Alternative non chimiche alle batterie per la transizione energetica

Le batterie sono la soluzione giusta?

L’elettrificazione è una delle principali vie per sostituire i combustibili fossili nelle economie industrializzate: veicoli elettrici al posto dei motori a combustione e pompe di calore al posto del riscaldamento a combustibile. Ne abbiamo parlato nell’articolo “Il futuro della mobilità – Tecnologie delle batterie”.

Il problema è che, per rendere questo cambiamento davvero ‘verde’, l’elettricità deve provenire da fonti rinnovabili o sostenibili – che, a seconda di chi si chiede, possono includere il nucleare.

La domanda elettrica cambia durante il giorno e tra le stagioni, mentre sole e vento dipendono dalle condizioni. Le giornate invernali brevi e nuvolose limitano la produzione solare; il freddo da solo non riduce necessariamente il rendimento dei pannelli. Anche lunghi periodi di vento debole richiedono flessibilità. Accumulo, interconnessioni, gestione della domanda e generazione regolabile possono contribuire insieme.

L’accumulo può aiutare a bilanciare parte di queste esigenze. Una possibilità sono grandi batterie per la rete con nuove chimiche che puntano a costi inferiori o altri vantaggi, come spiegato in “Il futuro dell’accumulo energetico – Batterie per la rete”. Un’altra è produrre combustibili conservabili fino all’uso, come idrogeno liquido o ammoniaca. Si vedano anche “L’altro combustibile a idrogeno – Cinque titoli legati all’ammoniaca verde” e “Biocarburanti dalle alghe: La prossima rivoluzione energetica?”.

Quali altre tecnologie possono conservare energia per durate differenti? Qui esaminiamo alternative meccaniche e termiche alle batterie elettrochimiche. Alcune proposte ibride citate includono anche reazioni chimiche. Non tutte le tecnologie sono adatte a giorni, mesi o anni di accumulo.

Aria compressa

I vantaggi dell’aria compressa

Comprimere l’aria richiede energia. Una parte si può recuperare quando l’aria immagazzinata si espande e aziona una turbina.

L’accumulo ad aria compressa usa compressori, tubi, serbatoi e turbine, in larga parte costruiti con materiali comuni come l’acciaio. Può ridurre la dipendenza da alcune materie prime delle batterie, senza escludere materiali critici da ogni componente. Cavità sotterranee idonee possono offrire grandi volumi, ma non tutti i giacimenti di gas esauriti sono abbastanza ermetici o adatti. L’aria è disponibile, mentre trattamento e infrastrutture hanno comunque un costo.

Fonte: Electricity Forum

La compressione dell’aria è una tecnologia industriale nota con una filiera consolidata. Un impianto ben progettato può avere basse perdite durante l’attesa. Queste sono diverse dalle perdite dell’intero ciclo di compressione, conservazione e generazione elettrica, che dipendono dalla configurazione.

Gli svantaggi dell’aria compressa

L’aria si riscalda quando viene compressa e si raffredda quando si espande. La gestione termica è quindi centrale. Disperdere il calore di compressione riduce l’energia recuperabile, ma alcuni sistemi lo immagazzinano e lo riutilizzano durante l’espansione: la sua dispersione non è inevitabile.

L’articolo del 2023 riportava perdite di ciclo del 30–40% circa, maggiori per progetti meno efficienti. Come esempio con rendimento intorno al 70% citava l’impianto da 400 MWh di Zhangjiakou, sviluppato dall’Accademia cinese delle scienze. Sono valori riferiti a sistemi e condizioni specifici, non un limite fisico immutabile per tutti i progetti.

L’aria compressa può essere un’opzione di accumulo prolungato relativamente economica dove sito e infrastrutture sono idonei. Le perdite di conversione pesano però sui costi. Recuperare il calore per l’espansione o per un uso termico utile può migliorare lo sfruttamento complessivo dell’energia; non è indispensabile un processo industriale separato.

Batterie gravitazionali

In fisica, qualsiasi oggetto che sale è considerato come acquisire un livello più alto di “energia potenziale”. Questa energia si manifesta come movimento verso il basso non appena l’oggetto è lasciato scendere. Da questo fatto è nata l’idea di utilizzare la gravità per immagazzinare energia.

Accumulo idroelettrico a pompaggio

Intorno al 2020 il pompaggio era la tecnologia dominante per l’accumulo di rete, con circa il 90% o più della potenza di accumulo installata nel mondo. L’articolo rimandava al Global Energy Storage Database del Dipartimento dell’Energia statunitense. È una quota storica, non una misurazione attuale.

L’idroelettrico convenzionale sfrutta l’energia potenziale dell’acqua in quota, spesso alimentata da afflussi naturali. Il pompaggio usa elettricità per spostare acqua da un bacino inferiore a uno superiore. Quando l’acqua torna a valle attraverso una turbina, si recupera parte dell’energia utilizzata.

I bacini possono essere costruiti appositamente per l’accumulo, anche in circuito chiuso senza collegamento continuo a un fiume. Servono comunque dislivello, geologia e disponibilità d’acqua adeguati: un terreno collinare da solo non basta. In siti idonei si può utilizzare anche un bacino sotterraneo.

Fonte: Energy.gov

Le perdite dell’intero ciclo sono spesso intorno al 20–30%. L’acqua può essere conservata per mesi, ma evaporazione e infiltrazioni dipendono dal sito e dalle condizioni. L’investimento iniziale può essere elevato, mentre gli impianti tendono a essere longevi.

Una proposta differente e speculativa combina elettrolisi a bassa quota, trasporto dell’idrogeno verso l’alto, ricombinazione in acqua e generazione elettrica quando questa scende attraverso una turbina. È un sistema ibrido che include accumulo chimico. La minore densità dell’idrogeno rispetto all’aria non rende gratuito dal punto di vista energetico l’intero trasporto o ciclo.

Qui non è dimostrato che tale ciclo ibrido abbia rendimento complessivo superiore al pompaggio. Vanno inclusi elettrolisi, gestione dei gas e dell’acqua, riconversione, perdite e costo degli impianti.

Accumulo gravitazionale con calcestruzzo e rocce

Oltre all’acqua, si possono sollevare e abbassare rocce, blocchi di calcestruzzo e altre masse pesanti per conservare energia potenziale gravitazionale.

Il sollevamento e la discesa delle masse possono utilizzare argani o gru, cavi e motori–generatori elettrici. I materiali di base sono comuni, ma controllo, sicurezza e durata richiedono una progettazione specifica.

Alcuni progetti puntano a perdite di ciclo intorno al 15%. Non è una prestazione universalmente misurata per ogni accumulo gravitazionale. Il confronto con il pompaggio deve comprendere pompe, turbine, motori, generatori, tubazioni e attriti, non soltanto la turbolenza dell’acqua.

Attualmente, le aziende Gravitricity  e Energy Vault (NRGV )  (NYSE – NRGV) stanno promuovendo questi concetti.

Gravitricity mira a usare vecchi pozzi minerari idonei, profondi alcune centinaia di metri, per sollevare e abbassare pesi con GraviStore. Non ogni pozzo abbandonato è sicuro o utilizzabile a questo scopo.

Energy Vault, invece, punta a costruzioni dedicate, con blocchi che salgono e scendono a seconda della domanda energetica.

Le vecchie miniere offrono siti potenziali, ma il loro numero non equivale a capacità immediatamente disponibile. L’11 dicembre 2023 Gravitricity e il gruppo ABB, con sede in Svizzera, avevano già annunciato un accordo di collaborazione firmato per tecnologie di sollevamento e sviluppo commerciale. ABB apportava anche un’ampia clientela esistente nel settore minerario.

Fonte: ABB

L’energia gravitazionale immagazzinata dipende sia dalla massa sia dal dislivello. Con movimenti di decine o centinaia di metri, grandi quantità di energia richiedono masse pesanti, molte unità o grandi strutture dedicate. Il numero delle miniere non è di per sé un calcolo della capacità effettivamente utilizzabile.

Un’altra proposta sfrutta maggiori profondità marine vicino alla costa. Una piattaforma galleggiante potrebbe alzare e abbassare pesi per migliaia di metri. Il concetto è chiamato Deep Ocean Gravitational Energy Storage, DOGES. L’articolo del 2023 indicava come sviluppatore la startup francese Sink Float Solutions.

Fonte: SinkFloatSolutions

Sink Float Solutions dichiarava un rendimento potenziale fino all’80% e costi ridotti. Erano affermazioni relative al concetto proposto, non risultati economici di un impianto commerciale dimostrati in questo articolo.

L’esempio di calcolo dell’azienda combinava una massa di 4.000 tonnellate con una velocità verticale di 20 km/h, corrispondente in teoria a una potenza dell’ordine di 200 MW. Più argani potrebbero lavorare in parallelo. Il calcolo non dimostra che una gru offshore esistente possa combinare quel carico e quella velocità; per l’energia totale serve anche il dislivello percorso.

L’economia reale di questi sistemi dipenderà molto dalla loro durabilità, con la corrosione da acqua di mare delle parti meccaniche come principale preoccupazione.

Batterie a sabbia e accumulo termico

Molta elettricità viene utilizzata per produrre calore, sia per uso industriale sia per mantenere case e appartamenti caldi in inverno. Invece di immagazzinare elettricità come una batteria chimica, una batteria a sabbia mira a immagazzinare direttamente il calore.

Un silo isolato viene riempito con sabbia idonea o un altro materiale solido economico e riscaldato, per esempio, a 400 °C. La massa termica e l’isolamento permettono di conservare molto calore. Materiali e temperatura massima dipendono dal progetto.

Fonte: Polar Night Energy

Il sistema può usare tubi comuni, ventilatori, resistenze elettriche e acciaio, insieme a sabbia o altri materiali non richiesti per impieghi come la produzione di calcestruzzo.

L’azienda finlandese Polar Night Energy sviluppa accumuli di questo tipo. Possono essere collegati al teleriscaldamento, che distribuisce a molti edifici il calore prodotto centralmente. Queste reti sono presenti in Scandinavia, Germania e parti dell’Europa orientale e dell’ex Unione Sovietica. Riconvertire il calore in elettricità richiede altri impianti e comporta ulteriori perdite.

Un buon isolamento può conservare calore a lungo, ma perdite e capacità stagionale utile dipendono da dimensioni e utilizzo. In alcune zone settentrionali della Finlandia la luce estiva dura circa 20–24 ore, non in tutto il paese; ogni ora di luce non corrisponde inoltre a piena potenza fotovoltaica. Conservare eccedenze estive come calore può coprire parte della domanda invernale, senza dimostrare che basti da solo a riscaldare l’intero paese.

Ulteriori applicazioni potrebbero riscaldare serre o essere collegate a collettori solari termici.

Anche Rondo Energy sviluppa batterie termiche con mattoni refrattari riscaldati elettricamente fino a circa 1.500 °C. Il calore può essere fornito come aria calda o vapore a processi del cemento, della metallurgia, della chimica o dell’industria mineraria. L’elevato rendimento dell’accumulo termico non equivale automaticamente al rendimento della riconversione elettrica.

Fonte: Rondo Energy

Nella brochure del 2023, Stiesdal descriveva GridScale, basato su rocce frantumate. Il sistema comprende serbatoi caldi e freddi e un ciclo con pompa di calore e turbine. L’intervallo da 10 ore a 10 giorni indica la durata prevista di accumulo o scarica nelle diverse configurazioni, non una capacità energetica misurata in MWh.

Inoltre, Holcim sviluppava con INSA Lyon ed ENGIE un sistema basato su uno specifico materiale cementizio. Il calore viene immagazzinato e liberato mediante disidratazione e idratazione. È quindi accumulo termochimico, un’eccezione tra le tecniche interamente non chimiche. La ripetibilità del ciclo non dimostra vita infinita senza manutenzione né costi sicuramente bassi.

L’obiettivo era sfruttare calore in eccesso nelle reti termiche e nell’industria. Una combinazione con l’accumulo ad aria compressa richiederebbe una valutazione tecnica separata; qui non viene dimostrato un impianto integrato già collaudato.

Il comunicato aziendale usava il valore “300 kW per metro cubo” parlando di assorbimento di energia. I kW misurano però potenza, non energia. Senza una base temporale il dato non è una densità energetica valida e non consente di calcolare l’energia accumulata partendo dalle tonnellate di materiale. Il concetto era in sviluppo quando venne presentato nel 2022.

Volani

I volani conservano energia cinetica in una massa rotante. Alcuni modelli operano nel vuoto con cuscinetti magnetici a 20.000–50.000 giri al minuto, altri girano molto più lentamente. Un motore–generatore immagazzina energia accelerando il volano e la recupera rallentandolo.

Un vantaggio è la risposta in millisecondi. I volani possono sostenere frequenza e stabilità dinamica della rete, soprattutto quando diminuisce l’inerzia fornita da grandi generatori sincroni. Questo servizio rapido è diverso dall’erogazione di grandi quantità di energia per ore o giorni.

Per ElectraNet, Siemens Energy ha fornito in Australia Meridionale compensatori sincroni con volani aggiuntivi (ENR.SW ) (ENR.DE ). Il contributo è all’inerzia e alla stabilità di rete, non una dimostrazione di accumulo stagionale.

Il produttore Stornetic indica per EnWheel una vita meccanica attesa di oltre vent’anni e più di 100.000 cicli di carica/scarica. Ciò non garantisce che ogni componente duri decenni senza sostituzioni: il produttore prevede di sostituire prima l’elettronica di potenza.

Fonte: Stornetic

Anche S4 Energy combinava volani e batterie in sistemi ibridi. L’articolo del 2023 riportava 60 MWh in esercizio o costruzione e 1.050 MWh di progetti pianificati. Non è la capacità di un solo volano né si tratta interamente di impianti completati. Citava anche il recupero di energia quando i carichi delle gru vengono abbassati a Rotterdam. KINEXT usa una massa di circa cinque tonnellate e fino a circa 1.800 giri al minuto, per risposte rapide e molti cicli. Il rendimento indicato di circa il 92% riguarda il ciclo di conversione, non una perdita di appena l’8% per un tempo di conservazione arbitrario né una superiorità universale sulle batterie agli ioni di litio.

I volani sono adatti a risposte rapide, cicli frequenti, recupero energetico e servizi di rete. Capacità energetica limitata rispetto al costo e perdite durante l’attesa li rendono solitamente più adatti a durate brevi che all’accumulo stagionale.

Solare termodinamico a concentrazione

Il fotovoltaico converte la luce direttamente in elettricità. Il solare termodinamico a concentrazione usa invece specchi per scaldare un ricevitore e un mezzo termovettore, quindi produce elettricità con un ciclo termico. Con un accumulo di calore adeguato può funzionare per ore dopo il tramonto, secondo capacità e condizioni.

Pannelli fotovoltaici più economici e migliori hanno reso difficile la concorrenza per il solare termodinamico. Accumulo e produzione regolabile possono comunque avere valore in sistemi con molte rinnovabili variabili, senza garantire un ritorno commerciale.

Fonte: Energy.gov

Le sfide comprendono costi, trasporto del calore e affidabilità. La degradazione ad alta temperatura di alcuni oli termovettori organici produce idrogeno che può peggiorare l’isolamento dei ricevitori. Non è un rifiuto inevitabile di ogni centrale solare termica. I sali fusi presentano altri problemi, come solidificazione, corrosione e perdite.

Anche la fauna può subire effetti. Soprattutto presso i ricevitori a torre, l’elevata concentrazione della radiazione solare può ferire o uccidere uccelli. Il rischio dipende da sito e progetto; non è identico in ogni impianto e la radiazione solare non è soltanto invisibile.

Progetti futuri potrebbero migliorare costi, affidabilità e prestazioni ambientali. Dimensioni minori da sole non garantiscono un impatto ecologico inferiore: serve una valutazione per ogni applicazione.