Accumulo energetico e batterie, le tendenze da tenere d’occhio per i prossimi anni

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Dati e stime in un nuovo rapporto del National Renewable Energy Laboratory statunitense.

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Come si evolverà il mercato delle batterie per accumulo energetico nei prossimi 20-30 anni?

Un rapporto pubblicato nei giorni scorsi dal National Renewable Energy Laboratory americano (Nrel), intitolato “Storage Futures Study” (link in basso), evidenzia le principali tendenze del settore, incentrate sul mercato Usa ma da cui si possono ricavare alcune considerazioni globali.

Il primo punto è che gli analisti si attendono una rapida crescita dello storage elettrochimico. Per gli Stati Uniti si parla di 200 GW-1.200 GWh di capacità cumulativa al 2050 nello scenario di riferimento; oggi siamo a circa 23 GW di cui la maggior parte in impianti di pompaggio idroelettrico.

La crescita invece sarà trainata interamente dalle installazioni di batterie con varie configurazioni di durata, da 2 ore fino a 10 ore.

Ciò consentirebbe di integrare nella rete elettrica quote crescenti di fonti rinnovabili intermittenti (eolico e fotovoltaico), tra il 43-81% del mix complessivo di generazione, secondo i diversi scenari elaborati dal Nrel per il 2050.

Intanto i costi dei sistemi di storage continueranno a scendere e le batterie al litio rimarranno quelle dominanti nei prossimi anni.

Si stima che i costi totali per installare un sistema di accumulo stazionario con batterie al litio utility-scale da 60 MW, e durata di 4 ore, scenderanno a 200 $ per kWh nel 2030. Ma nei prossimi anni altre tecnologie potrebbero fare concorrenza al litio, se riusciranno a tagliare i loro costi e-o se aumenterà il valore dei servizi resi alla rete dagli accumuli energetici di lunga durata (accumuli stagionali).

Un terzo fattore-chiave per lo sviluppo dello storage, è la possibilità di fornire energia sufficiente a coprire i picchi di domanda elettrica, in modo da sostituire la generazione delle unità alimentate da fonti fossili, tipicamente le turbine a gas (cosiddette gas peaker perché entrano in funzione rapidamente per soddisfare i picchi dei consumi).

E questa è proprio la tendenza che sta spingendo il mercato delle grandi batterie per la rete in California, dove si sta realizzando un sistema elettrico sempre più rinnovabile e sganciato dalle centrali termoelettriche a gas.

Le batterie, più in generale, rappresentano una valida opzione per incrementare la flessibilità della rete, grazie anche alla possibilità di “spostare” nel tempo una parte dei consumi (time shifting): salvare energia quando costa meno (bassa domanda) per poi usarla in seguito, quando la domanda cresce e il costo al kWh sale.

Tuttavia ci sono altre opzioni di flessibilità con cui le batterie devono confrontarsi: in particolare, scrive il Nrel, esiste un vasto potenziale inutlizzato per aumentare la flessibilità negli usi finali di energia elettrica, ad esempio con contratti elettrici a prezzi variabili nelle diverse fasce diurne-notturne, oltre alle tecnologie di demand response e alla ricarica intelligente dei veicoli elettrici.

Altro dato rilevante, si legge nel documento del Nrel, è che accumuli (di breve durata) e fotovoltaico sono complementari, perché lavorando insieme possono ridurre notevolmente la capacità di carico netta che deve essere garantita da fonti non rinnovabili. In altre parole, è necessaria una minore produzione di energia da altre fonti, perché la quantità aggiuntiva di elettricità da FV viene immagazzinata nelle batterie di giorno e utilizzata nei successivi periodi di picco.

Quindi FV e batterie possono contribuire a bilanciare h24 il carico di rete, evitando fluttuazioni e rischi di blackout.

Allo stesso tempo, però, dovrà aumentare anche la disponibilità di sistemi BESS (Battery energy storage system) di maggiore durata, fino a 8-10 ore, finalizzati a mantenere sempre in sicurezza e stabilità il sistema elettrico al crescere della quota di rinnovabili.

E per puntare a un mix con il 100% di rinnovabili, sottolinea il documento, sarà necessario installare sui 400-500 GW di accumuli plurigiornalieri e stagionali al 2050 – sempre con riferimento al mercato Usa – basati ad esempio su turbine alimentate da idrogeno verde.

In sostanza, dal rapporto emerge chiaramente che un futuro mix elettrico con il 100% o quasi di rinnovabili richiederà un ampio pacchetto di soluzioni di accumulo, sfruttando tutte le tecnologie disponibili e le diverse configurazioni di durata.

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