Accumulo per la rete elettrica: panorama delle tecnologie a batteria del 2023

Perché la rete elettrica ha bisogno di accumulo

Le batterie sono diventate componenti fondamentali dei veicoli elettrici, oltre che dei piccoli dispositivi elettronici. Un altro mercato in crescita è l’accumulo per la rete elettrica. Questo articolo presenta un panorama delle tecnologie del 2023; obiettivi produttivi e previsioni citati vanno letti nel loro contesto storico.

La quota di elettricità rinnovabile cresce. In particolare, eolico e solare sono variabili: la produzione dipende dal vento e dal sole e non coincide necessariamente con i picchi di domanda. Il sistema elettrico deve mantenere l’equilibrio tra produzione e consumo. L’accumulo può spostare nel tempo l’energia disponibile.

Le batterie possono contribuire alla stabilità della rete, insieme a reti di trasmissione, gestione della domanda e altre forme di accumulo. Nel dicembre 2022 l’EIA prevedeva per gli Stati Uniti circa 30 GW di potenza di accumulo a batterie entro fine 2025, rispetto a 7,8 GW operativi nell’ottobre 2022. Era una previsione di potenza, non una misura della capacità energetica in GWh.

Fonte: EIA

Nel panorama del 2023, molti impianti di accumulo utilizzavano batterie agli ioni di litio, mentre altre tecnologie erano in sviluppo.

Esigenze diverse

Attualmente, l’industria delle batterie si è evoluta principalmente per soddisfare il mercato dei piccoli dispositivi elettronici e dei veicoli elettrici. Questo perché entrambi condividono requisiti simili per la batteria ideale:

• Dimensioni e peso ridotti, quindi elevata energia specifica, misurata in Wh/kg.
• Funzionamento nell’intervallo di temperatura previsto per l’utilizzo.
• Un compromesso fra costo, peso, prestazioni e sicurezza.
• Una durata adeguata, spesso di almeno 5–10 anni a seconda dell’uso e dei cicli.

Le batterie agli ioni di litio hanno risposto bene a queste esigenze. Lo stato solido è una possibile evoluzione, mentre gli ioni di sodio costituiscono un’altra famiglia. Il litio-ferro-fosfato (LFP) è invece esso stesso una chimica agli ioni di litio. Maggiori dettagli sono nell’articolo «Il Futuro della Mobilità – Tecnologia delle Batterie».

Le batterie stazionarie per la rete hanno priorità diverse.

• Il peso conta meno che in un veicolo, poiché l’impianto non deve muoversi. Restano vincoli di trasporto e installazione.
• Lo spazio è spesso meno limitato, ma disponibilità del terreno, autorizzazioni e costi del sito rimangono rilevanti.
• Si possono usare chimiche con temperature interne elevate, anche di 200 °C o più, purché siano previsti isolamento, gestione termica e protezioni adeguati. Anche il freddo e l’energia necessaria al riscaldamento influenzano l’efficienza.
• Il costo per Wh è importante, insieme a rendimento, potenza e costo totale dell’energia restituita.
• Una maggiore vita utile permette di ripartire il costo su più anni. Gli operatori elettrici pianificano infrastrutture anche su 30–40 anni, ma non tutte le batterie durano altrettanto.

Queste priorità favoriscono lo sviluppo di diverse tecnologie e chimiche per l’accumulo stazionario.

Più tecnologie possono affermarsi insieme: alcune sono adatte al bilanciamento immediato, altre allo spostamento di energia su ore o giorni. L’accumulo settimanale o stagionale richiede sistemi dimensionati appositamente e può usare anche soluzioni diverse dalle batterie.

Fonte: CleanTech

Per approfondire il confronto storico si può leggere il rapporto Ara Ake del marzo 2023 sull’accumulo stazionario.

Nuove Chimiche di Batterie per Applicazioni su Scala di Rete

Nuove Chimiche Derivate dai Veicoli Elettrici

La produzione su larga scala e catene di fornitura consolidate possono ridurre il costo per Wh. Per questo gli operatori valutano anche chimiche già diffuse nei veicoli elettrici, comprese varianti agli ioni di litio a basso costo.

Batterie LFP

LFP significa litio-ferro-fosfato ed è una chimica agli ioni di litio che non richiede cobalto o nichel nel materiale catodico. Rispetto ad alcune chimiche al nichel può offrire costi inferiori e maggiore durata ciclica, a seconda del prodotto e dell’uso. Soluzioni commerciali erano già offerte da produttori come CATL o BYD.

Batterie agli ioni di sodio

Il sodio è abbondante e può ridurre la dipendenza dal litio e dai suoi prezzi variabili. Le prime celle agli ioni di sodio tendevano ad avere un’energia specifica inferiore a quella delle LFP. Il costo finale dipende però da materiali, produzione e sistema completo: una materia prima economica non garantisce una batteria più economica. Sono possibili applicazioni sia nei veicoli sia nella rete.

Batterie a Flusso Redox

Le batterie a flusso redox immagazzinano energia mediante reazioni reversibili di ossidazione e riduzione di specie presenti negli elettroliti circolanti. Le specie possono essere metalliche o organiche. Non tutte le chimiche descritte nelle sezioni successive sono batterie a flusso.

Fonte: CellCube

Batterie Ferro‑Aria

Queste batterie sfruttano l’ossidazione del ferro, che produce ruggine. Le batterie producono elettricità ossidando il ferro, per poi invertire il processo consumando elettricità.

Il ferro abbondante offre un potenziale vantaggio di costo. Form Energy punta a una scarica di circa 100 ore: è durata dell’erogazione, non una vita utile 17 volte superiore. Le affermazioni storiche di costi fino a dieci volte inferiori erano obiettivi o confronti specifici, non una garanzia generale. Ingombro, peso, rendimento e velocità restano fattori di progetto. La società Form Energy avviò nel maggio 2023 la costruzione di Form Factory 1; annunciò l’inizio della produzione di prova nel settembre 2024.

Batterie allo zinco

La famiglia dello zinco comprende zinco-bromo, zinco-manganese e zinco-aria, con prestazioni diverse. Alcuni sistemi possono limitare l’autoscarica o offrire accumulo prolungato, ma non tutti forniscono settimane di energia: la durata dipende dalla capacità e dalla potenza richieste. Il testo del 2023 citava una previsione di Avicenne Consulting del 10% del mercato entro il 2030, non una quota già realizzata. Fra gli esempi storici figuravano Redflow (zinco‑bromo) e Zinc8 (zinco‑aria).

Batterie a Flusso Redox al Vanadio – VRFB

Il vanadio è usato soprattutto come elemento di lega negli acciai, non principalmente nell’acciaio inossidabile. Nelle batterie a flusso, i suoi diversi stati di ossidazione permettono cicli ripetuti e spostamento della produzione rinnovabile. Potenza e quantità di elettrolita determinano il tempo di scarica: non si possono dedurre dieci cicli completi giornalieri e 24 ore di erogazione per ogni impianto. Una vita di progetto di 20–25 anni è possibile per determinati sistemi; manutenzione e sostituzione delle pile di celle possono comunque essere necessarie. L’elettrolita può essere recuperato e riutilizzato. Fra le aziende del settore figurano CellCube, Invinity Energy Systems, Rongke Power e VRB Energy che lavorano su questa tecnologia.

Batterie Sale Marino / Acqua Salata

Le batterie acquose saline utilizzano elettroliti contenenti sali, ma non hanno tutte la stessa architettura. Alcune usano membrane; Salgenx descrive invece un sistema a flusso senza membrana. I vantaggi di costo e manutenzione sono dichiarazioni del produttore e dipendono dalla realizzazione e dalla gestione dei fluidi.

Batterie a Metallo Fuso

Le batterie a metallo liquido sfruttano elettrodi metallici e un elettrolita salino mantenuti allo stato liquido. L’analogia con la metallurgia non implica semplicemente invertire la fusione dell’alluminio.

Gran parte dei costi delle batterie deriva dalle difficoltà di produzione. Anodi e catodi devono essere perfettamente separati per evitare cortocircuiti.

I tre strati liquidi possono separarsi per densità e immiscibilità. Ciò limita alcuni meccanismi di degrado degli elettrodi solidi, ma non elimina contenitore, guarnizioni, controllo termico o manutenzione. Velocità, durata e riciclabilità dipendono dal sistema.

Nel 2022 Ambri, che sviluppava celle calcio-antimonio, annunciò un impianto progettato per una capacità produttiva di 200.000 celle all’anno con forniture previste dal 2023. Nel settembre 2022 annunciò anche un sistema dimostrativo per Microsoft (MSFT ), non una fornitura generalizzata già comprovata. Nel luglio 2024 Ambri comunicò di aver completato una vendita e di essere uscita dal Chapter 11.

Fonte: Ambri

Nel quadro storico del 2023, NGK Insulators commercializzava batterie sodio-zolfo a sali fusi, mentre FZSoNick proponeva batterie sodio-nichel-cloruro.

Batterie Metallo‑Idrogeno / Nichel‑Idrogeno

Le batterie nichel-idrogeno combinano un elettrodo a idrossido/ossiidrossido di nichel con reazioni reversibili di produzione e ossidazione dell’idrogeno in elettrolita alcalino. Non sono semplicemente un processo che trasforma idrogeno in acqua e poi ossida un metallo. Altre batterie metallo-idrogeno adottano materiali catodici diversi.

La tecnologia nichel-idrogeno era stata utilizzata dalla NASA sulla ISS, ma le batterie della stazione furono sostituite con quelle agli ioni di litio fra il 2017 e il 2021.

EnerVenue propone una versione stazionaria con basso fabbisogno di manutenzione e senza fuga termica. Gli intervalli di temperatura, inclusi i -40/+60 °C citati storicamente, dipendono dal prodotto e dalle condizioni di prova: non sono proprietà universali di tutte le batterie metallo-idrogeno.

Questa tecnologia è particolarmente promossa da EnerVenue, che uscì dalla modalità riservata nel 2020, e annunciò nel settembre 2023 una nuova versione con vita attesa di 30 anni e 30.000 cicli. Si tratta di dati di progetto, non di trent’anni di funzionamento già osservati. Le batterie a flusso idrogeno-manganese sono sviluppate da RFC Power, oggi Certain Energy.

Batterie CO2

L’aumento dei livelli di CO2 è la forza trainante dietro la spinta verso le rinnovabili e l’elettrificazione, e quindi anche dietro la crescente necessità di batterie. Sarebbe quindi un po’ ironico che la stessa molecola venga utilizzata per immagazzinare energia rinnovabile.

Noon Energy sviluppa accumulo elettrochimico che separa la CO2 in carbonio solido e ossigeno durante la carica e inverte la reazione durante la scarica. Il testo storico riportava 50–200 bar e 600–800 °C per una descrizione del progetto: non sono specifiche universali confermate per ogni prodotto. La tecnologia presenta affinità con l’elettrolisi a ossidi solidi di MOXIE, ma MOXIE su Perseverance produceva ossigeno dalla CO2, non era una batteria di accumulo.

La “CO2 Battery” di Energy Dome è invece un sistema termomeccanico basato su compressione, liquefazione ed espansione della CO2. Il nome commerciale “batteria” non indica qui una reazione elettrochimica come quella di Noon.

Batterie Sodio‑Zolfo

Le batterie sodio-zolfo ad alta temperatura operano intorno ai 300 °C e richiedono isolamento e controllo termico. Non erano una tecnologia priva di produzione commerciale nel 2023: NGK le commercializzava dal 2002, con produzione su larga scala dal 2003. La ricerca a temperatura ambiente è un filone distinto. Nell’ottobre 2025 NGK annunciò la cessazione della nuova produzione e delle vendite per nuovi progetti.

Batterie Polimeriche

Le batterie a polimeri conduttivi, come quelle di PolyJoule, sostituiscono i tradizionali materiali attivi metallici con polimeri organici. Questa categoria non va confusa con tutte le batterie che contengono un elettrolita polimerico, molte delle quali usano ancora litio. I vantaggi ricercati sono materiali disponibili, produzione scalabile e gestione termica semplificata; sicurezza, durata e costo restano caratteristiche del prodotto.

Polyjoule, nata da ricerca al MIT, sviluppa questa tecnologia. La sua convenienza rispetto ad altre opzioni dipende dall’applicazione e dal costo complessivo dell’energia immagazzinata e restituita.