Con la forte crescita della produzione da Fonti Energetiche Rinnovabili e l’incremento della domanda di energia, soprattutto elettrica, i sistemi di accumulo dell’energia elettrica sono i candidati più credibili per garantire approvvigionamenti energetici stabili. Ma qual è lo stato dell’arte oggi e cosa dobbiamo attenderci per il futuro?
Partiamo dallo scenario da qui al 2050. Secondo quanto stima l’EIA – U.S. Energy Information Administration nell’International Energy Outlook 2019, le rinnovabili quintuplicheranno la loro quota da qui ai prossimi 30 anni, in particolare nella produzione di energia elettrica.
L’Unione Europea ha stabilito traguardi ambiziosi in materia di produzione energetica da rinnovabili. «L’Italia, da parte sua, con la strategia nazionale si è posta, per il 2030 e ancor più per il 2050, obiettivi importanti: in particolare si vuole arrivare a un impiego di energie rinnovabili per la produzione di energia elettrica che va fino al 55%. Inoltre si vuole arrivare all’abbandono completo del carbone nel 2025 per arrivare al 2050 a quello dei fossili, a favore di un totale impiego delle rinnovabili. La penetrazione delle fonti rinnovabili procede quindi dal 22% del 2030 al 28% nel 2050 in termini percentuali su tutti i consumi e al 55% sui consumi elettrici. Così si favorisce un’elettrificazione dei consumi a basso contenuto di CO2», ha spiegato Francesco Melino, docente di macchine a fluido presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale dell’Università di Bologna, in un recente convegno a Key Energy.
Quindi, fotovoltaico ed eolico in particolare dovranno crescere moltissimo. Questo pone il problema della loro non programmabilità, dovendo però provvedere alla copertura del fabbisogno. Come fare? Attualmente si rende necessaria la modulazione di impianti programmabili (da fonti fossili) quando c’è la produzione di energia da rinnovabili, diminuendo il loro apporto quando sono attive le FER, ma dovendo intervenire rapidamente quando esse calano. «È evidente che servono impianti in grado di provvedere a questo, ma è ancor più necessario guardare alle soluzioni di accumulo. Lo storage è necessario anche per ottimizzare l’efficienza economica della produzione elettrica, soprattutto in presenza delle fonti rinnovabili non programmabili», ha proseguito Melino.
L’energy storage può avvenire in due modi: energy intensive o power intensive. Nel primo caso si tratta di sistemi finalizzati ad alleviare le congestioni di rete causate da un’eccessiva produzione da fonte eolica o solare in un’area in cui la rete non è in grado di assorbire tutta la produzione. Nel secondo caso si tratta di sistemi chiamati ad assorbire e/o erogare in tempi rapidissimi una grande quantità di potenza per periodi relativamente brevi proprio per rispondere alla necessità di modulare le fasi produttive del fotovoltaico ed eolico.
Ma quali sono oggi i sistemi di i sistemi di accumulo dell’energia elettrica? Si suddividono in quattro tipologie: meccanica, elettrochimica, chimica ed elettromagnetica.
I sistemi meccanici comprendono alcune tecnologie fondamentali nella gestione della non programmabilità delle FER: sistemi idroelettrici di pompaggio (PHS), sistemi ad aria compressa (CAES) e a volano (FES – Flyweel energy storage).
Partendo dai PHS, «sono sistemi ormai consolidati e basilari e si basano sulla trasformazione del surplus di energia elettrica prodotta in potenziale idroelettrico a carattere gravitazionale», ha spiegato Melino, illustrando lo schema di funzionamento che prevede: un accumulo di energia elettrica nei periodi di bassa richiesta, con acqua inviata dal bacino di bassa quota a quello di alta quota (pompaggio); la produzione di energia elettrica durante i periodi di elevata richiesta grazie alla massa d’acqua nel bacino di alta quota (turbinaggio). Il tempo e il numero di inversioni di funzionamento dipendono dalla tipologia di macchina idraulica installata (reversibile o pompa e turbina separata).
Il sistema di accumulo PHS presenta molti vantaggi: oltre alla maturità tecnologica, è la soluzione di accumulo più diffusa, conta su varie taglie, dalle piccole alle grandi potenze (fino a decine di GW). Inoltre, l’efficienza del sistema di accumulo è del 60-80%, offre un’istantanea disponibilità dell’energia accumulata e il “cuore” del sistema è l’acqua, quale fluido operatore gratuito e pulito. Infine, ma non certo ultimo pregio, conta su elevate capacità di accumulo. Ha due limiti principali: il sistema necessita di ampi spazi per le riserve d’acqua e richiede di un opportuno salto di quota tra i banchi.
«Si tratta dei sistemi di accumulo ideali per interfacciarsi con impianti produttivi di grande respiro», sottolinea il docente dell’Università di Bologna.
Altrettanto validi sono i sistemi di accumulo di tipo CAES. Sono quelli in cui l’accumulo è realizzato convertendo l’energia elettrica in surplus in aria compressa che può essere stoccata in caverne sotterranee ed ermetiche, come le cave dismesse di gas naturale o di sale. Questo sistema, a seconda della sua declinazione, adiabatico o meno, può essere anche integrato con combustibile fossile per un surplus di potenza in fase di restituzione.
È un sistema modificabile per arrivare all’accumulo, per esempio utilizzando tubazioni ad alta pressione: «si tratta del metodo più semplice che evita i problemi di scelta geologica del sito ed è fattibile praticamente ovunque». L’aria è stoccata a pressioni comprese tra i 20 e 100 bar, l’efficienza è elevata (pari al 70% circa). Un suo grande vantaggio è la sua scalabilità: è infatti implementabile su piccola-media scala.
Più marginale è il caso dei sistemi di accumulo FES, utili per smorzare rapidamente le fluttuazioni di energia prodotta da parchi eolici e fotovoltaici, ma non idonei per accumuli di lunga durata. Trovano un loro impiego nei casi di risposta rapida e in aiuto della stabilità della rete e particolarmente economico. L’energia viene accumulata sotto forma di energia cinetica.
Nel panorama dei sistemi di energy storage, le batterie stanno assumendo un ruolo sempre più importante. «Si tratta di una tecnologia di accumulo molto diffusa e imprescindibile per lo sviluppo delle fonti rinnovabili – afferma Melino – le batterie hanno vari pregi: l’alternanza di carica e scarica avviene senza emissioni dannose o rumorose. Sono disponibili sia come sistemi trasportabili che stazionari; hanno la capacità di operare su un ampio range di temperatura e in qualunque orientamento; sono in grado di fornire alti impulsi di corrente e può fornire una vasta scelta di tensioni. Inoltre offrono un’ampia possibilità di dimensioni diverse e unificate a livello mondiale». L’unico limite significativo è la necessità di conversione da corrente diretta ad alternata se il sistema di accumulo dell’energia è collegato alla rete elettrica.
Ci sono vari tipi di batterie con caratteristiche differenti, dalle soluzioni al litio alle batterie di flusso. Queste ultime, in particolare, rappresentano il vertice tecnologico e di ricerca. Lo stesso docente ha rilevato che esse «saranno molto interessanti in previsione, quando usciranno dalla fase di studio prototipale».
Per quanto riguarda le strategie dei sistemi di accumulo, tra le più interessanti riguardano i sistemi a idrogeno (HES). Questi sono caratterizzati da tre elementi fondamentali: elettrolizzatore, serbatoio di accumulo di idrogeno e fuel cell per la fase di restituzione. La produzione più interessante di idrogeno è quella mediante elettrolisi ricorrendo a elettricità prodotta da FER. È il cosiddetto green hydrogen, idrogeno verde, una tecnologia per certi versi matura, «ma la chiave di volta di questo sistema che deve essere risolto dalla ricerca è il superamento degli ostacoli attuali costituiti da costi ancora elevati e una bassa efficienza (37%) nella versione elettrolisi-stoccaggio-fuel cell, nel down trip ovvero dalla produzione di elettricità da FER alla sua restituzione», rileva il docente.
C’è poi, nel novero dei sistemi di accumulo dell’energia, anche i condensatori e, ancor più, i supercondensatori: nel secondo caso, in particolar,e si può contare su efficienze molto elevate (98%), risposte rapide sia in fase di carica che di rilascio dell’energia, ma sono sistemi complessi e al momento devono ancora sviluppare il loro potenziale, a livello commerciale.
Una tecnologia particolarmente promettente è quella del Power To Gas, che impiega l’energia elettrica per produrre un combustibile gassoso. «Grazie al power-to-gas è possibile integrare lo sfruttamento diretto di risorse rinnovabili sia programmabili (biomasse di origine vegetale o animale) che non programmabili (eolico e fotovoltaico) con un processo di produzione sia dell’idrogeno sia di metano sintetico. È un sistema fondamentale perché permette di contare su metano prodotto anche esclusivamente da fonte rinnovabile, sfruttabile per produrre energia elettrica, ma soprattutto perché è trasportabile mediante le reti gas già esistenti», spiega ancora Melino. Ciò significa «che è possibile produrre energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili contando su due elementi essenziali: contare su una capacità di accumulo potenzialmente infinita grazie alla rete gas e avere la possibilità di trasportare la produzione di energia elettrica da un capo all’altro dell’Italia in maniera relativamente semplice e soprattutto con infrastrutture già esistenti», conclude. Seppure oggi abbia efficienze particolarmente basse, ha elevate potenzialità proprio nell’ottica di una piena transizione energetica.
Nel 2019 l’incentivazione delle rinnovabili elettriche è costata al Gse circa 11,4 miliardi di euro, in buona parte dedicati a impianti costruiti negli anni passati.
