I sistemi di accumulo di energia ad aria compressa (“Caes“) offrono un’interessante opportunità di stoccaggio di lunga durata e stanno progredendo sia in termini di impianti installati sia di sviluppo tecnologico, soprattutto in Cina.
Si tratta di sistemi per immagazzinare energia usando aria compressa in grandi serbatoi o caverne sotterranee, spesso di sale. L’energia viene poi recuperata quando serve, ad esempio nei momenti in cui c’è poca produzione da fonti rinnovabili.
L’elettricità proveniente da impianti Fer viene utilizzata per alimentare un compressore. In questa fase si genera calore, che nei sistemi più avanzati, quelli “adiabatici” (AA-Caes), viene raccolto e conservato in speciali materiali che fungono da accumulatori termici.
In fase di scarico l’aria compressa viene poi rilasciata dai serbatoi dopo essere stata nuovamente riscaldata, usando il calore accumulato in precedenza. L’aria calda ed espansa fa girare una turbina che produce elettricità.
Nei Caes tradizionali il calore prodotto dalla compressione invece si perde e, per riscaldare l’aria in uscita, è necessario bruciare gas naturale. Nell’AA-Caes, invece, non si usa alcun gas.
Un sistema simile è stato recentemente progettato a Jilin, in Cina, da un gruppo di ricerca della Northeast Electric Power University, che ha proposto un nuovo meccanismo avanzato di accumulo di energia tramite aria compressa adiabatica che utilizza un carico pesante, un airbag elastico e un pozzo minerario verticale abbandonato. In questo modo, alla tecnologia AA-Caes si aggiunge un sistema isobarico (cioè in cui la pressione resta costante) assistito dalla gravità.
I risultati dello studio di fattibilità sono stati pubblicati in un documento, “3E analysis and multi-objective optimization of a novel isobaric compressed air energy storage system with a gravity-enhanced air storage reservoir”, pubblicato su Science Direct (link in basso).
Come funziona il sistema
Il sistema utilizza l’energia in eccesso proveniente da impianti fotovoltaici, eolici o dalla rete elettrica per azionare un compressore. L’aria ad alta pressione viene immagazzinata in un serbatoio di accumulo. Il processo prevede cinque stadi di compressione sequenziale, accompagnati da cinque “intercooler” che catturano il calore generato durante la compressione. Di seguito un’illustrazione dell’impianto.
L’airbag elastico si trova sul fondo del pozzo, mentre il carico pesante è installato sopra di esso. Durante la fase di carica, la valvola V1 si apre e la valvola V2 si chiude, con l’aria ad alta pressione che entra nell’airbag, aumentandone il volume e l’altezza. Grazie al peso costante del carico il livello di pressione dell’airbag rimane inalterato durante l’operazione di carica.
Durante la fase di scarica, la valvola V2 si apre e la valvola V1 si chiude. Grazie all’azione dell’energia potenziale gravitazionale del carico pesante, l’aria viene espulsa.
Le simulazioni hanno ipotizzato una temperatura ambientale di 25 °C e una pressione di 0,1 MPa. La densità del carico pesante è stata fissata a 7.870 kg/m³, con un consumo del compressore di 5.880,82 kW. I prezzi del sistema sono stati calcolati in base all’indice dei costi degli impianti di ingegneria chimica (Cepci): il prezzo dell’elettricità per il periodo di scarico era di 0,18 $/kWh, il prezzo del carico pesante di 0,1 $/kg e il prezzo dell’elettricità per il periodo di carica di 0,04 $/kWh.
Si è ipotizzato un funzionamento per 350 giorni all’anno con una vita utile di 25 anni. L’analisi ha mostrato che l’efficienza energetica del sistema è stata dell’87,1%. Dal punto di vista economico i risultati hanno rivelato un costo livellato dell’energia (Lcoe) di 0,0804 $/kWh, per un periodo di ammortamento dinamico di 8,36 anni.
Lo stato dei sistemi Caes
Secondo un report pubblicato da Bnef l’anno scorso, la maggior parte delle tecnologie di stoccaggio di lunga durata (Ldes) è ancora in fase iniziale di sviluppo e ha costi elevati, ma alcune, tra cui l’accumulo ad aria compressa, sono già competitive con il litio per periodi di stoccaggio più lunghi.
Insieme all’accumulo termico, il Caes è tra le tecnologie Ldes meno costose, con capex pari a 293 $/kWh (da confrontare con i 304 $/kWh per i sistemi al litio con durata di 4 ore commissionati nel 2023).
Particolari 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 Caes ad Ahaus (150 chilometri a nord di Colonia), con il fornitore di energia olandese Eneco.
L’impianto sarà realizzato in quattro grotte di sale e avrà una capacità di stoccaggio totale di almeno 500 MW. La consegna dei primi due stoccaggi è prevista per l’inizio del 2027.
Un’altra iniziativa recente, stavolta sviluppata in Cina, mostra che questa soluzione si può applicare anche in assenza di miniere di sale.
Si tratta del progetto sperimentale del China Energy Storage National Engineering Research Center, che sta sviluppando un sistema Caes da 300 MW/1200 MWh, caratterizzato da un serbatoio costituito da un tunnel rivestito di acciaio, scavato sotto una montagna a Xinyang, nella provincia di Henan.
La galleria, con un diametro di 15 metri, una lunghezza di 1800 e un volume di 318.000 metri cubi, è già stata scavata per 500 metri e sarà completata, come il resto dell’impianto, nel 2026.
- Lo studio (pdf)
