Nonostante la crisi energetica e le difficoltà di approvvigionamento, la geotermia rimane la cenerentola energetica europea, nonostante le sue elevate potenzialità, specie dopo i recenti miglioramenti tecnologici derivati dal fracking petrolifero con lo sviluppo della perforazione orizzontale oltre alla classica verticale, con pozzi sempre più profondi.
La geotermia di nuova generazione potrebbe aiutare l’Europa a produrre energia a costo competitivo coprendo quasi la metà del fabbisogno elettrico europeo oggi soddisfatto dalle fonti fossili secondo le risultanze del nuovo studio indipendente di Ember, secondo cui 43 gigawatt di capacità geotermica ad alta entalpia (quella con cui si produce vapore per fare funzionare gruppi turboalternatori per produrre energia elettrica) potrebbero essere sviluppati nell’Ue a costi inferiori ai 100 €/MWh, paragonabili agli impianti a fonti fossili, con un potenziale produttivo di 301 terawattora di elettricità all’anno, pari al 42% della produzione da carbone e gas registrata nel 2025. Poi, con vantaggi da non trascurare: rispetto ad altre fonti rinnovabili come fotovoltaico ed eolico, la geotermia è una fonte rinnovabile continua, non intermittente e non paesaggisticamente impattante. Oltre a non essere dipendente dal monopolio cinese che controlla la quasi totalità della produzione di pannelli fotovoltaici e di aerogeneratori.
Secondo l’ultimo rapporto dell’International Energy Agency, nel 2025 i finanziamenti per la geotermia avanzata hanno raggiunto quasi 2,2 miliardi di dollari, con un aumento dell’80% su base annua e del 280% rispetto al 2018. La crescita è trainata dall’innovazione tecnologica: il comparto ha affinato le tecnologie di analisi e perforazione del suolo, così come quelle di estrazione del calore, aprendo nuovi scenari di utilizzo. Il merito è in parte del recente know-how dell’industria fossile nelle trivellazioni orizzontali utilizzata per il recupero di petrolio e di gas da scisti bituminosi con il fracking che hanno consentito anche di accrescere la profondità di perforazione dei pozzi verticali ben oltre i 2.000 metri raggiungendo i 4-5.000 metri con l’obiettivo si spingersi verso i 7.000 per produrre vapore surriscaldato ad oltre 200 gradi centigradi.
Ma senza ricorrere a perforazioni profonde, utili per produrre calore ad alta temperatura con cui fare funzionare turbine per la produzione di energia elettrica, per gran parte dei consumi energetici legati alla climatizzazione degli edifici che assorbono il 40% circa del totale dei consumi energetici italiani, bastano interventi di portata ben minore, visto che per una pompa di calore per la climatizzazione è sufficiente realizzare una perforazione di circa 300 metri per recuperare quella decina di gradi termici costanti utili per riscaldare e raffrescare gli ambienti, tagliando conseguentemente i consumi di gas metano.
La geotermia di nuova generazione non ha bisogno di trovare nel sottosuolo fluidi ad alta temperatura per funzionare – come succede nei siti tradizionali di Larderello e Monte Amiata in Toscana, già sfruttati dalla fine dell’Ottocento dove Enel Green Power genera circa 5.7 TWh, pari al 2% dei consumi nazionali, con 34 impianti con una potenza totale istallata di 916 MW -, ma li immette a freddo per raccogliere il calore del sottosuolo lungo perforazioni orizzontali ed estrarlo attraverso un circuito chiuso, dove i fluidi circolano senza venire in contatto con la roccia, con vantaggio anche per l’impatto ambientale nel suolo.
Sistemi di questo tipo ampliano moltissimo la platea di siti potenziali, ben oltre quelli già sfruttati sul territorio italiano – come noto uno dei più “caldi” del continente, tanto da potere contare su quattro sistemi vulcanici attivi (Etna, Stromboli, Vesuvio Campi Flegrei e Vulcano) e tre territori magmatici (Colli Verici in Veneto; colli Albani, Monti Vulsini e Cimini nel Lazio; arcipelago toscano e monte Amiata in Toscana) -: peccato solo che non siano stati adeguatamente valorizzati, pure nella recente tornata del Pnrr, dove si è finanziato “la qualunque” pure di spendere i 196 miliardi arrivati dall’Unione europea, senza attivare investimenti energetici sostenibili come nella geotermia.
L’Europa ha svolto un ruolo centrale nello sviluppo del geotermico e nel 2024 contava 147 centrali in funzione (comprendendo anche quelle turche), che hanno prodotto circa 20 terawattora di elettricità da una capacità installata di poco più di 3,5 gigawatt (un quinto della capacità geotermica globale). La maggior parte della produzione proviene da Italia, Islanda e Turchia, che insieme coprono la quasi totalità della produzione geotermica europea.
E, secondo lo studio di Ember, nell’Ue lo sviluppo della geotermia rimane una cenerentola, procedendo più a rilento che negli Stati Uniti dove sono in sviluppo 5,4 gigawatt contro i 2,4 pianificati in Europa.
In Italia qualcosa si muove con la multiutility Hera che sta raddoppiando la centrale geotermica di Casaglia (Ferrara), che costituisce la principale fonte di alimentazione del teleriscaldamento locale. Il progetto, con un investimento complessivo di 50 milioni di euro di cui 22,9 finanziati da fondi Pnrr, porterà la potenza termica dell’impianto dagli attuali 16 MW a 32 MW circa, con l’ampliamento della rete cittadina.
L’intervento di potenziamento prevede un ribaltamento delle fonti utilizzate: «il mix produttivo attuale è composto dal 39% del calore proveniente dal recupero dal termovalorizzatore di Ferrara, il 17% da caldaie a gas, il 44% dalla geotermia – spiega il responsabile teleriscaldamento del Gruppo Hera, Simone Rossi -. A fine dei lavori entro agosto 2026, il calore immesso in rete sarà prodotto per il 70% dalla geotermia, per il 26% da recupero del termovalorizzatore e per la restante quota da fonti fossili, per motivi di flessibilità. Una configurazione che fa di Ferrara un unicum a livello europeo».
Oggi il teleriscaldamento copre il 3% della domanda nazionale con 430 sistemi, 5.000 chilometri di reti e 1,4 milioni di appartamenti riscaldati nel Nord Italia, a fronte di uno sviluppo potenziale nel Paese di 5 volte tanto. Uno scenario che potrebbe comportare il taglio di 2,6 miliardi di metri cubi di consumo da gas metano, a tutto vantaggio della decarbonizzazione e della bolletta energetica nazionale.
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