Il numero in costante crescita degli impianti eolici e fotovoltaici richiesti per realizzare gli obiettivi della transizione energetica crea al sistema elettrico problemi di affidabilità e di stabilità, provocati dallo squilibrio tra domanda e offerta, dal cambio di segno del flusso di energia nella rete di trasmissione, dalla diminuzione dell’inerzia del sistema.

Problemi cui già oggi possono in parte ovviare i sistemi di accumulo (SdA) elettrochimici commercialmente disponibili: di fatto quelli basati sulla tecnologia degli ioni di litio.

Tra i servizi che possono offrire – power shift, regolazione di frequenza e di tensione, bilanciamento – spicca la regolazione primaria di frequenza, perché sono l’unica tecnologia in grado di garantire una prestazione adeguata, quando i tempi di risposta richiesti sono inferiori al secondo.

L’importanza, ma anche la redditività di questi servizi è confermata dal salto dimensionale realizzato in soli sei anni: nel 2015 la capacità globale di SdA installati nei sistemi elettrici era pari a 0,8 GWh, sa-lita nel 2021 a 8,3. Si tratta di un risultato cui ha particolarmente contribuito la crescita, rispetto all’anno precedente, delle installazioni effettuate negli ultimi due anni: 54% nel 2020, 65% nel 2021 (Fig. 1).

L’IEA ha stimato che l’installazione globale di batterie utility-scale raggiungerà 10 TWh nel 2040. In Italia la capacità degli accumuli elettrochimici abbinati a impianti fotovoltaici è passata da 1,62 MWh installati nel 2015 a 220,09 MWh nei primi nove mesi del 2021, periodo in cui è più che raddoppiata: da 102,02 a 220,09 MWh (Fig. 2).

 

Non a caso quello delle batterie è il comparto elettrico dove maggiori sono le attività di ricerca, sviluppo, innovazione, che da qualche anno lo collocano in testa alla classifica per numero di brevetti globalmente richiesti nel settore elettrico. A questo record stanno contribuendo in misura crescente le ricerche di tecnologie in grado di superare i limiti intrinseci delle batterie a ioni di litio, che a costi ragionevoli possono immagazzinare soltanto per pochissime ore (in genere 1-2) l’energia prodotta dall’impianto cui sono abbinate; una condizione che limita fortemente le prestazioni del power shift.

Ovviamente il calo dei costi delle batterie a ioni di litio consentirà di installare SdA in grado di immagazzinare in modo competitivo l’energia per un tempo un po’ più lungo, ma si tratta di progressi lenti, che devono oltre tutto fare i conti con i problemi posti da ingombri crescenti.

I vantaggi degli accumuli di lunga durata

Per gli impianti fotovoltaici, destinati in Italia a offrire il massimo contributo di capacità agli obiettivi di decarbonizzazione al 2030, la possibilità di accumulare l’energia prodotta per un numero consistente di ore sarebbe vantaggiosa a prescindere dai servizi che potrebbe offrire al sistema elettrico.

In assenza di SdA, la produzione di energia fotovoltaica, che è concentrata nelle ore diurne di massima domanda elettrica, abbassa radicalmente il prezzo di picco del kWh sul mercato spot: fenomeno che si è accentuato con la sua crescita.

Considerazioni analoghe valgono per i PPA, per i quali diminuirebbe il rischio di mancata consegna dell’energia all’acquirente. Con le batterie a ioni di litio, entrambi i vantaggi sono però limitati dalle ridotte prestazioni del power shift, vantaggi che sarebbero pienamente sfruttati, se fossero disponibili accumuli dell’energia fotovoltaica prodotta lungo tutto l’arco delle ore diurne, in modo da garantire la flessibilità infra-giornaliera (fino a 12 ore).

Per realizzare queste condizioni bisogna disporre di Long Duration Energy Storage (LDES), in cui è possibile disaccoppiare l’energia accumulata dalla capacità dell’impianto di produzione cui sono abbinati.

Secondo un rapporto di Aurora Energy Research (Aurora, Long duration electricity storage in GB, febbraio 2022), nel 2035 circa metà del fabbisogno di accumulo energetico (46 GW) in Gran Bretagna sarà di lunga durata. Infatti, solo 22 GW richiederanno un tempo di accumulo inferiore o uguale a 4 ore, mentre i restanti 24 GW per il 40% saranno coperti da SdA di durata tra 8 e 16 ore, per il 60% da tempi di immagazzinamento di settimane e di mesi.

Accanto ad alcune tecnologie già disponibili, per il LDES è in fase di R&S un numero significativo di soluzioni alternative.

Per accelerarne il trend, soggetti attivi in questo filone hanno dato vita al Long Duration Energy Storage (LDES) Council, di cui sono membri amministratori delegati di aziende che stanno sviluppando le tecnologie, ma anche AD di fondi di investimento e di potenziali utilizzatori.

Scopo del LDES Council, presentato ufficialmente durante la COP26, è fornire ai governi e alle industrie indicazioni per lo sviluppo di queste tecnologie, basate sulle esperienze dei suoi membri.

Il primo rapporto, redatto in collaborazione con McKinsey (“Net-zero power – Long duration energy storage for a renewable grid”), si basa su più di 10mila dati tra costi e prestazioni di tecnologie che, grazie al disaccoppiamento tra la potenza dell’impianto a fonti rinnovabili cui sono abbinate e la loro capacità di accumulo, potrebbero immagazzinare nella scala adeguata e a costi competitivi energia elettrica per lunghi periodi.

Come indica la Tabella 1, il rapporto elenca otto tecnologie innovative con diverse tipologie di stoccaggio – meccanico, termico, chimico, elettrochimico – e le confronta con soluzioni oggi disponibili (impianti di pompaggio e ad aria compressa, idrogeno).

Le previsioni sulle loro potenzialità e sui tempi richiesti per raggiungere la maturità commerciale sono basate:

  • su dettagliate valutazioni delle curve di apprendimento e dell’andamento dei costi;
  • su alcuni “case studies”;
  • sull’ipotesi di investimenti pari a 50 miliardi di dollari fino al 2025 e tra 1,5 e 3 trilioni fino al 2040.

Sviluppi, in particolare quest’ultimo, che richiederanno da parte dei governi l’attuazione di politiche di sostegno: incentivi nella fase di decollo, programmazione a lungo termine, appropriate regole di mercato.

Quasi tutti i LDES già commerciali o in fase di sviluppo hanno caratteristiche e/o ingombri che li abilitano esclusivamente come supporti alle reti elettriche o, in alcuni casi, a impianti di estensione territoriale difficilmente compatibile con il contesto europeo, certamente non con quello italiano.

Lo sono viceversa le batterie a flusso Redox (RFB – Redox Flux Battery), caratterizzate da interessanti potenzialità di miglioramento delle loro prestazioni.

Le RFB – batterie a flusso Redox

Le RFB sono costituite generalmente da due semi-celle, una anodica e l’altra catodica, separate tra loro da una membrana in cui dai serbatoi posti a monte e a valle è simultaneamente pompato l’elettrolita liquido.

Durante la fase di carica l’energia elettrica fornita da un impianto di produzione viene utilizzata per far avvenire una reazione di riduzione in uno dei due elettroliti e una reazione di ossidazione nell’altro. La membrana tra le due semicelle previene fenomeni di mescolamento dei due elettroliti e contemporaneamente permette il passaggio selettivo degli ioni coinvolti nelle reazioni redox. Nella fase di scarica l’energia chimica contenuta negli elettroliti è riconvertita in energia elettrica, che viene trasferita all’impianto cui il SdA è abbinato.

Le celle elettrochimiche sono dimensionate sulla potenza dell’impianto a fonti rinnovabili cui vanno abbinate, mentre il volume e la densità energetica degli elettroliti contenuti nei serbatoi definiscono l’energia che si riesce ad accumulare.

Finora lo svantaggio principale delle RFB è la bassa densità energetica degli elettroliti, che comporta un volume del sistema notevole, quindi con un’elevata quantità del materiale elettroattivo in soluzione nell’elettrolita: nei sistemi oggi commerciali è il vanadio, certamente non a buon mercato.

Ne conseguono costi di investimento più alti rispetto alle batterie al litio, che hanno frenato la realizzazione di SdA con lunghi tempi di immagazzinamento, perché, per limitare i costi, i volumi dei serbatoi non sono sufficienti.

A fine gennaio scorso San Diego Gas & Electric e Sumitomo Electric hanno annunciato come un successo il test di una RFB al vanadio da 2 MW, connessa a una microrete, che ha immagazzinato energia elettrica per quasi cinque ore.

In tutto il mondo si stanno però ricercando materiali elettroattivi meno costosi e nel contempo in grado di portare la densità energetica dell’elettrolita a valori tali da consentire a costi competitivi accumuli di durata maggiore, in modo da rendere programmabili le produzioni fotovoltaiche.

Di particolare interesse è la tecnologia adottata dall’olandese Elestor. Il serbatoio a monte ha in soluzione bromo e idruro di bromo, in grado di garantire una maggiore densità energetica. In più le reazioni chimiche accumulano nel serbatoio a valle idrogeno, riducendo la quantità del materiale attivo richiesto. Secondo un articolo pubblicato il 13 gennaio scorso su “Energy Post”, questa tecnologia è in grado di immagazzinare energia elettrica per 10-12 ore.

Ma né l’articolo, né la nota informativa disponibile sul sito di Elestor forniscono informazioni quantitative sulla densità energetica raggiunta nell’elettrolita, che è il dato necessario per capire se con questa tecnologia i costi di investimento sarebbero sufficiente-mente ridotti.

Altre due tecnologie sono sviluppate in Germania (CMBlu e Jena Batteries), due in USA (Jolt Energy Technologies e Lockheed Martin), una in Francia (Kemiwatt). Una, particolarmente promettente, sviluppata in Italia (GES – Green Energy Storage), si è aggiudicata 60 milioni di euro dal fondo IPCEI (Important Projects of Common European Interest).

Esistono quindi i presupposti per disporre, entro questo decennio, di tecnologie di accumulo di durata congruente con la Intraday flexibility (energia accumulata fino a 12 ore consecutive) e di riuscire ad arrivare negli anni ’30 alla realizzazione di stoccaggi per durate corrispondenti alla fascia più bassa (dalle 12 ore ad alcune settimane) della Multiday and multiweek flexibility.

Il ritorno della vecchia zia

Viceversa, oltre al Power to gas to power, per la Seasonal flexibility (indispensabile per compensare il divario estate/inverno della produzione fotovoltaica) è possibile ricorrere alla vecchia zia delle rinnovabili italiane, l’energia idroelettrica.

Sulla base dei dati di Tabella 2, se agli impianti idroelettrici a serbatoio, che hanno una producibilità media annua di 15.250 GWh e che sono classificati “serbatoi in grado di garantire la regolazione stagionale”, si aggiungono quelli a bacino, con una producibilità media annua di 13.992 GWh, in grado di contribuire alla Seasonal flexibility, pur con minore efficacia, disponiamo di una capacità di accumulo adeguata, dato che il codice numerico Comese, sviluppato dal consorzio RFX di Padova, prevede che il divario estate/inverno della produzione fotovoltaica dovrebbe essere intorno a 25.000 GWh nel 2050 (Giuseppe Zollino, “Scenari energetici di lungo periodo: il diavolo sta nei dettagli”, “Staffetta Quotidiana”, 17.01.2022).

In conclusione, sotto il profilo tecnologico le prospettive per SdA in grado di svolgere tutte le funzioni richieste dalla crescita della produzione fotovoltaica sono promettenti, ma, come sottolinea il rapporto LDES Council-McKinsey, si realizzeranno solo se sostenute da adeguate politiche governative.

Post scriptum

Mi accingevo a licenziare questo articolo, quando è stato comunicato l’esito della prima asta del mercato della capacità per il 2024, indetta da Terna.

Dei 38.000 MW complessivamente assegnati, hanno particolare rilevanza i 500 MW di batterie aggiudicati a Enel in Sardegna, ripartiti tra 247 nella parte settentrionale dell’isola e 253 in quella meridionale. In tal modo, si legge in un comunicato del gruppo elettrico, si mette a disposizione la capacità richiesta «senza dover investire in nuovi impianti a gas, compiendo così un passo concreto per la trasformazione della Sardegna in Isola Verde».

Valutazione condivisa da “Il Sole 24 Ore” del 23 febbraio che, commentando la notizia, ha affermato che l’isola è destinata a decarbonizzarsi grazie a un mix fatto dal Tyrrhenian Link, la linea elettrica che collegherà la Sardegna con la Sicilia e l’Italia continentale, da rinnovabili e da batterie.

È la prima conferma delle potenzialità dei SdA per la decarbonizzazione di un’area territoriale di queste dimensioni.

L’articolo è stato pubblicato sul n.1/2022 della rivista bimestrale QualEnergia con il titolo “Serbatoi di elettroni”.