Guida introduttiva all'idroelettrico a pompaggio e allo stoccaggio dell'idrogeno: scegliere tra uno stoccaggio che dura poche ore e uno che dura per tutte le stagioni.

Con la crescita dell'energia solare ed eolica, la rete elettrica si trova sempre più spesso a dover affrontare squilibri su diverse scale temporali distinte: non solo "i prossimi secondi", ma anche "questa sera", "il maltempo di questa settimana" e "la domanda che si estende su tutte le stagioni". Le batterie agli ioni di litio possono essere progettate in termini di potenza (kW) e capacità (kWh) in modo abbastanza indipendente, il che le rende adatte per aggiustamenti su intervalli di tempo che vanno da pochi minuti a qualche ora (per i principi fondamentali delle batterie, si veda il Power Battery Primer). Tuttavia, cercare di immagazzinare energia per periodi che vanno da giorni a intere stagioni utilizzando solo le batterie significa che la capacità richiesta aumenta rapidamente e i costi diventano insostenibili. L'accumulo idroelettrico a pompaggio ha a lungo colmato questa lacuna temporale e, negli ultimi anni, l'idrogeno ha attirato l'attenzione come tecnologia in grado di raggiungere intervalli ancora più lunghi. Questo articolo lascia la fisica di base delle turbine idrauliche al Manuale sull'energia idroelettrica e si concentra invece sul confronto tra l'idroelettrico a pompaggio e lo stoccaggio di idrogeno come due soluzioni a un unico problema: "immagazzinare energia e riconvertirla in elettricità in un secondo momento".

In sintesi

• L'idroelettrico a pompaggio, che sposta l'acqua avanti e indietro tra un serbatoio superiore e uno inferiore, è una tecnologia di stoccaggio consolidata, caratterizzata da grande capacità e lunga durata. L'efficienza di andata e ritorno si aggira intorno al 70-87%, con un valore medio intorno all'80%.

• Le pompe-turbine a velocità variabile possono regolare continuamente la potenza consumata durante il pompaggio e, riducendo rapidamente il carico di pompaggio quando la frequenza diminuisce, possono supportare la rete elettrica nella stessa direzione dell'aumento della produzione dei generatori (per maggiori dettagli, consultare il Manuale sull'energia idroelettrica).

• L'idrogeno non immagazzina "elettricità come elettricità": elettrolizza l'acqua trasformandola in idrogeno, lo immagazzina e lo riconverte in elettricità quando necessario tramite una cella a combustibile o una turbina a gas. L'efficienza del ciclo completo si attesta attualmente intorno al 30-50%, inferiore a quella dell'idroelettrico a pompaggio.

In compenso, l'idrogeno consente di progettare separatamente il mezzo di stoccaggio (serbatoi o stoccaggio sotterraneo) e le apparecchiature di conversione energetica (elettrolizzatori, celle a combustibile), quindi in linea di principio non dipende dalla conformazione del terreno ed è adatto allo stoccaggio a lungo termine, da settimane a stagioni.

Considerare l'idroelettrico a pompaggio come "stoccaggio efficiente per ore o giorni" e l'idrogeno come "stoccaggio a lungo termine meno efficiente ma indipendente dalla posizione" descrive una relazione più complementare che competitiva.

1. Classificazione del problema dello "stoccaggio a lungo termine" in base alla scala temporale

La variabilità delle energie rinnovabili non può essere descritta su un'unica scala temporale. Pochi minuti di variazione dovuti al passaggio di nuvole, un aumento di diverse ore con l'aumento della domanda serale e il calo simultaneo della produzione solare al tramonto, una carenza di vento di più giorni dovuta a un sistema di bassa pressione stazionario, differenze stagionali nell'irraggiamento solare e nelle precipitazioni: la natura del sistema di accumulo necessario cambia in base alla scala temporale in gioco.

Le batterie possono essere progettate in termini di potenza (kW) e capacità (kWh) con relativa libertà attraverso il numero di celle, ma il costo cresce quasi proporzionalmente all'aumento della capacità. L'energia idroelettrica a pompaggio e l'idrogeno immagazzinano energia sotto forma di "energia potenziale dell'acqua" o "energia chimica delle molecole di idrogeno", quindi la curva dei costi per l'espansione della capacità di accumulo ha una struttura diversa rispetto alle batterie. Ecco perché entrambe possono svolgere un ruolo di primo piano nell'accumulo di energia a lungo termine.

2. Accumulo idroelettrico a pompaggio: un'analisi di una tecnologia consolidata ad alta capacità

I principi di base dell'energia idroelettrica a pompaggio e la fisica della turbina sono stati trattati nel Manuale introduttivo sull'energia idroelettrica. Qui l'attenzione si concentra sulle sue prestazioni come tecnologia di accumulo.

La quantità di energia immagazzinabile può essere stimata utilizzando il volume d'acqua V, il salto effettivo H e l'efficienza complessiva \eta:

La capacità equivalente a quella di una batteria in kWh è determinata dal volume di accumulo effettivo dei serbatoi superiore e inferiore e dal salto, mentre la potenza erogata (kW) è determinata dalla potenza nominale della pompa-turbina e del motore-generatore. La possibilità di progettare questi due elementi in modo indipendente è una caratteristica condivisa tra l'idroelettrico a pompaggio e le batterie, ma per l'idroelettrico a pompaggio i vincoli del terreno e dei diritti idrici sono una condizione preliminare per la progettazione della capacità.

L'efficienza di ciclo completo – la quota di energia che ritorna dopo un ciclo completo di pompaggio (carica) e generazione (scarica) – è il prodotto dell'efficienza della pompa, dell'efficienza della turbina, dell'efficienza del motore-generatore e delle perdite nelle tubazioni. I valori misurati si attestano approssimativamente tra il 70% e l'87%, con un valore medio intorno all'80%. Si tratta di un dato consolidato, frutto di decenni di esperienza operativa, a un livello paragonabile o leggermente inferiore all'efficienza di andata e ritorno delle batterie agli ioni di litio.

Le pompe-turbine a velocità fissa assorbono una potenza pressoché costante durante il pompaggio, il che le rende poco adatte a sfruttare l'energia rinnovabile in eccesso, che si presenta in quantità irregolari e non uniformi. Gli impianti di pompaggio idroelettrico a velocità variabile utilizzano l'elettronica di potenza per variare continuamente la velocità di rotazione, consentendo una regolazione precisa del carico di pompaggio e, in caso di calo della frequenza, possono ridurre rapidamente il volume di pompaggio, supportando la rete nella stessa direzione dell'aumento della produzione di energia. In Giappone, la centrale idroelettrica di Kannagawa (TEPCO) nella prefettura di Gunma è nota come uno dei più grandi impianti di pompaggio idroelettrico al mondo, progettato con un salto effettivo di 653 m e, sulla carta, sei gruppi motogeneratori da 470.000 kW ciascuno, per una potenza massima di 2,82 milioni di kW con tutte le unità in funzione. Attualmente, le unità 1 e 2 sono entrate in funzione, fornendo una potenza massima attuale di 940.000 kW. Per i dettagli tecnici relativi all'energia idroelettrica a pompaggio, inclusi il funzionamento a velocità variabile e l'aumento di capacità, si veda la sezione pertinente del Manuale sull'energia idroelettrica.

Figura 1 — L'idroelettrico a pompaggio trasporta l'acqua tra i serbatoi superiore e inferiore, alternando il pompaggio e la generazione con una pompa-turbina reversibile. L'efficienza di andata e ritorno è approssimativamente del 70-87%, con un valore medio intorno all'80%.

3. Stoccaggio a lungo termine tramite idrogeno — Stoccaggio di elettricità sotto forma di molecole

L'idea di base dello stoccaggio di idrogeno è quella di utilizzare l'energia in eccesso per elettrolizzare l'acqua in idrogeno, immagazzinarlo in forma compressa, liquida o sotterranea e riconvertirlo in elettricità quando necessario tramite celle a combustibile o turbine a gas alimentate a idrogeno/co-combustione. L'intero processo è chiamato Power-to-Gas-to-Power (P2G2P). L'idrogeno prodotto utilizzando energia derivata da fonti rinnovabili come solare o eolica è chiamato "idrogeno verde" e la sua caratteristica distintiva sono le basse emissioni di CO₂ durante la produzione.

I tipi di elettrolizzatori includono l'elettrolisi alcalina dell'acqua, l'elettrolisi dell'acqua con membrana a elettrolita polimerico (PEM) e le celle a elettrolisi a ossido solido (SOEC), che operano a temperature più elevate. L'elettrolisi alcalina dell'acqua è leader in termini di scalabilità e comprovata affidabilità, mentre la PEM offre una reattività superiore, rendendola adatta alle fonti di energia rinnovabile variabili. L'idrogeno prodotto viene talvolta convertito in un'altra forma chimica — gas ad alta pressione, idrogeno liquido o ammoniaca — per lo stoccaggio e il trasporto.

Sul fronte della riconversione, oltre alla generazione di energia con celle a combustibile a elettrolita polimerico (PEFC) o celle a combustibile a ossido solido (SOFC), si sta prendendo in considerazione anche la generazione di energia utilizzando turbine a gas alimentate a idrogeno per applicazioni su larga scala. Applicazioni. L'efficienza di andata e ritorno, combinando elettrolisi e riconversione, si mantiene intorno al 48% per una configurazione semplice (circa 80% di efficienza di elettrolisi × circa 60% di efficienza della cella a combustibile), e i valori riportati in letteratura per i sistemi completi variano dal 28% al 52% circa. Alcune ricerche indicano valori intorno al 60% per elettrolizzatori più avanzati combinati con sistemi a ossido solido, e persino superiori all'80% per i futuri sistemi ad alta efficienza, ma allo stato attuale, la configurazione più diffusa ha un'efficienza di andata e ritorno inferiore rispetto all'idroelettrico a pompaggio.

Un importante sito dimostrativo in Giappone è il Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R), inaugurato nel marzo 2020 a Namie, nella prefettura di Fukushima. Esso combina un impianto solare da 20 MW con quella che è considerata una delle più grandi unità di elettrolisi dell'acqua alcalina al mondo nella classe da 10 MW (6 MW di potenza nominale, 10 MW di consumo energetico massimo), in grado di produrre 1.200 Nm³. ^3 produce idrogeno all'ora a regime nominale. Si stima che questa quantità sia sufficiente a rifornire circa 560 veicoli a celle a combustibile (FCV) e l'impianto è concepito come sito dimostrativo per la validazione dell'intera catena tecnologica che converte l'energia rinnovabile in eccesso in idrogeno, per poi immagazzinarlo e utilizzarlo.

4. Confronto tra le due tecnologie

Efficienza approssimativa di andata e ritorno | ~70–87% (centrale ~80%) | ~30–50% (varia in base alla configurazione) |

Tempistica ottimale | Da ore a pochi giorni | Da giorni a stagioni (stoccaggio a lungo termine e su larga scala) |

Vincoli di ubicazione | Richiede dislivello e terreno per i serbatoi superiore/inferiore | Gli elettrolizzatori e i serbatoi di stoccaggio possono essere ubicati con relativa libertà |

Velocità di risposta | Da secondi a minuti (più veloce con unità a velocità variabile) | Dipende dalle caratteristiche di avviamento dell'elettrolizzatore/cella a combustibile |

Maturità tecnologica | Matura (decenni di esperienza operativa commerciale) | Fase di dimostrazione e scalabilità |

Usi secondari | Funzionamento sincrono del condensatore, avviamento a freddo | Versatilità come idrogeno industriale e carburante per i trasporti |

Considerando solo l'efficienza, l'idroelettrico a pompaggio risulta superiore, ma si tratta di un vantaggio condizionato: "se esiste un terreno adatto". L'idrogeno sacrifica l'efficienza in cambio della possibilità di essere utilizzato su terreni pianeggianti o in aree con infrastrutture esistenti, e della versatilità che gli consente di condividere il suo valore con usi diversi dalla produzione di elettricità (materie prime industriali, veicoli a celle a combustibile, futuri carburanti). Piuttosto che considerarli come sostitutivi, è più pratico vederli come due tecnologie che si dividono i ruoli a seconda del terreno, della domanda e delle infrastrutture esistenti.

5. Dal punto di vista della rete elettrica

Dal punto di vista della gestione della rete, né l'idroelettrico a pompaggio né lo stoccaggio di idrogeno sono "centrali elettriche": entrambi sono "dispositivi che spostano il tempo". La risposta su scala di secondi o minuti, come la regolazione della frequenza, è gestita al meglio da batterie o impianti idroelettrici a pompaggio a velocità variabile, grazie alla loro superiore velocità di risposta. Lo spostamento di energia su scala oraria o giornaliera è gestito al meglio dall'idroelettrico a pompaggio, che ha un vantaggio in termini di efficienza di andata e ritorno. E per le variabilità di lunga durata che la sola capacità di stoccaggio di batterie o impianti idroelettrici a pompaggio non può compensare – diversi giorni di maltempo prolungato o un divario stagionale tra domanda e offerta – lo stoccaggio molecolare come l'idrogeno diventa una valida alternativa.

Nei modelli di mercato come quello del bilanciamento della potenza, vengono create diverse categorie di prodotti per la regolazione della potenza, ognuna con un tempo di risposta target. Abbinare la scala temporale ideale di una tecnologia di accumulo alla progettazione del prodotto del mercato è fondamentale per ottenere il massimo da ciascuna tecnologia. I dettagli di questo sistema di mercato sono trattati nel VPP (Virtual Power Plant) Primer e nel Grid Inertia and Frequency Regulation Primer.

Riepilogo: Analisi del compromesso tra efficienza e localizzazione

L'energia idroelettrica a pompaggio, grazie a tecnologie consolidate e a un'elevata efficienza di andata e ritorno, ha permesso lo spostamento di energia su scale temporali che vanno da ore a pochi giorni. L'idrogeno, pur essendo meno efficiente, offre la flessibilità di disaccoppiare il mezzo di accumulo dalle apparecchiature di generazione, consentendo di raggiungere livelli di accumulo a lungo termine e su larga scala, preclusi all'energia idroelettrica a pompaggio, e di espandersi in applicazioni che vanno oltre la produzione di elettricità.

Quando si valuta un progetto di stoccaggio su larga scala, è opportuno verificare i seguenti aspetti:

1. Qual è l'arco temporale di riferimento: ore, giorni o stagioni?

2. Come si confronta l'efficienza di andata e ritorno con quella dell'idroelettrico a pompaggio?

3. Quanto dipende la progettazione dalle condizioni del sito (terreno, tipo di lotto, infrastrutture esistenti)?

4. Può condividere il suo valore con usi diversi dalla produzione di elettricità (uso industriale, utilizzo come combustibile)?

Tenendo a mente questi quattro punti, è possibile considerare l'idroelettrico a pompaggio e lo stoccaggio di idrogeno non come una rivalità tra "vecchio e nuovo", ma come tecnologie complementari adatte a diverse scale temporali.