che per la sua natura presenta la possibilità di essere rinnovata in tempi della scala umana. Se è veramente rinnovabile dipende dalla gestione concreta di una risorsa specifica. Questo senso diventa chiaro nella discussione dell’energia dalla biomassa (considerata “rinnovabile” anch’essa): la Direttiva (comma 102 nei considerata) richiede specificamente che “la raccolta del legno sia effettuata in modo sostenibile nelle foreste in cui la rigenerazione è garantita”.

[7] È per la prima volta che la normativa prende atto di questo fatto, riconosciuto dal mondo scientifico da almeno 10 anni (vedi p. e. M. Bravi e R. Basosi: Environmental impact of electricity from selected geothermal power plants in Italy, Journal of Cleaner Production 66 (2014), 301-308) ma mai pubblicizzato a dovere. Il cambiamento è dovuto anche al lavoro delle associazioni e dell’eurodeputato Dario Tamburrano.

[8] Occorre precisare le diciture "basso impatto ambientale" nella Direttiva 2018/2001 e "ridurre drasticamente gli impatti ambientali" nella proposta per il FER2.
Riguardano non soltanto emissioni in atmosfera, ma anche importanti impatti sottosuolo - l'inquinamento e il depauperamento delle falde acquifere superficiali, e il rischio sismico. Questi impatti, come esposto nelle prime due parti, sicuramente non sono "bassi" in zone con geologia complessa e per impianti di prima e seconda generazione. Per non dimenticare l'impossibilità di predire quanto siano importanti questi impatti, causa l'impossibilità di conoscere la struttura geifisica dettagliata del sottosuolo da cui dipendono questi impatti.
Inoltre, per questo motivo zone protette con geologia complessa non possono, a priori, ospitare questi progetti perché non si può dimostrare senza ragionevole dubbio scientifico che non sarebbero compomessi dai progetti geotermici.

[10]  Impensabile affidare, in queste delicate condizioni, la gestione di impianti pilota a imprese come la ITW&LKW Italia spa, senza know-how, senza esperienza nel campo, senza copertura finanziaria dei rischi.

[11]  Tabella di valori limite della Delibera della Giunta Regionale Toscana n. 344/2010 (D.C.R. n. 44/2008 – PRRM 2008-2010: approvazione criteri direttivi per il contenimento delle emissioni in atmosfera delle centrali geotermoelettriche):

Tabella 4.3 – Valori obiettivi di emissione in flusso di massa per le centrali GTE in nuova configurazione derivante dall’applicazione degli esiti della sperimentazione
Descrizione


H2S
(kg/h)
Hg
(tutte le forme)
(g/h)
As
(tutte le forme)
(g/h)
NH3
(kg/h)
SO2
(g/h)
H3B03
Uscita impianto AMIS
3 (*)
1
-
-
200

Uscita dalla centrale
3 (*)
1
5
2
-
< 0,1

(*) In caso di superamento di tale valore, il limite si considera rispettato se la percentuale di abbattimento dell’impianto AMIS per H2S è maggiore del 97%.



sabato 1 febbraio 2020

Quale geotermia - 2: La geotermia è una fonte di energia elettrica sostenibile per l'ambiente?


Premessa

Il secondo grande obiettivo dell’incentivazione della produzione di energia da fonti rinnovabili è quello di promuovere la sostenibilità del processo.

Un processo sostenibile è capace di soddisfare i bisogni della generazione presente senza compromettere la capacità delle generazioni future di soddisfare i propri (Rapporto Brundtland).

Uno dei più grandi problemi per la sostenibilità della geotermia è dovuto a un fatto storico. Sin dall’inizio del suo sfruttamento industriale, per motivi tecnici e economici, si è data la preferenza a una risorsa geotermica ottimizzata rispetto ai seguenti parametri:

- vicinanza alla superficie,

- alta temperatura (“entalpia”) della risorsa,

- disponibilità di un grande volume del vettore geotermico.

Questi sono i criteri che hanno motivato la collocazione della prima centrale a Larderello e hanno, in Italia e fino ad oggi, condizionato la ricerca geografica e l’insediamento di nuovi impianti che si trovano tutti in Toscana [1].


È importante sottolineare che questi criteri oggi non sono più validi e determinanti quanto lo erano cento anni fa.

In Toscana sono attive 36 centrali geotermiche gestite dall’ENEL e ubicate nelle quattro aree territoriali di Larderello, Radicondoli-Travale, Lago Boracifero e Piancastagnaio (Monte Amiata). Negli ultimi 50 anni la ricerca della risorsa si è estesa ai laghi vulcanici dell’Italia centrale e alle zone vulcaniche della Campania.

Queste zone presentano caratteristiche comuni: struttura geologica complessa dovuta a recenti sconvolgimenti e dissesti con numerose faglie e fratture, vulcanismo recente, faglie tettoniche profonde, sismicità importante. Sono zone con anomalie strutturali che causano flussi eccezionalmente alti di calore e permettono, appunto, di trovare una risorsa abbondante e ad alta temperatura vicino alla superficie.

La scelta di sfruttare la risorsa geotermica in queste zone “anomale”, condizionata da considerazioni tecniche e economiche non più valide oggi, ha due conseguenze nefaste:

- considerazioni di sicurezza, tutela dell’ambiente e delle persone, e persino di ordine economico sono passate, e finora rimangono, in secondo piano,

-  l’attenzione si è concentrata sul settore geotermoelettrico e di conseguenza sulla sua generosa incentivazione, bloccando la strada a una geotermia più moderna, più sostenibile. 

isolinee dei flussi di calore in superficie nella zona dell'Amiata e del Lago di Bolsena

2 - La geotermia è una fonte di energia elettrica sostenibile per l’ambiente?


Il primo post di questa serie trattava la questione della rinnovabilità dell’utilizzo della risorsa geotermica per la produzione di energia elettrica nei vari tipi d’impianto.

In questo secondo post parliamo della sostenibilità ambientale degli impianti geotermici e analizziamo i rischi e impatti dei vari tipi d’impianto sull’ambiente.

Seguirà un terzo post sulla sostenibilità sociale e economica di questo uso della geotermia e sull’incentivazione della geotermia.

Tradizionalmente la sostenibilità è divisa nei tre settori: economico, sociale e ambientale. In tutti questi settori, lo sfruttamento geotermoelettrico presenta importanti criticità.

Determinare la sostenibilità di un’azione, progettare in modo sostenibile vuol dire “mantenere l'equilibrio tra resilienza ecologica, prosperità economica, giustizia politica e vitalità culturale con lo scopo di garantire un pianeta accogliente per tutte le specie, sia nel presente sia per il futuro” (vedi qui): Vuol dire trovare un compromesso tra le esigenze dei tre settori.

Il quadro cambia, quando sono in gioco valori essenziali, condizioni imprescindibili. L’esempio attuale è la necessità di arrestare il degrado degli ecosistemi e con ciò il degrado dei servizi ecosistemici: servizi che hanno un altissimo valore economico ma non solo, servizi che in molti casi sono insostituibili e non possono essere riprodotti da processi tecnologici. In questo caso (per esempio nelle aree protette), si applica la “sostenibilità forte”, dove l’accento è sulle esigenze del settore ambientale – sull’ecosostenibilità.



Sostenibilità e tipo di impianto

Le criticità sul piano della sostenibilità si esprimono secondo il tipo dell’impianto geotermoelettrico e secondo le caratteristiche delle zone dove è realizzato l’impianto. Distinguiamo 4 tipi (generazioni) di impianti (vedi qui):

A ― di “prima generazione”, in centrali a “ciclo aperto” (tra cui le centrali dette “flash”),

B ― di “seconda generazione”, in centrali a “ciclo chiuso” (centrali dette “binarie”),

C ― di “terza generazione[2], in sistemi denominati DHE o DHHE (down hole exchanger, deep hole heat exchanger…),

D ― innovative e sperimentali: geotermia “termoelettrica” (effetto Seebeck), EAVOR_loop…

Questi quattro tipi si differenziano per il loro impatto ambientale e socioeconomico, e nelle loro caratteristiche economiche.



Sostenibilità e luogo geografico dell’impianto

La sostenibilità di un dato impianto, però, non dipende soltanto dalla sua tipologia: un ulteriore parametro decisivo per gli impatti di una centrale geotermoelettrica è il luogo dove si realizza: il luogo geografico con le sue caratteristiche geologiche, ambientali, paesaggistiche, naturalistiche, demografiche, socioeconomiche.

Distinguiamo quindi, per un dato luogo geografico, le relative caratteristiche:

1 – Caratteristiche geologiche

Zone di geologia “complessa” – per esempio con vulcanismo recente e movimenti tettonici attuali, con geomorfologia complessa e alta densità di faglie e fratture, con sismicità naturale importante (eventi sismici naturali con M > 3) e presenza di anomalie geotermiche dove la risorsa con fluido geotermico ad alta temperature si trova vicino alla superficie. Zone tipiche con geologia complessa sono i campi geotermici di Torre Alfina e Latera.
schema della struttura geologica del campo di Latera


Un problema importante in queste aree geologicamente complesse è il fatto che è molto difficile ottenere una conoscenza analitica sufficiente del sottosuolo, per predire le condizioni dello sfruttamento che garantiscono la rinnovabilità della risorsa, la sostenibilità dell’uso e l’assenza di rischi per l’ambiente e l’uomo. L’esplorazione e un’eventuale modellazione numerica di struttura e caratteristiche geofisiche del sottosuolo sono a priori impossibili a partire da dati integrali raccolti in superficie, e comunque difficili da determinare anche con dati provenienti da perforazioni (esse stesse creano rischi ambientali in queste zone!).

- Zone con geologia “tranquilla” – per esempio strati di deposizione e sedimentazione antichi e spessi, senza vulcanismo e movimenti tettonici, con bassa densità di faglie e sismicità naturale bassa (nessun evento sismico naturale con M > 3), con gradiente geotermico normale e l’acquifero geotermico a grande profondità. Una zona tipica con geologia tranquilla sarebbe un bacino formato da depositi e sedimenti antichi come il Bacino Parigino.

In questo caso di geologia tranquilla, la modellazione numerica del sottosuolo a partire da dati integrali raccolti in superficie è possibile e permette di stabilire criteri di gestione per garantire rinnovabilità e uso sostenibile della risorsa.

2 - Caratteristiche del serbatoio geotermico:

- zone dove il fluido geotermico ha basso contenuto (con concentrazione di CO2 < 1 %), oppure alto contenuto (> 2 % di CO2 - serbatoio carbonatico) di gas climalteranti;

- zone con serbatoio geotermico a bassa profondità (fino ad 1 km) oppure a grande profondità (anche oltre 5 km);

- zone dove la temperatura della risorsa è alta, oppure dove la temperatura è bassa.

3 - Caratteristiche paesaggistiche, ambientali e naturali

- Zone ad alto valore paesaggistico, ambientale e naturale - aree protette, aree Natura 2000, acquiferi di acqua potabile di grande importanza ecc.;

- zone a basso valore paesaggistico, ambientale e naturale, per esempio zone industriali vicino a grandi agglomerati,

4 - Caratteristiche demografiche e socioeconomiche

- Zone con alta densità demografica e/o presenza di poli industriali;

- e zone poco popolate senza industrie, con attività agricolturali, artigianali, turistiche, enogastronomiche, ricreative.



Per semplificare la discussione sulla sostenibilità della geotermia elettrica, compariamo in quanto segue, due zone Modello molto diverse tra loro, addirittura antitetiche, che corrispondono a zone reali dove sono in esercizio o in progetto centrali geotermiche:

Modello 1 - La zona del Lago di Bolsena e dell’Amiata, zona caratterizzata dall’insieme di caratteristiche con:

- geologia “complessa”, serbatoio a bassa profondità con fluido ad alta temperatura e alta concentrazione di gas climalteranti, di grande valore paesaggistico, ambientale e naturale, con bassa densità di impianti industriali e demografica.

Modello 2 – Un bacino sedimentario come quello di Parigi o il Bacino della Molassa prealpino in Baviera con:

- geologia “tranquilla”, serbatoio ad alta profondità e con fluido a temperature medio-alte, con bassa concentrazione di gas climalteranti. Negli agglomerati urbani aree di basso valore paesaggistico, ambientale e naturale con grande densità demografica e industriale. È in quelle aree che nel ultimo decennio sono nate numerose centrali a ciclo chiuso per la cogenerazione di calore ed elettricità.

schema della struttura geologica dell'Île-de-France


In questo primo articolo sulla sostenibilità, ci concentriamo sulla sostenibilità ambientale:


Sostenibilità ambientale, quali criticità?

Lo sfruttamento della geotermia profonda può presentare varie criticità per l’ambiente e la popolazione:

a - emissione di gas climalteranti come CO2 e CH4,

b - emissione di sostanze pericolose in atmosfera con inquinamento dell’aria, del suolo e dei corsi d’acqua,

c - inquinamento delle falde acquifere superficiali,

d - depauperamento delle falde acquifere superficiali,

e – subsidenza,

f - rischio sismico.



Esaminiamo, dunque, i quattro tipi di impianti alla luce dei due modelli e delle sopraelencate criticità.


A - Per impianti di “prima generazione” a ciclo aperto, e 

1 - per zone del Modello 1, queste criticità si esprimono pienamente.

a – Il fluido geotermico dei serbatoi di rocce carbonatiche della Toscana contiene un’importante frazione di “gas incondensabili” – molto variabile da un serbatoio all’altro e tipicamente intorno al 2 – 14% in peso. Oltre a questa frazione gassosa – di CO2 (dominante con un 95%), H2S, NH3, CH4 e tracce di altri gas (radon …), il fluido contiene varie sostanze chimiche disciolte, per esempio mercurio, arsenico e boro.

Le centrali emettono quindi grandi quantità di gas climalteranti: di CO2 (da 2% a 14% in peso del fluido, tra il 3% e il 6% per il campo geotermico di Latera), e di CH4 (in minore concentrazione, però con un potere climalterante 25 volte quello dell’anidride carbonica). L’impatto delle emissioni climalteranti si misura oggi tramite i “fattori di emissione” delle diverse fonti di energia che considerano l’insieme di tutti i gas emessi (in unità di “equivalenti CO2” – (CO2)eq) da una parte, e dall’altra tutto il processo della produzione di energia con una data fonte di energia “dalla culla alla morte” – durante tutto il ciclo di vita dell’impianto, dal reperimento dei materiali necessari fin al suo smantellamento.

Questo fattore di emissione di gas climalteranti risultava per le centrali dell’Amiata, nel 2007 e nella media delle centrali, di 850 g per 1 kWh di energia elettrica prodotto (non è chiaro se questo valore si riferisce, come sarebbe corretto, a energia elettrica prodotta disponibile nella rete (e quindi al netto del consumo della centrale stessa); sicuramente non considera tutto il ciclo di vita). Secondo dati diffusi dal Comitato GeotermiaSì, questo fattore sarebbe sceso a 508 gCO2/ kWh nel 2016 – forse a causa del contenuto minore di gas nei serbatoi profondi e/o di un aumento dell’efficienza energetica delle centrali [3]. Bravi e Basosi (2014) determinano l'emissione media di CO2 dalle centrali amiatine a 497 gCO2 / kWh.
Una stima per la centrale “Nuova Latera”, progettata dall’ENEL a Latera, dà un fattore di emissione di circa 1000 gCO2 / kWh (partendo dai dati di progetto e dalla potenza nominale dell’impianto). Stime per i campi geotermici della Turchia (circa 3% di CO2 in peso nel fluido) di Aksoy et al (2015) danno fattori tra 900 e 1300 gCO2 / kWh.

Tutti questi fattori di emissione sono più alti di quello di una centrale a gas fossile [4] e raggiungono o superano quelli di centrali a carbone (Nuova Latera). [5]

b – Tutte queste centrali emettono importanti quantità di sostanze pericolose per la salute, di cui ammoniaca, idrogeno solforato, mercurio, arsenico. I filtri impiegati (“AMIS” [6]) non riescono ad abbattere completamento questo inquinamento (vedi qui le stime per la “Nuova Latera”). Particolare attenzione merita l’ammoniaca che, malgrado l’azione di abbattimento, nelle torri evaporative entra in contatto con l’atmosfera. L’ammoniaca è un precursore delle polveri fini molto nocivi per la salute umana. Nel 2016 dalle centrali di Bagnore e Piancastagnaio, sono stati emessi e finemente dispersi sulla zona circostante 1460 t di NH3, 900 kg di H2S e 200 kg di Hg. Queste emissioni provocano gravi danni per la salute della popolazione [7].

c – Le faglie presenti in tutte le aree a “geologia complessa” costituiscono possibili vie di comunicazione tra gli acquiferi superficiali e i serbatoi geotermici. Questo fatto è stato rilevato in molti studi; per una testimonianza recente, vedi Vignaroli et al (2013). Esiste quindi il rischio di contaminazione delle falde superficiali con sostanze nocive del fluido geotermico come arsenico, antimonio e vari gas (H2S, NH3 ecc.). Per l’acquifero dell’Amiata è stato osservato un aumento della concentrazione di arsenico da circa 2 µg/l a circa 10 µg/l a partire dall’anno 2000. Durante il breve e sfortunato esercizio della centrale di Latera (1999-2000) è stato osservato l’inquinamento con sostanze velenose di pozzi nei dintorni dell’impianto.

d – Questa comunicazione tra acquifero superficiale e acquifero profondo tramite la rete di faglie e fratture in aree a geologia complessa, può portare al depauperamento della falda superficiale e quindi ad un consumo non rinnovabile della risorsa di acqua potabile. Un possibile meccanismo è il richiamo di acqua della falda superficiale nel serbatoio geotermico causato dalla depressione locale nella vicinanza di un pozzo di produzione. Il meccanismo più importante è il riempimento con acqua potabile delle falde superficiali dei serbatoi geotermici svuotati (data la gestione non rinnovabile della risorsa nelle centrali a ciclo aperto): per la zona di Larderello questa ricarica è stimata dall’ARPAT a 1000 t/h.

Per l’acquifero dell’Amiata definito “strategico” dalle massime autorità per la tutela delle acque, il corpo idrico più importante della Regione Toscana con una utenza di circa 700.000 persone, si osserva un importante abbassamento dei massimi piezometrici (rilevato dal piezometro regionale di Poggio Trauzzolo) di più di 200 m nel periodo tra il 1970 e l’anno 2006.
centrale geotermoelettrica sull'Amiata (Bagnore)


Lo stesso effetto pare sia stato osservato durante l’esercizio della centrale di Latera, con un abbassamento del livello del Lago di Mezzano e del suo effluente.

e – Un ulteriore effetto negativo dello svuotamento dei serbatoi geotermici più superficiali è la subsidenza, cioè l’abbassamento del suolo in superficie che a sua volta causa erosione, frane e danni a strutture – strade, ponti, edifici – in superficie. Nelle varie zone di sfruttamento geotermico della Toscana è stato osservato un abbassamento del piano di campagna che può ammontare fino ad alcuni metri.

f – Uno dei maggiori rischi dovuti a impianti geotermici in zona a “geologia complessa” è il rischio sismico (vedi anche qui per l’impianto di Castel Giorgio). Ogni impianto geotermico che attinge direttamente al fluido geotermico, e ogni trivellazione profonda può provocare alterazioni della struttura geologica e può indurre e innescare sismi.

Ormai questo fatto è scientificamente acquisito, anche se le autorità amministrative e giuridiche sono ancora riluttanti a riconoscerlo. La prima prova scientifica per l’induzione di un sisma proviene proprio dal campo geotermico di Torre Alfina, dagli esperimenti di reiniezione nel pozzo RA-1 condotti dall’ENEL nel 1977 (Batini et al 1980; vedi immagine).
Sono riportati in funzione del tempo, dal basso verso l'alto: la velocità registrata dal sismografo, la pressione a bocca pozzo del fluido iniettato, il flusso del fluido iniettato. Quando pressione e flusso superano un valore critico, si osservano eventi sismici indotti


Tutti questi casi mettono in evidenzia un altro fatto: la probabilità di indurre o innescare terremoti è particolarmente elevata durante la iniezione di liquidi nel sottosuolo, per esempio durante la reiniezione di fluido geotermico nel caso di centrali a ciclo chiuso o durante la stimolazione chimica e/o pressoria dei pozzi per aumentare la permeabilità nel sottosuolo.

La magnitudo dei terremoti indotti ed innescati può raggiungere quella della sismicità naturale della zona (con massimi vicino a M = 6 con effetti devastanti (intensità di Grado Mercalli da 9 a 10) nella zona di Castel Giorgio) - vedi qui per una recentissima e completa analisi del rischio sismico nelle nostre zone, attraversate da faglie tettoniche profonde associate al Graben Siena-Radicofani, le quali rischiano di essere innescate da attività connesse all’esercizio di centrali geotermiche. Le intrinseche criticità geologiche, geologico-strutturali, sismo-tettoniche e idrogeologiche comporterebbero un rischio sismico tale da rendere improponibile, nel senso del principio di precauzione, uno sfruttamento industriale della risorsa geotermica [9].

Ricordiamo infine che molte delle aree del Modello 1 hanno grande valore paesaggistico, ambientale e naturale e comprendono zone protette – parchi, siti della rete Natura 2000, aree sensibili e protette dalla Direttiva Quadro sulle Acque - e limitrofe ad esse.

In queste aree protette vige per legge una formulazione specifica, stringente del principio di precauzione:

”Quindi, quando sussiste un’incertezza quanto alla mancanza di effetti pregiudizievoli per l’integrità del detto sito legati al piano o progetto considerato, l’autorità competente ne dovrà rifiutare l’autorizzazione”

Con ciò:L’onere consiste pertanto nel dimostrare l’assenza di effetti pregiudizievoli piuttosto che la loro presenza.” (vedi Documento EU 2019/C 33/01, pag. 38. Sentenza C-127/02, punto 57).



Per impianti di “prima generazione” a ciclo aperto, e

2 - per zone del Modello 2, queste criticità si riducono:

a – il contenuto di gas climalteranti è basso,

b – il contenuto di sostanze inquinanti è alto e la loro emissione in atmosfera non può essere evitata completamente. L’impatto dell’inquinamento delle zone limitrofe è particolarmente dannoso quando l’impianto si trova in zona densamente popolata,

c – il rischio di inquinamento dell’acquifero superficiale è basso, causa l’assenza di vie di comunicazione (faglie) e il grande spessore delle formazioni geologiche interposte;

d – per gli stessi motivi il rischio di depauperamento della falda superficiale è basso,

e – nel caso di una gestione non rinnovabile della risorsa geotermica, il rischio di subsidenza è reale, però mitigato dalla grande profondità del serbatoio,

f – anche il rischio sismico è basso perché la sismicità naturale è bassa.

Confrontiamo i risultati per i due Modelli:

Per impianti di tipo A (“ciclo aperto”), e per zone Modello 1 e Modello 2

(A = alto, B = basso)

Zona
Modello
impatto climalterante
emissioni in atmosfera
inquinamento acquiferi
depauperamento
acquiferi
subsidenza
rischio sismico
1
        A
A
A
A
A
A
2
B
A
B
B
B
B



Riassumiamo:

- Impianti geotermoelettrici a ciclo aperto, in zone del Modello 1, con fluidi geotermici ad alta concentrazione di gas climalteranti e altri inquinanti hanno un forte impatto negativo sull’ambiente. Non sono sostenibili per l’ambiente in modo difficilmente sanabile:

– l’anidride carbonica viene rilasciata in atmosfera a causa della concezione tecnologica degli impianti a ciclo aperto, e può essere intercettata e purificata soltanto in impianti costosi che hanno un loro proprio impatti sull'ambiente;

- l’impatto delle altre emissioni nocive in atmosfera (H2S, NH3, Hg …) può soltanto essere mitigato, ma non eliminato [10].

In più, per gli impianti a ciclo aperto i rischi di inquinamento e di depauperamento dell’acquifero superficiale, e il rischio sismico sono elevati.

- Impianti a ciclo aperto, in zone del Modello 2, non sono sostenibili per l’ambiente a causa delle emissioni di sostanze nocive in atmosfera che non possono essere eliminate, e mitigate soltanto con costi molto alti. In ogni caso, questi impianti non possono essere realizzate in zone ad alta densità demografica.



Discutiamo adesso la sostenibilità ambientale per


B - impianti di “seconda generazione” a ciclo chiuso,  

1 - per zone a “geologia complessa” come nel Modello 1:

a – La tecnologia a ciclo chiuso prevede la totale reiniezione del fluido geotermico, incluso tutti i gas incondensabili e tutte le sostanze inquinanti. Questo rappresenta un problema tecnologico difficile da risolvere in alcuni casi (serbatoi carbonatici con alta concentrazione di CO2) [11], poiché rende necessario il controllo di temperatura e pressione del fluido geotermico primario durante tutto il suo ciclo in modo che l’anidride carbonica rimanga disciolta e che la calcite non precipiti dalla soluzione [12]. Rimane comunque il problema di emissione di gas durante i periodi inevitabili di fermo della centrale, e le ingenti emissioni durante le prove di produzione.

b – Come lo sono i gas incondensabili, anche le sostanze inquinanti sono completamente reiniettate.

c – d – e - Grandi problemi nascono nelle zone a “geologia complessa” dalla presenza di faglie e altre strutture nel sottosuolo che possono

- rappresentare possibili vie di comunicazione tra i vari strati geologici,

- impedire la libera circolazione del fluido nel serbatoio.

Vignaroli et al (2013), nel loro studio sul campo geotermico di Torre Alfina, evidenziano proprio questi rischi, che si manifestano in maniera particolarmente grave in impianti a ciclo chiuso. Questi si distinguono per importanti quantità di fluido reiniettate nel sottosuolo e in generale per elevati flussi indotti durante tutto il ciclo estrazione–reiniezione–flusso ipogeo nel serbatoio, e con ciò per grandi differenze pressorie tra le zone di produzione e reiniezione. Questo anche nel caso in cui il ciclo nella sua parte ipogea è davvero chiuso. Più gravi ancora sono i pericoli quando la continuità idraulica nel sottosuolo è interrotta e si ha travaso da una parte del serbatoio geotermico in un’altra separata dalla prima a causa della compartimentazione nel sottosuolo, oppure in un serbatoio diverso.

Questo comporta rischi elevati di

- inquinamento delle falde superficiali di acqua potabile,

- consumo della risorsa di acqua potabile,

- subsidenza nel caso che il fluido geotermico non venga reiniettato nel serbatoio di provenienza,

- di induzione e innesco di terremoti.

Non è possibile, nelle zone a geologia complessa, procedere - a partire da dati integrali raccolti in superficie - ad una modellazione del sottosuolo sufficientemente esatta per predire la presenza reale di questi rischi e la probabilità di gravi impatti sull’ambiente e la popolazione.


Infine, discutiamo la sostenibilità ambientale per impianti di “seconda generazione” a ciclo chiuso,

2 - per zone a “geologia tranquilla” come nel Modello 2:

a – b – Non è un problema tecnologico per impianti a ciclo chiuso, in assenza di gas incondensabili, evitare l’emissione in atmosfera delle sostanze inquinanti contenute nel fluido, durante l’esercizio della centrale. L’unica accortezza è di evitare l’inquinamento durante le fasi di fermo centrale.

c – d – e – f In zone con geologia “tranquilla” (assenza di faglie, strati di roccia di sedimentazione antichi e spessi interposti tra acquifero superficiale e acquifero geotermico, sismicità naturale bassa), il rischio di inquinamento della falda superficiale, il rischio di depauperamento dell’acquifero superficiale, il rischio di subsidenza e il rischio di indurre e/o innescare terremoti è basso.


centrale geotermica a ciclo chiuso a Villejuif nella regione dell'Île-de-France


In questo caso di geologia tranquilla è possibile una modellazione del sottosuolo a partire da dati integrali raccolti in superficie, che permette di predire, valutare ed evitare eventuali rischi ambientali.

L’unica centrale geotermica a ciclo chiuso in esercizio in Italia è l’impianto di Ferrara dedicato al teleriscaldamento. Non disponiamo di dati e studi per valutare la sua sostenibilità ambientale.

Confrontiamo i risultati per i due Modelli:

Per impianti di tipo B (“ciclo chiuso”), e per zone Modello 1 e Modello 2

(A = alto, B = basso)

Zona
Modello
impatto climalterante
emissioni in atmosfera
inquinamento acquiferi
depauperamento
acquiferi
subsidenza
rischio sismico
1
        B
B
A
A
A
A
2
B
B
B
B
B
B



Riassumiamo:

- Impianti geotermoelettrici a ciclo chiuso, in zone del Modello 1, presentano rischi importanti di inquinamento e depauperamento degli acquiferi superficiali, di subsidenza e di induzione e/o innesco di terremoti. Tutti questi rischi possono essere persino più alti che per impianti a ciclo aperto a causa del flusso elevato di fluido geotermico nel sottosuolo e degli effetti della reiniezione di fluido.

- Impianti a ciclo chiuso, in zone del Modello 2, presentano impatti ambientali bassi in tutte le categorie di rischio.



C ― Impianti di “terzo tipo o generazione”,

caratterizzati da scambiatori di calore posizionati nel pozzo profondo, presentano impatti ambientali importanti soltanto durante la fase di perforazione del pozzo, impatti che sarebbero da evitare in zone ad alta sismicità.

D ― Impianti di “quarto tipo o generazione”,

 cioè impianti innovativi e sperimentali: non disponiamo ancora di sufficienti informazioni per valutare i loro rischi ambientali.  



Conclusione

Nessuno degli impianti geotermoelettrici esistenti ad oggi in Italia è sostenibile per l’ambiente. Tutti sono realizzati in zone a geografia complessa, e tutti sono a ciclo aperto presentando gravi criticità in tutte le categorie di rischio considerate: emissione di gas climalteranti comparabili o superiori a centrali a combustibili fossili, emissione di sostanze dannose per l’ambiente e per l’uomo, inquinamento delle falde acquifere superficiali, depauperamento delle falde superficiali, subsidenza e induzione e innesco di terremoti.

Ma anche le centrali a ciclo chiuso in progetto sono tutte collocate in zone a geografia complessa e presentano gravi criticità: inquinamento delle falde acquifere superficiali, depauperamento delle falde superficiali, subsidenza ed induzione e innesco di terremoti.



______________________________________

[1] Specchio di questa scelta è l’Inventario delle risorse geotermiche nazionali, ENEL-ENI-AGIP-CNR-ENEA, Ministero dell'Industria, del Commercio e dell'Artigianato, 1987).

[2] Dopo la pubblicazione del primo articolo (“rinnovabilità”) della serie, è nata una discussione sull’uso della definizione impianti di “terzo tipo” o “terza generazione”. In questi post seguiamo una convenzione più recente (e più corretta) che attribuisce il “terzo tipo” a centrali DHE – di una generazione più recente di quelli di “secondo tipo” e molto più sostenibili. Prima la “terza generazione” veniva attribuita a impianti EGS (enhanced geothermal system) o HDR che noi cataloghiamo sotto “secondo tipo”; infatti hanno in comune con centrali a tipo chiuso molte caratteristiche tecniche e anche il periodo in cui sono nati – appartengono alla stessa generazione.

[3] Se si prende in considerazione anche l’emissione di metano, il fattore di emissione di gas climalteranti è di circa 660 g(CO2)eq /kWh (vedi Data analysis of atmospheric emission from geothermal power plants in Italy”).

[4] Secondo i dati ISPRA il fattore di emissione della CO2 per la produzione geotermoelettrica da combustibili fossili (nella media del mix nazionale) è stato nel 2017 di 491 gCO2/kWh. Il fattore di emissione per gas naturale era di circa 370 gCO2/kWh. (Vedi pagina 30 Report Ispra “Fattori di emissione atmosferica di gas a effetto serra nel settore elettrico nazionale e nei principali paesi europei).

[5] È generalmente aberrante l’argomento che gli impianti “a ciclo aperto” emettono solo i gas che comunque verrebbero emessi nell’atmosfera nel futuro, e che quindi il loro impatto climalterante sia nullo:

- per quasi tutti i serbatoi l’emissione naturale di gas in atmosfera avviene a un tasso di emissione molto basso (dipendente dalla presenza di faglie, di “hot spots” ecc.);

- l’esercizio delle centrali emette grandi quantità di gas climalteranti adesso, in un breve lasso di tempo, e aumenta l’attuale emergenza climatica invece di ridurla: i tempi di emissione di CO2 non corrispondo al ciclo naturale della sua produzione e immissione in atmosfera che è un “ciclo lungo”;

- l’esercizio delle centrali emette da serbatoi profondi grandi quantità di gas che naturalmente mai sarebbero stati emessi;

- nei pochi casi particolari come per qualche serbatoio superficiale della zona di Larderello, dove le emissioni naturali alti si sono ridotte negli ultimi 50 anni, questa riduzione è dovuta all’esaurimento dei serbatoi – eliminando tutto il fluido e rilasciandolo in atmosfera in breve tempo si elimina anche tutto il gas contenuto. L’effetto dà quindi prova, oltre della non-sostenibilità ambientale anche della non-rinnovabilità dell’utilizzo della risorsa;

- inoltre, c’è da considerare l’effetto che l’esercizio può avere sulle condizioni nel sottosuolo:

- movimentando fluidi nel sottosuolo durante l’esercizio delle centrali si favorisce il discioglimento di CO2 dalle rocce carbonatiche e si aumenta la quantità di gas nel serbatoio,

- alterazioni indotte nel sottosuolo possono alterare localmente le condizioni di emissione di gas dal suolo, aumentandole o riducendole,

- a causa delle depressioni generate dallo sfruttamento, nel serbatoio i gas incondensabili risalgono verso la superficie e possono essolversi dalla fase liquida per formare una fase gassosa.  
[6] Acronimo di Abbattitore di Mercurio e Idrogeno Solforato.

[7] Lo Studio Epidemiologico a cura della Fondazione Monasterio (2010): Dall'analisi dei dati disaggregati, a pag.82 dello Studio, emerge che nei maschi residenti nei comuni geotermici dell'area dell’Amiata si registra un eccesso statisticamente significativo della mortalità per tutte le cause del 13%. Vedi anche lo studio dell’ISDE del 2018 che propone come una unica soluzione: l’immediata chiusura delle centrali con loro dismissione e bonifica dei siti. 

[8] Secondo Stefan Wiemer, direttore del servizio sismologico svizzero, si tratta di un precedente "che ovviamente rappresenta una grande sfida per qualsiasi futuro progetto geotermico".

[9] Vedi anche le raccomandazioni prescritte nel rapporto ICHESE 2014, dall’ISPRA, successivamente acquisite e confermate dalla Commissione Grandi Rischi – Settore rischio sismico, del Gruppo di Lavoro per la definizione di indirizzi e linee guida per il monitoraggio di microsismicità, deformazione del suolo e pressione di fluidi di poro, trasmesse con nota del 9/5/2014 prot. Dip/0024667, dal Dipartimento della Protezione Civile ai Ministeri dello Sviluppo Economico, della Ricerca Scientifica e dell’Ambiente.

Per una recente discussione di tutta la problematica, vedi i contributi al terzo Schatzalp Workshop, 5-8 marzo 2019.

[10] Per gli impianti “flash” non è tecnologicamente impossibile intercettare completamente tutte le emissioni in atmosfera e separarne l’anidride carbonica per stoccarla o reiniettarla nel sottosuolo. Poiché economicamente impegnativo, in pochi impianti nel mondo si tenta di farlo (p. e. nella centrale di Radicondoli). Si aggiungono due problemi non ancora risolti:

- non è facile commercializzare la grande mole di CO2 captata, inoltre contenente tracce di inquinanti. C’è il reale pericolo, che il prodotto captato venga rilasciato in atmosfera successivamente;
- i serbatoi geotermici possono non essere adatti per il stoccaggio di CO2.

[11] “Allo stato attuale delle conoscenze, anche a livello internazionale, non esistono applicazioni industriali dove sia stata sperimentata con successo la reiniezione totale degli incondensabili (in campi con contenuto di gas superiori all’1%), tranne l’esperienza negativa effettuata in un sito della US Navy (campo geotermico di Coso in California USA). In Amiata la percentuale di gas incondensabili supera anche il 10%.” … “In sintesi, quindi, ad oggi nessun impianto geotermico nel mondo (sono oltre 620 le centrali geotermiche in esercizio nel pianeta) utilizza la reiniezione totale (fase liquida + gas), in campi con contenuto di gas superiori all’1%.” (Vedi le osservazioni pubbliche al progetto “Val di Paglia” (0SS_10 - https://www.regione.toscana.it/-/procedimento-coordinato-e-provvedimento-unico, progetto "Realizzazione di un impianto geotermico di tipo binario con tecnologia ORC (Organic Rankine Cycle) e potenza di design pari a 9,999 MW e relative opere connesse nel Comune di Abbadia San Salvatore  (SI)").

[12] Secondo l'ENEL stessa, la totale reiniezione del fluido con alto contenuto di gas incondensabili è "infattibile".
Esiste anche un approccio meno impegnativo ma anche meno “puro”: si permette la depressurizzazione del fluido e si capta la CO2. Il fluido senza gas viene convogliato nella centrale e cede il suo calore. Dopodiché, al fluido raffreddato viene aggiunto il gas, per reiniettare le due componenti insieme. Le deposizioni e incrostazioni di calcite si evitano aggiungendo sostanze chimiche al fluido (con il rispettivo inquinamento). Metodo a lungo sperimentato nella centrale di Bruchsal.