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Come funziona l'energia geotermica, dove è diffusa in Italia e nel mondo, con i suoi punti di forza e i rischi da conoscere prima di investire: una guida tecnica al calore della Terra come fonte rinnovabile programmabile.
Il termine geotermia unisce le radici greche gea e thermós e indica il calore contenuto all'interno della Terra. L'energia geotermica è la fonte rinnovabile che sfrutta questo calore naturale della crosta terrestre per produrre sia energia termica sia energia elettrica. A differenza di solare ed eolico dipende da un flusso di calore continuo e non dalle condizioni meteorologiche, e questo la rende una fonte programmabile e stabile nel tempo.
La disponibilità costante è la caratteristica che distingue la geotermia dalle rinnovabili intermittenti. Il calore del sottosuolo alimenta la produzione 24 ore su 24, indipendentemente dall'alternanza giorno-notte o dalla stagione, con un profilo di erogazione vicino a quello di una fonte di base. La continuità dell'erogazione pesa nel mix elettrico come fonte di base e negli usi termici diretti, dove consente una programmazione dei carichi che le rinnovabili intermittenti non possono garantire.
Il calore geotermico deriva in prevalenza dal decadimento radioattivo di uranio, torio e potassio presenti nelle rocce, a cui si somma il calore residuo rilasciato dalla formazione del pianeta. La temperatura cresce con la profondità secondo il gradiente geotermico, mediamente 25–30 °C per chilometro, cioè circa 3 °C ogni 100 metri; nelle aree vulcaniche o con anomalie termiche positive il gradiente sale a 9–12 °C ogni 100 metri.
Il potenziale non è distribuito in modo uniforme: si concentra lungo margini di placca, aree vulcaniche, faglie attive e punti caldi, dove affiorano manifestazioni come vulcani, geyser e sorgenti termali. In base alle caratteristiche del serbatoio, le risorse geotermiche si raggruppano in famiglie distinte:
Il calore risale verso la superficie per conduzione, convezione e attraverso i fluidi vettori, acqua o vapore che trasportano l'energia termica. Questi fluidi possono affiorare spontaneamente alimentando geyser e sorgenti, oppure essere estratti da pozzi perforati a diverse profondità. Negli impianti industriali il vapore alimenta turbine per la generazione elettrica, mentre il calore a temperatura inferiore serve usi termici diretti, anche in cogenerazione.
Sul fronte domestico la soluzione più diffusa è la pompa di calore geotermica, che preleva il calore a bassa profondità e lavora in modo bivalente. Fornisce riscaldamento in inverno e raffrescamento in estate, sostituendo o affiancando i generatori a combustibile fossile e riducendo il consumo di energia primaria dell'edificio.
Il calore interno della Terra è una risorsa teoricamente inesauribile su scala umana e per questo viene classificato tra le fonti rinnovabili. Rispetto a solare, eolico e idroelettrico ha un ruolo complementare: copre la domanda quando le altre rinnovabili non producono, offrendo continuità al sistema. La sua rigenerazione naturale è però lenta rispetto ai ritmi di prelievo di un campo intensamente sfruttato.
La sostenibilità dell'estrazione dipende quindi dalla gestione del giacimento. Il calore è alimentato di continuo dal decadimento radioattivo naturale, ma l'equilibrio tra prelievo e ricarica del serbatoio si mantiene solo con un adeguato tasso di reiniezione dei fluidi. In base all'accessibilità del calore e alla disponibilità di fluidi, le risorse si dividono in convenzionali e non convenzionali, e questa distinzione guida le scelte tecniche di sfruttamento.
L'uso del calore terrestre ha radici antiche. Già nel Paleolitico le sorgenti calde servivano per il riscaldamento, e in epoca romana alimentavano bagni pubblici e sistemi di riscaldamento a pavimento. Il salto verso l'uso moderno arriva nel 1892, quando la città statunitense di Boise avviò il primo teleriscaldamento alimentato direttamente da acqua geotermica.
Nel corso del Novecento la geotermia è diventata una fonte per la produzione di energia elettrica, sostenuta dai progressi della trivellazione che hanno reso accessibili risorse via via più profonde. L'evoluzione delle tecniche di perforazione continua ad ampliare la profondità raggiungibile in modo economico, allargando il perimetro delle risorse sfruttabili.
Il calore è intercettabile a profondità molto diverse, dai primi metri di sottosuolo fino ai serbatoi ad alta temperatura di alcuni chilometri. Con un gradiente medio compreso tra 25 e 30 °C per chilometro, la stessa risorsa può alimentare sia la generazione elettrica sia il riscaldamento degli ambienti, riducendo il ricorso ai combustibili convenzionali.
La geotermia a bassa entalpia sfrutta il calore quasi costante degli strati superficiali: già a 1 metro di profondità la temperatura si mantiene intorno ai 10-15 °C, sufficiente per usi residenziali e commerciali tramite pompa di calore. Questi sistemi restituiscono in media circa 3 kW termici per ogni kW elettrico assorbito, un rendimento nettamente superiore ai generatori tradizionali. Paesi come Stati Uniti e Islanda hanno costruito su questo principio ampi sistemi di riscaldamento domestico.
Una risorsa diventa sfruttabile quando coincidono alto flusso di calore, fratture e falde acquifere e, spesso, attività vulcanica o tettonica. Contano anche le zone di ricarica superficiale, dove le acque meteoriche si infiltrano e rialimentano il serbatoio profondo, garantendo la disponibilità di fluido nel tempo.
Il parametro di riferimento è il flusso termico superficiale. Nelle aree fredde della crosta superiore vale circa 0,045–0,090 W/m², mentre si parla di anomalia geotermica sopra 0,09–0,10 W/m², valori tipici dei contesti vulcanici, plutonici o tettonici. Uno studio del MIT ha stimato il potenziale teorico planetario in 12.600.000 ZJ, di cui circa 2.000 ZJ sfruttabili con le tecnologie attuali: a fronte di un consumo mondiale di circa 0,5 ZJ l'anno, coprirebbe l'ordine di 4.000 anni di fabbisogno.
Il vantaggio ambientale è misurabile sul singolo kWh prodotto. Rispetto alla generazione fossile la geotermia evita circa 260 g di CO2 rispetto al gas, 705 g rispetto al petrolio e 860 g rispetto al carbone, un differenziale che pesa sulla decarbonizzazione del sistema elettrico.
Una centrale geotermica lavora a pieno regime per gran parte dell'anno, perché la fonte non conosce intermittenza. Questa continuità la colloca tra le fonti programmabili del mix elettrico, capaci di erogare potenza di base con un profilo prevedibile, al contrario di solare ed eolico.
Il principio di funzionamento converte il calore del sottosuolo in energia meccanica e poi in elettricità. Dai pozzi di estrazione si prelevano vapore o fluidi caldi convogliati verso una turbina; questa aziona un alternatore, mentre il fluido esausto viene condensato e in buona parte reimmesso nel serbatoio. L'efficienza cresce con la temperatura della risorsa: sopra i 150 °C il ciclo termodinamico rende la conversione in elettricità nettamente più efficiente rispetto alle risorse a bassa e media entalpia.
La realizzazione di un impianto parte dall'individuazione dei siti e dalla perforazione di pozzi a profondità variabile. Il progetto attraversa fasi ben definite: dall'esplorazione iniziale alla perforazione, dai test di produzione all'esercizio, fino agli interventi di workover e al decommissioning finale, ognuna con requisiti tecnici e autorizzativi propri. Rispetto agli impianti a combustione, le centrali geotermiche richiedono meno manutenzione e sono più silenziose.
Il vapore o l'acqua calda estratti dal sottosuolo vengono convogliati all'impianto per mettere in rotazione le turbine, collegate ad alternatori che trasformano l'energia meccanica in elettrica. È il passaggio che rende utilizzabile in rete una risorsa altrimenti confinata nel giacimento.
Dopo l'uso il vapore passa nel condensatore e parte del liquido recuperato torna nel sottosuolo attraverso i pozzi di reiniezione. Questa reimmissione mantiene la pressione del serbatoio e ne preserva la produttività, condizione necessaria per la continuità della centrale negli anni.
Le configurazioni impiantistiche si differenziano in base allo stato e alla temperatura del fluido disponibile. Negli impianti a vapore secco il vapore del giacimento viene inviato direttamente alla turbina, la soluzione storica dei campi ad alta temperatura; negli impianti flash l'acqua calda in pressione viene decompressa in superficie, una parte evapora e il vapore separato alimenta la turbina; negli impianti binari, infine, il fluido geotermico cede calore a un fluido secondario a basso punto di ebollizione, che evapora e muove la turbina, rendendo sfruttabili anche risorse a media entalpia.
Le centrali ad alta entalpia operano a temperature pari o superiori a 150 °C e sono ideali dove le risorse termali sono abbondanti. Conta anche la distinzione tra sistemi a vapore dominante e ad acqua dominante: in questi ultimi uno scambiatore trasferisce il calore alla rete di teleriscaldamento, evitando di immettere direttamente i fluidi geotermici e permettendo un uso più controllato della risorsa.
La classificazione per entalpia è il criterio che governa ogni scelta progettuale in geotermia. Bassa, media e alta entalpia si distinguono per temperatura e profondità della risorsa, i due parametri che determinano tecnologia impiegabile, costi e usi finali.
La fascia di temperatura decide il campo di applicazione. Le risorse di bassa e media entalpia vengono destinate soprattutto a riscaldamento e raffrescamento degli ambienti, mentre la generazione elettrica richiede l'alta entalpia, perché i cicli termodinamici hanno bisogno di temperature elevate per essere efficienti. Riconoscere in anticipo la classe della risorsa evita di sovradimensionare l'impianto e di perforare più del necessario.
Le risorse si ordinano per livelli di temperatura crescente, ciascuno con applicazioni tipiche:
La profondità di perforazione segue la classe della risorsa e incide in modo diretto sull'investimento. Un impianto a bassa entalpia intercetta il calore nei primi strati del sottosuolo, mentre l'alta entalpia impone pozzi profondi e costosi: la stessa logica spiega perché la geotermia elettrica sia concentrata in poche aree geologicamente favorevoli.
L'Italia è stata tra i pionieri mondiali della geotermia e resta oggi uno dei principali produttori, ottava al mondo per capacità installata secondo la classifica ThinkGeoEnergy confermata a fine 2025. Questa posizione poggia su un patrimonio tecnologico storico, ma convive con una diffusione geografica molto concentrata.
Nel bilancio energetico nazionale la geotermia pesa ancora poco, intorno al 2% del fabbisogno complessivo e al 5% di quello coperto da fonti rinnovabili. A frenare la crescita sono soprattutto i vincoli autorizzativi, geologici e infrastrutturali, che limitano l'apertura di nuovi campi. Anche le pompe di calore geotermiche restano poco diffuse nel residenziale, pur potendo valorizzare l'immobile e contribuire agli obiettivi europei sulle prestazioni degli edifici, con il traguardo della classe E entro il 2030 e della classe D entro il 2033.
L'Italia dispone di 916 MW di potenza geotermica installata, dato ThinkGeoEnergy stabile fino a fine 2025, frutto dell'ottimizzazione dei campi esistenti e della perforazione di nuovi pozzi. La quasi totalità di questa capacità è concentrata in Toscana, che nel 2010 contava già 882,5 MWe e oggi supera i 900 MW.
Sul fronte della produzione, l'energia geotermica generata in Italia è cresciuta da 5.660 a 6.100 GWh l'anno tra il 2015 e il 2020, pari a circa 5,7–6,1 TWh. È una crescita contenuta ma costante, che riflette i miglioramenti di efficienza dei campi più che l'apertura di nuove aree.
Il cuore della geotermia italiana è il distretto toscano, che raccoglie la maggior parte delle infrastrutture e delle competenze tecniche del settore. Comprende il triangolo Larderello–Travale/Radicondoli e l'area del Monte Amiata, con i campi principali di Larderello, Radicondoli–Travale, Bagnore e Piancastagnaio.
Larderello è il luogo simbolo di questa storia: il 4 luglio 1904 Piero Ginori Conti vi accese le prime cinque lampadine con energia geotermica, e nel 1913 entrò in esercizio il primo impianto geotermoelettrico. Oggi l'area ospita il più grande complesso geotermico d'Europa, in cui la centrale Valle Secolo, con quasi 120 MW, è il singolo impianto geotermico più potente del continente.
Le caratteristiche dei fluidi cambiano da campo a campo. Larderello e Radicondoli–Travale sfruttano un sistema idrotermale ad alta temperatura, con vapore dominante surriscaldato a 300–350 °C, mentre sul Monte Amiata i fluidi sono bifase, acqua e vapore, sempre intorno a 300–350 °C ma con pressioni dell'ordine di 200 bar. Il potenziale elettrico maggiore si concentra nella fascia tirrenica e subappenninica — tra Toscana, Lazio e Campania — mentre impianti geotermici sono attivi anche in Veneto, Emilia-Romagna, Sicilia e Friuli-Venezia Giulia.
Non tutte le esperienze italiane sono state durature. Nel Lazio settentrionale il campo di Latera ha ospitato una centrale da 40 MW attiva tra il 1999 e il 2003, poi chiusa per le emissioni e l'accumulo di carbonato di calcio. Sul versante degli usi termici, invece, l'impianto di Cassana a Ferrara nel 2011 ha coperto il 42% dell'energia distribuita dalla rete cittadina di teleriscaldamento.
Su scala globale la geotermia si concentra dove il calore del sottosuolo è più accessibile, cioè in regioni ad alta attività vulcanica e tettonica o attraversate da faglie. In questi contesti i costi tecnici di estrazione scendono, e non a caso la mappa mondiale della geotermia ricalca da sempre quella delle grandi aree vulcaniche.
Il quadro sta però cambiando. I progressi dei cicli binari e delle tecniche di perforazione allargano la geografia dello sfruttamento, rendendo utilizzabili risorse a media temperatura in aree prima considerate poco convenienti. La flessibilità tecnologica emerge anche dalla coesistenza di impianti a vapore dominante e ad acqua dominante, adattati a condizioni di giacimento diverse.
Restano invece un potenziale in gran parte inespresso le risorse petrotermiche. Pur rappresentando la quota più ampia delle risorse geotermiche totali, la loro complessità tecnica ne frena lo sfruttamento su larga scala, e la diffusione mondiale della geotermia resta disomogenea, guidata dalla disponibilità geologica e dalla convenienza economica.
Nel 2020 i primi dieci Paesi per capacità geotermica elettrica installata erano Stati Uniti, Indonesia, Filippine, Turchia, Nuova Zelanda, Messico, Italia, Kenya, Giappone e Costa Rica. I valori di potenza mostrano distanze marcate tra i primi produttori: gli Stati Uniti guidano con 3.700 MWe al 2020, con le risorse operative concentrate negli stati occidentali e in Alaska, seguiti dall'Indonesia a 2.289 MWe, in forte crescita grazie all'abbondanza di aree vulcaniche. Turchia e Kenya si collocano rispettivamente a 1.549 e 1.193 MWe, tra i mercati più dinamici del decennio, mentre l'Italia chiude la classifica dei principali produttori con 916 MWe e circa 6.100 GWh l'anno di produzione.
Un caso a parte è l'Islanda, che pur non figurando ai vertici per potenza assoluta copre circa il 62% del proprio consumo di energia primaria con la geotermia, tra elettricità e teleriscaldamento. Il Paese ha spinto la ricerca con il progetto IDDP-2, che a circa 4.500 metri ha raggiunto condizioni supercritiche oltre i 450 °C e pressioni di 340 bar. Sul fronte dei sistemi EGS, i progetti pilota in Germania, Francia, Svizzera, Australia, Regno Unito e Stati Uniti hanno mostrato le potenzialità della tecnologia, ma anche i suoi limiti: quello di Basilea è stato chiuso per la sismicità indotta.
Rispetto a Stati Uniti e Islanda, l'Italia vanta una tradizione elettrica più antica ma un impiego geografico più ristretto della risorsa. Quei Paesi integrano la geotermia anche nel riscaldamento urbano e negli usi domestici su vasta scala, mentre in Italia il baricentro resta la produzione elettrica toscana, con oltre 900 MW installati che fungono da punto di riferimento tecnologico.
Il primato storico italiano resta un riferimento: l'esperimento di Larderello del 1904 e il primo impianto geotermoelettrico del 1913 hanno anticipato buona parte degli sviluppi mondiali. L'ampliamento della geografia geotermica, trainato da cicli binari e nuove perforazioni, apre spazi anche per un Paese la cui risorsa è concentrata ma tecnologicamente matura.
Tra i punti di forza della geotermia c'è l'uso efficiente del territorio. A parità di energia prodotta occupa una superficie molto ridotta rispetto a eolico e fotovoltaico, perché la maggior parte delle componenti lavora in profondità: un vantaggio decisivo dove lo spazio disponibile è scarso.
La filiera genera inoltre un impatto occupazionale rilevante, con figure qualificate distribuite lungo tutto il ciclo dell'impianto. Progettazione, ingegneria, perforazione, installazione e manutenzione alimentano occupazione stabile sul territorio, con ricadute economiche sulle comunità locali che ospitano i campi.
La geotermia eroga energia in modo continuo e programmabile, disponibile 24 ore su 24 e indipendente da meteo e ciclo giorno-notte. È la differenza sostanziale rispetto alle rinnovabili intermittenti, e si traduce in un profilo di produzione prevedibile e pianificabile.
Gli impianti hanno inoltre una vita utile molto lunga, fino a 80 anni, sostenuta da soluzioni come il riciclo del vapore e i circuiti chiusi dei sistemi binari, che riducono usura e fabbisogno di manutenzione. Il fattore di capacità è tra i più alti del comparto rinnovabile: può arrivare al 96%, contro una media globale del 73% rilevata nel 2005. L'Islanda, che copre circa il 62% del proprio fabbisogno con la geotermia, dimostra fino a che punto questa fonte possa scalare.
Il rendimento elettrico delle centrali di media e bassa entalpia si colloca tra il 10% e il 23%, ma il dato non racconta tutto: il calore residuo non viene disperso, bensì riutilizzato in teleriscaldamento, serre, segherie e processi industriali, alzando l'efficienza complessiva del sistema. È la logica della cogenerazione applicata alla risorsa geotermica.
Sul lato domestico le pompe di calore geotermiche restituiscono in media 3 kW termici per ogni kW elettrico assorbito, un rapporto che abbatte i consumi rispetto ai generatori tradizionali e serve sia il riscaldamento sia il raffrescamento. La reiniezione dei fluidi nel sottosuolo, oltre a sostenere la pressione del giacimento, contiene le emissioni climalteranti, già inferiori a quelle dei combustibili fossili; i sistemi binari a circuito chiuso riducono ulteriormente il rilascio in atmosfera.
L'integrazione con altre fonti rinnovabili apre margini di efficienza ulteriori. Il primo impianto che combina geotermia e biomasse, nella Valle del Cornia, ha portato la temperatura del vapore da 150–160 °C a 370–380 °C, con un incremento di potenza superiore a 6 MW su una centrale preesistente: una dimostrazione pratica del margine che l'ibridazione con altre fonti può ancora offrire su un campo maturo.
Accanto ai vantaggi, la geotermia porta con sé limiti che ne condizionano la diffusione, a partire dalla forte dipendenza dalle condizioni geologiche locali: senza un serbatoio caldo e permeabile a profondità raggiungibile un progetto non è tecnicamente né economicamente sostenibile, e questo vincola la geotermia elettrica a poche aree.
A questo si aggiunge un limite di natura ambientale e gestionale. L'estrazione dei fluidi può causare calo di pressione del serbatoio e subsidenza del terreno, oltre a rumore in fase di perforazione e possibile contaminazione delle acque sotterranee; nei sistemi più complessi incidono anche la corrosione dei fluidi, i gas non condensabili e, nei progetti EGS, il rischio di sismicità indotta. Una gestione corretta del giacimento, basata su reiniezione e circuiti chiusi, è ciò che tiene questi rischi sotto controllo.
I rischi si concentrano soprattutto sulla gestione del giacimento e sul controllo delle emissioni locali. I principali sono:
Questi fattori spiegano perché alcuni impianti siano stati dismessi: il campo di Latera, per esempio, fu chiuso per emissioni e accumulo di carbonato di calcio. La scelta di sistemi binari e la reiniezione controllata dei fluidi restano le contromisure più efficaci per contenerli.
Per un'abitazione di circa 100 m² l'installazione di un impianto geotermico domestico costa indicativamente tra 30.000 e 60.000 euro, una cifra sensibilmente più alta di quella di una pompa di calore aerotermica. Il motivo è che esplorazione e perforazione assorbono il 45-50% del costo iniziale complessivo, concentrando l'onere economico nella fase iniziale del progetto.
In uno scenario ipotetico di riferimento, per un'abitazione di circa 100 m² in zona climatica media una pompa di calore geotermica da 8-10 kW con sonde verticali entro gli 80 metri (attività libera) costa indicativamente 35.000-50.000 euro. Con il Conto Termico 3.0 al 65%, la spesa netta residua tende a ridursi a 12.000-17.500 euro, avvicinando il tempo di rientro alla soglia inferiore degli 8-12 anni indicati per l'intervento senza incentivi.
La struttura dei costi spiega anche il profilo di convenienza nel tempo. L'investimento elevato viene recuperato attraverso consumi energetici ridotti e una vita utile molto lunga, ma la sostenibilità economica dipende dalla profondità dei pozzi e dai vincoli geologici del sito, che vanno verificati prima di avviare l'opera.
Il risparmio energetico si traduce in un taglio della spesa di gestione stimabile tra il 30% e il 50% rispetto a una caldaia a gas tradizionale, un margine coerente con il rapporto di circa 3 kW termici per ogni kW elettrico assorbito della pompa di calore geotermica. Il tempo di rientro dell'investimento resta però lungo: senza incentivi si colloca indicativamente tra 8 e 12 anni, un orizzonte che il Conto Termico 3.0 può comprimere sensibilmente, coprendo fino al 65-100% della spesa iniziale a seconda della categoria di beneficiario.
Il Conto Termico 3.0 del GSE, in vigore dal 25 dicembre 2025, copre fino al 65% della spesa per l'installazione di una pompa di calore geotermica in edifici privati e pubblici, con incentivo elevato al 100% per gli edifici pubblici dei comuni sotto i 15.000 abitanti e per scuole e strutture sanitarie. L'erogazione avviene in 2 annualità per le macchine fino a 35 kW e in 5 annualità oltre questa soglia.
Per accedere servono requisiti di efficienza superiori a quelli delle pompe aria-acqua: le macchine acqua-acqua e geotermiche devono garantire SCOP minimo 4,0 e ηs% minimo 175%, calcolati in zona climatica media secondo gli standard Ecodesign, perché la sorgente a temperatura costante riduce le perdite stagionali tipiche dell'aerotermia.
Dipende dalla dimensione dell'impianto. Il Decreto MASE del 2 aprile 2026, in vigore dal 16 aprile 2026 e che aggiorna il precedente DM del 30 settembre 2022, distingue tra attività libera e Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) per le sonde geotermiche a circuito chiuso al servizio di edifici esistenti.
Per impianti fino a 80 metri di profondità (sonde verticali), 2 metri (orizzontali) e potenza inferiore a 50 kW l'installazione rientra nell'attività libera, senza titolo abilitativo dedicato. Oltre queste soglie, e fino a 250 metri verticali, 3 metri orizzontali e 500 kW di potenza termica, si applica la PAS, la procedura semplificata coordinata con lo Sportello Unico delle Energie Rinnovabili (SUER). La direzione lavori del cantiere di perforazione richiede in ogni caso un professionista abilitato con competenze geologiche e idrogeologiche.
Utilizza il cursore per selezionare l'area disponbile per l'installazione dell'impianto.
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