I sistemi di accumulo di energia ad aria compressa adiabatica (A-Caes) sono scalabili? E potranno dare un contributo alla transizione energetica?
A queste domande ha provato a dare risposta un gruppo di ricercatori guidato dal King’s College di Londra, compilando un database completo di iniziative e raccogliendo informazioni sia sui sistemi operativi sia sulle installazioni pianificate in tutto il mondo.
Analizzando il set di dati a disposizione, sono stati in grado di calcolare il tasso di esperienza (“Er” o “experience rate”) di questi sistemi, una misura che indica la velocità con cui i costi si abbassano man mano che una nuova tecnologia viene prodotta e utilizzata, e di identificare le condizioni specifiche in cui l’A-Caes sarebbe economicamente sostenibile.
I risultati sono stati riassunti in un documento pubblicato su Science Direct, che ha ricevuto la peer-review, ma non è ancora nella sua forma definitiva (link in basso).
Gli A-Caes adiabatici (senza scambio di calore con l’ambiente esterno) funzionano immagazzinando energia sotto forma di aria compressa . Quando c’è surplus di elettricità, ad esempio da rinnovabili, l’aria viene spinta da un compressore in serbatoi sotterranei, generalmente cave di sale (come quella in foto). Durante la compressione si genera calore, che non viene disperso, ma raccolto e conservato (nei sistemi non adiabatici questo non succede).
Quando serve energia, l’aria compressa viene rilasciata e fatta espandere in turbine per produrre elettricità, usando il calore accumulato in precedenza per migliorarne l’efficienza. In questo modo si evita l’uso di combustibili fossili e si recupera l’energia termica generata, aumentando il rendimento complessivo del sistema.
Il calo dei costi
L’indagine mostra un experience rate del 15% per i progetti A-Caes nell’ultimo decennio (ogni volta che la produzione cumulata della tecnologia raddoppia, il suo costo diminuisce del 15%), con costi fino a 120 $/kWh raggiunti per implementazioni superiori a 100 MW nel 2024, grazie all’aumento delle dimensioni dei progetti e alla maturazione tecnologica.
Per fare un confronto, nel 2013, il prezzo al kWh superava i 10.000 dollari. I primi progetti con potenza ridotta erano costosi a causa della loro natura sperimentale, ma quelli più grandi (10-100 MW) hanno raggiunto costi molto più bassi, intorno a una media di 200 $/kWh.
Con diversi grandi progetti in cantiere, si prevedono quindi ulteriori riduzioni: seguendo la tendenza stimata del 15% di Er, si potrebbe scendere al di sotto dei 157 $/kWh per impianti con capacità superiori a 10 GWh e dei 92 $/kWh per capacità superiori a 100 GWh.
L’analisi suggerisce inoltre che i sistemi A-Caes potrebbero raggiungere la redditività economica per periodi di stoccaggio di 10-100 ore, in condizioni di posizionamento geologico ottimale.
A breve termine, la standardizzazione delle catene di produzione e fornitura di componenti come compressori e turbine, insieme all’ottimizzazione della selezione dei siti per ridurre i costi di stoccaggio (in particolare utilizzando depositi geologici di sale) faranno abbassare ancora di più i costi.
Se redditizia, questa opzione di accumulo di lunga durata (Ldes – Long Duration Energy Storage) consentirà secondo gli analisti il bilanciamento della rete su larga scala e sosterrà l’integrazione delle rinnovabili su periodi di più giorni, rendendola una risorsa preziosa per promuovere la decarbonizzazione profonda dei sistemi energetici.
Problemi e applicazioni recenti
L’A-Caes deve però affrontare sfide specifiche che lo distinguono dalle altre tecnologie Ldes. La sua dipendenza da formazioni geologiche adatte allo stoccaggio di aria su larga scala introduce un fattore di variabilità e limita la scelta del sito, a differenza ad esempio dalle batterie stand-alone, quasi indipendenti dalla posizione in cui si collocano.
Inoltre, i compressori e le turbomacchine sono tecnologie mature in applicazioni convenzionali come le turbine a gas, con catene di approvvigionamento consolidate, ma non sono ancora completamente ottimizzate per le applicazioni A-Caes, dove il funzionamento ad alta pressione e l’integrazione con l’accumulo termico rappresentano ostacoli dal punto di vista progettuale.
I ricercatori che hanno condotto l’indagine hanno poi denunciano la mancanza di dati trasparenti e coerenti sulle prestazioni e sui costi di questi sistemi. La maggior parte dei progetti, in particolare i sistemi pilota o in fase iniziale, non divulgano questi parametri chiave.
La scarsità di dati è dovuta a diversi fattori, tra cui l’assenza di obblighi di divulgazione per i progetti ancora in fase di sviluppo, la riservatezza commerciale che limita la rendicontazione pubblica e l’assenza di protocolli standardizzati per la valutazione di prestazioni e rendicontazione. Tutto ciò contribuisce ad alimentare un clima di incertezza intorno a queste tecnologia.
Secondo un report pubblicato da Bnef a giugno 2024, insieme all’accumulo termico, i sistemi ad aria compressa sono comunque tra le tecnologie Ldes meno costose (Capex di 293 $/kWh per installazioni non adiabatiche al momento della rilevazione).
Interessanti progressi in tempi recenti per questa tecnologia si sono avuti in Germania. Corre Energy, azienda con sede a Groningen, nei Paesi Bassi, ha firmato a gennaio 2024 un accordo per il co-sviluppo e il co-investimento di un progetto ad Ahaus (150 km a nord di Colonia), con il fornitore di energia olandese Eneco. L’impianto, da 500 MW, sarà realizzato in quattro grotte di sale. La consegna dei primi due stoccaggi è prevista per l’inizio del 2027.
Recentemente abbiamo anche documentato un progetto messo a punto da un gruppo di ricercatori cinesi che prevede anche l’utilizzo di un carico pesante per generare un sistema isobarico (con pressione resta costante) assistito dalla gravità.
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