La Cina ha messo a segno due importanti risultati nello sviluppo di possibili alternative alle batterie al litio, soprattutto per quanto riguarda i sistemi di accumulo di rete.
Due aziende cinesi hanno annunciato l’accensione di un sistema di accumulo con batterie al sodio da 10 MWh a Nanning, nella Cina sud-occidentale, e l’avvio del più grande progetto di stoccaggio di energia ad aria compressa del mondo, con una capacità di 300 MW e 1.800 MWh, nella provincia orientale di Hubei.
Anche se un po’ tutte le società di ricerca prevedono che la quota di mercato della Cina nel comparto dello storage sia destinata a calare un po’ da qui al 2030, è chiaro che per Europa, Stati Uniti, Giappone e altri regioni la rincorsa della Cina sarà in salita (Tecnologie pulite, una capacità produttiva globale che cresce ma con forti squilibri e Tecnologie pulite: Cina in ampio vantaggio ma si possono segnare dei goal).
Il sistema di batterie agli ioni di sodio da 10 MWh avviato da China Southern Power Grid nella regione di Guangxi Zhuang (vedi foto a destra) rappresenta la prima fase di un progetto da 100 MWh.
“La Cina ha messo in funzione la prima stazione di accumulo su larga scala con batterie agli ioni di sodio, segnando una nuova era per le batterie a basso costo da utilizzare su grande scala“, ha detto la società in un comunicato.
La stazione di accumulo in questione è dotata di 22mila celle agli ioni di sodio da 210 Ah che possono essere caricate al 90% in 12 minuti, secondo l’azienda.
L’azienda ha fatto sapere che, rispetto alle batterie agli ioni di litio, le riserve di materie prime delle batterie agli ioni di sodio sono abbondanti, facili da estrarre, a basso costo e con migliori prestazioni a basse temperature, quindi hanno evidenti vantaggi per l’accumulo di energia su larga scala.
Con queste batterie, i costi di stoccaggio possono essere ridotti del 20-30% e il costo per kWh può essere ridotto a 0,0276 dollari, ha specificato China Southern Power Grid.
L’eventuale affermarsi della chimica agli ioni di sodio, pur con i suoi evidenti vantaggi per alcuni aspetti, dipenderà però anche dall’andamento dei prezzi delle batterie al litio, il cui ulteriore calo potrebbe frenare l’avanzata delle batterie al sodio (vedere Batterie al sodio: Northvolt e BYD rivelano interessanti sviluppi commerciali).
Storage ad aria compressa
L’impianto di stoccaggio di energia ad aria compressa (CAES) da 300 MW, nella foto sotto, si trova a Yingcheng ed è costato 207,8 milioni di dollari, ha annunciato lo sviluppatore cinese Zhongchu Guoneng Technology Co. (ZCGN).
ZCGN ha dichiarato che il nuovo sistema è formato da un compressore multistadio ad ampio carico e da un espansore a turbina ad alto carico, funzionanti tramite una tecnologia di scambio di calore supercritico ad alta efficienza, con funzioni di controllo integrate. L’efficienza complessiva del sistema è del 72%, secondo la società.
L’azienda ha dichiarato che l’impianto è più economico del 30% rispetto a un precedente progetto da 100 MW costruito dall’Istituto di termofisica ingegneristica dell’Accademia cinese delle scienze.
La capacità di stoccaggio di 300 MW e 1.800 MWh occupa un’area di circa 100mila mq e può fornire una scarica di energia ininterrotta fino a sei ore, garantendo l’alimentazione di 200-300mila abitazioni locali durante i periodi di picco dei consumi, secondo ZCGN.
L’impianto utilizza una grotta di sale sotterranea per immagazzinare l’aria compressa, con una capacità di stoccaggio del gas superiore a 500mila metri cubi e pozzi che raggiungono una profondità di 1.000 metri.
L’impianto ha una produzione annua di elettricità stimata in 600 TWh e dovrebbe consentire di risparmiare circa 189mila tonnellate di carbone, riducendo le emissioni di CO2 di circa 490mila tonnellate all’anno, secondo la società.
L’investitore del progetto ha comunicato l’intenzione di offrire vari servizi ancillari per generare entrate attraverso la partecipazione al mercato cinese del commercio di energia elettrica. Si prevede che il progetto offrirà funzioni essenziali di regolazione dell’energia alla rete elettrica della provincia di Shandong, tra cui la riduzione dei picchi, la stabilizzazione della frequenza, lo spostamento di fase e la potenza di standby.
La previsione è quella di un tasso di rendimento interno del capitale di circa il 16,38%, con un periodo di ammortamento di circa 7,1 anni.
Problemi supercritici?
L’efficienza complessiva di andata e ritorno, cioè di carica e scarica, menzionata dall’azienda cinese, pari al 72%, sembra alta in base ai principi teorici applicati a questi processi, e quindi forse eccessiva rispetto ai risultati solitamente ottenibili sul campo. Ma, anche accettando tali risultanze, potrebbero esserci altri problemi pratici, legati allo stato supercritico a cui funzionerebbe il sistema.
A temperature e pressioni estremamente elevate, i fluidi (gas e liquidi) entrano in una quarta fase della materia, detta appunto “supercritica”. I fluidi supercritici non sono più né un liquido né un gas, ma manifestano caratteristiche di entrambi, una sorta di via di mezzo, in cui una determinata quantità occupa più volume di un liquido ma meno volume di un gas.
Ci sono alcuni punti ottimali in cui il passaggio tra due pressioni e temperature non richiede molta energia, ma comporta grandi variazioni di densità del materiale. Se si inserisce una turbina tra le due estremità del ciclo, si riesce a generare elettricità.
È un’idea piuttosto seducente: energia in cambio di aria (liquida) e kWh a basso costo, ha fatto notare Michael Barnard, analista energetico indipendente, riferendosi allo storage ad aria compressa in genere, e non al progetto cinese nello specifico.
La realtà delle cose potrebbe però essere diversa. Lo stato supercritico, cioè simultaneamente liquido e gassoso, infatti, solitamente non piace alle turbine, secondo Barnard.
La dimensione gassosa implica che non ci sono legami tra le molecole. Queste devono essere quindi spinte attraverso la turbina a velocità più elevata, come quella usata per il vapore. Tale maggiore velocità necessita di “lame” della turbina molto più affilate e che si muovano molto più velocemente. La dimensione liquida implica però che le lame della turbina, più affilate e anche più fragili, continuino sempre a scontrarsi con molecole più dense. Ciò significa che andranno incontro ad abrasioni e perforazioni molto più frequentemente.
“Oltre tre quarti di secolo sono passati da quando si è cominciato a sperimentare con le soluzioni supercritiche e ancora la scienza dei materiali non ha risolto questo o altri problemi. Rimane nei laboratori, nelle richieste di sovvenzioni e nei programmi di ricerca, e riappare nei portafogli degli investitori ogni dieci anni o giù di lì. Sembra che ora stia vivendo un altro momento di gloria, ma le nuvole della realtà torneranno ad avvolgerla”, ha concluso Barnard.