In Australia è partito lo studio di ingegneria per quella che, se costruita, sarà la più grande batteria termica del paese collegata a un impianto industriale: 360 megawattora di calore immagazzinato non in celle al litio, ma in migliaia di mattoni refrattari portati a temperature altissime con elettricità rinnovabile. A svilupparla sono Rio Tinto e Rondo Energy, azienda californiana specializzata in accumulo termico ad alta temperatura, per la raffineria di allumina di Yarwun, vicino a Gladstone, nel Queensland. È un progetto pensato per sostituire gas naturale e carbone in uno dei processi industriali più difficili da elettrificare: la produzione di vapore a pressione elevata su scala continua.
TRL 7-8 — Pre-commerciale: la tecnologia di base (Rondo Heat Battery) è già commerciale e in funzione su impianti da 100 MWh negli Stati Uniti e in costruzione in Germania, ma l'applicazione a una raffineria di allumina è ancora alla fase di studio di ingegneria (FEED), prima di un'eventuale decisione di investimento
Impatto potenziale: alto
Il problema: il calore industriale che l'elettrificazione non riesce ancora a toccare
Negli ultimi anni pannelli solari, eolico e batterie al litio hanno reso l'elettrificazione dei consumi domestici e di buona parte dei trasporti una strada ormai collaudata. Il calore di processo industriale resta invece uno dei fronti più resistenti: raffinerie, cementifici, cartiere e impianti chimici hanno bisogno di temperature elevate, portate di vapore ingenti e continuità di esercizio ventiquattr'ore su ventiquattro, condizioni che per decenni hanno reso il gas naturale e il carbone le fonti più semplici da usare. La raffinazione dell'allumina — il passaggio chimico che trasforma la bauxite nell'ossido di alluminio da cui si ottiene il metallo — rientra in pieno in questa categoria: a livello mondiale il settore della raffinazione e della produzione di alluminio genera circa 175 milioni di tonnellate di CO2 equivalente all'anno, in gran parte per il calore necessario al processo. Rio Tinto descrive la sfida senza giri di parole: secondo Armando Torres, amministratore delegato delle operazioni Pacifico del gruppo, "ridurre le emissioni della raffinazione dell'allumina è un problema complesso" e "il modo migliore per affrontare sfide di questa portata è attraverso la collaborazione".
Come funziona la batteria di mattoni di Rondo Energy
Il principio su cui si basa la tecnologia di Rondo Energy è volutamente semplice, quasi artigianale: resistenze elettriche simili a quelle di un forno o di un tostapane riscaldano per irraggiamento migliaia di tonnellate di mattoni refrattari, lo stesso materiale usato da secoli per trattenere il calore nei forni industriali. Durante la carica, quando l'elettricità è abbondante e a basso costo — tipicamente nelle ore centrali della giornata, quando la produzione solare è massima — i mattoni vengono portati fino a 1.500°C. Il calore accumulato si disperde molto lentamente, con perdite inferiori all'1% al giorno, e può restare disponibile per ore o giorni. Per restituirlo, un flusso d'aria attraversa la pila di mattoni e si surriscalda fino a oltre 1.000°C: un sistema di controllo automatico regola la portata d'aria per mantenere costante la temperatura in uscita, e l'aria viene poi riciclata nel circuito per limitare le perdite. Il calore così prodotto può alimentare direttamente un processo oppure generare vapore alla pressione e alla temperatura richieste dall'impianto, collegandosi alla rete di vapore esistente senza bisogno di riprogettare l'intera linea produttiva — un punto chiave per chi deve intervenire su una raffineria già in funzione, e non costruirne una da zero.
Il progetto di Yarwun: i numeri e le tappe
La configurazione proposta per Yarwun prevede una capacità di accumulo di 360 MWh termici, una potenza di scarica fino a 30 MW — sufficiente per circa 12 ore di erogazione continua a piena potenza — e una potenza di carica di 78 MW elettrici, più che doppia rispetto alla potenza di scarica: la batteria si ricarica quindi più velocemente di quanto si scarichi, in modo da sfruttare al massimo le ore di elettricità rinnovabile abbondante ed economica. Una volta operativo, il sistema coprirebbe circa il 5% del fabbisogno di vapore della raffineria, sostituendo una parte del gas e del carbone oggi utilizzati, con una riduzione stimata delle emissioni dirette (Scope 1) di circa 67.000 tonnellate di CO2 all'anno.
Il progetto è sostenuto dall'Australian Renewable Energy Agency (ARENA), l'agenzia pubblica australiana per le rinnovabili, attraverso il suo programma dedicato alla trasformazione industriale: 3,6 milioni di dollari australiani per lo studio di ingegneria preliminare (FEED), interamente coperti in pari misura da Rio Tinto, più un impegno condizionato fino a 38 milioni di dollari per la fase di realizzazione e un ulteriore supporto di contingenza fino a 33,3 milioni, per un totale potenziale di circa 75 milioni di dollari australiani se il progetto supererà la fase di studio. Lo studio, partito a fine ottobre 2026, durerà circa 12 mesi e dovrà stabilire se la batteria di Rondo può fornire vapore ad alta pressione in modo affidabile e a un costo competitivo rispetto ai combustibili fossili, prima di qualsiasi decisione definitiva di investimento. Per Rondo Energy si tratterebbe, se confermata, della prima applicazione della sua tecnologia all'industria dell'allumina a livello mondiale.
Non un caso isolato: l'accumulo termico già in funzione altrove
Yarwun non sarebbe il primo banco di prova per la tecnologia di Rondo Energy, che ha già dimostrato di funzionare su scala industriale reale. Negli Stati Uniti, un impianto da 100 MWh alimentato da un parco solare in sito fornisce dall'ottobre 2025 vapore industriale continuo ad alta pressione — oltre 100 bar — a un impianto di produzione di combustibili in California, affiancando le caldaie a gas esistenti con un volume di calore che l'azienda paragona a quello necessario per riscaldare 10.000 abitazioni; Rondo dichiara per questo impianto un'efficienza di andata e ritorno superiore al 97%. In Germania, un secondo impianto da 100 MWh è in costruzione in collaborazione con il gruppo chimico Covestro. Questi precedenti spiegano perché la tecnologia di base possa essere considerata pre-commerciale piuttosto che sperimentale: il nodo da risolvere a Yarwun non è se i mattoni roventi funzionino, ma se funzionino in modo economicamente sostenibile alla scala e alle condizioni specifiche di una raffineria di allumina.
Anche l'Australia, va detto, non è nuova a questo tipo di sperimentazione: a poca distanza, nell'Australia Occidentale, un'altra azienda del settore, MGA Thermal sta progettando un impianto di accumulo termico da 195 MWh basato su blocchi di grafite per lo stabilimento Tronox di Kwinana, con una logica molto simile — calore industriale da elettricità rinnovabile invece che da gas — ma con una tecnologia di accumulo diversa e per un altro tipo di industria, quella dei pigmenti al biossido di titanio. Il fatto che due aziende diverse, con due tecnologie diverse, stiano testando la stessa idea nello stesso paese nello stesso periodo è un segnale non banale dell'interesse crescente verso l'elettrificazione del calore industriale ad alta temperatura.
Perché interessa il settore
Il calore di processo pesa per una quota significativa delle emissioni manifatturiere globali, ed è da tempo considerato uno dei terreni più difficili per la decarbonizzazione industriale, proprio per le caratteristiche — temperatura, continuità, scala — che lo rendono poco compatibile con le tecnologie di elettrificazione pensate per altri usi. Una batteria termica che si collega alla rete di vapore esistente senza richiedere una riprogettazione radicale dell'impianto, e che usa una tecnologia già relativamente semplice (mattoni e resistenze elettriche, non chimiche o materiali esotici), riduce uno degli ostacoli pratici più citati nell'elettrificazione industriale: il timore di dover fermare o ricostruire linee produttive che lavorano in continuo da decenni. Come ha sintetizzato Darren Miller, amministratore delegato di ARENA, "il calore industriale resta una delle sfide di decarbonizzazione più difficili per l'industria pesante", e dimostrazioni come questa servono a costruire le prove di cui l'industria ha bisogno prima di investire su scala più ampia. Resta da vedere se, superato lo studio di ingegneria, il costo dell'elettricità nelle ore di ricarica sarà davvero competitivo rispetto al gas e al carbone sostituiti: è la domanda a cui lo studio di Yarwun, nei prossimi dodici mesi, dovrà rispondere.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove industrie energivore come vetro, ceramica, carta e chimica restano ancora largamente dipendenti dal gas per il calore di processo, un progetto come quello di Yarwun descrive una strada tecnicamente percorribile più che un esperimento di laboratorio: la tecnologia dei mattoni roventi è già commerciale altrove e si collega agli impianti a vapore esistenti senza stravolgere la produzione, un vantaggio non scontato per chi deve intervenire su stabilimenti già in funzione. Il nodo pratico resta il prezzo dell'elettricità nelle ore di ricarica: il progetto australiano punta sul solare di mezzogiorno a basso costo, una condizione che in Italia si verifica in misura crescente ma non ancora con la stessa continuità e lo stesso margine di prezzo rispetto al gas. Senza una domanda industriale abbastanza flessibile da concentrare i consumi in quelle ore, e senza contratti di fornitura pensati apposta, il vantaggio economico rischia di restare teorico. Resta inoltre da vedere se e con quali strumenti pubblici l'Italia e l'Europa accompagneranno le prime dimostrazioni di questo tipo, come ha fatto l'agenzia australiana ARENA per Yarwun: senza un sostegno equivalente nella fase più rischiosa, quella del primo impianto a scala reale, i tempi di adozione nel nostro paese rischiano di allungarsi rispetto a chi su questi incentivi può già contare. Il giudizio, in attesa dei risultati dello studio di ingegneria, è di cauto interesse: la tecnologia di base è matura, ma il modello economico applicato a un impianto di queste dimensioni resta ancora da dimostrare.
Fonti: Rio Tinto, "ARENA funding for thermal energy storage study at Yarwun", Australian Manufacturing, "ARENA backs large-scale industrial heat electrification project at Rio Tinto refinery" e Electrek, "Rio Tinto eyes a giant hot brick battery to cut fossil fuel use", con approfondimenti tecnici sulla tecnologia da Rondo Energy, "How it works" e Rondo Energy, "Rondo Powers Up World's Largest Industrial Heat Battery".
