Bruciare ferro nelle vecchie centrali a carbone: per la Ue risparmi fino a 18 miliardi l’anno

Per conservare l’energia dell’estate e usarla d’inverno, l’Europa potrebbe affidarsi proprio alle centrali che sta chiudendo, sostituendo il carbone con polvere di ferro. Il ferro infatti brucia come il carbone ma, invece dell’anidride carbonica, lascia solo ruggine, che può essere riportata allo stato metallico con idrogeno verde e nuovamente utilizzata. Secondo un rapporto dell’Istituto di economia dell’energia dell’Università di Colonia (Ewi), aggiungere questa opzione al sistema energetico europeo ridurrebbe i costi di circa 15 miliardi di euro l’anno a partire dal 2035 e di circa 18 miliardi nel 2040 e nel 2045. Lo studio, intitolato Iron as an Energy Carrier e firmato da Philip Schnaars, Lisa Restel, Maximilian Walde e Christoph Mehler, è stato commissionato dal Metal Energy Hub del Politecnico di Darmstadt e dalla Fondazione Desertec, due realtà che da anni sostengono il ferro come vettore energetico. È uno scenario che riguarda da vicino anche l’Italia, che a marzo ha rinviato al 2038 lo stop alle sue ultime quattro centrali a carbone, due delle quali ferme dall’inizio del 2025.

Il problema dell’inverno

Oggi la decarbonizzazione elettrica europea si affida soprattutto all’eolico e al fotovoltaico, abbinando batterie e flessibilità della domanda. La combinazione funziona per spostare energia da un’ora all’altra, molto meno per coprire le settimane invernali con poco vento e poco sole, quando servono impianti programmabili. Gli scenari di riferimento, a partire dal piano decennale delle reti europee (Tyndp), puntano su centrali a idrogeno e centrali a gas con cattura e stoccaggio della CO2 (Ccs). Entrambe richiedono infrastrutture che ancora non esistono: idrogenodotti, caverne saline dove conservare il gas, condotte per iniettare la CO2 nei giacimenti esauriti. Il ferro si propone come terza via, sfruttando le infrastrutture esistenti.

Come funziona il ciclo del ferro

Il principio è quello di una pila ricaricabile, solo che al posto della cella c’è un silo pieno di polvere. In fase di “carica” l’ossido di ferro viene ridotto con idrogeno prodotto da rinnovabili: ne escono ferro metallico in polvere e acqua, che torna all’elettrolizzatore. In fase di “scarica” la polvere viene bruciata con aria e il calore genera vapore, che muove le turbine come in una centrale tradizionale. La ruggine si raccoglie e riparte per un nuovo giro. Il vantaggio è soprattutto logistico. La polvere di ferro non va compressa né raffreddata e non si disperde: si conserva in silos outdoor e viaggia su navi, treni e camion come il carbone, al quale somiglia anche per densità energetica in volume e per il modo in cui brucia. Per questo caldaie, turbine e allacci alla rete delle vecchie centrali possono essere recuperati con modifiche contenute. Il rovescio della medaglia è il peso: a parità di energia il ferro è da tre a cinque volte più pesante del carbon fossile.

Il caso italiano

Nel modello di Colonia, stando ai grafici del rapporto, l’Italia riconvertirebbe circa 5 GW, in pratica tutto il potenziale che gli autori le attribuiscono: un ordine di grandezza vicino a quello delle quattro centrali a carbone di cui disponiamo, circa 4,7 GW in tutto. Due sono in Sardegna, Sulcis e Fiume Santo, ancora in servizio in attesa del collegamento elettrico Tyrrhenian Link. Le altre due, Brindisi e Civitavecchia, sono ferme: secondo l’informativa del ministero dell’Ambiente al Consiglio dei ministri del 29 dicembre 2025 non hanno prodotto nulla per tutto l’anno e dal primo gennaio 2026 hanno perso l’autorizzazione ambientale a bruciare carbone. Il governo le ha comunque tenute di riserva e a marzo un emendamento al decreto Bollette ha spostato al 31 dicembre 2038 la scadenza per l’uscita dal carbone, prima fissata al 2025. Il rapporto non entra nel caso italiano, ma pone una condizione che lo riguarda da vicino: il vantaggio economico del ferro dipende dalla disponibilità di centrali da riconvertire, che quindi non devono essere smantellate e vanno mantenute in buono stato. In altre parole, gli impianti che la proroga conserva come assicurazione contro una crisi del gas sono gli stessi che, in un altro scenario, potrebbero diventare la base di un accumulo senza emissioni.

Cosa dicono i numeri

Il gruppo di Colonia ha usato il proprio modello Hyebrid per simulare elettricità, idrogeno e teleriscaldamento di gran parte dei Paesi Ue, più Regno Unito, Svizzera e Norvegia, dal 2030 al 2045, con e senza il ferro tra le opzioni. Quando il ferro è disponibile, il modello sceglie di riconvertire circa 83 GW di centrali a carbone e lignite, costruendo pochissimi impianti nuovi. Germania, Polonia e Repubblica Ceca guidano la classifica perché hanno il parco a carbone più ampio da recuperare. Il ferro prende il posto delle centrali a gas con Ccs e, in parte, di quelle a idrogeno, e nello scenario base viene prodotto interamente in Europa. I risparmi valgono dal 13 al 14% dei costi del sistema modellato. In Germania, dove verrebbero riconvertiti circa 37 GW, il ferro si comporta come un magazzino stagionale. I silos si riempiono dalla primavera all’inizio dell’autunno, quando le rinnovabili producono più del necessario, toccano un massimo di circa 58 TWh a settembre e si svuotano in inverno. È circa un quarto della capacità degli stoccaggi di gas tedeschi, pari a 250 TWh, ma più del loro sito più grande, Rehden, che arriva a circa 44 TWh. Le centrali riconvertite fornirebbero inoltre dal 20 al 25% del teleriscaldamento tedesco. “La decarbonizzazione e la competitività vengono spesso considerate obiettivi in conflitto”, osserva Christian Hasse, coordinatore del Metal Energy Hub. “Lo studio suggerisce che il ferro potrebbe aiutarci a raggiungerli entrambi, riducendo in modo significativo i costi”. Dimosthenis Trimis, dell’Istituto di tecnologia di Karlsruhe, che dal 2021 lavora con Darmstadt sul ferro nel progetto Clean Circles, sottolinea invece la convivenza tra tecnologie: “Il rapporto mostra che il ferro non sostituisce l’idrogeno verde, lo integra”.

I limiti del modello: l’efficienza

Il primo nodo è l’efficienza. Per restituire 1 kWh di elettricità il ciclo del ferro assorbe da 3 a 3,4 kWh di energia rinnovabile, recuperando meno di un terzo di quella di partenza, mentre l’idrogeno bruciato in centrale oscilla da 2,25 a 3,9 kWh a seconda della tecnologia. Il modello sceglie comunque il ferro perché il costo da battere non è quello della singola trasformazione, ma quello di custodire per mesi una grande riserva di energia: e un silo costa molto meno di una caverna di idrogeno. Gli stessi autori elencano poi le semplificazioni del loro strumento: è lineare e tende a premiare in blocco la tecnologia più economica, ragiona come un unico pianificatore, conosce in anticipo meteo, domanda e prezzi e tratta ogni Paese come un solo punto. Gli stress test però reggono: con costi del ferro più alti del 50% i risparmi scendono a una cifra compresa tra 10 e 13 miliardi l’anno, mentre simulando un inverno rigido come quello del 1997 il ricorso al ferro in Germania nel 2045 addirittura aumenta. C’è infine la maturità tecnologica: nessuna centrale a ferro funziona oggi su scala industriale. Il Centro aerospaziale tedesco (Dlr) ha presentato ad aprile i primi test in cui la polvere di ferro pura ha sostenuto una fiamma autonoma in una camera di combustione per carbone. Nei Paesi Bassi la startup Rift, nata dal Politecnico di Eindhoven, ha scaldato 500 abitazioni di Helmond con una caldaia da 1 MW e a marzo ha raccolto 113,8 milioni di euro per il primo impianto commerciale, destinato però al calore industriale. A conclusioni simili a quelle di Colonia era arrivato a luglio lo studio del Kit A new iron age? The potential role of iron fuel in Europe’s clean energy transition, pubblicato su Chem Circularity: il ferro entra in tutti gli scenari a costo minimo, ma come complemento dell’idrogeno.

Cosa serve per scalare

Le condizioni le indicano gli stessi autori. Servono rinnovabili in abbondanza, perché il ferro vive del surplus estivo: con il 25% in meno di eolico e fotovoltaico la Germania diventerebbe importatrice netta di elettricità e nel 2035 dovrebbe comprare all’estero metà della polvere di ferro. Serve una filiera dell’idrogeno verde ancora tutta da costruire, visto che la domanda aggiuntiva tedesca, legata soprattutto alla riduzione del ferro, arriverebbe a circa 94 TWh l’anno nel 2045. Serve il salto dalla scala del megawatt a quella delle centrali da centinaia di megawatt, con modelli di business che ancora non esistono. E serve, prima di tutto, non demolire gli impianti. Il rapporto si chiude chiedendo di includere il ferro nei prossimi studi di pianificazione energetica europea. Una terza opzione accanto a idrogeno e Ccs non garantisce che funzionerà, ma riduce il rischio che la transizione resti appesa a una sola tecnologia in ritardo.