Accumulo oltre il litio: le tecnologie che lavorano dove l’LFP non arriva

Dall'aria compressa alle batterie a flusso, passando per nuove chimiche: un confronto tra sistemi pensati per l'accumolo post-litio

Nel 2025 sono entrati in servizio nel mondo 108 GW di nuove batterie, il 40% in più dell’anno precedente e undici volte il volume del 2021, secondo i dati dell’Agenzia internazionale dell’energia. Circa il 90% di questa capacità sfrutta la chimica al litio-ferro-fosfato (LFP) - tecnologia che cinque anni fa si fermava molto al di sotto della metà delle installazioni - e la durata di scarica più comune resta intorno alle due ore, ma con un numero crescente di progetti che arrivano a quattro o più. Questa configurazione risponde bene allo spostamento di energia nell’arco della giornata e ai servizi di regolazione, ma lascia aperto il problema che si presenta man mano che la capacità di eolico e fotovoltaico cresce: una produzione non programmabile, perturbazioni prolungate e reti congestionate che costringono a tagliare energia pulita già disponibile. Secondo le stime elaborate da McKinsey & Company in collaborazione con il Long-Duration Energy Storage Council (LDES Council), per azzerare le emissioni nette del settore energetico entro il 2040 sarà necessaria una capacità di accumulo energetico a lunga durata compresa tra 80 e 140 TWh.

Le tecnologie che non usano il litio, o lo usano in modo diverso, trovano spazio in questo intervallo, e vale la pena esaminarle una per una.


L'accumolo elettrochimico

L’LFP si è imposto per un mix di costo e resistenza ai cicli. La tabella di maturità tecnologica colloca la cella a circa 40-60 euro per kWh, con una vita da 2.000 a 8.000 cicli a seconda del prodotto, e questo rende severo il confronto con qualunque alternativa. Il sodio-ione nella variante Prussian white, per esempio, è indicato intorno a 85 euro per kWh con 5.000 cicli, quindi non offre ancora un vantaggio di prezzo; d’altro canto fa a meno del litio e, nelle versioni a polianioni, offre una durata dichiarata di 10.000 cicli e la capacità di erogare il 90% della potenza a 40 gradi sotto zero.

Per le lunghe durate, tuttavia, il vero riferimento è un altro: il pompaggio idroelettrico, che secondo uno studio recente del Politecnico di Milano rappresenta circa il 94% della capacità di accumulo elettrico installata nel mondo. Il suo rendimento di andata e ritorno si colloca tra il 70% e l’85%, il costo per kWh è tra i più bassi della categoria, ma richiede investimenti iniziali elevati, tempi di costruzione lunghi e siti con orografia adatta. Quali sono dunque le alternative meccaniche e termiche che nascono per superare uno di questi limiti?


Le alternative per l'accumolo di lunga durata

L’LDES Council definisce lunga durata un sistema in grado di scaricare per almeno otto ore, fino a giorni, settimane o stagioni; il Politecnico di Milano fissa la soglia tra 8 e 10 ore.

Tra queste tecnologie l’accumulo ad aria compressa è sicuramente la più anziana del gruppo. L’energia in eccesso comprime l’aria in caverne sotterranee o serbatoi e la restituzione avviene attraverso turbine di espansione. Le prime centrali di riferimento realizzate usano la versione diabatica, che brucia combustibile durante la scarica; le varianti più recenti (adiabatica, isoterma, supercritica) cercano di recuperare il calore della compressione e di ridurre la dipendenza dal combustibile. Il limite resta quello geologico, poiché servono formazioni adatte, e il rendimento si colloca tra il 40% e il 70% secondo la configurazione, intorno al 65% per l’adiabatico.

I sistemi ad aria liquida eliminano il vincolo delle caverne: l’aria viene liquefatta, conservata a bassa pressione in serbatoi isolati ed evaporata al momento della scarica. Ma sul rendimento le fonti divergono parecchio, dal 55% citato dal Politecnico al 60-75% dell’LDES Council, e il divario dipende soprattutto da quanto freddo e calore vengono recuperati.

Appartiene alla macro-famiglia dei sistemi di accumulo termo-meccanico a lungo termine anche la batteria a CO2. Il sistema, in questo caso, sfrutta la proprietà dell’anidride carbonica di liquefarsi a temperatura ambiente se portata in pressione, quindi lo stoccaggio avviene in serbatoi comuni senza ricorrere a temperature criogeniche, mentre il calore della compressione viene conservato in un accumulo termico e restituito in fase di scarica. Per questa tecnologia è stato dichiarato un rendimento del 75%, scariche da 8 a 24 ore e una vita superiore ai trent’anni senza perdita di capacità, con un costo di circa la metà rispetto al litio su dieci ore.

Più indietro per maturità commerciale c’è l’accumulo gravitazionale, che solleva blocchi di cemento per recuperare l’energia in discesa. La tecnologia è stata validata su sistemi dimostrativi e un impianto commerciale, e potrebbe offrire una durata da un minimo di 4 ore fino a un massimo di 20 ore a seconda dell’altezza sfruttata; le perplessità in questo caso riguardano l’impatto visivo e la bassa densità, e per questo alcuni sviluppatori guardano a pozzi minerari e all’impiego di fluidi più densi dell’acqua.

Rimanendo nel campo dell’accumulo elettrochimico, un ruolo crescente lo stanno assumendo le batterie di flusso. Questi sistemi conservano gli elettroliti in serbatoi separati e li pompano attraverso gli elettrodi, il che rende indipendenti potenza ed energia. Quelle al vanadio sono le più mature: 10.000-20.000 cicli e un costo del sistema di circa 300 euro per kWh su oltre dieci ore di accumulo. Il vanadio rappresenta la loro debolezza in termini di approvvigionamento, e la coppia manganese-vanadio punta a ridurne il contenuto, ma il settore sta anche guardando ad alcune varianti a base di ferro per sostituirlo.

Ultima tecnologia degna di nota: le batterie ferro-aria. Attualmente, vantano i costi chimici più bassi tra tutte le batterie e nonostante non rappresentino la soluzione ideale per applicazioni ad alta potenza, tra economicità, compattezza e reversibilità nei cicli di carica e scarica appaiono interessanti per lo stoccaggio a lungo termine. La durata media stimata? Da 24 a 100 ore.


 

Articolo realizzato in collaborazione con Rinnovabili.it