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Dentro l’energia pulita: ecco come l’aria compressa può fornire un accumulo di energia a lunga durata

Una rete che funziona principalmente su energia eolica e solare, parte del futuro a cui stanno lavorando i sostenitori dell’energia pulita, avrà bisogno di un sacco di immagazzinamento di energia a lunga durata per superare il buio della notte e le giornate nuvolose o senza vento.

Hydrostor, una società canadese, ha presentato domanda nell’ultima settimana alle autorità di regolamentazione della California per costruire due impianti per soddisfare alcune di queste esigenze utilizzando “l’accumulo di energia ad aria compressa”. Gli impianti pomperebbero aria compressa in caverne sotterranee e successivamente rilascerebbero l’aria per far girare una turbina e produrre elettricità.

L’energia immagazzinata sarebbe in grado di generare centinaia di megawatt di energia elettrica per un massimo di otto ore alla volta, senza combustibili fossili e senza emissioni di gas serra. L’archiviazione a lunga durata include sistemi in grado di scaricare l’elettricità per otto ore o più, al contrario dell’accumulo con batteria agli ioni di litio, che in genere dura fino a quattro ore.

Questo progetto e questa tecnologia hanno potenzialmente enormi implicazioni per la spinta allo sviluppo di un accumulo di energia a lunga durata. Ma la parola chiave è “potenzialmente”, perché ci sono molte aziende e tecnologie in lizza per un punto d’appoggio in questa parte in rapida crescita dell’economia energetica, e i risultati finora sono stati poco più che risultati di ricerca e clamore.

“La loro tecnologia non è eccessivamente complicata”, ha affermato Mike Gravely, manager della ricerca sui sistemi energetici per la California Energy Commission, parlando in generale di CAES. “L’aria compressa è un concetto molto semplice.”

La sfida principale, come con tante tecnologie per l’energia pulita, è ottenere i costi sufficientemente bassi da giustificare la costruzione di molti degli impianti.

Hydrostor, fondata nel 2010 e con sede a Toronto, ha completato due piccoli impianti nell’area di Toronto, tra cui un impianto di stoccaggio da 1,75 megawatt che può funzionare per circa sei ore alla volta.

Il sistema dell’azienda inizia con un compressore d’aria su scala industriale che funziona con elettricità e aspira l’aria dall’ambiente. La compressione dell’aria produce calore, che il sistema rimuove e immagazzina in un serbatoio di accumulo termico.

Nel frattempo, l’aria compressa scorre attraverso un tubo in una caverna a più di 300 metri sotto la superficie. La caverna sarebbe stata scavata per il progetto, al contrario delle grotte naturali che forniscono lo stoccaggio.

Per scaricare l’energia, il sistema rilascia acqua nella caverna, che spinge l’aria in superficie, dove si mescola con il calore che era stato immagazzinato. L’aria riscaldata scorre quindi attraverso le turbine per produrre elettricità.

Hydrostor ha presentato domanda la scorsa settimana per un impianto, chiamato Pecho Energy Storage Center, che sarebbe situato nella contea di San Luis Obispo e sarebbe costato 800 milioni di dollari. Avrebbe una capacità di generazione di 400 megawatt, con una durata fino a otto ore.

La società ha quindi presentato mercoledì una domanda per il secondo impianto, chiamato Gem Energy Storage Center, che sarebbe situato appena ad est dello stabilimento di Pecho nella contea di Kern e sarebbe costato 975 milioni di dollari. Avrebbe una capacità di generazione di 500 megawatt, con una durata fino a otto ore.

I progetti, entrambi che potrebbero essere realizzati già nel 2026, aiuterebbero la regione a sostituire parte dell’elettricità che ora proviene dalla centrale nucleare di Diablo Canyon nella contea di San Luis Obispo, la cui chiusura è prevista entro il 2025.

“L’accumulo di energia a lunga durata è una delle soluzioni fondamentali per un futuro di energia rinnovabile senza emissioni di carbonio”, ha affermato Hydrostor.

Il californiano di Bakersfield ha riferito ad aprile che i clienti dell’impianto di Gem includerebbero il Dipartimento dell’acqua e dell’energia di Los Angeles e l’operatore della rete elettrica statale.

Ma Hydrostor non elenca un acquirente per l’elettricità dalla centrale di Pecho. Questo è un dettaglio chiave che aiuterà a determinare se il progetto è finanziariamente sostenibile. Alla domanda sui potenziali clienti, un portavoce di Hydrostor ha fatto riferimento a una recente intervista con il presidente dell’azienda, Jon Norman, il quale ha affermato che sono in corso colloqui con potenziali acquirenti e che la società spera di annunciare i dettagli “a breve termine”.

Hydrostor sta inoltre sviluppando un impianto da 200 megawatt in Australia.

L’accumulo di energia ad aria compressa non è un concetto nuovo. Un impianto di stoccaggio di aria compressa da 290 megawatt è entrato in funzione nel 1978 a Huntorf, in Germania, e rimane in funzione ancora oggi. Un altro è andato online nel 1991 a McIntosh, in Alabama, con una capacità di 110 megawatt. Entrambi gli impianti utilizzano una versione della tecnologia che si basa sul gas naturale per produrre elettricità.

Per decenni, i ricercatori hanno visto la promessa dello stoccaggio dell’aria compressa e hanno cercato di sviluppare un modo per farlo senza combustibili fossili. I risultati sono stati deludenti, con progetti annunciati ma mai completati, incluso uno dell’utility californiana PG&E all’inizio degli anni 2010. PG&E ha affermato in un rapporto del 2018 di aver trovato la tecnologia promettente, ma di non essere riuscita a trovare il partner giusto per costruire il progetto a un prezzo accettabile.

La differenza oggi è che le aziende affermano di aver imparato a costruire sistemi più efficienti.

“Stanno migliorando perché stanno realizzando progetti più intelligenti”, ha affermato Gravely, della commissione per l’energia, il cui lavoro gli offre una visione ravvicinata dell’evoluzione delle tecnologie di archiviazione.

La grande differenza tra le proposte di Hydrostor e gli impianti di aria compressa in Germania e Alabama è il modo in cui il calore viene immagazzinato per il riutilizzo, che è più efficiente che consentire al calore di disperdersi nell’atmosfera come rifiuto. Al contrario, le piante più vecchie rilasciano gran parte del loro calore e quindi bruciano gas naturale per produrre calore aggiuntivo più avanti nel processo.

Edward Barbour, della Loughborough University nel Regno Unito, ha scritto della spinta a sviluppare CAES “adiabatico”, il termine per l’approccio alla gestione del calore utilizzato da Hydrostor.

Barbour ha detto che è un segno positivo che Hydrostor stia annunciando i progetti, ma è anche memore della storia di aziende come l’ormai defunta Lightsail Energy che ha annunciato piani per sistemi che non sono mai stati costruiti.

“Sto incrociando le dita che sarà diverso”, ha detto.

Una differenza oggi è la forza della domanda di stoccaggio a lunga durata, con i funzionari della California e altri che riconoscono il grande bisogno di risorse energetiche per colmare le lacune di una rete che fa molto affidamento sull’eolico e sul solare.

A giugno, la California Public Utilities Commission ha approvato un piano per richiedere ai servizi di pubblica utilità di sviluppare o acquistare 11.500 megawatt di nuove risorse elettriche che sarebbero entrate in linea dal 2023 al 2026, inclusi 1.000 megawatt di stoccaggio a lunga durata.

Questo requisito, insieme al precedente sostegno della California alla ricerca sull’accumulo di energia, ha reso lo stato un banco di prova per le tecnologie di accumulo.

“Probabilmente abbiamo i portafogli più diversificati di chiunque altro al mondo in questo momento, in particolare lo storage di lunga durata”, ha affermato Gravely.

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L’Energy Storage Association ha una buona panoramica delle tecnologie in fase di sviluppo, come le batterie a lunga durata; sistemi di stoccaggio meccanico, una categoria che include lo stoccaggio di aria compressa, e sistemi che utilizzano l’elettricità per produrre idrogeno per lo stoccaggio e un uso successivo.

I nuovi sistemi di accumulo a lunga durata andrebbero ad aggiungersi a una risorsa già consolidata: il pompaggio idroelettrico: sistemi che si caricano pompando acqua ad alta quota e poi scaricano rilasciando l’acqua attraverso le turbine. Ci sono 21,9 gigawatt di stoccaggio idroelettrico negli Stati Uniti e la California è in testa a tutti gli altri stati con 3,7 gigawatt.

“È un momento molto eccitante ora”, ha detto Gravely. “Ricevo telefonate settimanalmente da aziende che cercano di venire in California da tutto il mondo, perché sanno che è lì che si trova il mercato e vogliono venire qui e dimostrare e tornare da dove sono venute e vendere di più”.

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Inside Clean Energy è il bollettino settimanale di notizie e analisi dell’ICN sulla transizione energetica. Invia suggerimenti e domande sulle notizie a dan.gearino@insideclimatenews.org.

Dan Gearino

Reporter sull’energia pulita, Midwest, National Environment Reporting Network

Dan Gearino copre gli Stati Uniti centro-occidentali, parte del National Environment Reporting Network dell’ICN. La sua copertura riguarda il lato commerciale della transizione verso l’energia pulita e scrive la newsletter Inside Clean Energy di ICN. È arrivato all’ICN nel 2018 dopo un incarico di nove anni presso The Columbus Dispatch, dove si è occupato del business dell’energia. Prima di allora, si è occupato di politica e affari in Iowa e nel New Hampshire. È cresciuto nella contea di Warren, Iowa, appena a sud di Des Moines, e vive a Columbus, Ohio.

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