La scommessa della geotermia per il mix energetico italiano: Dba Group investe anche in Friuli

C'è una fonte di energia indipendente dal sole, che non si ferma quando cala il vento e può produrre elettricità e calore durante tutto l'anno. Pur conoscendola da decenni, al di là di alcune iniziative minori l'Italia non ha ancora saputo trasformarla in una componente significativa del proprio mix energetico. Eppure, secondo Francesco De Bettin, presidente della trevigiana Dba Group, la geotermia ha un potenziale altissimo, di fatto ancora tutto da sfruttare.

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«Ha il grande vantaggio di essere disponibile e utilizzabile senza soluzione di continuità per tutto l'anno. È una fonte verde e può contribuire a quella che chiamiamo la base-load energetica», spiega l'ingegnere, riferendosi alla quota di produzione necessaria a garantire una disponibilità costante di energia. Un aspetto importante in una fase in cui l'elettrificazione dei consumi, lo sviluppo dei data center e le nuove applicazioni del calcolo ad alte prestazioni sono destinati ad accrescere la domanda energetica.

La transizione dalle fonti fossili a quelle rinnovabili, secondo De Bettin, non può limitarsi ai soli fotovoltaico ed eolico, la cui produzione di energia è condizionata dal meteo. «Il fotovoltaico è una fonte intermittente per eccellenza: di notte non c'è, ma anche di giorno, essendo legata alle condizioni atmosferiche, può produrre troppo, poco oppure non produrre affatto». L'eolico risente d'altro canto della disponibilità del vento, mentre l'idroelettrico, pur essendo regolabile, è diventato meno prevedibile con il cambiamento climatico.

È qui che entra in gioco la geotermia, insieme alle biomasse e al biogas. L'integrazione di queste tecnologie, secondo De Bettin, consentirebbe al Paese di costruire un mix energetico più equilibrato, combinando fonti intermittenti con altre in grado di garantire una produzione continua.

Le potenzialità

La geotermia sfrutta il calore presente nel sottosuolo, che aumenta con la profondità. In base alla temperatura dei fluidi e alla quantità di energia termica che possono fornire, le risorse geotermiche vengono classificate in bassa, media e alta entalpia utilizzate rispettivamente per riscaldare e raffrescare gli edifici (sfruttando il calore degli strati più superficiali del terreno), per la produzione di energia elettrica e il recupero di quella termica (con perforazioni più profonde per raggiungere fluidi a temperature elevate) e infine per la produzione di elettricità su scala industriale.

«Nel nostro Paese la risorsa a media-alta entalpia si trova a profondità comprese tra 3.300 e 5.000 metri. Sono profondità impegnative, ma la perforazione ci è nota e la dominiamo: utilizziamo le stesse tecnologie impiegate nella perforazione petrolifera», spiega De Bettin. Nelle aree più favorevoli, le temperature possono raggiungere i 160-180 gradi. Il calore del fluido viene sfruttato per produrre elettricità e può essere utilizzato per fornire energia termica.

De Bettin ricorda come l'Italia abbia una lunga esperienza nello sfruttamento del calore terrestre, certificata dalla prima centrale geotermica del mondo, quella di Larderello, in Toscana, entrata in funzione nel 1913 e rimasta _ oggi sotto la gestione di Enel Green Power _ il principale riferimento nazionale per questa tecnologia il cui potenziale, tuttavia, non si esaurisce in Toscana. Sempre secondo il presidente di Dba Group «nel Nord Italia, in Sardegna, in Campania e in Sicilia esistono aree che potrebbero dare un contributo importante alle necessità energetiche del Paese». Secondo le sue stime, il potenziale potrebbe arrivare a coprire gradualmente una quota compresa tra il 16 e il 22 per cento del fabbisogno energetico nazionale previsto al 2030.

De Bettin è ancora più ottimista, in termini previsionali, rispetto alle stime fatte dalla Rete Geotermica – associazione di imprese che riunisce operatori e gruppi industriali attivi nella filiera geotermica, dall’esplorazione alla progettazione e realizzazione degli impianti – che indica la possibilità di installare in Italia altri 3 mila megawatt di potenza geotermica, arrivando a coprire il 12% del fabbisogno energetico nazionale.

L’Italia ha dalla sua una base di conoscenze geologiche accumulata durante, dopo la seconda guerra mondiale, grazie alle ricerche di idrocarburi «Abbiamo circa 7 mila perforazioni realizzate negli anni Cinquanta dall'Eni di Enrico Mattei, che cercava gas e petrolio a profondità comprese tra 4 mila e 5 mila metri. Ci sono rimaste le stratigrafie: sappiamo quali falde si incontrano, quali rocce si attraversano e quali temperature sono state rilevate» ricorda De Bettin. Un patrimonio di informazioni che può aiutare a individuare le aree più promettenti e ridurre l'incertezza nella progettazione. Non tutte le perforazioni garantiscono, naturalmente, la presenza di una risorsa sfruttabile. Ma, secondo De Bettin, non è necessario spingersi fino alle profondità estreme della geotermia ad altissima entalpia, che comporta costi e difficoltà tecniche maggiori. «Per i nostri obiettivi possiamo fermarci alla media-alta entalpia».

Gli investimenti

È su questa prospettiva che Dba Group ha deciso di investire direttamente. Dal 2022 il gruppo destina circa 250 mila euro all’anno di capitale di rischio allo sviluppo di progetti geotermici, lavorando con il dipartimento di Geoscienze dell’Università di Padova e con l’Università di Pisa, che vanta competenze consolidate nell’area di Larderello.

I progetti riguardano Marghera, Padova e il Friuli Venezia Giulia. L’obiettivo è arrivare a iniziative concretamente realizzabili, mettendo insieme conoscenze scientifiche e capacità di progettazione ingegneristica. «Per dare credibilità a un mercato nuovo in cui crediamo, abbiamo deciso di diventare committenti di noi stessi, investendo direttamente nella fase di sviluppo dei progetti, per essere pronti a diventare protagonisti nel mercato dei servizi ad alta competenza», fa sapere ancora il presidente di Dba Group.

Per dare un ordine di grandezza dell’investimento necessario, De Bettin indica una stima media compresa tra 22 e 26 milioni di euro per un impianto da circa 3 megawatt di potenza di picco, in grado di produrre ogni anno 20-22 gigawattora di energia elettrica e termica. La voce più rilevante è quella delle perforazioni, mentre l’occupazione di suolo si limita a circa mille metri quadrati. I tempi di realizzazione, una volta avviato il cantiere, sono stimati in sei-otto mesi. Tutti elementi che vanno a vantaggio della geotermia rispetto ad altre fonti rinnovabili. Punti a sfavore naturalmente ce ne sono anche in questo caso, in particolare relativi «all’impatto acustico, soprattutto nella fase iniziale dei lavori», osserva De Bettin, che indica però il maggiore problema nel rischio economico legato alle perforazioni.

I rischi

«Puoi spendere milioni per fare un pozzo e poi non trovare la risorsa nelle condizioni attese. Se succede, hai sostenuto un costo senza avere un impianto che possa ripagarlo. E questo rischio esplorativo _ evidenzia l'ingegnere - frena gli investimenti». La soluzione? De Bettin richiama l’esperienza di altri Paesi europei, come Francia e Germania, dove sono stati sviluppati strumenti per contribuire a coprire il rischio delle perforazioni. In Italia l'ipotesi allo studio è quella di introdurre possibili meccanismi assicurativi e strumenti finanziari a copertura degli investimenti. La definizione di questi strumenti è agli occhi di De Bettin decisiva per trasformare gli studi in cantieri. «Serve una scelta di politica industriale. La tecnologia esiste, le competenze ci sono e abbiamo un patrimonio di conoscenze geologiche – conclude –. Ora bisogna creare le condizioni affinché si possa investire».