La Cina ha collegato alla rete elettrica quello che viene presentato come il più grande impianto di accumulo ad aria liquida al mondo, con una potenza di 60 MW e una capacità di 600 MWh, sufficienti a garantire dieci ore consecutive di erogazione alla potenza nominale.
Il progetto, realizzato nella provincia nord-occidentale del Qinghai, rappresenta un nuovo passo nello sviluppo dei sistemi di accumulo elettrico di lunga durata (Long Duration Energy Storage, Ldes), un settore in cui si stanno sperimentando diverse tecnologie alternative alle batterie elettrochimiche.
L’accumulo ad aria liquida (Liquid Air Energy Storage, Laes) offre infatti la possibilità di immagazzinare grandi quantità di energia per periodi prolungati, senza richiedere particolari condizioni geologiche. Restano tuttavia da superare alcune difficoltà, soprattutto sul piano dei costi e dell’efficienza energetica.
Il progetto cinese da 600 MWh
Entrato in funzione il 30 ottobre 2026, dopo l’avvio dei lavori nel luglio 2023, l’impianto si trova a Golmud ed è stato sviluppato dalla società statale China Green Development Investment Group (Cgdg), in collaborazione con il Technical Institute of Physics and Chemistry dell’Accademia cinese delle Scienze.
La struttura è associata a un impianto fotovoltaico da 250 MW e rientra nel programma nazionale cinese di progetti dimostrativi per le nuove tecnologie di accumulo. Secondo PowerChina, che ha partecipato alle attività di collaudo e connessione, il progetto dovrebbe contribuire all’immissione in rete di circa 180 GWh di elettricità all’anno.
Il funzionamento del Laes si basa su un processo di compressione e liquefazione dell’aria atmosferica. Durante la fase di carica, l’elettricità disponibile alimenta compressori e sistemi di raffreddamento che portano l’aria a temperature criogeniche, fino a circa -194 °C, trasformandola in un liquido conservato in serbatoi isolati.
Quando è necessario restituire energia alla rete, l’aria liquida viene pressurizzata, riscaldata e riportata allo stato gassoso. La sua espansione aziona turbine collegate a generatori elettrici.
Il sistema recupera inoltre parte del calore prodotto durante la compressione e del freddo disponibile durante la rigassificazione, riutilizzandoli nei cicli successivi per migliorare il rendimento complessivo.
A differenza dei sistemi convenzionali di accumulo ad aria compressa (Compressed Air Energy Storage, Caes), il Laes non necessita di cavità sotterranee per conservare il fluido, potendo ricorrere a serbatoi criogenici installati in superficie.
Le altre iniziative nel Regno Unito e in Giappone
La tecnologia ad aria liquida è già stata sperimentata anche in altri Paesi, sebbene con impianti generalmente più piccoli rispetto a quello cinese.
Tra i principali sviluppatori figura la britannica Highview Power, che nel 2018 ha inaugurato a Pilsworth, nei pressi di Manchester, un impianto dimostrativo da 5 MW/15 MWh, tra le prime applicazioni della tecnologia su scala di rete.
La società sta attualmente realizzando un progetto di dimensioni maggiori a Carrington, sempre nell’area di Manchester: un sistema da 50 MW/300 MWh, progettato per sei ore consecutive di erogazione. L’impianto, ancora in costruzione, dovrebbe completare la componente di accumulo nel 2027.
Un’altra esperienza significativa arriva dal Giappone, dove Sumitomo Heavy Industries ha avviato il 1° dicembre 2025 l’esercizio commerciale di un impianto da 5 MW/20 MWh a Hatsukaichi, nella prefettura di Hiroshima. Il sistema è integrato con un terminale di rigassificazione del gas naturale liquefatto gestito da Hiroshima Gas.
Maturità tecnologica e costi: un confronto
La diffusione ancora limitata degli impianti riflette una tecnologia che non ha raggiunto la piena maturità commerciale.
Il Joint Research Centre (Jrc) della Commissione europea, attraverso la piattaforma Incite, attribuisce alla soluzione Laes censita un livello di maturità tecnologica Trl 8, su una scala di nove livelli (in cui nove è il massimo, attribuito ad esempio ai pompaggi idroelettrici o alle batterie agli ioni di litio): il sistema è stato completato e qualificato, ma la sua diffusione commerciale rimane ancora limitata.
Il principale ostacolo alla diffusione del Laes è attualmente rappresentato dalla competitività economica.
Un confronto sui costi delle diverse tecnologie è contenuto ad esempio nel “Sustainable Energy in America 2026 Factbook“, rapporto (pdf) pubblicato a febbraio 2026 da BloombergNEF in collaborazione con il Business Council for Sustainable Energy.
L’analisi prende in considerazione il costo livellato dell’accumulo (Levelized Cost of Storage, Lcos), che esprime il costo medio dell’energia restituita da un sistema di stoccaggio nell’arco della sua vita utile, tenendo conto dei costi sostenuti per realizzarlo e utilizzarlo.
Il confronto, riferito a progetti con anno di finanziamento 2024, riguarda tecnologie sviluppate nei mercati diversi da quello cinese, dove BloombergNEF rileva costi generalmente inferiori.
L’accumulo ad aria liquida presenta un Lcos mediano di circa 225 $/MWh, superiore a quello delle principali soluzioni ad aria compressa considerate nell’analisi.
Queste ultime risultano infatti tra le tecnologie Ldes più competitive nei mercati esaminati, con un costo mediano di 43 $/MWh per i sistemi diabatici che utilizzano cavità sotterranee naturali e 103 $/MWh per quelli adiabatici con cavità realizzate appositamente. I primi richiedono tuttavia anche l’impiego di combustibili (generalmente gas naturale) per riscaldare l’aria durante la fase di scarica, mentre i secondi recuperano il calore prodotto nella compressione.
Le batterie a flusso al vanadio si collocano invece intorno ai 214 $/MWh, su valori prossimi a quelli dell’aria liquida, mentre le batterie a flusso zinco-bromo presentano costi sensibilmente superiori.
Per calcolare i costi livellati, gli analisti hanno considerato sistemi con durate di scarica comprese tra 6 e 120 ore, ipotizzando un ciclo completo di carica e scarica al giorno, per 365 cicli annuali. Per gli impianti con autonomia superiore alle dodici ore, il modello limita a dodici ore l’energia effettivamente caricata e restituita in ciascun ciclo.
Infine, un ulteriore limite del Laes riguarda il rendimento energetico, ossia il rapporto tra l’elettricità restituita e quella utilizzata per caricare il sistema.
Nella documentazione tecnica del progetto cinese, pubblicata nel 2025 dalla National Development and Reform Commission (NDRC), viene indicato un rendimento elettrico atteso del 55%.
Highview Power indica per la propria tecnologia rendimenti attualmente intorno al 50-55%, potenzialmente migliorabili fino a circa il 70% attraverso l’integrazione con altre attività industriali.
Per confronto, le batterie agli ioni di litio raggiungono generalmente rendimenti dell’ordine dell’85-90%: a parità di elettricità impiegata per la carica, restituiscono quindi una quantità maggiore di energia.
L’accumulo ad aria liquida può tuttavia offrire diversi vantaggi, soprattutto per applicazioni di lunga durata: una vita utile potenzialmente superiore a trent’anni, una degradazione contenuta delle prestazioni e la possibilità di aumentare la capacità energetica in maniera meno complessa attraverso l’aggiunta di serbatoi.
