In sintesi
- Le aree con infrastruttura elettrica robusta e vincoli di rete limitati offrono vantaggi competitivi immediati per progetti EGS
- La disponibilità di risorse idriche per il raffreddamento può ridurre i costi operativi fino al 30%
- Gli incentivi regionali e nazionali possono coprire dal 40% al 65% dell’investimento iniziale
- La vicinanza a distretti industriali energivori garantisce contratti PPA più vantaggiosi
La corsa all’indipendenza energetica sta ridisegnando la mappa degli investimenti industriali in Italia. Mentre i costi dell’energia oscillano tra i 150 e i 250 €/MWh, aziende manifatturiere e data center cercano alternative stabili al gas naturale. La geotermia EGS (Enhanced Geothermal Systems) promette energia baseload a costi prevedibili, ma non tutti i territori offrono le stesse opportunità.
Chi sta valutando dove conviene geotermia EGS per i propri stabilimenti produttivi deve considerare quattro variabili critiche: la capacità della rete elettrica locale, le opzioni di raffreddamento, il quadro normativo regionale e la prossimità a consumatori industriali. La differenza tra scegliere bene o male può valere milioni di euro in costi operativi nei prossimi vent’anni.
Geografia del vantaggio: perché alcuni territori battono altri
La geotermia EGS non è più limitata alle zone vulcaniche tradizionali. Le tecnologie closed loop geothermal permettono di estrarre calore anche da rocce secche a 3-5 km di profondità, aprendo opportunità in aree precedentemente escluse. Ma la geologia è solo il punto di partenza.
Le aree industriali del Nord Italia, dalla Lombardia orientale al Veneto, stanno emergendo come hotspot inaspettati. Non per il gradiente geotermico – mediocre rispetto alla Toscana – ma per la combinazione di fattori abilitanti: reti elettriche sovradimensionate ereditate dal boom industriale, disponibilità idrica dal sistema padano, e amministrazioni regionali che hanno capito il valore strategico dell’energia stabile.
Un impianto EGS da 10 MW in provincia di Brescia può contare su una rete da 150 kV a meno di 5 km, costi di allacciamento dimezzati rispetto al Centro-Sud, e contratti di fornitura diretta con il distretto siderurgico locale. Lo stesso impianto in Basilicata, pur con gradiente geotermico superiore, affronterebbe costi di connessione tripli e tempi autorizzativi doppi.
Il paradosso italiano vede regioni ricche di potenziale geotermico penalizzate da infrastrutture inadeguate, mentre aree con geologia meno favorevole attraggono investimenti grazie all’ecosistema industriale maturo. Dove conviene geotermia EGS dipende sempre meno dal sottosuolo e sempre più da cosa c’è sopra.
Vincoli di rete e costi nascosti dell’allacciamento
I vincoli di rete rappresentano il killer silenzioso di molti progetti rinnovabili. Un impianto EGS produce energia 24/7, ma se la rete locale non può assorbirla, il business plan crolla. Terna pubblica mappe di capacità residua, ma i dati aggregati nascondono criticità locali che emergono solo in fase di richiesta formale.
Le cabine primarie del Sud Italia operano già al 85-90% della capacità nominale. Significa code di attesa di 3-5 anni per nuovi allacciamenti sopra i 5 MW, oppure investimenti non previsti in potenziamenti di rete che possono raggiungere i 2-3 milioni di euro per chilometro di elettrodotto.
Al contrario, le aree industriali in transizione del Nord-Ovest – ex poli chimici e siderurgici – offrono capacità liberata dalla deindustrializzazione. Una centrale EGS può occupare slot di connessione già autorizzati, risparmiando 18-24 mesi di iter burocratico e milioni in opere di adeguamento.
La differenza si traduce in numeri concreti: costo di allacciamento medio di 150.000 €/MW in aree con capacità disponibile contro 400.000-500.000 €/MW dove servono potenziamenti. Su un impianto da 20 MW, parliamo di 3 milioni contro 10 milioni di euro – abbastanza per cambiare la redditività dell’intero progetto.
Raffreddamento: il fattore dimenticato che pesa sul conto economico
Ogni MW di potenza geotermica richiede lo smaltimento di 3-4 MW termici attraverso sistemi di raffreddamento. La scelta tra torre evaporativa, condensatore ad aria o sistema ibrido impatta direttamente sull’efficienza dell’impianto e sui costi operativi.
Le torri evaporative garantiscono la massima efficienza – fino al 45% di conversione termoelettrica – ma consumano 50-70 metri cubi d’acqua al giorno per MW installato. In zone con disponibilità idrica (vicinanza a fiumi, canali industriali, depuratori) il costo dell’acqua industriale oscilla tra 0,5 e 1,5 €/m³. In aree con stress idrico può superare i 4 €/m³, quando disponibile.
I condensatori ad aria eliminano il consumo idrico ma riducono l’efficienza del 15-20% e richiedono superfici triple. Un impianto da 10 MW con raffreddamento ad aria occupa 4-5 ettari contro 1,5-2 ettari della versione con torre evaporativa. In zone industriali dense, dove il terreno vale 200-300 €/m², la differenza può pesare milioni sul CAPEX iniziale.
Le aree ottimali per dove conviene geotermia EGS combinano accesso all’acqua industriale a basso costo con clima temperato che minimizza le penalizzazioni estive. La Pianura Padana occidentale, con temperatura media annua di 13°C e rete di canali irrigui sottoutilizzati d’inverno, offre condizioni ideali. Il Sud peninsulare, con estati torride e scarsità idrica cronica, impone soluzioni ibride costose che erodono i margini operativi.
Incentivi energia: la mappa delle opportunità regionali
Gli incentivi energia per la geotermia EGS variano drammaticamente tra regioni e cambiano con frequenza preoccupante. Il quadro nazionale prevede tariffe incentivanti GSE di 135 €/MWh per impianti sotto i 5 MW, ma le regioni possono aggiungere contributi in conto capitale, sgravi fiscali e procedure autorizzative semplificate.
L’Emilia-Romagna offre contributi fino al 40% del CAPEX per progetti geotermici integrati in distretti industriali, con cap a 5 milioni di euro. La Lombardia aggiunge sgravi IRAP decennali per impianti che forniscono energia a PMI manifatturiere. Il Piemonte garantisce iter autorizzativi in 180 giorni per progetti sotto i 20 MW termoelettrici.
Al Sud, i fondi PNRR dedicati alla transizione energetica potrebbero coprire fino al 65% dell’investimento, ma l’accesso richiede competenze specialistiche nella gestione di bandi complessi. Molte aziende sottovalutano i costi di consulenza – 50.000-100.000 euro per una domanda ben strutturata – e i tempi di erogazione che possono superare i 24 mesi.
La vera discriminante non è l’entità nominale degli incentivi ma la loro stabilità e accessibilità. Regioni con track record consolidato di sostegno alle rinnovabili offrono maggiori garanzie agli investitori. Il Veneto ha mantenuto invariati gli incentivi geotermici dal 2018, mentre la Sicilia li ha modificati quattro volte in cinque anni, creando incertezza che allontana i capitali pazienti necessari per progetti EGS.
Segnali da monitorare per anticipare le opportunità
Il mercato dell’energia stabile si muove velocemente. Chi aspetta l’evidenza dei vantaggi territoriali rischia di arrivare quando i migliori slot di connessione sono già occupati e i prezzi dei terreni industriali sono raddoppiati.
Tre indicatori anticipano l’emergere di nuovi hotspot geotermici. Primo: l’annuncio di chiusure di grandi consumatori energetici (acciaierie, cartiere, cementifici) libera capacità di rete e crea opportunità di riconversione. Secondo: i piani di sviluppo Terna segnalano con 3-5 anni di anticipo dove verranno potenziate le dorsali elettriche. Terzo: le delibere regionali su aree idonee per rinnovabili indicano dove si concentreranno le semplificazioni autorizzative.
Un esempio concreto: la chiusura programmata della centrale a carbone di Civitavecchia nel 2025 libererà 1.900 MW di capacità di rete in un’area con buon gradiente geotermico e infrastrutture di raffreddamento esistenti. Chi si posiziona oggi potrebbe assicurarsi condizioni irripetibili.
Anche i data center hyperscale stanno ridefinendo la geografia energetica. Amazon, Google e Microsoft cercano siti con energia carbon-free 24/7 per rispettare impegni net-zero. Un progetto EGS vicino a un futuro data center può negoziare PPA (Power Purchase Agreement) ventennali a prezzi premium, garantendo redditività anche senza incentivi pubblici.
Conclusione: la finestra di opportunità si sta chiudendo
La geotermia EGS sta uscendo dalla nicchia sperimentale per diventare opzione mainstream per grandi consumatori industriali. Ma non tutti i territori sono uguali. La differenza tra successo e fallimento sta nella capacità di leggere il territorio oltre la geologia: infrastrutture elettriche, disponibilità di raffreddamento, stabilità normativa, prossimità a consumatori affidabili.
Le aziende energivore che stanno valutando l’autoproduzione devono muoversi ora. I migliori siti – quelli con tutti i fattori abilitanti allineati – sono limitati e la competizione si intensifica. Aspettare che la tecnologia maturi ulteriormente o che gli incentivi migliorino significa rischiare di rimanere fuori dai giochi.
Per chi vuole approfondire le implicazioni finanziarie e operative della geotermia EGS per la propria azienda, l’analisi dedicata ai CFO offre framework decisionali e metriche di valutazione specifiche per il contesto industriale italiano.
FAQ
Quali sono i tempi medi per ottenere le autorizzazioni per un impianto EGS in Italia?
I tempi variano significativamente per regione: 12-18 mesi in Emilia-Romagna e Lombardia con procedure semplificate, 24-36 mesi nel Centro-Sud. La VIA nazionale aggiunge 6-12 mesi per impianti sopra i 20 MW termici.
Quanto costa mediamente perforare un pozzo geotermico EGS?
Il costo varia da 1.500 a 2.500 €/metro di profondità. Un doppietto geotermico (pozzo di produzione + reiniezione) a 4.000 metri costa indicativamente 12-20 milioni di euro, rappresentando il 40-50% del CAPEX totale.
Gli incentivi energia per EGS sono cumulabili con altre agevolazioni?
Dipende dalla tipologia. Le tariffe GSE sono generalmente incompatibili con altri incentivi sulla produzione. I contributi in conto capitale regionali sono spesso cumulabili con crediti d’imposta nazionali fino al 80% del costo ammissibile.
Quali vincoli di rete impediscono più frequentemente i progetti EGS?
La saturazione delle cabine primarie (sopra 85% di utilizzo) e l’inadeguatezza delle linee di media tensione per impianti sopra i 10 MW. Nel 60% dei casi servono investimenti aggiuntivi per potenziamento rete.
Come impatta la distanza dalla rete elettrica sui costi di connessione?
Ogni chilometro di elettrodotto MT costa 150.000-300.000 euro in funzione del terreno. Oltre i 10 km dalla cabina primaria più vicina, i costi di allacciamento possono superare il 20% del CAPEX totale.
Esistono limiti di profondità per accedere agli incentivi geotermici?
No per la normativa nazionale. Alcune regioni limitano i contributi in conto capitale a progetti con profondità massima di 5.000 metri per ragioni di impatto ambientale e rischio sismico indotto.
Quali garanzie richiedono le banche per finanziare progetti EGS?
PPA o contratti take-or-pay di almeno 10 anni che coprano il 70% della produzione, fideiussioni sul 20-30% del finanziamento, e polizze parametriche sul rischio risorsa geotermica.
Come si calcola il gradiente geotermico minimo per la sostenibilità economica?
Serve almeno 30°C/km per impianti binari ORC. Con gradienti inferiori, i costi di perforazione per raggiungere temperature utili (150°C+) erodono la redditività. Tecnologie closed-loop possono operare con gradienti di 25°C/km aumentando la profondità.