Quando è buio o non c’è vento, la fornitura di energia elettrica verde dovrà trovare il modo di non fermarsi. E poiché a medio-lungo termine, i settori eolico e solare fotovoltaico assicureranno la quota più importante della produzione rinnovabile la questione è un rilevante problema d’intermittenza.

Infatti, se gas e petrolio permettono di conservare facilmente un grande potenziale energetico – letteralmente in barile – mentre le centrali termoelettriche possono adattare il ciclo produttivo a quello della domanda; al contrario, l’energia elettrica non è semplice da immagazzinare. Tanto più che sole e vento non amano rispettare gli orari di punta umani.

Al momento – salvo eccezioni – la produzione elettrica eolica e fotovoltaica viene immessa rapidamente nella rete distributiva e consumata. Tuttavia con l’aumento della capacità rinnovabile, occorrerà immagazzinare il surplus produttivo che al momento non serve e saperlo impiegare in seguito, quando sole e vento calano o aumenta la richiesta. Naturalmente, la ricerca ha sviluppato diverse soluzioni.

Gianni Silvestrini – già ricercatore del Cnr, direttore generale al Ministero dell’Ambiente e consigliere per il Ministero dello Sviluppo Economico – ha dedicato alla tematica alcuni capitoli del suo ultimo libro, Che cosa è l’energia rinnovabile oggi (Edizioni Ambiente, 2022).

Le batterie rappresentano una soluzione intuitiva, costano sempre meno e stanno migliorando la propria capacità di trattenere l’energia nel tempo. Dal 2010 al 2021, il prezzo delle batterie è diminuito dell’89%. Mentre un ulteriore dimezzamento è prevedibile entro il 2030. La durata dell’immagazzinamento nelle batterie al litio pare più problematica, aggirandosi attorno alle quattro ore. Ma il Dipartimento dell’Energia statunitense prevede di poter superare le dieci ore, sempre entro il 2030.

Spesso la California anticipa le tendenze globali. Tra il 2013 e il 2018, la capacità produttiva a gas è diminuita di 5.000mw. Un impianto di immagazzinamento da 400mw (o 1.600mv/h) è stato costruito nei pressi di San Francisco, con altri 10.000mw di batterie previsti nello Stato nei prossimi otto anni. Tesla sta realizzando un enorme impianto industriale per costruire i Megapack, container in grado di accumulare 250mw e di essere installati dove richiesto in meno di tre mesi, un’attesa minore di quella necessaria per una nuova centrale a gas.

Un’altra tendenza positiva riguarda l’affermazione delle batterie litio-ferro-fosfato sulla tipologia nichel-manganese-cobalto; materie prime, queste ultime, collegate troppo spesso a condizioni disumane di lavoro e sfruttamento.

I sistemi di pompaggio sono meno innovativi ma possono immagazzinare l’energia per molto tempo. Essi permettono agli impianti rinnovabili di produrre a pieno regime quando sole e vento sono generosi, prescindendo dalla domanda. L’energia infatti serve a pompare acqua in posizione elevata, a disposizione di un sistema idroelettrico. In Italia, Enel possiede impianti di pompaggio per 7.600mw; risalenti all’epoca del nucleare italiano, poiché neppure i cicli di manutenzione e produzione delle centrali atomiche coincidono con quelli del consumo finale. Purtroppo, tali impianti vengono utilizzati poco. Probabilmente, la produzione elettrica rinnovabile ancora insufficiente limita la convenienza economica dei sistemi di pompaggio, già sofferenti per una localizzazione prevalentemente settentrionale, lontana dal sole del Sud. Ciò nonostante, il Pniec (Piano nazionale integrato per l’energia e il clima) prevede un incremento di capacità pari a 3000mw.

L’idrogeno (H) svolgerà un ruolo decisivo. L’energia elettrica rinnovabile può essere impiegata per alimentare il processo di elettrolisi, ovvero produrre idrogeno verde dall’acqua: H₂O diventa H₂. Infatti, l’idrogeno è adatto: tanto allo stoccaggio per produrre energia elettrica quando serve, quanto a ridurre l’inquinamento di comparti difficili. Camion, navi, aerei, acciaierie, varie industrie pesanti che difficilmente “andranno a pile” potranno “andare a idrogeno”.

L’Unione Europea pianifica di realizzare elettrolizzatori per 6000mw entro il 2024 e 40.000mw entro il 2030. Un’ambizione grande.

Tuttavia l’idrogeno è ancora discusso. Secondo Silvestrini, questo elemento non deve rallentare la rapida elettrificazione (niente auto o idrogeno domestico) e limitarsi a settori dove questa non è possibile. Mentre la possibilità e l’opportunità di utilizzare gli attuali gasdotti come rete di trasporto non vanno date per scontate, nonostante le speranze dei gestori di rete. Oggi, le navi movimentano idrogeno liquido a 253°C sotto zero; non facile “per un tubo”.

Altra discussione riguarda l’idrogeno blu, prodotto in impianti a gas, associati a dispositivi Ccus, in modo da imprigionare le emissioni di anidride carbonica in particolari conformazioni geologiche del sottosuolo, spesso associate a giacimenti di idrocarburi. Ciò evita i costi di ripristino ambientale dei pozzi esauriti, facilita le attività di estrazione e forse, rischia di rallentare l’uscita da un’economia basata sui combustibili fossili. In Europa, tutti gli impianti Ccus commerciali attivi sono associati all’estrazione di petrolio o gas. Cattivo segno per l’idrogeno blu. Come quello del Dipartimento per le politiche economiche, scientifiche e di qualità della vita della Commissione Europea che ha valutato la tecnologia Ccus dissonante con l’obiettivo climatico del 2050.

Comunque, il gas permette di produrre idrogeno a prezzi tra 1 e 2.7 euro al chilo. La dinamica dei costi degli elettrolizzatori ed elettrici rinnovabili (decisivi) prospetta un idrogeno verde competitivo con quello blu, a partire dal 2030. Lo stesso vale per l’acciaio, nel passaggio dei forni, dal carbone all’idrogeno.

Le soluzioni allo studio sono molte. Certo, aiuteranno le connessioni internazionali. Se la rete è ampia, aumentano le probabilità che un picco di domanda incontri una giornata ventosa (da qualche parte); in Danimarca, la connessione con la Scandinavia si è rivelata fondamentale perché l’elettricità rinnovabile fornisse il 50% dei consumi. Il sovradimensionamento degli impianti. Tanti pannelli producono abbastanza anche quando c’è poco sole. Avveniristici sistemi ad aria compressa. Come la prospettiva suggestiva di una rete elettrica intelligente, tanto da permettere alle automobili di cedere (vendere) energia nelle ore ad alta richiesta (e prezzo), in attesa dell’economica ricarica notturna.

Intanto, in attesa di superare l’intermittenza di sole e vento per una fornitura continua di energia rinnovabile, non c’è la fattibilità tecnica ma la competitività economica. Nel 1931, Thomas Edison diede un consiglio a Henry Ford e Harvey Samuel Firestone:

“Metterei i soldi nell’energia solare. Che formidabile fonte di energia! Spero che non dovremo aspettare la fine delle riserve di petrolio e di carbone prima di poterla utilizzare”.

Edison non aveva idea del riscaldamento climatico ma conosceva bene il sistema economico. Esaurire le riserve devasterebbe il clima. Aspettare la diminuzione dei costi sposta il problema: tutela interessi privati, produce anidride carbonica, socializza le perdite.