Nel Paese Basco, il centro di ricerca CIC energiGUNE ha annunciato un risultato tecnico che punta dritto al tallone d'Achille dell'accumulo elettrochimico di lunga durata: una batteria a flusso redox a base di ferro e piombo, con un'architettura a circuito elettrolitico unico e una membrana priva di fluoro, ha superato in laboratorio 10.000 cicli completi di carica e scarica, testati tra 25 e 30 gradi centigradi. È un numero che conta più di quanto sembri: nelle batterie a flusso il vero banco di prova non è la prima cella che funziona, ma la sua capacità di restare stabile per migliaia di cicli senza perdere capacità né efficienza — e di farlo anche quando si passa dalla cella di laboratorio allo stack di potenza più grande.
TRL 4-5 — Dimostrazione/prototipo: cicli di vita validati su celle di laboratorio, prossimo passo verso stack e moduli in scala kilowatt, nessun prodotto pre-commerciale ancora disponibile
Impatto potenziale: medio-alto
Perché l'accumulo di lunga durata ha bisogno di un'altra chimica
Con rinnovabili non programmabili sempre più dominanti nel mix elettrico, il problema che gestori di rete e utility si trovano ad affrontare non è più solo immagazzinare energia per qualche ora, ma farlo per giorni o settimane, nei periodi di scarsa produzione eolica o solare. Le batterie al litio restano la soluzione più efficiente per l'arbitraggio giornaliero, ma la loro economia peggiora rapidamente quando la durata di scarica richiesta si allunga, perché il costo è legato soprattutto alla quantità di materiale attivo nelle celle. Le batterie a flusso seguono una logica diversa: l'energia è immagazzinata in serbatoi di elettrolita liquido separati dallo stack che la converte in elettricità, così che potenza e capacità si possano dimensionare in modo indipendente, aggiungendo semplicemente più elettrolita per allungare la durata. La chimica a flusso oggi commercialmente più matura è quella al vanadio, già installata in impianti di rete su scala industriale, ma il vanadio è un materiale costoso, con una filiera estrattiva concentrata in pochi paesi e prezzi storicamente volatili: da qui l'interesse crescente per chimiche a flusso alternative, basate su materiali più abbondanti ed economici.
Come funziona la batteria a flusso ferro-piombo di CIC energiGUNE
La soluzione messa a punto dal centro di ricerca spagnolo utilizza ferro e piombo come materiali attivi, abbinati a una membrana priva di fluoro pensata per ridurre la resistenza interna della cella e limitare il crossover, cioè il passaggio indesiderato di specie chimiche da un lato all'altro della membrana, uno dei principali meccanismi di degrado delle batterie a flusso nel tempo. La configurazione scelta è a circuito elettrolitico unico, più semplice rispetto all'architettura a doppio circuito tipica dei sistemi al vanadio convenzionali, con un potenziale vantaggio in termini di costo e complessità impiantistica. Ferro e piombo, inoltre, godono di catene di approvvigionamento industriali già consolidate e di filiere di riciclo mature, un punto non secondario per una tecnologia che punta a competere sul costo totale nel ciclo di vita. Come ha spiegato Raquel Ferret, direttrice dello sviluppo commerciale di CIC energiGUNE, "quando pensiamo a integrare quantità crescenti di energia solare ed eolica, non basta immagazzinare elettricità: servono tecnologie capaci di farlo ripetutamente per molti anni, ed è qui che le batterie a flusso possono offrire un valore distintivo".
10.000 cicli: perché è il numero che conta davvero
Nel settore dell'accumulo elettrochimico, gli annunci di nuove chimiche promettenti testate su una singola cella da laboratorio sono frequenti; molto più raro è vedere quella stessa cella mantenere le prestazioni per migliaia di cicli consecutivi, superando così il primo e più comune ostacolo al passaggio dal laboratorio al prodotto. Diecimila cicli completi, se si ipotizza un ciclo di carica-scarica al giorno, corrispondono a oltre ventisette anni di funzionamento continuo: un ordine di grandezza compatibile con la vita utile richiesta a un impianto di accumulo stazionario. "Molte tecnologie restituiscono risultati molto promettenti quando testate su una cella piccola", ha osservato Ferret. "La vera sfida comincia quando queste prestazioni devono essere mantenute per migliaia di cicli e poi trasferite a stack e moduli di potenza più elevata". È esattamente il passaggio — dalla cella di laboratorio allo stack di scala superiore — su cui si gioca oggi la credibilità industriale di qualunque nuova chimica a flusso.
Dal laboratorio ai moduli in scala kilowatt
Il risultato annunciato riguarda ancora celle di laboratorio: il passo successivo indicato da CIC energiGUNE è lo sviluppo di stack e moduli in scala kilowatt, attraverso un lavoro che combina simulazione, progettazione di sistema e validazione sperimentale. In parallelo, il centro di ricerca — che riceve sostegno dal governo basco, dall'agenzia energetica basca, da fondi europei di sviluppo regionale e dai ministeri spagnoli competenti — sta lavorando anche su elettroliti e molecole organiche alternative, membrane adattabili a chimiche diverse e componenti di stack come elettrodi e piastre bipolari, oltre a strategie per ridurre costo e consumo di vanadio nei sistemi già commerciali. Come ha sintetizzato Ferret, "una batteria a basso costo serve a poco se perde rapidamente le prestazioni, mentre una batteria molto durevole farà fatica ad arrivare sul mercato se i suoi materiali o componenti sono troppo costosi: il nostro lavoro consiste esattamente nel trovare questo equilibrio tra costo, stabilità, efficienza e producibilità industriale".
Perché interessa il settore
Il risultato di CIC energiGUNE si inserisce nella stessa progressione di tecnologie alternative al litio che Pinet ha già raccontato, dalle batterie a ferro-aria europee per l'accumulo multi-giorno alle celle sodio-ione per l'accumulo di rete a costo contenuto. Le batterie a flusso occupano una nicchia distinta in questo panorama: grazie al disaccoppiamento tra potenza e capacità, restano tra i candidati più solidi per coprire l'accumulo di durata medio-lunga (molte ore, potenzialmente giorni), un segmento che l'IRENA e l'AIE considerano tra gli anelli ancora mancanti per sistemi elettrici con quote molto elevate di rinnovabili non programmabili. Il vanadio resta però l'incumbent tecnologico, già installato su scala industriale e con una base di fornitori consolidata: una chimica alternativa come quella ferro-piombo dovrà dimostrare, oltre alla stabilità sui cicli già validata in laboratorio, anche di saper competere su costo e affidabilità quando trasferita a stack di potenza reale. Il percorso da qui a un prodotto commerciale resta quindi lungo, ma la soglia dei 10.000 cicli toglie a questa chimica l'etichetta di semplice curiosità di laboratorio.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove la quota di rinnovabili non programmabili sulla rete continua a crescere e il tema dell'accumulo di lunga durata è già nell'agenda di gestori di rete e regolatore, un risultato come questo interessa più per la direzione di ricerca che indica che per un'applicazione imminente: la tecnologia resta a livello di laboratorio, lontana da una gara d'appalto o da un bando pubblico. Se la validazione su stack più grandi confermasse i risultati spagnoli, l'arrivo di moduli commerciali richiederebbe comunque anni, e dovrebbe misurarsi sia con le batterie al vanadio già operative su scala industriale sia con l'accumulo al litio, il cui costo continua a scendere. L'ostacolo più concreto, più che tecnico, è probabilmente quello infrastrutturale: in Italia manca un centro di ricerca pubblico sulle chimiche di batteria con una scala e una continuità di finanziamento paragonabili a quella del Paese Basco, e senza un investimento strutturale analogo il rischio è che innovazioni di questo tipo vengano sviluppate altrove e importate, più che generate da filiere e laboratori nazionali. Un giudizio equilibrato, per ora, è che si tratti di un passo tecnico solido ma circoscritto, da seguire con interesse senza aspettarsi applicazioni a breve termine.
Fonte: CIC energiGUNE, "CIC energiGUNE validates 10,000 cycles in a new redox flow battery for long-duration energy storage", con approfondimenti da pv magazine Global, "Spanish researchers validate 10,000 cycles for iron-lead flow battery" e Energy Storage News, "Spanish researchers validate 10,000 cycles for iron-lead flow battery".
