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 [7]. 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 [8].

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

Altre prove recenti provengono dal terremoto di Pohang nel 2017 [9] e dallo sciame sismico di ottobre/novembre 2019 a Strasburgo.

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 [10].

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 [11].

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) [12], 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 [13]. 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.



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[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] Per quanto riguarda l’emissione di materiale particolato (PM) da centrali geotermiche a ciclo aperto, sono da considerare sia emissioni dirette di particolato (PM primario), sia la formazione di particolato a partire da gas precursori in seguito a trasformazioni fisico-chimiche in atmosfera (PM secondario).

Il particolato primario viene generato soprattutto dalla combustione di materiale fossile e organico. In centrali per la generazione elettrica, esso viene prodotto durante i processi di combustione, per esempio nei fumi nel caso di centrali a legna o carbone, ma anche durante il raffreddamento del fluido geotermico evaporato nei torri di raffreddamento. In quest’ultimo caso, una pioggia di goccioline di fluido geotermico viene fatta cadere dall'alto verso il basso, mentre dell'aria viene pompata dal basso verso l'alto. Queste goccioline in buona parte evaporano completamente lasciando un microagglomerato di cristalli dei sali disciolti nel fluido geotermico. Questi microagglomerati di sali, che sono per lo più solfati (ed in parte minore nitrati) sono espulsi dalla torre di raffreddamento direttamente in atmosfera. Essi contengono tra l'altro anche metalli pesanti (tra cui Mercurio, Arsenico, Antimonio, Tallio, Torio, Cesio, Uranio e altri). All'uscita delle torri di raffreddamento, i vapori tornano a condensare attorno ai centri di condensazione formati da queste micro agglomerati, generando materiale particolato.

Lo studio Patos-2 (Particolato Atmosferico in Toscana) evidenzia la presenza di polveri sottili a Piancastagnaio (che vengono definite di tipo “secondario”); nelle conclusioni dello studio si afferma che sono significative solo a livello locale.

Il particolato secondario vero e proprio viene formato in atmosfera a partire da “gas precursori” (che sono principalmente ammoniaca, ossidi di azoto, biossido di zolfo, composti organici volatili). Un esempio ne è la formazione di PM nell’atmosfera in prossimità di allevamenti zootecnici che emettono grandi quantità di ammoniaca. Poiché anche centrali geotermiche emettono ammoniaca in quantità elevate, sicuramente portano anche alla formazione di particolato secondario. Per stimarne le concentrazioni su tutto il territorio, occorre conoscere le complesse dinamiche dell’atmosfera per valutare, tramite modelli fotochimici, sia la diffusione e la dispersione, sia la formazione degli inquinanti secondari, a partire dalle trasformazioni dei precursori.

[8] 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. 

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

[10] 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.

[11] 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.

[12] “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)").

[13] 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.

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

Questo post è il primo di tre articoli di approfondimento alla petizione "STOP INCENTIVI ALLA GEOTERMIA PERICOLOSA E SPECULATIVA".


In questo primo post tentiamo di rispondere alla domanda:

La geotermia è una fonte di energia elettrica rinnovabile?


Nel secondo post ci chiediamo:

La geotermia è una fonte di energia elettrica sostenibile?


Il terzo post tratta la questione dell’incentivazione della geotermia industriale.

Premesse e domande

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.

Il ministro dell’Ambiente Costa: “È una vera e propria rivoluzione copernicana, un cambio di paradigma. Si premia l’autoconsumo di energia per gli impianti su edificio fino a 100 kW e l’eliminazione dell’amianto, si incentiva la produzione di energia sostenibile oltre che rinnovabile. Questo decreto è una grande opportunità di sviluppo e di tutela ambientale”.

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”.

Gli obiettivi dichiarati dei decreti FER1 e FER2 sono, quindi, il sostegno alla produzione di energia da fonti rinnovabili, la promozione della sostenibilità e l’accento su efficacia ed efficienza energetica.

Ci chiediamo:

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

2 - La produzione di energia elettrica da fonti geotermiche è sostenibile?

3 - Quale forma di geotermia è da incentivare? 

Per chiarire i concetti “rinnovabile” e “sostenibile”, premettiamo che:

­­― le risorse energetiche rinnovabili sono risorse naturalmente rinnovate (rigenerate, restaurate) in una scala temporale umana (tipicamente una generazione) [1];

― la sostenibilità è la caratteristica di un processo o di uno stato che può essere mantenuto a un certo livello indefinitamente, tenendo conto dei fattori ambientale, economico e sociale.

Ancora due premesse:

In quanto segue, parliamo di geotermia “profonda”, con pozzi che raggiungono un serbatoio geotermico “profondo” (dell’ordine di 1 km e oltre), dove il fluido geotermico ha una temperatura da circa 100 °C fino a 150 °C (“media entalpia”) e sopra 150 °C (“alta entalpia”). Presupponiamo anche un utilizzo industriale e intensivo della risorsa.

Inoltre, parliamo di impianti geotermici che producono elettricità, cioè di impianti geotermoelettrici.



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

L’utilizzo del calore della Terra (della geo-termia, dal greco gê ― Terra e thérmē ― calore) nella sua forma naturale, come ad esempio nelle terme alimentate da sorgenti naturali è certamente rinnovabile, poiché il sistema naturale è in equilibrio.

Più difficile, però, è valutare la rinnovabilità quando l’utilizzo diventa un’attività industriale, estrattiva; quando c’è disturbo dell’equilibrio naturale.

La risorsa geotermica è costituita dal vettore fluido geotermico (acqua e/o vapore d’acqua contenente varie sostanze che provengono dalle formazioni geologiche con le quali il fluido è venuto a contatto) e dal suo contenuto calorico. Considerando un dato modo di utilizzo, la risorsa geotermica è rinnovabile quando tutti i processi industriali che sottraggono fluido e calore da un lato, e tutti i processi che permettono il rinnovo naturale di fluido e calore dall’altro, si uguagliano in una scala temporale umana. 

Ma anche eventuali alterazioni irreversibili della formazione geologica che contiene il vettore (il “serbatoio geotermico”), indotte durante la realizzazione dell’impianto geotermico, o dall’esercizio della centrale, possono influire sulla rinnovabilità della risorsa geotermica. In più, alterazioni indotte nel sottosuolo possono influire indirettamente sulla rinnovabilità di altre risorse naturali, come per esempio della risorsa di acqua potabile negli acquiferi superficiali.
Quando la risorsa è utilizzata come fonte industriale di energia, la sua rinnovabilità è determinata dalle modalità di sfruttamento e dalle caratteristiche della risorsa.

Le modalità di utilizzo geotermoelettrico sono diverse a seconda del tipo di impianto:  

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”, in sistemi denominati DHE o DHHE (down hole exchanger, deep hole heat exchanger…).

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

Tutte queste modalità sono da definire “estrattive” ma hanno caratteristiche diverse per quanto riguarda la loro rinnovabilità e sostenibilità.

A – Nelle centrali “a ciclo aperto”, il fluido prelevato dai pozzi profondi aziona le turbine per produrre energia elettrica. Qui si possono distinguere due categorie di impianti che utilizzano il fluido presente in serbatoi caldi e profondi (“sistemi idrotermali”):

― a vapore secco, o a vapore dominante ((direct) dry steam), dove la fase continua del fluido è il vapore d’acqua;

― ad acqua dominante (“flash”), dove l’acqua è la fase continua del fluido.

Negli impianti a vapore secco, il vapore surriscaldato (fino a 350 °C) e sotto alta pressione aziona direttamente la turbina che genera l’elettricità. Esempi famosi di questi impianti sono quelli di Larderello e quello di The Geysers in California.

Negli impianti flash, il fluido geotermico, prelevato in fase liquida e sotto pressione (liquido saturo) è “laminato” alla condizione di vapore saturo (fase liquida e fase vapore in equilibrio) - il processo “flash” (evaporazione flash). Il vapore aziona la turbina. Tutti gli impianti della zona dell’Amiata sono di questo tipo.

In entrambi i casi, dopo un passaggio attraverso vari filtri e dispositivi di mitigazione d’impatto, una grande parte del fluido raffreddato viene rilasciata nell’atmosfera.

Rinnovamento del fluido:

Solo se la ricarica naturale della quantità di fluido estratto ― processo complesso dominato (in sistemi dinamici) da infiltrazioni da falde superficiali alimentate dalle piogge ― avviene a un tasso compatibile con quello dell’estrazione, questo processo può essere definito “rinnovabile”. Molto spesso non è così, perché la gestione della risorsa (in particolare il volume di fluido estratto per unità di tempo a netto della quantità di fluido reiniettato) è determinata in funzione della convenienza economica e tecnologica, ma non della rinnovabilità.

Rinnovamento del calore:

Il rinnovamento del calore sottratto dal serbatoio dipende dalle caratteristiche geologiche delle formazioni che circondano e ospitano il fluido, dalla quantità di calore estratto per unità di tempo e dai processi naturali e “perenni” del suo rinnovamento, che sono la radioattività della crosta terrestre e il flusso termico dall’interno della Terra. In genere, si osserva un calo termico, più o meno pronunciato, nelle formazioni di estrazione, dovuto anche qui all’assenza di una gestione responsabile della risorsa.

Alterazioni indotte nel sottosuolo:

L’esercizio di centrali geotermoelettriche, dove vengono estratte ed eventualmente reiniettate grandi quantità di fluidi, ad alte pressioni in sottosuoli di struttura complessa e fragile, inevitabilmente crea alterazioni nelle formazioni geologiche interessate. Queste modificazioni strutturali, segnalate da micro- e macrosismi, sono irreversibili e possono modificare, per esempio, le strutture delle falde acquifere e i flussi ipogei.

Come esempio, concreto e attuale, dell’utilizzo della risorsa in centrali geotermoelettriche, quale citare, se non i campi geotermici della Toscana?
Gli impianti sono distribuiti su due aree principali: quella del Monte Amiata (tutti impianti “flash”) e quella dell’area geotermica “tradizionale” con i poli Larderello (a vapore secco), Lago Boracifero e Radicondoli-Travale. Nel 2018, i 36 gruppi geotermoelettrici hanno prodotto circa 6 GWh di energia elettrica.

Nella zona più vicina al Lago di Bolsena, sull’Amiata, il livello della falda geotermica è diminuito drasticamente negli ultimi 50 anni, segno che i processi di ricarica naturali non riescono a rinnovare la risorsa. L’esperienza amiatina insegna che i pozzi di produzione si esauriscono in media in 20-30 anni e devono essere sostituiti con nuovi pozzi, in altre zone o a maggiore profondità; ad oggi sono stati trivellati più di mille pozzi. Assieme al livello del fluido diminuisce anche il contenuto calorico nel serbatoio.

In più, l’estrazione intensa ha causato trasformazioni irreversibili nel sottosuolo che si riflettono anche in superficie con un importante abbassamento di terreno (subsidenza) e alterazioni del termalismo. In modo indiretto, lo sfruttamento ha contribuito ad un abbassamento importante del livello piezometrico della falda acquifera superficiale con perdita di portata o esaurimento delle sorgenti alte.

Riassumiamo: lo sfruttamento attuale della geotermia in centrali “a ciclo aperto”, sia nelle centrali dell’Amiata che nel mondo, in genere è legato

- al consumo del fluido geotermico,
- al consumo del calore della risorsa,
- e al consumo della risorsa di acqua potabile,

tutto ciò in maniera tale che le risorse non vengono rinnovate naturalmente in tempi comparabili alla scala umana [2].
In più, questo sfruttamento crea alterazioni irreversibili nel sottosuolo. 
Responsabile di questo insieme di fatti è l’assenza generalizzata di linee guida vincolanti che stabiliscono criteri di gestione in grado di assicurare il rinnovo della risorsa in tempi comparabili alla scala umana.

B - Nelle centrali a “ciclo chiuso”, il fluido geotermico caldo viene estratto nel pozzo di produzione e pompato nella centrale dove cede il suo calore, per mezzo di uno scambiatore di calore, a un vettore secondario. Il fluido raffreddato viene reiniettato nel sottosuolo in un punto lontano dal punto di produzione e chiude il ciclo compiendo un passaggio nel sottosuolo per tornare al punto di estrazione, riscaldandosi strada facendo. Solo il vettore secondario partecipa direttamente nei processi di generazione di energia elettrica.

Si tratta quindi di un sistema “binario”, a due circuiti separati l’uno dall’altro, senza emissione nell’ambiente del fluido geotermico e degli inquinanti che contiene.

Rinnovamento del fluido:

Solo se il fluido geotermico può tornare, senza impedimento, dal punto di reiniezione al punto di estrazione, il sistema è veramente a “ciclo chiuso”.

Per tutti i progetti proposti (tali centrali non sono ancora state realizzate in Italia), la risorsa geotermica utilizzata per la produzione di elettricità si trova in formazioni geologiche di morfologia complessa che hanno subito recenti sconvolgimenti. Perciò il fluido reiniettato rischia di non tornare nella formazione di estrazione.

Nei sistemi a “rocce calde secche” (HDR: hot dry rock), viene iniettata acqua ad alta pressione negli strati profondi dove crea un sistema di fratture e faglie nella roccia e si riscalda. Da questo serbatoio geotermico artificiale il fluido è prelevato in un secondo pozzo distante dal primo, cede il suo calore nella centrale e viene reiniettato formando un “ciclo chiuso”. Qui però, una certa percentuale dell’acqua introdotta si disperde (comunque in Italia tale fratturazione non è consentita).

Rinnovamento del calore:

Come per i sistemi a ciclo aperto, dipende dalla gestione della risorsa che di solito e tale da indurre cali termici non rinnovabili in tempi comparabili alla scala umana.

Alterazioni indotte nel sottosuolo:

Le alterazioni e le loro conseguenze possono essere persino più accentuate nelle centrali a ciclo chiuso che in quelle a scarico libero, per due motivi:

 ― i flussi di liquido geotermico estratto e reiniettato di solito sono più alti, nel tentativo di compensare la minore efficienza energetica;

― l’iniezione è la fase del processo più critica del ciclo ed è quella che provoca gli sconvolgimenti nel sottosuolo e i sismi indotti più forti.

Per le centrali progettate in zone con sottosuoli di struttura complessa e fragile, c’è quindi il rischio reale di alterazioni nelle formazioni geologiche interessate. Queste modificazioni strutturali, segnalate da micro- e macrosismi, sono irreversibili e possono modificare per esempio le strutture delle falde acquifere e i flussi ipogei.


In Italia non sono ancora in esercizio centrali geotermoelettriche a ciclo chiuso. Le esperienze dall’estero, con numerose centrali in Francia e Germania, non sono trasferibili automaticamente all’Italia perché lì gli impianti per lo più si trovano (ne parleremo più avanti) in zone sul piano geomorfologico completamente diverse da quelle della Toscana: zone con struttura geologica semplice e tranquilla, con bassa sismicità naturale, come i bacini sedimentari di Parigi o di Monaco di Baviera, dove l’acquifero geotermico statico si trova a grande profondità. Problemi di rinnovabilità nascono dallo sfruttamento eccessivo del calore nel serbatoio; recentemente questo problema si affronta con modellazioni e proiezioni numeriche con l’intento di stabilire criteri di gestione della risorsa.

Per riassumere, nelle centrali in progetto in Italia, lo sfruttamento della geotermia in centrali “a ciclo chiuso” non assicura il rinnovo della risorsa in tempi comparabili alla scala umana. 
Anche se il consumo del fluido con rilascio in atmosfera è assente, c’è il rischio che il fluido non torni nel serbatoio di provenienza e quindi non rinnovi la risorsa e che, invece, la alteri. Per quanto riguarda il consumo del calore, in assenza di proiezioni affidabili (molto difficili a causa della morfologia geologica complessa nelle zone tradizionali di sfruttamento geotermico) la risorsa rischia di non venire rinnovata in tempi comparabili alla scala umana. 
In più, questo tipo di sfruttamento rischia di creare alterazioni irreversibili nel sottosuolo addirittura più importanti che nelle centrali a ciclo aperto, e con ciò di intaccare le falde superficiali e consumare la risorsa di acqua potabile.



C - Nella tecnologia di “terza generazione”, lo scambiatore di calore viene inserito nella perforazione profonda. Il fluido geotermico non viene né estratto né movimentato tramite flussi ipogei indotti, ma cede il suo calore al fluido secondario nello scambiatore. Solo questo fluido secondario viene pompato nella centrale di generazione elettrica.

Anche qui, la rinnovabilità dipende da quella del calore del serbatoio e quindi dalla gestione della risorsa. Modificazioni irreversibili delle strutture geologiche sono in genere piccole.



D - Per gli impianti di “quarta generazione” non disponiamo ancora delle informazioni necessarie per valutare la loro rinnovabilità.



Conclusione

La geotermia termoelettrica può, sotto certe condizioni, essere una fonte di energia elettrica rinnovabile
- se la gestione della risorsa geotermica assicura il suo rinnovo in tempi comparabili alla scala umana, con totale reiniezione del fluido nel serbatoio di provenienza e un tasso di estrazione compatibile con il suo naturale rinnovo;
- se l'esercizio dell'impianto non compromette la rinnovabilità di altre risorse, ad esempio  della risorsa acqua potabile delle falde acquifere superficiali.
Constatiamo però, che lo sfruttamento della risorsa geotermica per la produzione di energia elettrica oggi, in Italia come nel mondo, in quasi tutti i casi, non rispetta questi criteri di rinnovabilità. In Italia, la progettazione delle centrali attuali e future è dominata da considerazioni di convenienza economica, di efficienza energetica e facilità tecnologica mentre è assente anche il minimo tentativo di definire criteri per l’uso rinnovabile della risorsa.

Considerare la geotermia oggi, in Italia, fonte rinnovabile per la produzione di energia elettrica - nel senso che la risorsa geotermica è usata in maniera tale da garantire il suo rinnovo in tempi della scala umana - non è giustificato.

[1]
Parliamo di rinnovabilità (valutare la rinnovabilità, la rinnovabilità è determinata …) nel senso che la risorsa (di fluido geotermico, di calore, di acqua potabile) è usata in maniera tale da garantire che sia rinnovata in tempi della scala umana. Altri, per esprimere lo stesso concetto, parlano di "uso sostenibile" della risorsa o di "uso durevole", di "durevolezza".

Esiste una certa confusione a 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 significa che la fonte primaria della "energia rinnovabile" è praticamente inesauribile - la radiazione del sole, il calore della Terra - e che è in grado di assicurare durevolmente la disponibilità delle varie forme di energia.
Ciò non significa che la Direttiva considera l’energia geotermica “rinnovabile” a priori, per definizione, ma piuttosto che per la sua natura presenta la possibilità di essere rinnovata in tempi della scala umana. 
Se "l'energia geotermica" (l'elettricità, il calore) fornita da un certo impianto è veramente rinnovabile (o sostenibile in questo senso), dipende dalla gestione concreta di una risorsa specifica. Questo senso diventa chiaro anche 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".

[2]
Alcuni autori hanno studiato la problematica e arrivano a simili conclusioni. L. Rybach e M. Mongillo, in: Geothermal Sustainability - A Review with Identified Research Needs, GRC Transactions, vol. 30 (2006), p. 1083, stimano il tempo di rinnovo della risorsa per centrali a ciclo aperto ad alcune centinaia di anni.

Quale geotermia?

Vedi qui il primo post di approfondimento della petizione seguente.
Il secondo post tratta la sostenibilità ambientale e il terzo post la questione dell'incentivazione.

FIRMA ANCHE TU:

https://www.change.org/p/change-org-si-al-taglio-degli-incentivi-alla-geotermia-elettrica-inquinante-e-speculativa

Qui il testo della petizione:

SI AL TAGLIO DEGLI INCENTIVI ALLA GEOTERMIA ELETTRICA INQUINANTE E SPECULATIVA!

Siamo in accordo con la volontà del Governo di escludere il settore geo-termoelettrico dagli incentivi per le energie rinnovabili.
Le lobby stanno facendo grandi pressioni per ottenere nuovamente gli incentivi che paghiamo nella nostra bolletta elettrica sotto la voce "oneri di sistema".
Aiutiamo il Governo a fare la scelta giusta e sostenibile, esponendo quanto segue. 

GLI OBIETTIVI DEGLI INCENTIVI alle fonti di energia rinnovabile sono:
1) La rinnovabilità: lottare contro lo spreco delle risorse naturali della Terra.
2) La sostenibilità economica, sociale e ambientale: in particolare ridurre l'Effetto Serra.

INVECE gli incentivi alla produzione elettrica da fonte geotermica creano UN'ASSURDA DISTORSIONE:

1) favoriscono l'esaurimento delle risorse geotermiche, con impianti "FLASH" (“a ciclo aperto”) o impianti "BINARI" (“a ciclo chiuso”), che producono principalmente elettricità e sprecano una grande parte della risorsa.
2) trasformano la geotermia in un’attività NON SOSTENIBILE perché:

La geotermia elettrica è inefficiente a livello energetico ed economico:

GLI INCENTIVI alla produzione elettrica promuovono l’utilizzo della risorsa geotermica con rendimento in energia elettrica molto basso. Una geotermia sostenibile ad alta efficienza energetica invece utilizza direttamente il calore geotermico per il teleriscaldamento. Giustamente, paesi come la Francia e la Germania puntano sulla geotermia profonda termica con eventuale cogenerazione di elettricità, redditizia anche senza incentivi. INCENTIVARE l’energia geotermoelettrica vuol dire tenere in vita assistita attività economicamente non sostenibili ormai abbandonate in molti paesi sviluppati.
ABOLIRE GLI INCENTIVI per gli impianti geotermoelettrici permette di risanare il settore geotermico e fare sì che diventi un settore economicamente maturo, autonomo ed efficace per la riduzione dell’Effetto Serra, sostituendo il riscaldamento da fonti combustibili ed elettriche.

La geotermia elettrica è pericolosa per la salute e la sicurezza:

GLI INCENTIVI mantengono in vita le centrali FLASH, che emettono una quantità di CO2 maggiore persino di centrali a combustibile fossile, inquinano fortemente aria, acqua e terra, e aumentano l'Effetto Serra!
GLI INCENTIVI spingono l'imprenditore, per motivi di profitto, a privilegiare una risorsa geotermica ad alta temperatura e vicina alla superficie. E con ciò a cercare risorse in zone con geologia complessa, spesso con vulcanismo recente e a rischio sismico dove i pericoli per ambiente e salute umana legati all’attività sono altissimi: terremoti indotti ed innescati distruttivi, inquinamento irreversibile della risorsa di acqua dolce, abbassamento delle falde.
GLI INCENTIVI sostengono e favoriscono sperimentazioni pericolose con progetti "pilota" a ciclo chiuso in zone ad alta criticità: Isola di Ischia, Campi Flegrei, Lago di Bolsena ... Uno spreco folle di fondi preziosi per impianti che “sperimentano”, in zone a rischio, una tecnologia già da anni messa a punto all’estero. In questo modo si utilizza impunemente la popolazione come cavie, grazie all’esenzione dalla Direttiva Seveso.
Il territorio del Lago di Bolsena, ad esempio è ad alto rischio sismico: magnitudo dei sismi naturali ≤ 6, con rischio di innesco di sismi della “grande faglia” tettonica. Qui, proprio nell’epicentro del terremoto del 2016 di magnitudo 4.1 (Castel Giorgio - TR) si vuole realizzare un impianto “pilota” a unica vocazione elettrica.

La geotermia elettrica distrugge risorse e patrimoni di grande valore:

L’assurdo controsenso degli incentivi rende possibile la collocazione delle centrali geotermiche OVUNQUE: poli geotermici capaci di riscaldare tutta ROMA, progettati in piena natura, ad esempio attorno al Lago di Bolsena. Questo è spreco!
Inoltre tali scelte comportano la distruzione di paesaggi, di siti termali, di zone incontaminate di pregio, di Siti di Interesse Comunitario della RETE NATURA 2000, di riserve di biodiversità e di acqua dolce potabile.
GLI INCENTIVI creano un settore geotermico malsano che compromette la principale risorsa economica d’Italia: il settore turistico. In alcuni luoghi, come attorno al lago di Bolsena, si rischia la compromissione della risorsa più preziosa: l’acqua.
SENZA GLI INCENTIVI le centrali, per motivi di competitività, devono essere progettate in aree industriali vicino a grandi centri urbani che accolgono il calore per il teleriscaldamento. E sono collocate in zone geologicamente tranquille e a bassa sismicità naturale, dove i pericoli per l’ambiente e per la salute sono bassi: come nel bacino di Parigi, a Monaco e Berlino, e a Ferrara.
CHIEDIAMO al Governo di attuare in urgenza la sua proposta di escludere il settore geotermoelettrico dagli incentivi per le energie rinnovabili. 
Invece di finanziare la nostra autodistruzione, vogliamo orientare la nostra quota di “oneri di sistema” della bolletta elettrica più verso il risparmio energetico e l’autoproduzione elettrica da VERE fonti rinnovabili: fotovoltaico sui tetti, mini eolico e geotermia domestica.

FIRMA ANCHE TU!

Geotermia: i terremoti indotti avvenuti in Francia facciano riflettere le autorità italiane

Circa due settimane fa la terra ha tremato in Francia nei pressi di un sito di sfruttamento della risorsa geotermica profonda a Vendenheim, comune del dipartimento del Basso Reno, a poca distanza da Strasburgo.

sito della centrale a Vendenheim

Il sito è gestito dall’impresa francese Fonroche Géothermie che ha iniziato le trivellazioni a marzo del 2018. Sin dall’inizio delle attività di perforazione sono stati registrati numerosi microsismi indotti di magnitudo inferiore a 2, ma la frequenza e l’intensità dei terremoti sono pericolosamente aumentate dopo il 10 ottobre di quest’anno, con più di cento microsismi in pochi giorni. Molto probabilmente ciò è dovuto alla fase finale di "ottimizzazione" del pozzo dopo la perforazione vera e propria, con una stimolazione chimica per aumentare la permeabilità nel serbatoio. Evidentemente qualcosa è andato fuori controllo tanto che il 12 e il 13 novembre si sono avute due scosse avvertite anche a Strasburgo, una di magnitudo 2.6 e una di 3.1, quest’ultima con lievi danni ad alcuni edifici e diverse abitazioni evacuate. I Francesi si chiedono, ora, che cosa accadrà in futuro?

Il BCSF (Bureau Central Sismologique Français), l’omologo del nostro Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia (INGV), ha classificato tutti questi terremoti come sismi “indotti”, cioè causati dall’attività umana. Specialmente i valori delle ultime scosse hanno superato quelli dell’attività sismica media naturale della Fossa Renana.

Nello studio d’impatto ambientale relativo all’impianto geotermico francese, il rischio sismico collegato alle trivellazioni era stato considerato trascurabile, data la bassa sismicità naturale della zona. Ma, a quanto pare, le trivellazioni hanno scombussolato il sottosuolo al punto da generare terremoti sempre più frequenti ed intensi. Le perforazioni vengono effettuate ad una profondità di circa 4.500 m per “esplorare” la risorsa geotermica e sono propedeutiche alla realizzazione di una centrale geotermica binaria a ciclo chiuso di circa 6 MW elettrici ai quali si aggiungono più di 30 MW termici. L’impianto prevede un flusso di 350 tonnellate all’ora di fluido geotermico.

L’impresa Fonroche ha escluso che i terremoti siano stati indotti dai lavori di perforazione perché “le trivellazioni sono state sospese l’8 novembre (4 giorni prima della scossa), conformemente alla normale programmazione delle operazioni in corso” e perché il sisma si è verificato ad almeno 5 km a sud del sito di ricerca geotermica. I geologi consultati, tuttavia, ritengono che la sospensione delle attività non consente affatto di escludere il diretto collegamento tra i terremoti e le trivellazioni; anche dopo che la stimolazione di faglie presenti nel sottosuolo è cessata, infatti, è possibile che si verifichi un’attività sismica differita. Inoltre, come si è visto in casi analoghi nel mondo, i terremoti possono generarsi anche ad alcune decine di chilometri dal sito di sfruttamento geotermico.

I lavori della Fonroche, intanto, nel rispetto del principio di precauzione, sono stati fermati; un decreto della prefettura locale stabilisce, infatti, “la sospensione delle operazioni in corso” in caso di “registrazione di sismi che superino la soglia di 2 della scala Richter”; le attività potranno riprendere solo dopo le analisi della situazione sismica condotte da un pool di esperti geologi.


Tutta questa vicenda deve far riflettere le autorità italiane sulla validità dei progetti geotermici previsti a Castel Giorgio, a Torre Alfina e intorno alla caldera vulcanica del Lago di Bolsena, oggetto di interesse di alcune imprese che vogliono investire in questo territorio approfittando degli incentivi statali alla geotermia elettrica.

A Castel Giorgio, in Umbria, sul confine idrogeologico settentrionale del Lago di Bolsena, e a Torre Alfina nel comune di Acquapendente, sono previsti due impianti geotermici binari di 5 MW per la produzione di energia elettrica. Si tratta di impianti “pilota” per i quali non sono previste emissioni in atmosfera, ma che incidono fortemente sulla stabilità del sottosuolo. Quello di Castel Giorgio, ad esempio, tramite 9 pozzi, la cui profondità varia da 1100 a 2300 metri, trasferisce ben 1000 tonnellate all’ora di fluido geotermico da una zona sotto il bacino Tevere ad una zona lontana 4 km sotto il bacino del lago di Bolsena. Nel sottosuolo il movimento di tali quantità di fluido per un periodo di 25 anni provocherebbe pericolosi stress termici e pressori, come sottolineato più volte dai geologi.

In particolare, fra gli studiosi, citiamo il geologo prof. Giuseppe Mastrolorenzo,

vulcanologo dell’INGV e primo ricercatore dell’Osservatorio Vesuviano, il quale durante un’intervista radiofonica, alcuni giorni fa, ha dichiarato che “L’area di Castel Giorgio è un’area ad elevatissima sismicità. Lì vi sono faglie attive che in passato hanno generato terremoti, anche di magnitudo prossima a 6 con ipocentro intorno agli 8 km, che hanno avuto effetti fino al 9° o 10° grado della scala Mercalli. È avvenuto nel 1695 e più recentemente nel 1957, con terremoti rispettivamente di magnitudo 5.7 e 4.9 con effetti devastanti”.

Secondo il vulcanologo “L’attività di estrazione e reiniezione di fluidi in quell’area potrebbe causare una serie di conseguenze: 1) alterare il sistema idrotermale e modificare le falde superficiali; quella più superficiale è una falda di acqua potabile, di cui fa parte il lago di Bolsena, che rischierebbe di essere contaminata da una grande quantità di arsenico, qualora risalissero i fluidi idrotermali da elevata profondità. 2) Deformazioni del suolo: subsidenza nelle zone di estrazione e sollevamento del suolo in quelle di reiniezione. 3) Sismicità indotta o innescata: si è visto a livello mondiale che, quando si va ad agire con iniezioni ed estrazioni di fluidi in aree prossime a faglie tettoniche attive (anche a qualche decina di chilometri), si può verificare la condizione per la quale tali faglie, già in condizioni critiche, vengano messe in movimento, “innescate” appunto, e si potrebbe avere uno scorrimento, cioè un terremoto anche per effetto di piccole perturbazioni”.

Mastrolorenzo ha inoltre ricordato che “Nel 2016, dopo il parere positivo della Commissione di Impatto Ambientale, si è verificato un terremoto di magnitudo 4.1 localizzato a 1 Km da Castel Giorgio, proprio nell’area in cui si pensa di fare la centrale. Sebbene non molto forte, questo terremoto indica che proprio quel tratto delle ben note faglie distensive poste in quell’area è in condizioni pre-critiche, cioè in futuro sicuramente genererà altri terremoti. Il problema è capire, ora, quale sia la probabilità che le azioni di estrazione e reiniezione di fluidi possano causare un anticipo di quei terremoti che sicuramente si verificheranno (perché quelle strutture stanno accumulando energia tettonica per i movimenti continui, seppur lenti, dell’Appenino). Di chi sarebbero allora le responsabilità se un terremoto che dovrebbe verificarsi tra qualche secolo si verificasse tra qualche anno? Questo è quello che sto cercando di denunciare e di segnalare alle autorità in termini di pericolosità connessa alle attività antropiche”.

trivellazione a Vendenheim

Ci chiediamo, allora, perché continuare a dare incentivi alla geotermia profonda in modo indiscriminato? Alcune tipologie di impianti geotermici sono sicuramente migliori di altre (ad esempio quelle che non immettono gas velenosi nell’aria), ma ciò che non si considera è DOVE questi impianti vengono installati. Non sono certo compatibili con un territorio di origine vulcanica come il nostro, caratterizzato da una elevatissima sismicità e da molte faglie attraverso le quali possono risalire i fluidi geotermici cancerogeni contaminando le falde acquifere potabili.

Come mostra l’esperienza francese e come i geologi hanno spiegato nelle numerose conferenze pubbliche svoltesi in Umbria e nei paesi intorno al lago di Bolsena, il pericolo dei terremoti non si ha solo nel periodo di funzionamento della centrale, ma anche prima, ovvero nella fase di trivellazione dei pozzi geotermici.

Probabilmente non è semplice confrontare situazioni geologiche così lontane e diverse, ma ciò che è accaduto in Francia mostra chiaramente che l’attività geotermica “sollecita” sconosciute ed imprevedibili forze presenti nel sottosuolo fino a generare pericolosi terremoti, anche differiti nel tempo.

Facciamo appello a tutte le Autorità italiane affinché non si commetta il grave errore di autorizzare definitivamente l’impianto di Castel Giorgio, così come tutti quelli che si trovano in aree a rischio. Incentivare lo sfruttamento di risorsa geotermica in queste zone è una follia.