Mar. Mar 5th, 2024

Il cilindro metallico da 230 tonnellate emette un ronzio ruggente mentre gira a 600 giri al minuto, azionando una pompa sepolta sottoterra che dà un nuovo significato all’idea di spingere l’acqua su una collina.

Lungi dall’analogia con un compito impossibile, è il nucleo di una centrale elettrica portoghese che mira a dimostrare che pompare acqua per 7 km su una montagna può essere una parte essenziale – e commercialmente fattibile – di un sistema energetico guidato da energia rinnovabile.

Costruito dalla società spagnola Iberdrola per un costo di 1,5 miliardi di euro, l’impianto in una valle fluviale rocciosa nel nord del Portogallo è noto come impianto di stoccaggio tramite pompaggio.

Ma gli addetti ai lavori hanno un altro nome per il bacino idrico in cima alla montagna. Si tratta di una “batteria ad acqua”, rudimentale nel concetto, progettata in modo complesso e altamente efficace per immagazzinare energia.

L’impianto di Tâmega preleva l’elettricità in eccesso dalla rete, generata principalmente da energia eolica e solare, e la utilizza per pompare acqua da un serbatoio inferiore a uno superiore.

Esaminando la sua placida superficie blu, Rafael Chacón Llorente, direttore del progetto Iberdrola presso il complesso, ha dichiarato: “Quando il livello dell’acqua è a 885 metri sul livello del mare, la batteria è completamente carica”.

Quindi nelle ore di punta, quando la rete richiede più energia, il sistema viene invertito su richiesta. Un cancello si apre e la gravità riporta ogni minuto milioni di litri d’acqua che risuonano attraverso un tunnel. La pompa diventa una turbina e fa girare il cilindro metallico nel senso opposto, generando elettricità a costo zero.

La produzione di energia è significativa. Il serbatoio superiore ha una capacità di 880 megawatt, circa un quarto di Hinkley Point C, che è destinato a diventare il più grande impianto nucleare del Regno Unito.

Poiché Tâmega può generare fino a 24 ore, la quantità totale di energia immagazzinata è di 21 GWh, sufficiente per caricare 400.000 batterie di veicoli elettrici o sostenere 2,4 milioni di case in Portogallo per un giorno intero.

Tale stoccaggio è un complemento vitale al crescente ruolo globale dell’energia eolica e solare nella produzione di elettricità priva di emissioni di carbonio. Tuttavia, la sfida per le imprese è trovare le giuste condizioni per rendere economicamente attraenti i nuovi progetti idroelettrici di pompaggio.

Il problema che l’idropompaggio risolve è la variabilità dell’energia eolica e solare. Da un lato non sempre splende il sole e non sempre soffia il vento.

D’altro canto, quando il sole splende e il vento ulula, i pannelli solari e le turbine producono molta più elettricità di quella che può essere consumata in qualsiasi momento. Poiché le reti elettriche non sono in grado di gestire eventuali eccessi, l’elettricità deve essere immagazzinata da qualche parte altrimenti andrà persa.

Tale necessità di stoccaggio non farà altro che aumentare con l’espansione dell’energia rinnovabile. Il Portogallo ricavava il 61% della sua elettricità da fonti rinnovabili nel 2023 e punta all’85% entro il 2030. Entro la stessa scadenza, la Spagna vuole raggiungere l’81%.

In un impianto come Tâmega, l’elettricità in eccesso può essere utilizzata per “caricare” il serbatoio, spesso durante il giorno. Poi la sera, quando nelle case le luci e gli elettrodomestici sono accesi, la pompa passa alla modalità turbina e genera energia.

Diego Díaz Pilas, responsabile globale delle imprese e della tecnologia di Iberdrola, ha affermato che anche le batterie chimiche hanno un ruolo da svolgere nello stoccaggio in rete: Iberdrola ha in programma di espandere la capacità globale dei suoi progetti di batterie a 3 GWh. Ma la loro scala è inferiore a quella idroelettrica con pompaggio sia in termini di potenza bruta che di tempo in cui possono produrre elettricità a piena capacità (da due a quattro ore per le batterie agli ioni di litio, contro circa un’intera giornata a Tâmega).

“Quando hai molta energia solare, si accoppia molto bene con le batterie perché il sole si genera durante le ore diurne e le batterie possono essere scaricate quando il sole non splende”, ha affermato Díaz Pilas. “Ma quando c’è anche molto vento – e il 50% dell’elettricità proverrà dal vento in Europa intorno al 2030 – è davvero necessario immagazzinare grandi quantità di energia”.

Lo stoccaggio tramite pompaggio esiste da un secolo. Molte strutture, come l’impianto Cruachan della Drax in Scozia, furono costruite negli anni ’60 per immagazzinare l’elettricità in eccesso proveniente dalle centrali nucleari. Oggi, secondo l’Agenzia Internazionale per l’Energia, l’energia idroelettrica di pompaggio rappresenta oltre il 90% dello stoccaggio globale di elettricità, in gran parte negli Stati Uniti.

Ma serve di più. In Spagna e Portogallo, Iberdrola ha 100 GWh di impianti di pompaggio esistenti e altri 170 GWh in costruzione o in cantiere. La Cina ha grandi progetti per costruire ancora di più.

Impianti di stoccaggio con pompaggio

Una volta costruiti, gli impianti hanno una lunga durata e diventano giochi di arbitraggio sul prezzo dell’elettricità. A Tâmega, Iberdrola acquista energia dalla rete per pomparla quando costa poco, poi la rivende quando è cara. Lunedì, nel sistema energetico portoghese, il prezzo medio non di punta è stato di 54 euro per MWh rispetto al prezzo di punta di quasi 78 euro. “Così si ottiene un margine”, ha detto Díaz Pilas.

Un altro sostenitore del sistema di pompaggio è Malcolm Turnbull, ex primo ministro australiano che, quando era in carica, ha orchestrato il sistema di proprietà statale Nevoso 2.0 progetto, che è diventato sinonimo di aumento dei costi e dovrebbe essere completato nel 2028 con un prezzo di 8 miliardi di dollari (12 miliardi di dollari australiani).

“Chiunque abbia un sistema idroelettrico con sistema di pompaggio è molto felice. . . Posso dirvi che stanno tutti facendo soldi”, ha detto nel nuovo ruolo di capo dell’International Hydropower Association. “Il problema è il costo per costruirne di nuovi”.

La spesa in conto capitale richiesta è enorme e la costruzione può richiedere sei anni o più. Iberdrola ha ottenuto un prestito di 650 milioni di euro dalla Banca europea per gli investimenti per Tâmega. Gli sviluppatori devono anche negoziare complesse procedure di autorizzazione e una dura opposizione da parte dei residenti e degli ambientalisti ai piani di demolizione delle case e di inondazione degli habitat naturali.

Ecco perché Iberdrola ha affermato di aver bisogno di più incentivi oltre al semplice spread dei prezzi. A Tâmega, dove la società ha una licenza del governo portoghese per operare per 70 anni, riceve anche un flusso costante di pagamenti del “mercato della capacità”, che vengono pagati dal gestore della rete in cambio di una fornitura garantita e di altri servizi per mantenere la rete stabile.

Nel Regno Unito, le aziende energetiche guardano con invidia. La Scozia ha un ampio potenziale per utilizzare l’idropompaggio per immagazzinare l’elettricità generata dal vento. L’impianto di Cruachan della Drax è redditizio, ma soprattutto grazie ai contratti di fornitura firmati quando i prezzi dell’energia erano alti.

Ian Kinnaird, direttore patrimoniale scozzese di Drax, ha affermato che l’assetto normativo del Regno Unito “non è abbastanza buonoper nuovi progetti perché non è adatto ai lunghi tempi di realizzazione dello stoccaggio con pompaggio. Sono necessarie riforme, ha aggiunto, per “ridurre i rischi” dei finanziamenti per gli investitori.

A Iberdrola, Díaz Pilas ha detto: “Non abbiamo bisogno di niente di stravagante. . . Abbiamo solo bisogno di autorizzazioni più rapide e stabilità nel quadro normativo. In realtà è divertente che stiamo parlando di una tecnologia che ha quasi 100 anni, ma è così importante per il futuro”.