Finanziamenti per l’accumulo meccanico dell’energia elettrica

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Avanti con l’accumulo energetico per gravità: maxi-finanziamento per la start-up Energy Vault. Da Softbank-Vision Fund 110 milioni di dollari per sviluppare la tecnologia proposta dalla società svizzera-americana, basata su una torre con bracci meccanici per far salire e scendere blocchi di calcestruzzo.

Impilare grossi mattoni per formare una torre, poi smontarla pezzo dopo pezzo: non è un gioco per bambini ma un’idea che potrebbe rivoluzionare il modo di accumulare l’energia prodotta in eccesso dalle fonti rinnovabili, allo scopo di stabilizzare la rete elettrica.

Tanto da avere appena ottenuto un maxi-finanziamento da 110 milioni di dollari dal Vision Fund della giapponese SoftBank, pronta a scommettere sulla soluzione proposta dalla start-up svizzera-americana Energy Vault (qui la nota diffusa dalla società e qui un video con una simulazione).

Su Qualenergia.it avevamo già parlato di questa tecnologia che, al pari del pompaggio idroelettrico, intende sfruttare la gravità per caricare/scaricare una “batteria”, che in questo caso è costituita da una gru alta un centinaio di metri con sei bracci meccanici, che sollevano da terra blocchi di calcestruzzo di 35 tonnellate.Energy_Vault_storage_tower_co-located_with_wind_farm

Mentre il pompaggio idroelettrico impiega il surplus di energia dei parchi eolici e solari per rimandare l’acqua da un bacino a valle in un bacino più elevato, così da poter riutilizzare l’acqua in caduta per produrre kilowattora in un secondo momento, la gru consuma l’energia eccedente per impilare i singoli elementi di calcestruzzo.

E questa è la fase di carica.

Poi quando c’è richiesta di elettricità dalla rete, ad esempio per coprire un picco di consumi, la gru fa scendere i blocchi verso terra e l’energia cinetica dei blocchi “in caduta” alimenta i motori elettrici del sistema, generando kilowattora; ecco la fase di scarica.

Ma il gioco è molto più articolato di quanto può apparire, perché l’intero meccanismo si regge su algoritmi molto complessi basati sull’autoapprendimento e l’intelligenza “predittiva” (predictive intelligence), che devono gestire il funzionamento dei diversi bracci secondo numerosi parametri, come la disponibilità in tempo reale di energia eccedente, le fluttuazioni della domanda elettrica sulla rete, le condizioni meteorologiche e così via.

L’obiettivo è sviluppare una torre per l’accumulo di lunga durata – si parla di una prima storage tower da 35 MWh in grado di rilasciare energia per circa 9 ore – puntando così a risolvere il problema della variabilità produttiva delle fonti rinnovabili.

Quei 110 milioni di dollari serviranno proprio per tentare il balzo commerciale della tecnologia.

E nella sua nota sul finanziamento di SoftBank, Energy Vault ricorda che l’azienda intende dimostrare il funzionamento della sua torre di accumulo in un’area non meglio specificata del nord Italia nel 2019

Intanto ricordiamo che per portare una concorrenza seria alle batterie al litio – il cui limite è dato proprio dalla possibilità di fare solo un accumulo di breve durata – bisognerà costruire impianti di storage meccanico su vasta scala per abbattere i relativi costi.

Non sarà facile scendere a 150 e poi addirittura 100 dollari per kWh, seguendo così la prevista parabola discendente dei prezzi delle batterie nei prossimi anni. Al momento, un’analisi di GTM Research parla di un costo sui 200-250 $/kWh,citando le informazioni comunicate dall’amministratore delegato e co-fondatore di Energy Vault, Robert Piconi.

Poi ci sono altre compagnie che stanno provando a far decollare nuove soluzioni per l’accumulo energetico “h24” superando le restrizioni del litio.

Soluzioni che prevedono, ad esempio, lo stoccaggio dell’aria compressa (CAES: Compressed Air Energy Storage) o dell’aria liquida (LAES: Liquid Air Energy Storage).

Nel primo caso, la start-up canadese Hydrostor punta a convertire un’ex miniera australiana di zinco in un impianto CAES da 5 MW/10 MWh basato sul deposito di aria compressa in cavità sotterranee.

Nel secondo caso, invece, è coinvolta la società inglese Highview Power che ha già realizzato in Gran Bretagna un impianto-pilota da 5 MW/15 MWh che utilizza un sistema criogenico per raffreddare/liquefare l’aria, che viene poi stoccata in serbatoi termoisolanti.

E quando c’è bisogno di energia, l’impianto fa tornare l’aria liquefatta allo stato gassoso, con una notevole espansione di volume (circa 700 volte) che permette di attivare le turbine elettriche.

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