In Australia Occidentale è entrata nella fase di progettazione esecutiva quello che, una volta completato, sarà il più grande impianto di accumulo termico industriale del paese: 195 megawattora di calore immagazzinato non in batterie al litio, ma in migliaia di blocchi di grafite attraversati da una lega metallica brevettata. A svilupparlo è MGA Thermal, azienda australiana specializzata in accumulo termico ad alta temperatura, che punta a sostituire il gas naturale nella produzione di vapore industriale con calore caricato tramite elettricità rinnovabile e restituito su richiesta, ventiquattr'ore su ventiquattro. Il primo cliente è Tronox, multinazionale mineraria e chimica, che alimenterà con questo sistema il proprio stabilimento di pigmenti al biossido di titanio a Kwinana, nell'area industriale a sud di Perth.
TRL 6-7 — Dimostrazione/prototipo a scala preindustriale: tecnologia validata per circa 18 mesi in un impianto dimostrativo da 0,5 MW/5 MWh, mentre il primo impianto commerciale da 195 MWh è ancora in fase di progettazione (FEED), con costruzione prevista dal 2027 e avvio operativo dal 2028
Impatto potenziale: alto
Il problema: il calore industriale che le batterie non risolvono
Un rapporto IEA del settembre 2026 ha indicato come "a portata di mano" un obiettivo di elettrificazione del 35% della domanda energetica globale entro il 2035, basandosi su tecnologie già commerciali come veicoli elettrici e sistemi di accumulo a batteria. Quello stesso rapporto, però, non copre l'elettrificazione del calore industriale nei settori più difficili da abbattere: impianti chimici, raffinerie minerarie e stabilimenti alimentari che funzionano in continuo, 24 ore su 24, con vapore ad alta temperatura prodotto quasi sempre bruciando gas naturale. È precisamente questo segmento — enorme per consumi energetici, ma scarsamente coperto dalle soluzioni di elettrificazione più mature — a cui si rivolge la tecnologia di MGA Thermal, in un ambito concettualmente vicino a quello già esplorato in Italia dalle pompe di calore industriali di grande taglia, come il progetto Turboden per la produzione di vapore in una cartiera finlandese.
Come funziona l'accumulo a leghe a lacuna di miscibilità
Il cuore della tecnologia sono i cosiddetti blocchi MGA (Miscibility Gap Alloy, "lega a lacuna di miscibilità"): matrici di grafite — economica e buona conduttrice di calore — all'interno delle quali sono disperse microscopiche particelle di una lega di alluminio proprietaria, un po' come le gocce di cioccolato in un muffin. Durante la carica, elettricità rinnovabile riscalda i blocchi fino a temperature comprese tra 400 e 700°C, portando la lega a fondere: l'energia viene così immagazzinata come calore latente di fusione, lo stesso principio fisico per cui il ghiaccio assorbe energia supplementare nel passaggio di stato, ma capovolto di temperatura e di verso (qui si fonde, non si congela). Il blocco, nel suo insieme, resta sempre solido all'esterno: a renderlo possibile è la grafite, che contiene la lega fusa senza disperderla. Nella fase di scarica, il blocco si raffredda cedendo calore a uno scambiatore che lo trasferisce come vapore o acqua calda ai processi industriali, oppure — in prospettiva — a una turbina per generare elettricità. Il vantaggio dichiarato dall'azienda è duplice: un costo per unità di capacità più basso delle batterie elettrochimiche per le durate di scarica medio-lunghe, e la possibilità di coprire la cosiddetta "middle duration" dell'accumulo, cioè le decine di ore fino ad alcune settimane che restano fuori portata per le batterie al litio (tipicamente limitate a circa quattro ore) e che oggi si cerca di colmare anche con idrogeno e pompaggio idroelettrico.
Il progetto di Tronox a Kwinana: numeri e tappe
L'impianto pianificato per lo stabilimento Tronox di Kwinana avrà una capacità di 195 MWh di accumulo elettro-termico (ETES, Electro-Thermal Energy Storage) e dovrà fornire circa 20 tonnellate all'ora di vapore rinnovabile per il processo produttivo del biossido di titanio, nell'ambito di un contratto "Heat as a Service": un soggetto terzo finanzia, possiede e gestisce l'impianto, mentre Tronox paga una tariffa mensile per il vapore consumato, senza doversi caricare dell'investimento iniziale né del rischio tecnologico. Secondo MGA Thermal, la prima fase del progetto eviterebbe l'emissione di circa 38.000 tonnellate di CO2 all'anno, con un potenziale di eliminazione completa del gas naturale dal sito se la tecnologia venisse scalata ulteriormente. Al progetto partecipano anche Knode, che ha condotto insieme a MGA Thermal lo studio di pre-fattibilità concluso nell'agosto 2025, e GHD, società di ingegneria che supporta la fase realizzativa. Il finanziamento pubblico arriva dall'agenzia governativa australiana per le rinnovabili ARENA, che ha stanziato 2,95 milioni di dollari australiani per lo studio di progettazione esecutiva (FEED) di questo specifico impianto, a cui si aggiungono altri 3,25 milioni per cinque ulteriori studi FEED sul resto della pipeline industriale di MGA Thermal; l'azienda ha inoltre chiuso nel marzo 2026 una raccolta di capitali da 17 milioni di dollari australiani. Lo studio FEED è partito a fine maggio 2026, la costruzione è prevista a partire dal 2027 e l'avvio dell'operatività commerciale per il 2028.
Dalla demo di Newcastle al salto di scala industriale
Il percorso tecnologico di MGA Thermal nasce da un primo finanziamento ARENA, più contenuto, destinato a una dimostrazione iniziale su scala di laboratorio dei blocchi MGA. Il salto di qualità che ha reso credibile il progetto di Kwinana è arrivato con un'unità dimostrativa da 0,5 MW e 5 MWh, operativa per circa diciotto mesi a Newcastle, in Australia: è stata questa installazione, secondo quanto riportato dall'azienda, a fornire i dati di validazione delle prestazioni che hanno convinto Tronox a impegnarsi nell'accordo commerciale. È un passaggio tipico di molte tecnologie di accumulo emergenti — e che vale la pena sottolineare: tra un dimostratore che funziona e il primo impianto industriale a piena scala passano tipicamente anni di ingegnerizzazione, ed è esattamente la fase di studio FEED in cui si trova oggi il progetto di Kwinana.
Non solo industria: la dimensione di rete
Oltre alla fornitura di calore, MGA Thermal propone una seconda funzione per i propri sistemi, ancora a livello di prospettiva più che di servizio effettivamente erogato: elettrificare grandi carichi industriali come questo richiede spesso costosi e lenti potenziamenti della rete di trasmissione e distribuzione, a meno che l'impianto non si carichi "dietro al contatore" (behind the meter), cioè assorbendo direttamente l'energia prodotta in loco o nelle immediate vicinanze. In quest'ottica, l'azienda propone di utilizzare i propri sistemi per assorbire l'eccesso di produzione fotovoltaica delle ore centrali della giornata, oggi spesso soggetto a tagli di produzione (curtailment) o remunerato con tariffe di immissione molto basse: un uso che, se diffuso, potrebbe ridurre il curtailment, migliorare l'utilizzo delle reti esistenti e contenere i costi energetici complessivi. È lo stesso tipo di combinazione tra tecnologia, gestione della rete e modello di business che l'IRENA descrive come "innovazione sistemica" nella transizione energetica: qui la leva è il contratto Heat as a Service, non solo il blocco di grafite in sé.
Perché interessa il settore
Il calore di processo industriale ad alta temperatura resta tra i segmenti più difficili da decarbonizzare: richiede continuità di esercizio, temperature elevate e portate di vapore ingenti, condizioni in cui il gas naturale ha storicamente offerto la soluzione impiantisticamente più semplice. Un accumulo che usa materiali comuni — grafite e alluminio, non litio, cobalto o vanadio — per colmare le decine di ore in cui il fotovoltaico e l'eolico non producono a sufficienza, offre una strada potenzialmente scalabile e meno dipendente da materie prime critiche rispetto alle batterie elettrochimiche. Resta da verificare sul campo quanto i costi dichiarati dall'azienda per capacità installata risultino realmente competitivi rispetto al gas una volta sommati le spese di capitale, i contratti Heat as a Service e le condizioni locali di prezzo dell'elettricità rinnovabile: finché il primo impianto a piena scala non sarà costruito e in esercizio, dal 2028, i numeri restano in buona parte stime della stessa azienda.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove industrie energivore come chimica, vetro, ceramica e cartiere pesano in modo significativo sui consumi di gas, una tecnologia di accumulo termico come questa si inserirebbe in un percorso già avviato con le pompe di calore industriali di grande taglia, di cui il paese ospita già esempi di rilievo internazionale grazie a Turboden. Le due tecnologie non sono in concorrenza ma complementari: le pompe di calore recuperano ed elevano calore di scarto esistente, mentre l'accumulo termico come quello di MGA Thermal immagazzina elettricità rinnovabile in eccesso per restituirla come calore nelle ore in cui serve, coprendo anche i processi che richiedono temperature più elevate di quelle raggiungibili con un ciclo a pompa di calore. Una replica in Italia o in Europa non è comunque immediata: richiede elettricità rinnovabile abbondante e a basso costo nelle ore di punta di produzione, un quadro di incentivi oggi orientato più all'efficienza e alle pompe di calore che all'accumulo termico industriale su grande scala, e l'assenza, per ora, di impianti a piena scala realmente in esercizio a cui guardare come riferimento. Il giudizio, per il momento, va quindi sospeso con cautela: la fisica alla base della tecnologia è solida e ben nota, ma la sua validazione industriale completa arriverà solo con la costruzione e l'avvio dell'impianto di Kwinana, non prima.
Fonti: pv magazine, "Thermal energy storage delivers industrial heat but can solve grid issues too", Renew Economy, "Australia's largest industrial thermal storage project takes next significant step", MGA Thermal, comunicato ufficiale sul progetto Tronox-Kwinana e ARENA (Australian Renewable Energy Agency), "Thermal energy: Can MGA fill a battery gap?".
