Dal criogenico alla gravità, nuovi sistemi di accumulo dell’energia

30 gennaio 2017 by

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È un vecchio problema: le fonti elettriche rinnovabili non possono essere “accese” o “spente” a piacere. Sono per definizione “intermittenti”, e non necessariamente producono elettricità nel momento in cui questa è più necessaria. Anzi, spesso e volentieri la generano quando non c’è nessuno a volerla utilizzare. Questo comporta delle gravi inefficienze, dei costi elevati di gestione della rete elettrica, dei rischi in caso di emergenza. E si trascina inevitabilmente sulle bollette dei consumatori. La soluzione al dilemma è creare sistemi di accumulo, o storage, che funzionino un po’ come lavorano i bacini idrici: quando piove forte accumulano l’acqua, in tempo di siccità la reimmettono nel fiume. In più lo storage – che per sua natura non può che essere distribuito nel territorio in una moltitudine di impianti – garantisce la tenuta del sistema in caso di crisi energetiche. Il guaio tuttavia è che i sistemi di accumulo finora si sono rivelati ancora molto costosi, nonostante un graduale calo dei prezzi, ma anche difficili da maneggiare, come nel caso dei grandi accumulatori tradizionali montati in serie dentro grandi strutture. Visto però l’impetuoso sviluppo delle fonti energetiche pulite, industria e ricerca stanno investendo sempre di più per cercare di trovare alternative più economiche e innovative. A volte, adoperando tecnologie avanzatissime, ad esempio utilizzando banchi di batterie a ioni di litio o puntando sui supercondensatori al grafene o magneti superconduttori. Ma in altre occasioni si scommette anche su tecniche diverse, come la compressione di aria liquida in caverne sotterranee, la suddivisione elettrolitica dell’acqua, il riscaldamento di pietre, o il sollevamento di treni carichi di pesantissimi macigni.

 

Proprio lo scorso dicembre è così entrato in funzione a Pilsworth, nei pressi di Manchester, in Gran Bretagna, il primo impianto di stoccaggio criogenico, in cui l’accumulo di energia da fonti rinnovabili avviene raffreddando l’aria nella sua forma liquida. Lo ha realizzato la Highview Power Storage, e per ora in questa versione sperimentale ha una potenza di 5 MW. Non è tantissimo, e la società intende presto crearne una versione da 200 MW, con una capacità di accumulo di 1200 MW; ma per adesso già così una volta “caricata” la centrale può alimentare 5000 abitazioni per tre ore circa. In pratica usando l’elettricità da fonti solari o eoliche non immessa nella rete, la centrale comprime l’aria fino a settecento volte raffreddandola a una temperatura di meno 190 gradi centigradi, che la trasforma da gas a un liquido immagazzinato in un serbatoio coibentato. Quando si vuole generare elettricità, questa aria liquida viene portata a temperatura ambiente – usando anche i residui di calore prodotto da una vicina centrale a biogas da rifiuti – in modo da ritornare gas, aumentando di volume di settecento volte. Una energia che viene usata per azionare una turbina per generare elettricità. L’impianto pilota è costato circa 14 milioni di euro, e ha un rendimento discreto ma non ottimale, nel senso che circa metà dell’elettricità inizialmente generata viene dispersa nel corso del processo.

 

Un’altra soluzione molto particolare è quella sperimentata in Nevada, USA, dalla società ARES: una “batteria” che utilizza la legge di gravità per stoccare l’elettricità pulita adoperando un treno carico di pesantissime pietre che sale e scende per una collina. Il sistema ARES – Advanced Rail Energy Storage, per adesso ha un impianto pilota, ma quest’anno realizzerà in California una centrale da 50 MW di capacità di accumulo e 12,5 di potenza – ha una logica molto semplice: quando l’impianto fotovoltaico o eolico ha un surplus di elettricità da immettere in rete (ad esempio di giorno), l’adopera per alimentare treni con due locomotori e quattro carrelli che spostano dei pesanti lastroni di cemento (in tutto quasi 10mila tonnellate) su per una collina alta circa 600 metri. Quando (ad esempio di notte) la rete chiede che sia immessa elettricità, i carrelli vengono fatti scendere giù per gli 8,8 chilometri di binario con una pendenza di 8 gradi, e i sistemi di recupero dell’energia in frenata (simili a quelli in uso sulle auto ibride o elettriche) generano potenza elettrica che viene immessa nella rete. Insomma, un sistema relativamente semplice, basato su tecnologie relativamente poco costose, è anche non molto impattante sul territorio.

 

Un altro sistema relativamente semplice per accumulare energia è quello del pompaggio di acqua. Un sistema in realtà utilizzato da molti anni nel nostro paese con un certo successo per stoccare l’elettricità generata da centrali nucleari e centrali termiche tradizionali; uno dei più grandi è situato ad Entracque, in provincia di Cuneo. Ma un sistema anche il cui sviluppo risulta fortemente limitato da una serie di vincoli idro-orografici e ambientali, oltre che dalla concorrenza delle più moderne (è gravemente sottoutilizzate, come noto) centrali a gas a ciclo combinato, in grado di essere rapidamente “accese” per rispondere a situazioni di carenza di elettricità rispetto alla domanda. Questi sistemi di accumulo energetico attraverso pompaggio idroelettrico (quasi tutti attualmente di proprietà di Enel) funzionano con il travaso dell’acqua tra due serbatoi, posti a quote diverse. Quando la domanda di elettricità è scarsa, la si utilizza per pompare l’acqua dal serbatoio inferiore a quello superiore, utilizzando turbine reversibili. Nei periodi di picco della domanda, l’acqua viene invece rilasciata attraverso le turbine per produrre energia che viene messa sul mercato a prezzi più alti. Il bilancio energetico è negativo, perché è maggiore l’energia spesa per pompare acqua in salita rispetto a quella che si produce. Ma il processo potrebbe avere un senso immaginando di prelevare energia “pulita” a basso costo e altrimenti sprecata, accumularla, e rilasciarla a prezzi ragionevolmente accettabili.

 

E per ridurre i costi, una delle strade che si stanno battendo per l’accumulo a pompaggio è quella della “velocità variabile”. Il progetto eStorage, finanziato dall’Unione Europea con i fondi del programma FP7, punta a far diventare variabile e non più fissa come oggi la velocità di funzionamento delle pompe, permettendo una gestione molto più flessibile, e soprattutto di rispondere più rapidamente alle esigenze della rete elettrica. Tutto questo utilizzando una tecnologia già sviluppata in Giappone basata su sistemi di regolazione intelligenti. Si calcola che l’ammodernamento tecnologico degli impianti idroelettrici a pompaggio già esistenti potrebbe generare una capacità aggiuntiva di regolazione di ben 10 GW nell’Unione europea.

 

Un’altra via per portare nel XXI secolo questa tecnologia davvero interessante invece la si sta sperimentando in Germania. A partire dal 2018 entrerà infatti in funzione la prima turbina eolica dotata di idroelettrico a pompaggio integrato, in grado di produrre energia dal vento 24 ore su 24, anche quando il vento non c’è. Il progetto è stato messo a punto dalle società Max Boegl Wind e GE Renewable Energy, e consiste in un aerogeneratore particolare, molto alto, con alla base della torre un serbatoio d’acqua collegato a un bacino posizionato ad un dislivello inferiore. In pratica, quando è necessaria l’elettricità, l’acqua scorre naturalmente dal serbatoio della turbina all’impianto idroelettrico a valle. Al contrario, quando la produzione supererà la domanda, l’elettricità eolica servirà a pompare l’acqua nuovamente sotto il generatore, che agirà dunque come una batteria gigante. I primi prototipi saranno installati sulle colline della foresta tra Svevia e Franconia, in un parco eolico che produrrà 12 MW di potenza eolica cui si affiancherà entro il 2018 la centrale idroelettrica da 13,6 MW di potenza.

 

E infine, per potenziare e modernizzare l’idroelettrico a pompaggio c’è un’ultima innovativa soluzione: adoperare le miniere abbandonate. Un’idea che si sta portando avanti contemporaneamente negli Stati Uniti, in Scozia e in Australia, anche per recuperare distretti minerari che ormai sono totalmente desertificati. E così, in una miniera di ferro chiusa nel 1971 nelle montagne dell’Adirondacks, a Mineville, nello stato di New York, la Albany Engineering Corp vuole fare circolare alcuni dei milioni di litri di acque sotterranee che hanno inondato i pozzi minerari nel corso degli anni per alimentare un centinaio di turbine idroelettriche sotterranee. Gli impianti sotterranei darebbero così una mano all’accumulo delle fonti intermittenti, come eolico e solare. Si tratta per ora solo di un progetto sulla carta, così come è ancora da realizzare (ma ha avuto le necessarie autorizzazioni) uno analogo pensato da Buccleuch Estates e 2020 Renewables per un impianto idroelettrico a pompaggio da 400 MW nella miniera di carbone di Glenmuckloch, in Scozia. La società australiana Genex invece punta a un impianto con una potenza di 300 MW e una capacità di 2.250 MWh in una miniera d’oro in disuso.

 

A cura di Roberto Giovannini

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