La cura definitiva per ‘ripulire’ le emissioni delle auto elettriche esige più batterie
Ottimismo per il settore energy storage: il calo dei costi assimila le energie rinnovabili alle batterie necessarie per stoccarle, mettendo il vento nelle vele agli investimenti, dalle utility al residenziale
L’impatto complessivo delle emissioni dei veicoli elettrici, l’ultima spiaggia di chi nelle discussioni sull’argomento si aggrappa ancora alla tecnologia dei combustibili fossili, è come noto collegato a filo doppio al successo delle energie rinnovabili, le sole in grado di rendere ogni chilometro percorso verde fino all’ultimo centimetro.
Non manca lo scetticismo sull’eventualità concreta per queste fonti di riempire il 100% dello spazio di griglie di dimensioni grandi o addirittura nazionali o continentali. Dimostrare che questo a lungo termine è possibile si tradurrà nel fatto che l’energy storage, lo stoccaggio di energia, possa diventare oltre che efficiente anche conveniente.
Conveniente al punto da poter sloggiare dalla configurazione di una rete elettrica gli impianti a combustibili fossili. Lo stoccaggio di energia di una griglia che si appoggia solo o quasi esclusivamente sulle rinnovabili deve avere un grado di flessibilità e di contromisure per picchi e fluttuazioni della produzione e consumo di energia non comuni ad una griglia convenzionale.
Una flessibilità in grado di rispondere secondo dopo secondo ai due maggiori ostacoli di una rete impostata in questo modo: conservare l’energia raccolta durante le fasi di produzione per incanalare nelle fasi di maggiore domanda e renderla disponibile quando il sole non splende o il vento non soffia.
Una flessibilità che oggi si paga ancora cara. Lo sarà anche domani? La domanda non è platonica, se si deve cominciare a pensare ad un pianeta nel quale (nel 2050) le rinnovabili produrranno la metà dell’energia disponibile, secondo le previsioni della società di consulenza Bloomberg New Energy Finance.
La risposta è nelle batterie, o più esattamente nella traiettoria dei loro prezzi: quella stessa traiettoria che rende sempre meno inaccessibili e di nicchia le auto elettriche, opera anche nella struttura del mercato dell’energy storage. Dal 2010 il costo dei pacchi batterie agli ioni di litio è sceso dell’85%, e la stessa BNEF prevede un altro calo del 65% entro il 2030.
Nello stoccaggio di energia è plausibile attendersi un percorso già visto in altri settori nei quali le batterie agli ioni di litio sono state protagoniste. L’elettronica di consumo con la domanda dilagante per le celle che sono andate ad alimentare computer e cellulari ha creato le opportunità che i primi pionieri dell’auto elettrica di massa hanno deciso di seguire.
Nel 2003 le celle erano mature perché qualche visionario come JB Straubel convincesse Elon Musk e gli altri manager allora in servizio ad una ancora imberbe Tesla a lasciar perdere l’idea di un’auto elettrica mossa da super-condensatori e la costruissero invece affidandosi alle celle cilindriche agli ioni di litio nate per l’elettronica.
David Stringer, in un recente articolo per l’agenzia Bloomberg è andato a chiedere a Zak Kuznar, il direttore del settore energy storage di Duke Energy (grande utility del sud degli Stati Uniti) che impatto abbiano i prezzi delle batterie in calo sui piani industriali di gruppi come quelli dell’energia, che devono fare i conti con rilevanti spese ed investimenti.
Duke Energy nei prossimi quindici anni ha previsto di investire oltre mezzo miliardo di dollari in progetti di energy storage. Le utility stanno quasi ovunque considerando con sempre maggiore attenzione lo stoccaggio come alternativa agli impianti che sono tenuti in stand-by per la maggior parte dell’anno e messi in rete per un paio di settimane estive, di fronte alle emergenze del caldo più torrido.
Kuznar e altri colleghi considerano lo stoccaggio come alternativa ai peaking plant, gli impianti che sono la polizza di assicurazione contro i picchi di consumo, con un interesse che cresce quanto più scendono i prezzi delle batterie.
Peraltro lo stoccaggio di energia non è toccato dalla parabola discendente dei prezzi solo là dove di mezzo ci sono i colossi dell’elettricità. Un report appena presentato dalla società di consulenza Wood Mackenzie prevede che lo stoccaggio di energia residenziale sia destinato a crescere del 500% in Europa entro il 2024.
La capacità aggiunta alla rete dallo stoccaggio residenziale in quell’anno potrebbe arrivare a 6,6 GWh. Lo Europe Residential Energy Storage Outlook 2019 prevede che i maggiori mercati, Germania, Italia e Spagna, con quest’ultima che potrebbe passare entro fine anno in testa alla classifica della capacità installata, siano in rotta verso una imminente grid parity: quando il kilowattora che proviene dalla rete costa come quello cui si attinge dallo stoccaggio.
Secondo i calcoli della Wood Mackenzie quella fase potrebbe essere alle porte per l’Italia già nel 2021, e per la Germania nel 2022. Un momento che potrebbe essere un punto di svolta, anche per accelerare un settore nel quale l’investimento iniziale non è di poco conto.
I dati che emergono dall’altra parte dell’Atlantico sono altrettanto lusinghieri: nel 2018 secondo i dati diffusi da SEPA (Smart Electric Power Alliance) hanno visto il mercato dell’energy storage espandersi del 44,9% rispetto al 2017. E rispetto alla crescita dello stoccaggio non residenziale (34,9%) quello residenziale addirittura si è impennato del 500%, contribuendo ad una capacità totale americana di stoccaggio di raggiungere ormai i 2 GWh.
Accertato l’interesse, sia quello dei privati che quello dei player dell’energia, diventa più stringente cercare di capire quale sia il costo che lo stoccaggio di energia dovrebbe raggiungere per soppiantare completamente e senza eccezioni la produzione di energia convenzionale in una rete al 100% costruita sulle rinnovabili ed al 100% a prova di sorprese.
Si tratta di quello a cui si è dedicato un team del MIT diretto da Jessika Trancik e Yet-Ming Chiang e al quale prendeva parte anche uno specialista italiano di modellistica, Marco Ferrara. Nel lavoro pubblicato sulla rivista Joule la cifra che emerge è $20 per kWh. Si tratterebbe di un crollo del 90% dei costi rispetto allo standard attuale: pochi ottimisti immaginano che entro il 2030 possa essere già raggiunto quel livello.
Il team dell’MIT ha usato dati provenienti da 20 anni di cifre relative agli stati di Arizona, Iowa, Massachusetts e Texas per tracciare modelli nei quali l’abbinata energy storage più rinnovabili fosse in grado costantemente e senza alcuna eccezione, di rispondere per venti anni alla domanda base a picchi e doppi picchi inclusi.
Uno scenario come si può immaginare piuttosto esigente, che ha messo sulle spalle del modello quello che in termine tecnico si chiama EAF (equivalent availability factor) del 100% per ogni giorno per 20 anni di seguito. La barra è quindi stata collocata molto, molto in alto: le reti a cui oggi è affidato il trasporto dell’energia elettrica hanno un livello di affidabilità del ~99,97% (un evento in dieci anni).
Detto altrimenti: lo stoccaggio di energia dovrebbe arrivare a costare $20 al kWh per fare molto meglio delle reti attuali. Il che richiama un’altra domanda: dove si collocherebbero i livelli di costo che l’energy storage potrebbe raggiungere in tempi ragionevoli per affermarsi come protagonista competitivo ed affidabile nelle reti?
Trancik, Ferrara & C. hanno dato coi loro modelli una risposta anche a questo: $150 al kWh se si abbassa il fattore EAF al 95%. Una barriera molto meno inavvicinabile per le attuali tecnologie delle batterie agli ioni di litio e con ogni probabilità molto avvicinabile per nuove tecnologie nate specificamente per lo stoccaggio, come le batterie a flusso o chimica come quella degli ioni di sodio.
David Roberts, che in un articolo su Vox è stato tra i primissimi a riportare la pubblicazione del paper, spiega così come abbassare la soglia dell’EAF tagli drasticamente i costi dello stoccaggio: “la spiegazione è in quei rari eventi meteorologici di prolungata assenza di sole e vento. Non si verificano spesso su un arco di 20 anni, ma costruire uno stoccaggio sufficiente per rispondere al loro verificarsi rende le ultime frazioni percentuali dell’EAF esponenzialmente più costoso“.
Abbassare la soglia EAF al 95% come nel caso delle reti convenzionali che ci assicurano l’energia elettrica in questo momento, può richiedere di contare su energia rinnovabile che al contrario della maggior parte delle fonti sia anche dispatchable, ovvero che si adatti alla rete piuttosto che il contrario.
Si dà il caso che almeno in Italia un tipo di supporto di questo genere potrebbe esistere, visto che dai secoli precedenti ci portiamo nella griglia la realtà dei pompaggi idroelettrici e quelle della geotermia. Il passato può dare una mano al futuro, almeno in qualche caso.
E dare un aiuto permanente a uno scenario di costi in calo che non riguarda solo lo stoccaggio ma l’energia verde nel suo complesso. Stando ai numeri diffusi dal rapporto “Renewable Power Generation Costs in 2018” pubblicato da IRENA, Agenzia Internazionale per le Energie Rinnovabili, i costi per queste tecnologie sono scesi al minimo storico l’anno scorso, e il calo dei costi viene indicato come destinato a continuare anche nel prossimo decennio.
Fattori all’apparenza in grado di rimettere quanto prima in movimento (venti di recessione globali permettendo) la crescita della capacità installata delle rinnovabili, che nel 2018 per la prima volta dal 2001 si era raffreddata fino a soli 180 Gigawatt, la stessa quota dell’anno precedente e certo non un ritmo adeguato alla necessità di rispondere alla crisi climatica.
N.B. questo articolo è stato aggiornato il 15 agosto 2019, a seguito di una chiarificazione del Dr. Marco Ferrara, per la quale AUTO21 lo ringrazia.
