L’energia elettrica è un vettore energetico che viene accumulato con difficoltà, specialmente se il tempo che intercorre tra l’accumulo e l’uso dell’energia diventa lungo. I sistemi di accumulo dell’energia elettrica sono suddivisi in base alla loro capacità di assicurare relativamente grandi potenze in breve tempo, o di assicurare la fornitura di energia per tempi più lunghi. Nelle applicazioni dei sistemi di accumulo alle reti elettriche, le diverse scale temporali e taglie richieste dai servizi di rete hanno portato allo sviluppo di diverse tecnologie, presentate nel seguito in base al tipo di servizio offerto.

Tecnologie per la qualità e la continuità del servizio elettrico

In questo caso, l’obiettivo non è l’accumulo di energia a lungo termine, bensì la fornitura di potenza adeguata in tempi brevi. In genere, le taglie sono comprese nell’intervallo 1-100 kW, ma le soluzioni sono modulari, per cui possono essere costruiti sistemi di taglia complessiva superiore. I tempi con cui l’energia viene rilasciata nel sistema possono essere inferiori al secondo. Per questo, sono tecnologie impiegate da tempo per garantire la continuità assoluta dell’alimentazione negli impianti elettrici. Le efficienze di conversione di questi sistemi sono elevate (intorno al 90%), ma i tempi massimi di fornitura del servizio sono brevi (in genere dell’ordine dei minuti o delle decine di minuti).

Le tecnologie utilizzate sono di tre tipi:

1)   Accumuli elettrochimici, come le batterie nickel-metallo idruro e le batterie al piombo-acido;

2)   Accumuli elettrici, come i supercondensatori e gli accumuli magnetici a superconduttori. Nel primo caso l’energia è accumulata sotto forma di energia elettrostatica, mentre nel secondo caso è accumulata nel campo magnetico prodotto da una bobina attraversata dalla corrente.

3)   Accumuli meccanici, composti da volani che accumulano l’energia sotto forma di energia cinetica.

Tecnologie per la regolazione di frequenza

Uno dei fattori che permettono il corretto funzionamento del sistema elettrico si basa sul mantenimento ad un valore costante della frequenza del sistema. In una prospettiva di aumento della penetrazione delle risorse distribuite, è necessario aumentare il supporto al sistema facendo fronte alle variazioni di generazione impreviste e legate sostanzialmente alle condizioni meteorologiche. In questa prospettiva, le tecnologie utilizzate per supportare la regolazione della frequenza possono essere suddivise in tecnologie “veloci” e tecnologie “lente”, la cui differenza è basata sui livelli di potenza e sui tempi di fornitura del servizio:

  • Tecnologie “veloci”: in questo gruppo, le tecnologie predominanti sono costituite dagli accumuli elettrochimici, in particolare le batterie litio-ioni e le batterie al solfuro di sodio. Tali tecnologie devono contribuire alla cosiddetta “regolazione primaria di frequenza” e per tale ragione devono essere in grado di fornire la propria potenza entro 30 secondi dal ricevimento della richiesta inviata dall’operatore di rete e garantirne la fornitura per almeno 15 minuti.
  • Tecnologie “lente”: le tecnologie che ricadono in questo gruppo possono essere accumuli elettrochimici, quali batterie a flusso (tipicamente vanadio/vanadio) e batterie allo zinco-bromo, oppure accumuli pneumatici, in particolare accumuli ad aria compressa, o accumuli termici. Queste tecnologie permettono di mitigare le fluttuazioni dovute alla potenza prodotta da sistemi alimentati con fonti rinnovabili. Le batterie a flusso hanno il vantaggio di poter essere dimensionate, a parità di taglia dello stack in cui avviene la reazione chimica, per fornire maggiore energia cambiando soltanto la dimensione del serbatoio di accumulo degli elettroliti. L’accumulo termico ha il vantaggio di poter creare interazioni e sinergie tra il funzionamento dei sistemi elettrico e termico.

Tecnologie per l’accumulo a lungo termine

Le tecnologie sopra citate non sono in grado di assicurare un accumulo di energia a lungo termine, a causa delle non idealità presenti che determinano un consumo dell’energia immagazzinata anche senza un effettivo uso del sistema di accumulo. Le forme di accumulo tradizionali sono basate sull’impiego di centrali idroelettriche di pompaggio, oppure consistono in sistemi per l’accumulo di aria compressa. Recentemente per l’accumulo a lungo termine viene considerato un diverso approccio, cambiando il vettore energetico. Le proposte allo studio sono principalmente due:

  1. La trasformazione dell’energia elettrica in gas;
  2. La trasformazione dell’energia elettrica in liquido.

Nel primo caso si parla di Power-to-Gas (PtG), il cui processo può dare come prodotto finale idrogeno o gas naturale sintetico (GNS). Benché l’idrogeno abbia un alto potere calorifico (compreso tra 120 e 141 Mj/kg), il suo stoccaggio puro richiede una serie di attenzioni. Nel caso di stoccaggio all’interno di serbatoi, è necessario utilizzare acciai particolari per non incorrere al deterioramento del materiale dovuto all’interazione con l’idrogeno stesso. Inoltre, l’accumulo sotto forma di gas richiede pressioni tra 300 e 700 bar, mentre il suo accumulo sotto forma liquida necessita di sistemi criogenici. Ad oggi, la modalità prevalente per produrre idrogeno è il reforming del gas metano, che ha come conseguenza l’emissione di notevoli quantità di CO2. Però, la possibilità di usare elettricità (prodotta da fonti rinnovabili) per alimentare elettrolizzatori che producano idrogeno tramite la rottura del legame chimico dell’acqua apre importanti prospettive di decarbonizzazione del settore. Qualora all’elettrolisi segua un processo di metanazione, che permette di combinare idrogeno e anidride carbonica, si può ottenere il GNS, ovvero un gas di sintesi con tutte le caratteristiche proprie del gas naturale. Questo comporta vantaggi in termini di stoccaggio ma anche di decarbonizzazione del gas distribuito in rete. Per l’elettrolisi si può parlare di rendimenti compresi tra il 65% e l’80% (secondo la tecnologia utilizzata), mentre il processo di metanazione può arrivare al 78%. Quando si considerano i processi di elettrolisi e metanazione in cascata, occorre moltiplicare i rendimenti, per cui soltanto poco più della metà del contenuto energetico dell’elettricità in ingresso è trasformato in gas, quindi il vantaggio esiste soltanto se la fonte elettrica è rinnovabile.

Nel secondo caso si parla di Power-to-Liquid (PtL). Anche in questo caso l’idrogeno è fondamentale, poiché viene utilizzato come elemento base nei processi di sintesi successiva di idrocarburi (essenzialmente la reazione di spostamento del gas d'acqua inversa e la sintesi di Fischer-Tropsch). In questo modo è possibile ottenere catene di idrocarburi come nafta, kerosene, gas petrolio liquido, metanolo ecc. Le efficienze dipendono dalle tecnologie usate e sono comprese tra 55% e 70%, quindi la fornitura di idrogeno prodotto dallo sfruttamento di energia rinnovabile è fondamentale.