Impianto LAES con serbatoi criogenici e turbina di espansione
Immagazzinare elettricità sotto forma di aria liquida a -196°C potrebbe sembrare fantascienza, eppure i sistemi LAES (Liquid Air Energy Storage) stanno emergendo come soluzione cruciale per bilanciare le reti elettriche rinnovabili, offrendo stoccaggio di lunga durata senza vincoli geografici e con materiali riciclabili. LEGGI TUTTO L'ARTICOLO.
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Principi fisici e ciclo termodinamico
Il ciclo di funzionamento di un sistema LAES si basa su processi termodinamici ben noti, riadattati in una configurazione innovativa per massimizzare l’efficienza di andata e ritorno. L’aria atmosferica, prelevata dall’ambiente dopo una filtrazione spinta che elimina particolato, umidità e anidride carbonica fino a concentrazioni minime per evitare congelamenti nei condotti, entra in un compressore multistadio inter-refrigerato. Qui la pressione sale gradualmente fino a valori compresi tra 150 e 250 bar, con temperature intermedie controllate da scambiatori che sottraggono calore a ogni stadio. Il flusso compresso viene quindi avviato verso un sistema di purificazione criogenica, dove setacci molecolari e adsorbitori rimuovono le tracce residue di vapore acqueo e CO₂, portando il punto di rugiada a meno di -70°C. Solo a questo punto l’aria secca e pulita affronta il nucleo freddo del sistema: uno scambiatore di calore principale a piastre e alette in alluminio brasato, progettato per operare con differenze di temperatura di pinch point inferiori a 2°C, nel quale il flusso in pressione scambia calore con correnti fredde di ritorno, abbassando progressivamente la propria temperatura. Il raffreddamento finale e la liquefazione avvengono mediante espansione in una valvola Joule-Thomson o in un turboespansore, che portano l’aria a circa -196°C alla pressione ambiente, trasformandola in un liquido trasparente a bassissima viscosità. L’aria liquida, composta prevalentemente da azoto (78%), ossigeno (21%) e argon (1%), viene accumulata in serbatoi criogenici a doppia parete con isolamento sottovuoto di perlite, analoghi a quelli impiegati per lo stoccaggio di gas naturale liquefatto, ma ottimizzati per una densità energetica di circa 180-220 Wh/kg. Durante la fase di scarica, quando la rete richiede potenza, l’aria liquida viene prelevata dai serbatoi tramite pompe criogeniche a pistoni e portata ad alta pressione, fino a 70-120 bar, prima di entrare in un treno di vaporizzatori atmosferici a alette e in scambiatori di calore che sfruttano il calore ambientale o il calore residuo di processi industriali adiacenti. Il rapido aumento di temperatura provoca una espansione volumetrica dell’aria di circa 700 volte, generando un flusso gassoso ad alta pressione che aziona una turbina di espansione a più stadi, spesso accoppiata a un generatore elettrico sincrono. Il rendimento termodinamico complessivo, comprensivo delle perdite per isolamento, pompaggio e ausiliari, si attesta attualmente tra il 55% e il 70% in configurazioni che recuperano il freddo residuo dall’evaporazione per pre-raffreddare l’aria in ingresso, e può superare l’80% in impianti ibridi che integrano fonti di calore di scarto a bassa temperatura, come centrali termoelettriche o data center, innalzando la temperatura di ingresso in turbina e quindi il salto entalpico disponibile. L’efficienza exergetica è fortemente influenzata dalle irreversibilità nello scambiatore principale, dalla qualità dell’isolamento termico e dalla progettazione fluidodinamica della turbina, ambiti nei quali la ricerca attuale sta introducendo materiali compositi per le palette, cuscinetti magnetici attivi per ridurre gli attriti e algoritmi di controllo predittivo basati su machine learning per ottimizzare in tempo reale le transizioni tra carica e scarica.
La gestione del freddo residuo costituisce un elemento distintivo: durante l’evaporazione, l’aria liquida assorbe calore dall’ambiente, generando un flusso di gas a temperatura molto bassa che, prima di essere rilasciato in atmosfera, viene fatto passare attraverso lo stesso scambiatore principale per pre-raffreddare l’aria in ingresso in fase di carica. Questo recupero termico, noto come ciclo di Claude inverso con rigenerazione, consente di ridurre il lavoro di compressione necessario per la liquefazione, aumentando il coefficiente di prestazione del sistema. Alcune varianti architetturali prevedono l’impiego di materiali a cambiamento di fase (PCM) inseriti in letti di accumulo termico, in grado di immagazzinare il freddo sotto forma di energia latente e rilasciarlo in maniera controllata durante le fasi successive, attenuando i transitori termici e proteggendo le apparecchiature criogeniche da shock termici. Dal punto di vista della sicurezza, l’aria liquida non è infiammabile né tossica, e in caso di rilascio accidentale si disperde rapidamente nell’atmosfera senza formare miscele esplosive, un vantaggio significativo rispetto all’idrogeno o ad altri vettori energetici. Tuttavia, il contatto diretto con tessuti biologici può causare ustioni criogeniche, e la progettazione degli impianti deve includere sistemi di rilevamento di ossigeno in ambienti confinati, poiché l’evaporazione frazionata può portare localmente a concentrazioni di O₂ superiori al 23%, aumentando il rischio di incendio in presenza di materiali combustibili.
Sviluppo commerciale e impatto sulle reti del futuro
La prima installazione commerciale di grande taglia è stata realizzata nel Regno Unito, presso la centrale pilota di Pilsworth, nei pressi di Manchester, dalla società Highview Power. L’impianto, con una capacità di 5 MW e 15 MWh di stoccaggio, ha dimostrato la capacità di erogare potenza in meno di 30 secondi dalla ricezione del segnale di rete, fornendo servizi di regolazione primaria di frequenza, riserva operativa e peak shaving. I dati operativi raccolti tra il 2018 e il 2020 hanno mostrato una disponibilità superiore al 98% e un degrado delle prestazioni trascurabile dopo oltre 2000 cicli completi, confermando la robustezza dei componenti principali. Successivamente, Highview Power ha avviato la costruzione di un impianto su larga scala, denominato Carrington, da 50 MW e 300 MWh, con l’obiettivo di entrare in esercizio commerciale entro la fine del 2026, utilizzando turbine di espansione multi-stadio e un sistema di stoccaggio a doppio serbatoio con volume complessivo di 2000 metri cubi. Parallelamente, in Spagna, il consorzio europeo CryoHub ha realizzato un dimostratore presso un parco eolico nella regione di Castiglia e León, integrando un modulo LAES da 500 kW con un sistema di accumulo termico a calore latente basato su sali fusi, per estendere la durata di scarica oltre le 12 ore. In Cina, l’Istituto di Ingegneria Termofisica di Pechino ha brevettato un design modulare containerizzato da 100 kW, pensato per l’elettrificazione rurale e per microreti isolate, sfruttando componenti standardizzati dell’industria criogenica per abbattere i costi di capitale fino a circa 400 dollari per kWh di capacità installata.
I vantaggi competitivi del LAES rispetto ad altre tecnologie di accumulo stazionario, come le batterie agli ioni di litio o i pompaggi idroelettrici, risiedono principalmente nell’assenza di vincoli geografici, nella lunga durata operativa (oltre 30 anni senza sostituzione di componenti maggiori) e nella completa riciclabilità dei materiali impiegati, in massima parte acciaio inossidabile, alluminio e perlite espansa. A differenza delle batterie elettrochimiche, che subiscono un degrado progressivo della capacità a ogni ciclo di carica e scarica a causa di fenomeni di intercalazione e formazione di dendriti, il sistema LAES non presenta meccanismi di invecchiamento chimico significativi, garantendo una capacità di stoccaggio stabile per tutta la vita utile. Inoltre, la possibilità di sfruttare calore di scarto a bassa temperatura, altrimenti disperso nell’ambiente, consente di incrementare l’efficienza complessiva del sistema in logica di simbiosi industriale, riducendo le emissioni di gas serra dell’intero polo produttivo. Studi condotti dall’Imperial College di Londra e pubblicati sulla rivista Applied Energy nel 2025 hanno quantificato il potenziale di riduzione del costo livellato dello stoccaggio (LCOS) a circa 90-110 dollari per MWh per impianti di taglia superiore a 100 MW, con proiezioni di scendere sotto gli 80 dollari entro il 2035 grazie a economie di scala e all’introduzione di compressori centrifughi di nuova generazione con giranti in titanio e motori a magneti permanenti ad alta velocità.
L’integrazione nelle reti elettriche ad alta penetrazione di fonti rinnovabili intermittenti rappresenta il campo di applicazione più promettente. I gestori di rete, come Terna in Italia e National Grid nel Regno Unito, stanno valutando il LAES come risorsa per la stabilità inerziale sintetica, sfruttando la risposta rapida delle turbine per emulare l’inerzia delle masse rotanti tradizionali e contrastare le variazioni improvvise di frequenza. In configurazioni ibride, un impianto LAES può essere accoppiato a un parco eolico off-shore, immagazzinando l’energia prodotta durante le ore notturne di bassa domanda e rilasciandola nei picchi serali, riducendo la necessità di impianti di back-up a gas naturale e l’entità dei curtailment. L’Agenzia Internazionale dell’Energia, nel suo rapporto “Energy Storage Technology Roadmap 2026”, ha classificato i sistemi ad aria liquida come una delle cinque tecnologie chiave per raggiungere la neutralità carbonica entro il 2050, raccomandando investimenti pubblici in progetti dimostrativi e lo sviluppo di normative armonizzate per la sicurezza criogenica. In questo scenario, la maturazione tecnologica e commerciale del LAES potrebbe rappresentare un elemento abilitante per la decarbonizzazione del settore elettrico, offrendo una soluzione di accumulo profonda, durevole e intrinsecamente sicura, capace di colmare il divario tra la produzione variabile e una domanda sempre più elettrificata e connessa.
Il futuro dello stoccaggio energetico potrebbe essere scritto a temperature criogeniche, e i sistemi LAES rappresentano un tassello promettente per un'infrastruttura elettrica decarbonizzata, resiliente e indipendente dalle limitazioni geografiche.
