Febbraio 2021: Geotermia - Lettera aperta al Senatore Girotto
21 febbraio 2021
Lettera aperta Senatore Girotto
Stimato Senatore,
sicuramente ci accomuna la necessità di tutelare il clima, ma le fonti di informazione dalle quali attingiamo le nostre conoscenze non sembrano essere le stesse.
Noi dell’Associazione Lago di Bolsena (in seguito ALB) riteniamo interessante ed utile scambiare opinioni con Lei, non solo perché è uno stimato senatore, ma anche perché mostra di avere un particolare interesse in tema di geotermia e di emissioni clima alteranti.
Come noto il Consiglio di Stato e il TAR del Lazio hanno rispettivamente annullato le autorizzazioni rilasciate agli impianti pilota di Torre Alfina e di Castel Giorgio, che altrimenti sarebbero stati installati a monte del lago di Bolsena. In particolare, per quanto riguarda l’impianto di Castel Giorgio, il TAR ha sancito che deve essere nuovamente sottoposto alla Commissione di VIA, ponendo particolare attenzione al rischio sismico e all’inquinamento dell’acquifero.
Data l’imminenza della discussione sul decreto milleproroghe che contiene il Suo emendamento abbiamo ritenuto opportuno convertire il nostro scambio di opinioni in lettera aperta in modo da fornire a chi ci legge, un’ampia gamma d’informazioni nella massima trasparenza. In appendice abbiamo nuovamente elencato i nostri sei quesiti, le Sue risposte e le nostre contro risposte.
Cordiali saluti.
Piero Bruni.
1- Sul tema della reiniezione
ALB Si dice che gli impianti binari non abbiano emissioni climalteranti perché reimmettono nel sottosuolo la totalità dei fluidi estratti, però l’ENEL ha rinunciato ai giacimenti dell’Alfina perché riteneva e ancora ritiene impossibile la reiniezione totale, essendo eccessiva la concentrazione di CO2. Se lo dicono loro dopo avere speso una fortuna per aver trivellato una quindicina di pozzi profondi, un dubbio lo avrei.
Girotto – L’Enel ha cercato blandamente di risolvere il problema della reiniezione degli incondensabili (CO2 in primis) anche perché con gli AMIS ha mitigato il problema dell’emissioni climalteranti e visto che era il Gestore Unico non aveva grossi problemi ad immettere in atmosfera tutti i fluidi che uscivano dal ciclo flash. A suo tempo Enel a Latera (Alfina) aveva acquistato un impianto binario da Ormat (ditta israeliana leader nel mondo che garantiva la totale reimmissione dei gas incondensabili) ma ovviamente non avendo interesse a sviluppare ciò l’impianto è rimasto abbandonato da una parte. Oggi tecnologie italo/statunitensi permettono di produrre energia elettrica e calore con tecniche geotermiche a totale reiniezione.
ALB - l’AMIS non mitiga affatto le emissioni climalteranti. Il problema principale per gli impianti geotermici binari in Italia sono i gas incondensabili, e specificamente l’alta concentrazione di CO2 (dal 2% a più del 10%) nel fluido geotermico proveniente dai serbatoi carbonatici. Per la totale reiniezione di un fluido ad alto contenuto di gas incondensabili in impianti binari esistono principalmente due possibilità:
- mantenere il fluido, in tutto il circuito chiuso primario, ad una pressione superiore a quella di separazione delle fasi,
- separare, prima dell’entrata nello scambiatore di calore, dal fluido i gas incondensabili e aggiungerli al fluido raffreddato prima della reiniezione (“bypass”).
La prima soluzione (proposta per l’impianto di Castel Giorgio) è finora stata praticata in impianti binari con fluidi di un contenuto inferiore a circa 1% di CO2. La seconda (proposta per l’impianto di Torre Alfina) è stata praticata per la prima volta nell’impianto di Bruchsal con un fluido anche questo a circa 1% di CO2. È stata proposta anche per impianti flash, con l’intercettazione della CO2 all’uscita dalla centrale. A parte problemi tecnici e di efficienza energetica e costi, presenta anche difficoltà normative: in fondo si tratta di impianti di stoccaggio di CO2, e le modalità di iniezione, come anche le caratteristiche delle formazioni geologiche dove si inietta, devono corrispondere alle esigenze relative di legge (solitamente non è così).
Per entrambe le soluzioni, rimane il problema che una volta reiniettati i gas tendono ad essolversi nuovamente spostandosi verso gli acquiferi superficiali e poi l’atmosfera; quindi alla fine fuoriescono ugualmente in atmosfera contribuendo significativamente alle emissioni climalteranti. Si devono poi aggiungere le emissioni in atmosfera durante le prove di produzione che sono molto consistenti.
2 - Sul tema del rendimento
ALB - il rendimento degli impianti binari non arriva al 10% per cui una grande quantità di calore viene riversata in atmosfera, contrariamente a quello che richiederebbe la tutela del clima. Gli impianti binari oltre ad emettere gas climalteranti, emettono un clima già profondamente alterato all’origine.
Girotto - anche se gli impianti binari hanno un rendimento inferiore ai cicli convenzionali flash addirittura possono essere impiegati in cascata con un ciclo flash migliorando il rendimento totale permettendo di reimmettere il fluido geotermico vettore nel circuito geotermico azzerando le emissioni in atmosfera. Comunque con un ciclo binario abbiamo come “sottoprodotto” una enorme quantità di calore utilizzabile in un circuito di teleriscaldamento.
ALB - Secondo studi approfonditi ingegneristici, l’efficienza energetica (di conversione) massima netta di un impianto geotermoelettrico binario con fluido a 150 °C è di circa 6%. Sistemi a cascata flash-binario (oppure dry steam-binario) esistono in alcuni esempi per aumentare l’efficienza energetica del ciclo flash, con scarsi risultati e importanti costi addizionali; comunque non sono impianti a circuito chiuso primario.
Questa bassa efficienza e gli alti costi per MWe prodotto degli impianti binari sono la ragione per cui in Germania, Francia e Svizzera non si incentivano più centrali geotermoelettriche, ma solo impianti a cogenerazione con utilizzo completo del calore prodotto, dove la priorità viene accordata alla produzione di calore. Prerogativa è quindi la possibilità di utilizzare anche il calore, e quindi la presenza di un congruo numero di utenti, per esempio negli agglomerati urbani di Parigi, Monaco di Baviera e Berlino. Un esempio: l’impianto Fonroche di Vendenheim prevede una potenza elettrica di 6 MWel (elettricità per 15-20 mila case), una potenza termica (ad alta temperatura per l’utilizzo diretto) di 17 MWth (calore per 25-30 mila case) e una potenza termica di 25 MWth “di condensazione”, cioè utilizzabile tramite pompe di calore.
La collocazione delle centrali in vicinanza delle utenze, quindi nei pressi di agglomerati urbani, è possibile nei casi citati (Parigi, Monaco, Berlino) perché queste zone hanno una bassissima sismicità naturale (attorno a magnitudo MW = 2). Già in zone a sismicità media non è più possibile, come si è visto a Strasburgo-Vendenheim (sismicità massima storica di MW ≈ 4), dove il progetto è stato fermato definitivamente dalla Prefettura perché “non presenta più le garanzie di sicurezza indispensabili”. In Italia, e in particolare nella zona del graben Siena-Radicofani-Cimino (sismicità massima storica di MW ≈ 6), questi tipi di impianti presentano rischi proibitivi.
3 – Sul rischio sismico
ALB - Il rischio sismico, che può essere immediato o differito nel tempo, è illustrato nel testo nuovo terremoto a Strasburgo
Girotto – Il rischio sismico normalmente si manifesta quando le condizioni geologiche/ sismogenetiche lo possono scatenare. Le più vocate sono nelle aree fratturate ove l’accumulo di energia si manifesta quando le zone si spostano relativamente fra loro e si sviluppa un attrito fra le fratture che può essere lubrificato dai fluidi che circolano e questo fatto porta ad un movimento rapido che si manifesta con una recrudescenza della sismicità della zona. A Strasburgo probabilmente la sismicità dell’area è stata stimolata dalle perforazioni di produzione e di reiniezione della centrale. Non è detto che tutte le aree si comportino allo stesso modo e che le sollecitazioni provocate dalle perforazioni nel sottosuolo non vedano a ridursi alla sismicità naturale della zona. Il prelievo e la reimmissione a distanza dei fluidi geotermici produrranno un circuito stabile che si integrerà nel sottosuolo senza grandi manifestazioni critiche.
ALB - Il rischio sismico legato alla geotermia proviene dal fatto che le attività di sfruttamento (trivellazione, estrazione e iniezione di fluidi) possono indurre o innescare terremoti.
Siamo completamente d’accordo che “il rischio sismico normalmente si manifesta quando le condizioni geologiche/sismogenetiche lo possono scatenare. Le più vocate sono nelle aree fratturate …”. La zona del graben Siena-Radicofani-Cimino, e in particolare il comprensorio Vulsino, è probabilmente la zona di sfruttamento geotermico in Italia con la sismicità naturale più alta e la fratturazione più importante (vedi illustrazioni 1 e 2).
Illustrazione 1
Illustrazione 2
I rischi di induzione e innesco sismico in aree a geologia complessa sono illustrati in dettaglio e riconosciuti dalla letteratura scientifica internazionale e dalla più alta autorità nazionale in materia, l’INGV, con importanti aggiornamenti negli ultimi anni (vedi allegato 1).
La valutazione di questi rischi è un compito complesso. Può essere tentato da specialisti sottoposti a un referaggio scientifico e/o impegnati legalmente secondo i codici civili e penali. Non è alla portata di progettisti aziendali o commissioni di valutazione regionali o statali, mancanti di competenze specialistiche adeguate, spesso di parte e per di più non impegnate nella loro responsabilità.
Esempi di valutazioni corrette di rischi, sono una serie di pubblicazioni scientifiche degli ultimi anni e il rapporto finale del Gruppo di Lavoro “Perforazioni Geotermiche” dell’INGV costituito dai massimi esperti nazionali in materia, su richiesta della Protezione Civile Nazionale, redatto sia sotto referaggio scientifico che sotto impegno legale (vedi Allegato 2). Il risultato di questo lavoro eccezionale è netto: si definiscono criteri che devono essere necessariamente soddisfatti per poter valutare correttamente i rischi e si esprime parere negativo riguardo a due progetti di centrali binarie molto simili nel contesto geologico-strutturale a quello di altri progetti nazionali in corso.
Secondo il parere del Gruppo di Lavoro, questi progetti presentavano numerose carenze nell’analisi dei quadri sismo-tettonici, geomorfologici e idrogeochimici, con la conclusione che le attività di coltivazione del serbatoio geotermico “possono determinare condizioni di incrementata pericolosità”. Tutti i progetti di centrali binarie nazionali presentano questi stessi difetti.
4 - Sull’inquinamento dell’acquifero
ALB - Il rischio di inquinamento dell’acquifero di Bolsena è stato ben illustrato dalla Dirigente del settore Ambiente della Regione Lazio Ing. Flaminia Tosini che giustamente ricorda il principio della precauzione. Principio che sarebbe bene applicare anche al rischio sismico.
Girotto – Il circuito geotermico non avrà niente in comune con il circuito delle acque sotterranee, che avranno una propria veicolazione e apporto separato sia soprattutto per le profondità in gioco che per la tecnologia testata del sistema geotermico di prelievo e reimmissione.
ALB - Secondo recenti pubblicazioni scientifiche e secondo il parere del Gruppo di Lavoro dell’INGV sopra citato, il rischio per gli acquiferi superficiali proveniente da attività geotermiche è duplice: che gli acquiferi superficiali vengano inquinati dal fluido geotermico e che gli acquiferi vengano depauperati dall’aspirazione delle acque nel serbatoio geotermico. La causa è che squilibri pressori nei serbatoi coltivati possono indurre flussi ascendenti e discendenti di fluido geotermico da una parte, e di acqua degli acquiferi dall’altra, lungo i piani di faglia presenti nei contesti geologici in questione. Rischio, tra l’altro, assente per lo sfruttamento della geotermia nei bacini sedimentari profondi di Parigi, Berlino e Monaco, presente però già per le centrali della Fossa Renana, e lì osservato per la centrale di Landau. Ma anche all’Amiata è ben nota l’interferenza tra sfruttamento geotermico ed acquiferi superficiali.
5 – Sulle possibili alternative
ALB - Ci sono alternative alla geotermia elettrica? Certo! Pare che una sola grande torre eolica offshore produca la stessa energia elettrica di un impianto geotermoelettrico come quello di Castel Giorgio, con un costo 10 volte inferiore e con un impatto visivo non superiore alle numerose esistenti piattaforme petrolifere offshore. È una soluzione da accertare.
Girotto – E’ vero che le pale offshore sono utili e giustamente sviluppabili, ma possono lavorare bene, producendo però energia al massimo per un tempo circa ¼ della geotermia e soprattutto non producono la fondamentale energia termica come la geotermia binaria.
ALB - Se ci concentriamo sulla produzione di elettricità - perché nessuno dei progetti nazionali di centrali binarie prevede la cogenerazione di calore e elettricità (forzatamente a causa dell’assenza di un sufficiente numero di utenze nelle aree geotermiche) -, gli aerogeneratori off-shore dell’ultima generazione hanno una potenza di 13/14 MW (si prevedono per i prossimi anni impianti con potenza fino a 20 MW), un “capacity factor” superiore al 50% e una disponibilità del 90%. Una pala produce quindi nella media annuale più energia elettrica di quanto ne produce una centrale “pilota” binaria nazionale, e in più con un impatto ambientale minimo. La alternanza della fonte non è più un problema, grazie alle nuove tecnologie di stoccaggio (batterie, idrogeno) e all’abbinamento (rapid intelligent gridding) con il fotovoltaico.
Per quanto riguarda i prezzi, fonti internazionali (rapporti dei governi inglesi, tedeschi, francesi e svizzeri) determinano un costo del geotermico elettrico 5 volte superiore a quello dell’eolico nella media, e del più di 10 volte superiore per piccole centrali binarie e media entalpia senza cogenerazione. Non tenendo conto del costo del degrado ambientale.
6 – Sulla elargizione degli incentivi
ALB - Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera, può interessarle il testo in italiano tradotto dall’inglese che stiamo discutendo con le autorità europee Come vede non è il caso di fidarsi dei consigli di chi, suggerendoli, spera che vengano adottati per poi trarne lauti profitti.
Girotto – Le emissioni in atmosfera sono limitatissime e addirittura oggi sono praticamente pronti scambiatori in pozzo che utilizzano il fluido geotermico vettore per scambiare con un circuito sigillato, quindi privo di pericolo di emissioni incontrollate, il solo parametro utile cioè la temperatura. Il fluido sigillato sarà quello che in turbina produrrà energia elettrica. E’ ovvio che gli imprenditori dovranno avere una giusta e controllate remunerazione per l’impegno economico impegnato anche per un sensibile miglioramento ambientale necessario.
ALB - Il punto 6 si riferiva alle emissioni climalteranti da centrali geotermoelettriche a ciclo aperto, tipo flash o hot dry steam. Per sottolineare che, secondo le recenti direttive sulle fonti rinnovabili di energia e secondo un parere particolareggiato ed esplicito della Commissione Europea, queste centrali non possono più essere incentivate con i fondi del FER.
È vero che l’unica possibilità per sfruttare la geotermia in contesti geologici complessi potrebbero essere i sistemi DBHE, cioè i sistemi con lo scambiatore di calore nel pozzo geotermico profondo, ma con bassissima efficienza energetica (attorno all’1%) e alti costi per MWh. Visto che esistono alternative valide, perché impegnare preziosi fondi in queste direzioni?
Per quanto riguarda la sperimentazione da Lei menzionata nella Sua lettera, non siamo assolutamente d’accordo con le modalità previste attualmente per i cosiddetti “impianti pilota”. Per definizione, un impianto sperimentale deve esplorare vie sconosciute (come la reimmissione totale di fluidi con alta concentrazione di gas incondensabili), con eventuali rischi sconosciuti. Questa sperimentazione deve essere fatta in stretta collaborazione con università e istituti di ricerca, in impianti destinati principalmente a questo scopo, a ridotte dimensioni, in siti da scegliere secondo criteri scientifici con particolare attenzione alla salvaguardia della popolazione e dell’ambiente. Così succede all’estero, p. e. negli impianti geotermici sperimentali di Bruchsal e Soultz-sous-Forêts. Affidare questi impianti a imprenditori senza esperienza nel campo, incentivarli per la loro produzione di elettricità ed esentarli in più dagli obblighi della Direttiva Seveso, è inammissibile.
Ricordiamo che, per quanto riguarda le responsabilità civili e penali, ad esempio per l’impianto di Vendenheim, la ditta proponente era stata, nel decreto autorizzativo, obbligata ad assumersi la responsabilità per qualsiasi danno da terremoto nelle vicinanze della centrale, per il quale non avrebbe potuto dimostrare che non era dovuto all’esercizio dell’impianto. E, infatti, sta già procedendo a rimborsare i danni materiali a più di 400 case causati dal recente terremoto provocato dalle attività geotermiche.
Associazione Lago di Bolsena
La nostra lettera ha contribuito ad avere il seguente esito: