Il Rapporto della Royal Society sullo Stoccaggio di Elettricità su Larga Scala Rivela un Cammino Verso il Net Zero

Il futuro energetico del Regno Unito sta attraversando una trasformazione epocale. Il recente rapporto della Royal Society, intitolato “Large-scale electricity storage,” mette in luce una visione audace: il Regno Unito potrebbe alimentare gran parte, se non l’intera, della sua domanda di elettricità utilizzando fonti rinnovabili, come energia eolica e solare, supportate da sistemi di stoccaggio su larga scala. Questa transizione energetica rappresenta una pietra miliare nella lotta contro il cambiamento climatico e offre significative opportunità di investimento per coloro che abbracciano questa rivoluzione verde.

Energia solare, eolica e storage

Il rapporto della Royal Society esamina dettagliatamente il panorama energetico del Regno Unito e giunge a conclusioni sorprendenti. Una delle affermazioni più significative è che l’approvvigionamento di elettricità potrebbe essere affidato principalmente a energia eolica e solare, supportata da sistemi di stoccaggio su larga scala. Questo approccio non solo ridurrebbe le emissioni di carbonio, ma si confronterebbe favorevolmente in termini di costi con alternative a basse emissioni di carbonio che non possono complementare l’energia intermittente proveniente da fonti eoliche e solari.

Una delle sfide chiave identificate nel rapporto è la necessità di stoccaggio su larga scala a lungo termine per gestire la variabilità dell’energia eolica e solare. Questo stoccaggio potrebbe essere fornito da diverse tecnologie, tra cui idrogeno verde, ammoniaca e stoccaggio non chimico e termico. Tuttavia, il rapporto suggerisce che l’idrogeno potrebbe essere la soluzione preferita, a condizione che possa essere immagazzinato underground.

I passi da compiere nel futuro

Il percorso verso un futuro energetico basato su energia eolica e solare supportata da stoccaggio su larga scala richiederà una serie di passi successivi. Uno dei primi passi fondamentali è la realizzazione di dimostratori per identificare e risolvere problemi di ingegneria e integrazione. In particolare, l’implementazione di stoccaggio su larga scala di idrogeno e di energia termica richiederà ulteriori studi e dimostrazioni.

Inoltre, il rapporto sottolinea l’importanza dell’investimento pubblico per incentivare l’investimento privato in queste tecnologie emergenti. Il Regno Unito deve assicurarsi di mantenere una posizione di leadership nell’innovazione e nello sviluppo di tecnologie di stoccaggio dell’energia su larga scala.

Idrogeno verde e storage su larga scala

Il rapporto indica che il Regno Unito ha l’opportunità di diventare un leader nel settore dell’idrogeno verde e dello stoccaggio su larga scala. Alcuni paesi stanno già investendo massicciamente in queste tecnologie, e il Regno Unito dovrebbe agire rapidamente per non rimanere indietro.

L’investimento pubblico dovrebbe essere utilizzato per stimolare l’investimento privato, e il governo dovrebbe fornire un ambiente favorevole alla crescita di questo settore emergente. Ci sono opportunità significative per le imprese e gli investitori che abbracciano questa visione di un futuro energetico più pulito e sostenibile.

Conclusione

Il rapporto della Royal Society offre una visione chiara di un futuro energetico britannico alimentato principalmente da fonti rinnovabili e stoccaggio su larga scala. Questa visione non solo contribuirà a ridurre le emissioni di carbonio, ma potrebbe anche generare opportunità di investimento significative.

Il Regno Unito deve ora agire con determinazione per implementare queste soluzioni e garantire una transizione energetica di successo verso il net zero. Questa transizione non solo porterà benefici ambientali, ma anche economici, aprendo nuove strade per le imprese e gli investitori che abbracciano la rivoluzione energetica verde. Il futuro energetico del Regno Unito è luminoso, verde e ricco di opportunità.

Traduzione delle “conclusioni” del rapporto

10.1 Conclusioni; La domanda di elettricità del Regno Unito potrebbe essere soddisfatta in gran parte (o addirittura completamente) da energia eolica e solare supportata da sistemi di stoccaggio su larga scala a un costo che si confronta favorevolmente con i costi delle alternative a basse emissioni di carbonio, che non sono adatte a complementare l’energia intermittente da fonti eoliche e solari e la domanda variabile. La seguente lista di titoli di capitoli, capitolo per capitolo, integra la sintesi narrativa delle conclusioni nel Sommario Esecutivo, mentre la tabella 4 fornisce un riepilogo delle caratteristiche delle tecnologie di stoccaggio prese in considerazione in questo rapporto. Sebbene questo rapporto si concentri sul Regno Unito, la metodologia e le conclusioni sulle tecnologie di stoccaggio sono, tuttavia, generalmente applicabili.

10.1.1 Capitoli uno – tre: Introduzione; domanda e offerta di elettricità nell’era del net zero; modellizzazione della necessità di stoccaggio. Per valutare la necessità di stoccaggio è necessario esaminare un periodo di dati meteorologici il più lungo possibile. Gli studi condotti su un periodo di pochi anni, o anche uno o due decenni, possono sottostimare gravemente la necessità di stoccaggio. La variabilità a lungo termine del vento crea la necessità di immagazzinare decine di TWh per molti anni. La necessità di limitare la produzione di energia eolica e solare nel Regno Unito è minimizzata per una miscela eolica/solare dell’80/20. Con questa miscela, la domanda residua/energia media è piccola in tutti e quattro i trimestri dell’anno quando viene mediata su molti anni, ma varia enormemente di anno in anno, cioè è la variabilità piuttosto che la stagionalità che è il problema. Le stesse esigenze di stoccaggio possono essere soddisfatte (entro limiti) da una capacità di stoccaggio relativamente piccola caricata rapidamente o da una capacità maggiore caricata relativamente lentamente. La configurazione a costo più basso dipende dai costi relativi della conversione dell’elettricità in una forma immagazzinabile e dal suo stoccaggio. Quando vengono utilizzati diversi tipi di stoccaggio, è necessaria una procedura per pianificare il loro utilizzo. I protocolli operativi progettati per minimizzare i costi richiederanno una stretta collaborazione tra i generatori e gli operatori di stoccaggio.

10.1.2 Capitolo quattro: Idrogeno verde e ammoniaca come mezzi di stoccaggio. L’idrogeno e l’ammoniaca sono opzioni tecnicamente fattibili per l’immagazzinamento di energia, anche se le efficienze di andata e ritorno sono basse e i costi sono elevati. La produzione di idrogeno è già completamente commercializzata per alcuni tipi di elettrolizzatori. Le tecnologie di utilizzo finale dell’idrogeno sono ancora in fase di sviluppo. La produzione di ammoniaca elettrochimicamente guidata è stata ampiamente praticata in Norvegia, ma le tecnologie di utilizzo dell’ammoniaca sono in ritardo rispetto a quelle dell’idrogeno. A condizione che l’idrogeno possa essere immagazzinato underground, l’ammoniaca non sarà in grado di competere direttamente con l’idrogeno per l’immagazzinamento di energia nel Regno Unito (a meno che non vengano sviluppati modi molto più economici di produrre ammoniaca, mediante un processo in grado di seguire il carico). Tuttavia, potrebbe svolgere un ruolo nelle aree in cui non è possibile immagazzinare l’idrogeno sottoterra e la capacità di trasmettere energia da altre regioni è limitata. Il Regno Unito ha un potenziale più che adeguato per lo stoccaggio sotterraneo di idrogeno, anche se è limitato a East Yorkshire, Cheshire e Wessex. Costruire il numero di caverne che questo rapporto ritiene necessarie entro il 2050 sarà una sfida, ma non impossibile.

10.1.3 Capitolo cinque: Stoccaggio di energia non chimico e termico. In questo capitolo sono state descritte molte forme diverse di stoccaggio: ACAES, stoccaggio termico e termico pompato, stoccaggio termochimico, stoccaggio di energia ad aria liquida, stoccaggio gravitazionale (compreso l’idroelettrico pompato) e stoccaggio progettato per fornire calore. La maggior parte di esse potrebbe potenzialmente immagazzinare TWh di energia, utilizzando unità distribuite multiple con capacità di stoccaggio fino a diversi GWh e produzione da alcuni kW a centinaia di MW. La maggior parte di esse potrebbe beneficiare di ulteriori ricerche e sviluppi e dovrebbe essere dimostrata su larga scala, ed è necessario dimostrare che le efficienze effettive possono avvicinarsi alle efficienze teoriche. Tuttavia, hanno potenzialmente costi ridotti rispetto alle batterie, bassi tassi di autoscarica con potenziali buone efficienze di andata e ritorno e potrebbero svolgere ruoli importanti nello stoccaggio a breve e medio termine. Solo lo stoccaggio termochimico ha il potenziale per svolgere un ruolo importante nello stoccaggio a lungo termine, ma è in una fase molto iniziale di sviluppo.

10.1.4 Capitolo sei: Carburanti sintetici per lo stoccaggio di energia a lungo termine. Si prevede che i carburanti sintetici svolgano un ruolo nel trasporto, ma sono superati dall’ammoniaca e dall’idrogeno per lo stoccaggio dell’elettricità. I trasportatori di idrogeno organico liquido potrebbero svolgere un ruolo nei sistemi di cogenerazione distribuita di calore ed elettricità.

10.1.5 Capitolo sette: Stoccaggio chimico ed elettrochimico innovativo. Le batterie al litio-ion sono già impiegate per supportare la rete elettrica e lo stoccaggio domestico e molto probabilmente svolgeranno un ruolo importante nel fornire servizi di rete a risposta molto rapida. Nonostante i loro costi siano in diminuzione, la modellizzazione nel Capitolo 8 mostra che a scala di rete, è probabile che siano superate dall’idrogeno, da ACAES o da altre forme di stoccaggio per fornire picchi di potenza e arbitraggio a breve termine, se/quando verranno utilizzate. Tra le alternative, le batterie al sodio-ion potrebbero in principio essere più economiche, ma i costi elevati quando vengono prodotte inizialmente in quantità relativamente limitate potrebbero costituire un ostacolo per la produzione su larga scala. Se una frazione significativa della futura flotta di veicoli elettrici del Regno Unito fosse a volte sotto il controllo dell’operatore della rete elettrica, la riserva di potenza flessibile che fornirebbero rappresenterebbe un contributo estremamente prezioso alla gestione del sistema. Le batterie a flusso, le cui capacità e potenze nominali sono indipendenti, offrono uno stoccaggio altamente flessibile e scalabile. Il design tutto-vanadio è il più maturato commercialmente ma è costoso. Se/quando saranno disponibili batterie a flusso che utilizzano materiali significativamente più economici, potrebbero svolgere un ruolo importante nello stoccaggio su scala di rete.

10.1.6 Capitolo otto: Alimentare il Regno Unito con energia eolica e solare e stoccaggio. Con l’approvvigionamento di energia eolica e solare supportato dall’idrogeno (e alcune batterie), è emerso che, con la gamma di ipotesi di input fatte in questo rapporto, il costo medio dell’elettricità immessa in rete nel 2050 sarebbe compreso tra £52/MWh e £92/MWh ai prezzi del 2021 (vedi figura 23). L’aggiunta di un approvvigionamento “baseload” non flessibile, ad esempio da nucleare o gas con CCS, aumenterebbe il costo medio dell’elettricità a meno che il costo per MWh del baseload non sia inferiore a quello della media senza baseload. Il BECCS soddisferà questa condizione se il costo di generazione è compensato dai crediti di carbonio che dovrebbe attrarre come fonte a carbonio negativo. La combinazione di ACAES (o altri tipi di stoccaggio per i quali ha servito da esempio) con lo stoccaggio di idrogeno potrebbe abbassare il costo medio dell’elettricità fino al 5%, o forse di più, a seconda di quanto si assuma riguardo al suo costo ed efficienza. L’uso di una combinazione di stoccaggio e gas più CCS per fornire la flessibilità necessaria per abbinare l’approvvigionamento di energia eolica e solare potrebbe abbassare significativamente i costi. Se abbasserebbe i costi dipende sensibilmente dai costi di stoccaggio, di energia eolica e solare, di gas più CCS e del prezzo del gas e del carbonio. Non eliminerebbe la necessità di uno stoccaggio su larga scala a lungo termine, sebbene ridurrebbe le scale richieste di stoccaggio e di energia eolica e solare

10.1.7 Capitolo nove: La rete, i mercati dell’elettricità e la coordinazione. Assicurare che l’approvvigionamento di elettricità sia affidabile diventerà sempre più importante man mano che il ruolo dell’elettricità cresce nei trasporti, nel riscaldamento e nell’industria. Nei sistemi in cui elevati livelli di approvvigionamento da fonti rinnovabili sono supportati dallo stoccaggio, la affidabilità dipenderà criticamente dalla fornitura di stoccaggio sufficiente, incluso il contingente: se l’energia immagazzinata si esaurisce, le luci si spegneranno davvero quando il vento non soffia e il sole non splende. L’elettricità prodotta da gas, generata da macchine rotanti sincronizzate la cui inerzia meccanica fornisce stabilità, sta sempre più venendo sostituita dalla generazione eolica e solare che utilizza elettronica di potenza per fornire energia in corrente alternata alla rete. Se questa fornitura viene combinata con sistemi di stoccaggio a rapido accesso, i problemi derivanti dall’assenza di inerzia meccanica possono essere in gran parte superati. Tuttavia, c’è un urgente bisogno di ricerca ingegneristica per guidare come i convertitori di potenza elettronici sempre più ubiqui dovrebbero essere progettati e utilizzati. Nei mercati dell’elettricità all’ingrosso attuali del Regno Unito, sia le decisioni di investimento a lungo termine che la dispacciamento a breve termine sono in gran parte governati da un unico segnale di prezzo (cioè il costo marginale di sistema). Lo stoccaggio su larga scala a lungo termine che questo rapporto ritiene essenziale non potrebbe mai recuperare i suoi costi di capitale in un tale sistema, poiché rimarrebbe inattivo per gran parte del tempo. I mercati e le normative esistenti non saranno in grado di garantire la coordinazione operativa tra generatori di energia eolica e solare e operatori di stoccaggio che sarà necessaria per pianificare l’uso di diversi tipi di stoccaggio in modo economico e garantire che non rimangano vuoti. C’è un urgente bisogno di riconoscere questi problemi e esplorare possibili soluzioni.

10.2 Passi successivi Questo rapporto si concentra sullo stoccaggio su larga scala di cui il Regno Unito avrà bisogno nel 2050. Questa necessità dovrebbe essere incorporata nei modelli del sistema elettrico del Regno Unito che tengono conto di fattori che non sono stati considerati qui, tra cui il contributo della combustione di rifiuti e biomasse, l’energia idroelettrica e gli interconnettori e le posizioni relative di offerta, stoccaggio e domanda, e le loro implicazioni per la rete. C’è anche la necessità di: • Modellare la fornitura di idrogeno verde per l’immagazzinamento di elettricità e per soddisfare altre esigenze insieme, basandosi sulle opinioni sulla scala, la flessibilità e il profilo temporale di altre esigenze; • Tenere conto dell’uso possibile di una combinazione di stoccaggio e gas + CCS per fornire la flessibilità necessaria a completare l’approvvigionamento di energia eolica e solare; • Studiare possibili ostacoli alla rapida costruzione del gran numero di caverne di sale che saranno necessarie per lo stoccaggio dell’idrogeno; • Esplorare/sviluppare alternative modalità di pianificazione dell’uso dello stoccaggio, che potrebbero tenere conto delle previsioni meteorologiche a lungo (oltre che a breve) termine; • Esaminare l’impatto del miglioramento delle prestazioni dei generatori eolici a basse velocità del vento e valutare dove sarebbero meglio posizionati tenendo conto del valore di sistema nel minimizzare le correlazioni nelle loro produzioni; • Sviluppare modelli di domanda di elettricità che tengano debitamente conto delle correlazioni con le condizioni meteorologiche negli anni studiati e includere misure di gestione della domanda nella modellizzazione. Le supposizioni di base sui costi di stoccaggio e di fornitura di energia eolica e solare dovrebbero essere supportate da stime ingegneristiche dettagliate, che dovrebbero essere aggiornate periodicamente alla luce dell’esperienza acquisita dalla costruzione di sistemi reali o dimostratori. Il costo di fornire un sistema elettrico del tipo previsto in questo rapporto dovrebbe essere analizzato in dettaglio. Saranno necessari 200 GW di capacità eolica e solare e 100 TWh di capacità di stoccaggio, assumendo una domanda di 570 TWh/anno (queste capacità sono approssimativamente proporzionali alla domanda, ma ovviamente sarebbero ridotte se fosse disponibile una capacità nucleare sostanziale). Gli investimenti richiesti sarebbero dell’ordine di: • £210 miliardi per la capacità eolica e solare (mista come previsto in questo rapporto), secondo le stime del 2020 del BEIS sui costi e i fattori di capacità, assumendo la messa in servizio nel 2040; • £100 miliardi per lo stoccaggio; e • £100 miliardi tra ora e il 2050 per ampliare e rafforzare la rete di trasmissione, secondo National Grid101. Queste stime dei costi, che sono sensibili ai prezzi delle materie prime, assumono che i materiali essenziali saranno disponibili. L’IEA trova che la mancanza di materiali critici non impedirà la transizione a un’economia a basse emissioni di carbonio, anche se carenze o interruzioni temporanee potrebbero portare a “una transizione energetica più costosa, ritardata o meno efficiente”, e potrebbero chiudere alcune vie, compresa la diffusione diffusa degli elettrolizzatori PEM, che sembra essere l’unica tecnologia considerata in questo rapporto che è realmente seriamente minacciata nella sua forma attuale. Date le linee guida di ciò che potrebbe comprendere, possono essere sviluppati modelli di possibili percorsi verso un sistema elettrico net zero alimentato principalmente da energia eolica e solare. Per passare a un sistema ad alta capacità di generazione eolica e solare più stoccaggio, le capacità di generazione eolica e solare e di stoccaggio necessarie dovrebbero essere in posizione prima che le fonti di emissione di anidride carbonica vengano spente. I percorsi possibili dipenderanno dalla velocità con cui le capacità possono essere installate, il che deve essere studiato in dettaglio. Nel caso della capacità di generazione eolica e solare, il tasso attuale dovrebbe aumentare al fine di raggiungere 200 GW nel 2050. Le scenari della National Grid suggeriscono che ciò sia possibile, sebbene potrebbe essere più facile con una quantità leggermente minore di energia solare e più energia eolica rispetto a quanto previsto qui (il che avrebbe un impatto molto limitato sul costo medio dell’elettricità) Saranno necessari meccanismi di mercato che rendano l’investimento in stoccaggio su larga scala attraente prima che sia effettivamente necessario e che possano ospitare una miscela di approvvigionamento fornito direttamente da energia eolica e solare (a basso costo) e tramite stoccaggio (a basso costo marginale ma ad alto costo assoluto). Se le riforme necessarie non vengono identificate ed attuate relativamente presto, il Regno Unito potrebbe rimanere bloccato in una miscela subottimale di infrastrutture. È necessaria la ricerca e sviluppo. Anche se è improbabile che “nuove scoperte scientifiche” possano apportare un contributo importante entro il 2050, la ricerca di base è importante a lungo termine – ad esempio la sintesi diretta economica dell’ammoniaca dall’aria e dall’acqua sarebbe trasformativa. Nel frattempo, c’è un grande spazio per migliorare le tecnologie esistenti e combinarle in nuovi modi, ad esempio nell’integrazione eolica dello stoccaggio, e negli elettrolizzatori reversibili / celle a combustibile e compressori / espansori, e ci sono specifiche sfide di ricerca e sviluppo, come la riduzione o l’eliminazione dell’iridio negli elettrolizzatori PEM.

10.3 Test, implementazione e opportunità; Sono necessari dei test prima che i sistemi di stoccaggio dell’energia su larga scala possano essere ampiamente implementati, per identificare e risolvere problemi di ingegneria e integrazione. Nel caso del grande stoccaggio di idrogeno, alimentato da elettrolizzatori alimentati da energia eolica e solare, è una tecnologia nota, abbastanza da iniziare subito. Nel caso del grande stoccaggio di energia termica, il governo dovrebbe considerare programmi dimostrativi di test. La dimostrazione di stoccaggio gravitazionale in un sito minerario esistente potrebbe essere relativamente economica. Saranno necessari almeno due stoccaggi distribuiti in gran parte sotterranei per supportare la rete elettrica. Questi possono essere sviluppati come unità industriali distinte per imparare come funzionano. Tuttavia, potrebbero essere costi di progettazione molto più bassi e costi unitari leggermente inferiori se si sviluppa una serie di caverne che condividono un sito comune e un unico sistema di gestione della flotta. Sarà un progetto molto ambizioso costruire il gran numero di caverne necessario, ma non più difficile di molte altre infrastrutture costruite in precedenza. Una parte considerevole dello stoccaggio su larga scala potrebbe essere effettuata entro la metà del secolo, ma non ci si dovrebbe aspettare che si sia completamente sviluppata entro quella data. Questo non sarebbe possibile anche se l’ambizione fosse notevolmente accelerata da quella presentata qui. Questo rapporto ha enfatizzato che potrebbero essere necessari diversi decenni di sperimentazione per identificare le soluzioni più economiche per le diverse sfide di stoccaggio. Tuttavia, sarà importante assicurare che, anche quando i sistemi non sono ancora ampiamente sviluppati, essi siano integrati nei modelli dell’infrastruttura elettrica e negli sviluppi dell’industria dei trasporti, al fine di massimizzare la loro utilità. Nell’ambito del Recovery and Resilience Fund dell’UE, la Spagna sta finanziando un ambizioso programma di produzione di idrogeno da fonti rinnovabili e di stoccaggio, con un finanziamento totale di 1,5 miliardi di euro fino al 2026. Il Regno Unito dovrebbe essere pronto a fare lo stesso, per accelerare l’uso di stoccaggio su larga scala di elettricità e gas a basse emissioni di carbonio e per assicurare che siano utilizzati al meglio. Un rapporto di marzo 2021 della Carbon Trust e Element Energy fa notare che il Regno Unito sta attualmente raccogliendo la “tempesta perfetta” per un settore dell’idrogeno basato su energia rinnovabile, con un “ampio sostegno politico”, un forte mercato dell’elettricità rinnovabile, una domanda in crescita di idrogeno basato su energia rinnovabile, e una robusta capacità di ricerca e sviluppo. Tuttavia, il rapporto mette anche in guardia che altri paesi stanno investendo significativamente in tecnologie chiave, mentre le opportunità per le prime mosse si stanno esaurendo. Sostiene che, sebbene siano già stati effettuati investimenti significativi nel Regno Unito, la dimensione complessiva dei finanziamenti è stata modesta, soprattutto rispetto ai paesi concorrenti come la Germania, il Giappone, l’Olanda e la Corea del Sud. L’investimento pubblico dovrebbe essere utilizzato per incentivare l’investimento privato, con una particolare attenzione ai progetti che offrono i costi marginali dell’idrogeno più bassi. Nelle fasi iniziali, potrebbe essere necessario un sostegno diretto per i progetti di dimostrazione. Tuttavia, man mano che il settore cresce, sarà importante garantire che le imprese abbiano fiducia nella certezza e nella stabilità delle condizioni quadro e che siano in grado di avere accesso a finanziamenti adeguati per portare avanti i loro progetti. Inoltre, ci dovrebbe essere un forte sostegno per la ricerca e lo sviluppo, per garantire che il Regno Unito rimanga all’avanguardia nell’innovazione e nello sviluppo di tecnologie di stoccaggio dell’energia su larga scala.