Sotto sotto... decarbonizzare l'energia è possibile

Il passaggio degli attuali consumi elettrici a una generazione a forte penetrazione rinnovabile è possibile, ma la sfida diventa più complessa all’approssimarsi del traguardo del 100%, ancora di più se si considera che la domanda elettrica è destinata ad assorbire anche gli attuali consumi termici (trasporti, industria, climatizzazione e produzione di acqua calda negli edifici residenziali e commerciali).

Ti ho già parlato di come l’elettrificazione permetterà di ridurre la domanda complessiva di energia, nonché di quanto fondamentali siano gli accumuli energetici per gestire le fonti variabili, ma resta la criticità di garantire una fornitura stabile in ogni occasione, anche nei rari casi in cui tutto ciò non basti.

Quali tecnologie, quindi, permettono di gestire una rete basata completamente sulle fonti rinnovabili?

Oggi ti torno a parlare di geotermia, dopo la prima Pillola sul tema, per mostrarti due tecnologie che potrebbero rendere questa fonte energetica ben più diffusa sul pianeta e rappresentare la chiave di volta per il completamento della transizione energetica.

La strada verso il 100% di rinnovabili

Quante volte ho sentito dire - principalmente da sconosciuti “tuttologi da social”, spesso privi di qualsiasi formazione tecnico-scientifica per interloquire sull’argomento, ma anche da personaggi più o meno noti nel dibattito politico nazionale - che “una rete a 100% rinnovabili non è realizzabile”.

Luoghi comuni che potevano essere accettabili una trentina di anni fa, quando le rinnovabili erano ancora in fase di sviluppo embrionale, i loro costi ancora elevati ed erano assenti tecnologie di accumulo energetico altrettanto competitive.

Oggi, eolico e solare sono le due fonti più economiche e rapide da implementare sul pianeta e i costi dei sistemi a batteria hanno subito un calo comparabile, di oltre il 95% in meno di 15 anni.

Le nuove reti elettriche sono progettate per accogliere grandi quantità di rinnovabili variabili, distribuendo il carico energetico nel tempo a costi sensibilmente inferiori alle fonti fossili e ancora di più a quelle fissili.

Gli studi e simulazioni di scenari energetici a forte penetrazione di rinnovabili iniziano a essere ormai quasi inutili, poiché aumentano ogni anno i Paesi in cui il mix elettrico è vicino al 100%, se non tutto l’anno, almeno per svariati mesi di seguito.

Siamo pronti ad arrivare facilmente a coperture del 90-95% - non solo in Europa - ma cosa significa concretamente raggiungere il 100%? La risposta sembrerebbe ovvia: aumentiamo la capacità disponibile di produzione e di accumulo e abbiamo risolto il problema. Facile, no?

Non è proprio così semplice, ma le soluzioni esistono. Gli obiettivi principali da raggiungere sono due:

1. ottenere una fornitura di energia stabile in funzione della domanda, anche nelle condizioni limite: una giornata senza vento e con poco Sole, un’eclissi che attraversa le zone a più alta produzione fotovoltaica, eventi climatici estremi che generano picchi di domanda inattesi, ma anche semplicemente quei periodi dell’inverno e dell’estate in cui fisiologicamente si superano i normali valori della domanda nazionale;

2. mantenere bassi i costi di produzione, per non elevare la bolletta nazionale solo per giustificare la spesa per impianti attivi per poche centinaia di ore all’anno.

Quando un cliente mi chiede di rendere la propria abitazione o impresa autonoma dal punto di vista energetico, la mia risposta è sempre la stessa: è relativamente semplice ormai arrivare a consistenti coperture della domanda con le rinnovabili, ma la spesa per soddisfare i rari picchi annuali può arrivare a essere equivalente a quella necessaria per coprire la domanda media. Ne vale la pena? Solo in rari casi.

Se c’è una connessione di rete disponibile, è molto meglio affidarsi a impianti localizzati altrove che immettono in rete i propri eccessi di produzione, che sovradimensionare quelli di proprietà per utilizzare la potenza aggiunta pochi giorni all’anno. Il costo in termini non solo economici, ma anche di materiali e l’impatto ambientale di questa capacità aggiunta non è semplice giustificarlo in tempi brevi e rischia di compromettere la sostenibilità dell’intero investimento.

In un certo senso, il ragionamento si applica anche a livello nazionale. Il primo passo da compiere è rendersi conto di alcuni fattori fondamentali:

• l’importanza di una rete di generazione distribuita, dove le grandi centrali del passato vengono sostituite da una serie di piccoli e medi impianti in grado di limitare i disagi in caso di mancata produzione. La Francia, con le manutenzioni ordinarie e straordinarie richieste dagli ormai datati impianti nucleari, è passata in pochi mesi da esportatore di energia a importatore, con il rischio di lasciare senza energia centinaia di migliaia di famiglie per un singolo impianto.

• la necessità di affiancare una gestione della domanda (Demand Side Management o DSM, te ne parlai qui), per poter distribuire domanda e offerta lungo l’arco della giornata e abbassare le richieste di picco.

• l’opportunità di diversificare le fonti energetiche per mantenere alta l’affidabilità del comparto generativo. Fortunatamente, l’ampia varietà di tecnologie rinnovabili offre numerose alternative, sfruttando le diverse disponibilità di ogni Paese: moto ondoso, maree, correnti e solare a concentrazione, per esempio, hanno ancora tanto potenziale che attende di essere attinto. Nei prossimi decenni avranno la possibilità di mostrare le economie di scala che servono per la loro diffusione.

• mantenere una rete di trasmissione stabile ed efficiente, investendo nelle linee in corrente continua ad alta tensione, per favorire l’integrazione delle fonti solari e degli accumuli di rete, bilanciando domanda e offerta sull’intero territorio nazionale con minori perdite.

• scegliere fonti la cui produzione saltuaria - che si traduce tecnicamente in un basso “capacity factor” - inevitabilmente più cara di impianti utilizzati al massimo delle loro capacità, non gravi eccessivamente sul costo medio dell’energia.

Quest’ultimo punto è uno dei più importanti. In una rete 100% da fonti rinnovabili, dove - in alcuni periodi del giorno e dell’anno - quelle meno care sono in grado di produrre anche più della domanda istantanea, lo stoccaggio energetico copre un ruolo essenziale di arbitraggio, per mantenere bassa la bolletta nei periodi in cui si deve ricorrere a fonti secondarie più care.

Allo stesso tempo, appare chiaro che la produzione bulk - ovvero quelle centrali progettate per funzionare costantemente, come le termoelettriche a carbone e quelle nucleari - perde la sua utilità, trasformando queste mega-centrali, retaggio di una ormai vetusta impostazione del sistema energetico, in un costo crescente al ridursi del loro contributo. Una delle tante ragioni per cui, per esempio, parlare di energia nucleare come fonte integrativa sia una pura utopia.

E’ evidente che, per coprire 2-300 ore all’anno di domanda energetica residua, convenga affidarsi a impianti il cui costo iniziale e di esercizio resti il più contenuto possibile. Non è certo il caso di grandi centrali, che agli alti costi di costruzione (non ammortizzabili con una produzione saltuaria) e alla bassa flessibilità operativa, aggiungono lunghi tempi di risposta per l’immissione in rete.

Un mix di soluzioni ragionate per un mix elettrico sostenibile

Come fare, quindi, a rendere competitiva la produzione destinata a “riempire i buchi” del sistema generativo di un Paese?

La risposta dipende molto dal contesto. Se si prende quello europeo, per esempio, la soluzione più conveniente è quella di sfruttare, innanzi tutto, le potenzialità stagionali dei singoli Paesi Membri. Il contributo dell’interconnessione transfrontaliera permette di giustificare il sovradimensionamento di fonti abbondanti in alcune regioni europee per alimentare i Paesi meno forniti.

Il Nord Europa potrebbe alimentare il Sud durante l’inverno, quando la produzione eolica è più abbondante, mentre il Sud potrebbe contribuire d’estate con gli eccessi di produzione solare. Le fonti primarie - eolico, solare e idroelettrico - con l’aiuto degli accumuli giornalieri e stagionali, possono essere programmate per coprire la domanda di base, in quanto in gran parte prevedibili.

Un’altra misura importante è scegliere fonti secondarie flessibili, il cui impegno finanziario per la costruzione degli impianti può ancora mostrare economie di scala interessanti, in grado di rispondere in tempi brevi e il cui costo marginale sia ben più basso delle fonti fossili e fissili. In questo modo, si riducono le oscillazioni di prezzo sulle forniture energetiche - ricorrendo a fonti inesauribili - e si contiene il costo di produzione.

Il geotermico avanzato, di cui ti parlo oggi, trova applicazione proprio in questo contesto: realizzabile quasi ovunque e praticamente inesauribile.

Resterebbero solo i casi eccezionali, che oggi copriamo con costose centrali a turbogas, in grado di rispondere alle richieste di energia in pochi minuti. In futuro, queste centrali potrebbero essere alimentate unicamente da biogas, il cui costo verrebbe mantenuto sotto controllo per la produzione localizzata (discariche, digestori, processi industriali…) e non sottoposto alle forti oscillazioni del corrispettivo fossile.

Una corretta strategia energetica dovrebbe, quindi, essere pianificata in accordo con gli altri Paesi europei e concepita in modo da ottimizzare le fonti e la rete per relegare le fonti più care un ruolo il più possibile marginale.

Ecco perché, tra l’altro, è fondamentale installare impianti solari ed eolici di grande taglia, poiché il loro contributo di abbattimento della bolletta energetica possa contenere la limitata - e quindi inevitabilmente costosa - produzione residua. In media, un impianto solare fotovoltaico (FV) residenziale su tetto costa almeno il doppio (per unità di potenza) di un impianto a terra di scala industriale.

Per Solar Energy Europe, che ha pubblicato pochi giorni fa un rapporto sul solare europeo, il FV potrebbe ridurre i costi energetici del 49% al 2030.

Un complemento ideale alle fonti variabili

Ti ho tenuto da parte un’ultima necessità: i consumi termici. Come detto più volte in precedenza, il passaggio dettato dall’elettrificazione dei processi industriali e civili riuscirà ad abbattere le emissioni climalteranti e inquinanti, specialmente per i processi ad alta temperatura.

Tuttavia, esiste un ampio bacino di domanda di energia termica a temperature medie e basse - secondo la IEA, circa 3/4 della crescita di domanda termica industriale è sotto i 400°C - che può essere soddisfatta da sistemi a pompa di calore, ma che in molti casi beneficerebbe particolarmente di fonti rinnovabili termiche che possano fornire il calore necessario senza passare dalla produzione elettrica e prolungando la vita utile degli impianti.

E’ qui che si inserisce il geotermico di nuova generazione (e presto di parlerò di altre tecnologie promettenti): una tecnologia in grado di fornire contestualmente energia elettrica e calore, accessibile quasi ovunque sul pianeta, dalle emissioni virtualmente nulle e dai costi quasi completamente limitati alla costruzione dell’impianto.

Geotermico ovunque

Rispetto alla sua declinazione tradizionale, il geotermico di nuova generazione mira ad accedere a risorse profonde. Se da un lato questo implica un aumento dei costi e delle difficoltà tecniche di perforazione, dall’altro permette di sfruttare fonti a più alta temperatura disponibili quasi ovunque.

Il geotermico tradizionale ad alta entalpia, pur potendo offrire costi di esercizio relativamente contenuti, comporta un significativo rischio economico per le aziende, poiché la qualità effettiva del sito può essere verificata solo dopo la perforazione. L’elevato capitale di rischio richiesto costituisce, quindi, un deterrente allo sviluppo di questa tecnologia ed è la principale ragione per cui vi hanno investito solo pochi Paesi, soprattutto quelli ricchi di risorse geologiche favorevoli, come aree prossime a grandi faglie o caratterizzate da bacini magmatici poco profondi.

Si è iniziato, quindi, a sviluppare tecnologie di geotermia profonda in grado di sfruttare il know-how acquisito da decenni per le attività estrattive minerarie e petrolifere, applicandolo a una fonte rinnovabile.

L’obiettivo è di raggiungere profondità superiori ai 3-5 km, operazione relativamente di routine - attualmente il pozzo più profondo al mondo è di circa 12 km - per poter raggiungere zone con temperature superiori ai 150°C, anche in assenza di serbatoi naturali.

Sono nate così due branche principali: l’AGS e l’EGS, seppure esistano anche altre tecniche di nicchia, come la geotermia con fluidi supercritici, di cui magari parlerò in futuro.

AGS (Advanced Geothermal System)

E’ la diretta evoluzione del geotermico tradizionale, estendendone il funzionamento e imparando dagli errori del passato. L’AGS, infatti, è caratterizzata da sistemi closed-loop, in cui le emissioni di vapore e pericolosi contaminanti (arsenico, mercurio e altri metalli pesanti) vengono riutilizzate in un circuito chiuso, senza rischi di rilascio in ambiente.

I sistemi a circuito chiuso beneficiano anche di una maggiore flessibilità operativa, potendo modulare l’immissione dei fluidi (principalmente acqua) in base alle esigenze, senza il rischio di sbilanciare pressione e temperatura del serbatoio naturale degli impianti tradizionali. Questo le rende un candidato ideale in una rete ad alta quota di rinnovabili variabili, aumentando la resilienza dell’intero sistema, a costi ben più contenuti rispetto al termoelettrico fossile e al nucleare.

L’AGS è applicabile a qualsiasi tipo di sito geologico: non richiede particolare permeabilità delle rocce, né la presenza di fluidi ad alte pressioni, poiché si basa su un circuito sigillato alimentato in superficie.

EGS (Enhanced Geothermal System)

L’EGS è una variante dell’AGS - caratterizzata da circuiti aperti o semi-chiusi - adatto a siti ad alta temperatura. Come l’AGS, non necessita la presenza di un serbatoio naturale, ma stimola la produzione iniettando fluidi con tecniche simili a quelle utilizzate per il fracking.

L’immissione di fluidi nella matrice rocciosa espande e collega le fratture esistenti (o ne crea di nuove), ottenendo un serbatoio artificiale che viene intercettato da un sistema di tubazioni per il trasporto in superficie. L’intero sistema è meno caro e più semplice da realizzare rispetto all’AGS, e ha flessibilità operativa simile, in quanto può iniettare i fluidi freddi nei momenti in cui solare ed eolico producono, per produrre energia quando necessario.

Tuttavia, questa tecnologia richiede una maggiore attenzione nell’analisi delle rocce profonde - per verificarne la resistenza a fratturazione - e al tipo di fluidi da iniettare. Affidarsi ad aziende che operano nel fracking, infatti, rappresenta un rischio di utilizzo di sostanze tossiche e pericolose per l’ambiente, come i PFAS (ne parlai qui) - in particolare il PTFE, meglio noto come teflon - biocidi, inibitori di corrosione, anti-incrostanti e tensioattivi che possono essere trasportati in superficie.

In Europa, esse sono in parte regolamentate dalla normativa REACH, seppure le limitazioni si focalizzino sull’acqua potabile e il packaging alimentare - ma anche le alternative utilizzate rappresentano un rischio da non sottovalutare: inibitori a base di molibdeno, fosfati, gluconati, zinco, benzotriazolo sono meno pericolosi.

La migrazione di queste sostanze verso le falde acquifere è difficile, da quelle profondità, e i quantitativi sono estremamente limitati - si tratta principalmente di acqua salmastra mischiata a sabbia silicea - ma si deve contemplare anche la possibilità di una fuoriuscita di fluido dal condotto di estrazione o di vapore dall’impianto.

Purtroppo, gran parte della comunicazione sull’EGS - anche a firma di think tank stimati a livello mondiale - dimentica di analizzarne i rischi, seppure limitati, esaltandone unicamente la fonte rinnovabile e il basso impatto ambientale complessivo e descrivendola come pronta ad essere adottata su larga scala.

Oltretutto, non è solo un problema di possibili contaminazioni, ma anche di sicurezza per le popolazioni limitrofe agli impianti. Come per il fracking, l’EGS può generare eventi sismici. Si tratta generalmente di fenomeni di bassa intensità, come accaduto a Strasburgo tra il 2019 e il 2021, o a Basilea nel 2006, durante dei test di iniezione di fluidi per EGS. Eventi sismici che sono durati per mesi, anche dopo la chiusura delle attività nel sito. In Australia, nel sito di test di EGS di Cooper Basin, l’iniezione di oltre 20 mln di litri di acqua ha generato circa 27.000 eventi sismici.

Eventi simili sono stati registrati anche in Finlandia, Islanda, Svizzera e USA. Per quanto si sia quasi sempre trattato al massimo di eventi di magnitudine limitata, (M_w) 3-3.9 - escludendo il sisma di M_w 5.5 in Corea, nel 2017, con il ferimento di 70 persone - il rischio è sempre da valutare, anche per l’impatto che l’attività sismica può avere sul reticolo idrogeologico delle falde acquifere, per citare una delle tante possibili conseguenze.

Un profondo buco nell’acqua calda

Il potenziale europeo di geotermico di nuova generazione, secondo l’EEA, è di 42 TW (oltre 550 TW su scala planetaria) per gli impianti con perforazione fino a 8 km.

Abbiamo il know-how, i materiali e la disponibilità di siti, specialmente in Italia. Si potrebbe coprire il 10% della domanda elettrica e il 25% di quella termica per i prossimi decenni, oltre a rappresentare una risorsa utile per la produzione di idrogeno verde, l’estrazione di minerali - tra cui il litio - e il backup di rete per il bilanciamento e l’integrazione delle fonti principali (per chi voglia approfondire, consiglio la lettura del rapporto IEA).

Questa è la vera indipendenza energetica: fonti gratuite, pulite e diversificate, per una rete efficiente e resiliente! Come si fa a non volerlo?