Le batterie di flusso fatte di ferro, sale e acqua sembrano fornire un sistema a basso costo, pulito e su vasta scala per lo storage di energia da utilizzare quando le rinnovabili non sono disponibili
di Alba Stover
Una delle prime cose che si vede quando si visita la sede di ESS a Wilsonville, nell’Oregon, è un modulo di batteria sperimentale delle dimensioni di un tostapane. I fondatori dell’azienda l’hanno costruito nel loro laboratorio dieci anni fa per affrontare una sfida che sapevano che gli operatori di rete di tutto il mondo avrebbero presto affrontato: immagazzinare elettricità su vasta scala.
A differenza delle odierne batterie agli ioni di litio, il design di ESS si basa in gran parte su materiali a basso costo, abbondanti e non tossici: ferro, sale e acqua. Un’altra differenza è che mentre i produttori di batterie agli ioni di litio mirano a renderle abbastanza piccole da stare all’interno di telefoni e laptop sempre più piccoli, ogni versione della batteria di ferro è più grande della precedente.
In effetti, ciò che ESS sta costruendo oggi non assomiglia affatto a una batteria. In una banchina di carico sul lato posteriore della struttura ESS, i dipendenti stanno assemblando dispositivi che riempiono interi container di spedizione. Ognuno ha una capacità di accumulo di energia sufficiente per alimentare circa 34 abitazioni per 12 ore.
L’azienda, che l’anno scorso è diventata la prima nel settore dello stoccaggio di energia a lungo termine ad essere quotata in borsa e ha l’ambizione di aprire fabbriche in tutto il mondo, inizierà presto a lavorare su una batteria che farà impallidire anche queste versioni delle dimensioni di un camion. In collaborazione con la società di servizi pubblici Portland General Electric, ESS prevede di costruirne una che riempirà un edificio di mezzo acro su un terreno adiacente alla sua fabbrica. Si prevede che avrà quasi 150 volte la capacità delle batterie più grandi che l’azienda produce oggi.
L’innovazione chiave di ESS, tuttavia, non sono le dimensioni della batteria, ma la chimica e l’ingegneria che consentono alle utility di accumulare molta più energia di quella economicamente fattibile con costi accettabili con le batterie agli ioni di litio collegate alla rete, che attualmente sono limitate a circa quattro ore di stoccaggio.
Le “batterie a flusso di ferro” che ESS sta costruendo sono solo una delle numerose tecnologie di accumulo di energia richieste dalla crescente spinta alla decarbonizzazione del settore elettrico e alla lotta al cambiamento climatico. Poiché la rete elettrica inizia a dipendere maggiormente dall’energia solare ed eolica intermittente più che dai combustibili fossili, le utility che solo un paio di anni fa stavano cercando batterie per immagazzinare da due a quattro ore di elettricità stanno ora chiedendo sistemi in grado di garantire almeno otto di forniture o più.
La chimica viene in aiuto
Craig Evans e Julia Song, i fondatori di ESS, hanno iniziato a lavorare su una batteria a flusso di ferro nel loro garage nel 2011. Marito e moglie si sono incontrati mentre lavoravano per un’azienda che sviluppa celle a combustibile. Song (ora Chief Technology Officer di ESS) è un chimico ed Evans (presidente di ESS) è un ingegnere e designer.
Quando hanno visto il prezzo dei sistemi di energia rinnovabile diminuire drasticamente, hanno previsto che questo calo avrebbe guidato la domanda di accumulo di energia. Una rete elettrica alimentata per l’80% da solare ed eolico, per esempio, avrebbe richiesto un modo conveniente per immagazzinare energia per almeno 12 ore.
Attualmente, circa il 95 % dell’accumulo di energia a lunga durata negli Stati Uniti è costituito da energia idroelettrica di accumulo: l’acqua viene pompata da un serbatoio all’altro a quote più elevate e, quando viene rilasciata in seguito, scorre attraverso le turbine per generare elettricità sulla via del ritorno. Questo semplice metodo funziona bene, ma è limitato dalla conformazione geografica.
Le batterie non hanno questa limitazione, anche se la maggior parte di quelle sfruttabili su larga scala sono agli ioni di litio. Relativamente costose, si deteriorano anche nel giro di pochi anni e sono realizzate con materiali difficili da riciclare che possono prendere fuoco o esplodere. Peggio ancora, se si vuole raddoppiare la capacità di archiviazione dell’array di batterie, se ne devono acquistare il doppio.
Ciò rende troppo costoso immagazzinare energia per più di poche ore, afferma Scott Litzelman, che gestisce un programma incentrato sull’accumulo di energia a lungo termine presso l’ARPA-E, l’agenzia statunitense che finanzia la ricerca e lo sviluppo di tecnologie energetiche avanzate.
Le batterie a flusso, come quella sviluppata da ESS, immagazzinano energia in serbatoi di elettroliti liquidi, soluzioni chimicamente attive che vengono pompate attraverso la cella elettrochimica della batteria per estrarre gli elettroni. Per aumentare la capacità di accumulo di una batteria di flusso, è sufficiente aumentare le dimensioni del suo serbatoio di accumulo. Quando la batteria raggiunge le dimensioni di un edificio, i serbatoi diventano silos.
All’interno delle celle elettrochimiche della batteria a flusso, due elettroliti sono separati da una membrana. Un elettrolita scorre oltre un elettrodo positivo mentre viene pompato attraverso la cella e l’altro elettrolita scorre oltre un elettrodo negativo. Nella batteria di ESS, questi due elettroliti sono identici: sali di ferro disciolti in acqua.
Quando gli elettroliti fluiscono attraverso la cella, le reazioni chimiche hanno luogo su entrambi i lati della membrana. Se una corrente elettrica carica la batteria, l’elettrolita sull’elettrodo negativo della batteria guadagna elettroni e i sali di ferro disciolti si depositano sulla superficie dell’elettrodo come ferro solido.
Quando la batteria si scarica, il processo si inverte: l’elettrolita perde elettroni sul suo elettrodo negativo, il ferro placcato ritorna alla sua forma disciolta e l’energia chimica nell’elettrolita viene riconvertita in elettricità. All’elettrodo positivo si verifica il processo opposto: l’elettrolita perde elettroni e si “arrugginisce” trasformandosi in un fluido brunastro mentre la batteria è in carica, e questo processo si inverte durante la scarica.
In una batteria agli ioni di litio convenzionale come quella di un telefono cellulare o di un’auto elettrica, la cella e l’elettrolito sono contenuti in un unico pacchetto. Ma con una batteria a flusso, mantenere l’elettrolito in un serbatoio esterno significa che lo scomparto di accumulo di energia è separato da quello di produzione di energia. Questo disaccoppiamento di energia e potenza consente di aggiungere più accumulo di energia senza nuove celle elettrochimiche per la batteria.
Il compromesso è che le batterie al ferro hanno una densità di energia molto più bassa, il che significa che non possono immagazzinare tanta energia quanto una batteria agli ioni di litio dello stesso peso. E le batterie a flusso richiedono un investimento e investimenti anticipati rispetto alle batterie agli ioni di litio. Tuttavia, quando si tratta di immagazzinare in sicurezza grandi quantità di energia per lunghi periodi, sono difficili da battere. E gli operatori di rete si dovranno rivolgere a loro molto di più nei prossimi anni.
Un processo di lunga durata
Le batterie utilizzate oggi dai servizi pubblici in genere immagazzinano energia per quattro ore o meno. Va bene per attività come attenuare le fluttuazioni di frequenza di breve durata e i cali di fornitura, ma poiché il settore elettrico si muove verso il consumo del 100% di energia pulita, “non è assolutamente possibile farlo con batterie da quattro ore”, afferma Hugh McDermott, vicepresidente per le vendite e lo sviluppo del business di ESS.
Per far fronte agli alti e bassi della generazione solare ed eolica, la maggior parte degli operatori di rete utilizza “impianti di picco”, che possono avviarsi rapidamente quando la richiesta di elettricità è molto alta. Una batteria in grado di fornire 16 ore di stoccaggio sarebbe più economica da installare rispetto a qualsiasi sistema di picco, afferma McDermott.
Le batterie a flusso sono una parte piccola, ma in crescita, del mercato dello storage di rete. Secondo un aggiornamento dell’agosto del 2021 dell’Energy Information Administration degli Stati Uniti sulle tendenze nel mercato dello stoccaggio delle batterie, fino alla fine del 2019, sono state utilizzate solo nell’1% delle installazioni di batterie su larga scala negli Stati Uniti. Alcune società di servizi pubblici hanno iniziato a installare batterie a flusso su larga scala nel 2016 e nel 2017, ma in questi prodotti si utilizza un elettrolita molto costoso a base di vanadio anziché ferro.
Evans e Song inizialmente hanno deciso di progettare una batteria a flusso di vanadio, ma hanno cambiato rotta quando si sono imbattuti in alcuni prodotti chimici a base di ferro prodotti dalla Case Western Reserve University nel 1981. Il ferro li ha colpiti come un’alternativa a basso costo al vanadio, anche se presentava parecchi problemi, dice Evans.
Una sfida era come impedire a circa l’1% degli elettroni sul lato negativo della batteria di legarsi con ioni di idrogeno vaganti nell’elettrolita a base d’acqua invece di placcare il ferro. Nel tempo, questa reazione laterale genera un accumulo di idrogeno gassoso e fa sì che i due lati della batteria si allontanino da un equilibrio chimico in cui entrambi gli elettroliti tornano al loro stato quando si scaricano del tutto.
“Tutte le batterie hanno effetti collaterali”, afferma Evans. Ma poiché è facile accedere alle sostanze chimiche che circolano attraverso una batteria a flusso (a differenza delle sostanze chimiche racchiuse all’interno di una batteria convenzionale), i progettisti possono intervenire più facilmente. Evans e Song hanno affrontato il problema aggiungendo una “pompa protonica” alla loro batteria. È un’unità simile a una cella a combustibile che riconverte il gas idrogeno in protoni, riducendo il pH dell’elettrolita e riportando i due lati della batteria allo stesso stato di carica. Con la pompa, la batteria dovrebbe essere in grado di eseguire cicli illimitati, per almeno 20 anni.
Alla Case Western, i ricercatori hanno provato un altro approccio: placcare il ferro disciolto sulle particelle in una sospensione di ferro anziché su un elettrodo fisso, in modo che il metallo placcato sia immagazzinato nel serbatoio esterno della batteria. Ha funzionato bene in celle più piccole, ma in celle più grandi l’impasto liquido ha causato ostruzioni. Sia Case Western che ESS hanno ricevuto finanziamenti da ARPA-E per costruire e dimostrare batterie a flusso di ferro.
La sovvenzione quinquennale di 2,8 milioni di dollari ricevuta da ESS nel 2012 ha consentito all’azienda di sviluppare la pompa protonica e passare alla produzione commerciale. Anche il fondo Breakthrough Energy Ventures, creato da Bill Gates e altri investitori per contrastare il cambiamento climatico, ha sostenuto ESS. L’azienda ha venduto il suo primo prodotto nel 2015: una batteria che ha consentito a un vigneto della California di immagazzinare energia solare durante il giorno e di alimentare un sistema di irrigazione la sera. Oggi ESS ha un arretrato di ordini per la sua batteria delle dimensioni di un container, che ha una capacità fino a 500 kilowattora.
L’azienda ha iniziato a consegnarne alcune a SB Energy, una sussidiaria di SoftBank per l’energia pulita, che ha accettato di acquistare due gigawattora di sistemi di accumulo di batterie da ESS nei prossimi quattro anni. L’accordo ha un valore di oltre 300 milioni di dollari.
E’ il momento dell’acquisto
Le batterie ESS possono attualmente contenere da quattro a 12 ore di carica a seconda di come sono configurate, ma alla fine alcuni sistemi di accumulo di energia potrebbero dover funzionare per giorni o addirittura settimane per adattarsi alle fluttuazioni stagionali dell’energia eolica. Form Energy, con sede nel Massachusetts, sta sviluppando una tecnologia per batterie ferro-aria, che utilizza l’ossigeno presente nell’aria in una reazione reversibile che converte il ferro in ruggine. L’azienda afferma che la sua batteria potrebbe immagazzinare energia fino a 100 ore. La sua prima installazione sarà un impianto pilota da un megawatt in Minnesota, il cui completamento è previsto nel 2023.
Le utility non stanno solo pensando a come immagazzinare energia mentre si muovono verso le rinnovabili, ma stanno anche cercando di rendere la rete più resiliente alle condizioni meteorologiche estreme e ad altri effetti del cambiamento climatico. Anche le batterie a lunga durata hanno un ruolo da svolgere.
In un progetto con San Diego Gas & Electric, le batterie a flusso di ferro di ESS saranno abbinate a un pannello solare nella città di Cameron Corners, in California, una zona soggetta a incendi. Se la struttura dovesse chiudere le linee di trasmissione per prevenire o rispondere a un incendio, la microrete a batteria solare può mantenere in funzione i servizi critici della città. Il progetto dovrebbe arrivare online entro la fine dell’anno.
La struttura di Wilsonville di ESS ha spazio per aumentare la produzione, ma il numero di ordini che riceverà dipenderà in larga misura dal destino dei crediti d’imposta sull’energia pulita che fanno parte del disegno di legge Build Back Better attualmente in stallo al Congresso. I fautori dell’accumulo di energia sostengono, infatti, che lo stoccaggio di lunga durata merita gli stessi incentivi dell’energia rinnovabile.
Se i legislatori saranno d’accordo, i crediti potrebbero aiutare a rendere le tecnologie di accumulo di energia come la batteria a flusso di ferro abbastanza economiche da consentire alle utility di iniziare a utilizzarle ampiamente. Sia il programma di ARPA-Eche il Long Duration Storage Shot del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti mirano a disporre di sistemi a costi competitivi in grado di immagazzinare oltre 10 ore di energia sul mercato entro un decennio.
Per ARPA-E, ciò significa ridurre il costo livellato dell’accumulo di energia, che tiene conto di tutti i costi sostenuti e dell’energia prodotta nel corso della vita, a meno di cinque centesimi per kilowattora, afferma Litzelman, il che sarebbe una riduzione del 90 per cento dal 2020. Il costo iniziale di una batteria è solo una parte di questa equazione.
Le batterie a flusso non sono l’unica tecnologia promettente sviluppata per l’accumulo di energia a lunga durata. Altre aziende e ricercatori stanno sperimentando diversi tipi di batterie, oltre a sistemi di stoccaggio dell’idrogeno e meccanici come l’aria compressa o “masse mobili” che vengono sollevate e abbassate per convertire l’energia elettrica in energia cinetica. Un sistema sperimentale finanziato da ARPA-E immagazzina energia pompando acqua nelle rocce ed estrae energia quando l’acqua viene “spremuta”.
Tutti questi sistemi hanno un obiettivo comune, afferma Litzelman: “Energia pulita 24 ore su 24, 7 giorni su 7”. Molto probabilmente per arrivarci saranno necessarie altre tecnologie avanzate di storage e molte più aziende dovranno raggiungere il punto in cui si trova oggi ESS. A meno che, ovviamente, non spunti qualche nuovo tipo di tecnologia.
