Le tecnologie di storage sono fondamentali per l'ammodernamento dei sistemi di alimentazione, consentendo l'integrazione di fonti rinnovabili variabili come il solare e l'eolico, migliorando la stabilità della griglia e fornendo energia di backup. Tuttavia, la redditività economica di qualsiasi tecnologia di storage cercherà non solo sul suo costo di upfront, ma sui costi totali del ciclo di vita, le spese cumulative sostenute dalla produzione e dall'installazione attraverso il funzionamento, la manutenzione e gli eventuali driver di decommissione.

Panoramica delle tecnologie di stoccaggio dell'energia

I sistemi di stoccaggio dell'energia possono essere classificati in larga misura sotto forma di energia che immagazzinano, elettrochimici, meccanici, termici o chimici, e ciascuna tecnologia presenta caratteristiche di prestazioni distinte (densità energetica, capacità di potenza, tempo di risposta, ciclo di vita) e profili di costo corrispondenti.

  • Batterie agli ioni di litio[[] – ampiamente utilizzate nei veicoli elettrici e nelle applicazioni su scala di rete a causa di alta densità di energia e costi di caduta.
  • Flow pile[] (ad esempio, vanadium redox, zinc-bromina) – adatto per lo stoccaggio a lunga durata, a grande capacità con la scala di energia e di energia separata.
  • Immagazzinamento idroelettrico pompato[ (PHS) – la capacità installata più matura e più grande a livello globale, basandosi su energia potenziale gravitazionale.
  • Riservazione dell'energia dell'aria compressa[ (CAES) – immagazzina l'energia comprimendo l'aria in caverne sotterranee o serbatoi per un'espansione successiva attraverso turbine.
  • Lo stoccaggio termico[[] – memorizza calore o freddo in materiali come sale fuso, acqua refrigerata o materiali di cambiamento di fase; spesso abbinati a concentrazione di energia solare o raffreddamento di distretto.
  • Volantini[[] – immagazzinare l'energia cinetica in una massa rotante per applicazioni a breve durata, ad alta potenza come la regolazione della frequenza.

Le nuove tecnologie come lo stoccaggio dell'energia a gas liquido (LAES), lo stoccaggio a base di gravità e l'idrogeno (tramite elettrolisi e celle a combustibile) stanno emergendo ma rimangono meno maturo commerciale; i loro costi di ciclo di vita sono ancora in fase di costituzione.

Componenti dell'analisi dei costi del ciclo di vita

Un’analisi approfondita dei costi del ciclo di vita (LCC) cattura tutti i costi per la vita attesa di un sistema.

Spese di capitale (CapEx)

CapEx include il costo dei supporti di memorizzazione (cellule di batteria, caverna d'aria compressa, serbatoio, rotore volanti), apparecchiature di conversione di potenza (inverter, rettifiche, turbine), bilanciamento-di-pianta (housing, piping, controlli), e l'installazione. Questo investimento iniziale spesso domina l'equazione del ciclo di vita, soprattutto per le tecnologie ad alto capitale come l'idro pompato e CAES.

Operazione e manutenzione (O&M)

O&M costi di controllo di routine, riparazioni, sostituzioni di attrezzature ausiliarie, manodopera e materiali di consumo. O&M fissi (costi annuali indipendenti dal funzionamento) e O&M variabile (costi per MWh di energia ciclo o per start/stop) entrambi i materiali.Per sistemi meccanici come i costi di pompaggio idro, O&M sono relativamente bassi a causa di lunga durata di asset (spesso 50+ anni),

Costi di sostituzione e di vita

Molti componenti di stoccaggio si degradano nel tempo e richiedono una sostituzione parziale o completa. Nelle batterie agli ioni di litio, l'invecchiamento del calendario e del ciclo riduce la capacità, richiedendo tipicamente la sostituzione dopo 10-15 anni. Le batterie di flusso hanno una durata più lunga di elettrolita liquida, ma possono avere bisogno di sostituzioni periodiche di membrana e pompa.

Efficienza e degradazione

L'efficienza del giro (RTE) determina quanto si recupera l'energia utilizzabile per unità immagazzinata. Un RTE inferiore significa che occorre acquistare più energia (o si perde), aumentando i costi operativi efficaci. Ad esempio, le batterie Li‐ion raggiungono regolarmente l'85-95% di RTE, mentre CAES varia dal 40 al 70% (a seconda della configurazione). Inoltre, il degrado della batteria riduce la capacità utilizzabile nel tempo, riducendo i ricavi e può richiedere un sovra-ciclo dei costi.

Costo del capitale e del finanziamento

Il costo medio ponderato del capitale (WACC) influenza fortemente il costo livellato dello storage, soprattutto per i progetti in aumento. Le tecnologie o gli operatori senza record di tracciati consolidati possono affrontare tassi di interesse più elevati, premi assicurativi e rendimenti richiesti.

Costo livellato di stoccaggio (LCOS) come metro di confronto

Per confrontare i costi del ciclo di vita attraverso diverse tecnologie di storage con diverse vite, capacità e prestazioni, gli analisti utilizzano il costo livellato di storage (LCOS). LCOS esprime il costo totale del ciclo di vita scontato per unità di elettricità scaricata ($/MWh o $/kWh).

I parametri chiave di un calcolo LCOS includono: costi installati, O&M fissi e variabili, costi di sostituzione, RTE, tasso di degrado, e il numero di cicli full-equivalent all'anno. Poiché lo storage è spesso utilizzato per più applicazioni (arbitraggio energetico, rassodamento della capacità, regolazione della frequenza), il caso di utilizzo specifico colpisce significativamente il sistema LCOS. Un sistema ciclizzato quotidianamente per l'arbitraggio avrà un backup di emergenza diverso LCOS.

Analisi economica comparativa delle tecnologie

Di seguito esaminiamo i profili dei costi del ciclo di vita di ogni grande tecnologia, tracciando i recenti rapporti di letteratura e industria.

Batterie al litio

La capacità di carico è di 20 anni (per un periodo di tempo di recupero di 20 anni) e di 20 anni (per un periodo di tempo di recupero di 20 anni) è di circa 150–$250/kWhbuildh nel 2024.

Batterie di flusso

Le batterie di flusso di Vanadium redox (VRFBs) e la capacità di decouple (i serbatoi più grandi aumentano semplicemente lo stoccaggio di energia ad una frazione del costo di ulteriori pile. Ciò rende le batterie di flusso particolarmente competitive per lo stoccaggio di lunga durata (6-12 ore). I costi installati sono attualmente superiori a Li‐ion ($300–$500/kWh) ma con una durata molto lunga del ciclo (20+ anni) e un minimo di degrado.

Stoccaggio idropompato

I costi del ciclo di vita sono dominati da elevati costi di ingegneria civile e di attrezzature: $1,500–$5,000/kW di capacità (rispetto a $200–$600/kW per le batterie). Tuttavia, gli impianti PHS operano per 50–80 anni con una sostituzione minima di componenti principali (turbine e generatori potrebbero avere bisogno di ristrutturazione dopo 30 anni).

Conservazione dell'energia dell'aria compressa (CAES)

I sistemi di misurazione e di controllo sono in grado di fornire un'informazione più approfondita e più efficace.

Conservazione dell'energia termica

Lo stoccaggio termico è spesso associato a centrali termiche solari (sala di stampa) o utilizzato per il raffreddamento (accumulo di ghiaccio) in edifici commerciali. I costi variano notevolmente a seconda del mezzo e dell'applicazione. Per l'energia solare concentrata (CSP) con 6-12 ore di stoccaggio di sale fuso, il sistema totale CapEx è di $5.000–$7,000/kW, ma il componente di stoccaggio da solo può costare $20–$50/kWh-thermal.

Volantini

Le ruote motrici immagazzinano energia come energia cinetica rotazionale. Hanno una densità di potenza molto elevata (risposte veloci) e possono ciclizzare milioni di volte con un minimo di degrado. Tuttavia, la loro capacità energetica è limitata, le unità di tipo forniscono 1–100 kWh per secondi a minuti. CapEx è $300–$600/kW per il sistema di volano più elettronica di potenza.

Tendenze dei costi e Outlook futuro

I costi di stoccaggio dell'energia sono in una ripida traiettoria verso il basso attraverso tecnologie multiple, guidate dalla scala di produzione, dall'innovazione dei materiali e dai miglioramenti dei processi. Per i prezzi del pacchetto di litio, i prezzi del pacchetto della batteria sono scesi sotto i 100/kWh del 2023 (BloombergNEF), e ulteriori riduzioni a $50–$60/kWh sono previste entro il 2030.

I costi della batteria di flusso sono anche in calo come linee di produzione vengono online; i prezzi del vanadio rimangono volatili, ma i chemistri alternativi (aqueous organic, ferro-cromo) potrebbero spingere i costi inferiori a $100/kWh per elettrolita. Il Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti Long-Duration Storage Shot mira a ridurre i costi del 90% entro il 2030 per sistemi che offrono 10 ore – questo include l'idroma pompato, CAES e batterie di nuova generazione.

L’idrogeno pompato affronta lunghi tempi di piombo, ma il nuovo “chiuso-loop” PHS (utilizzando serbatoi dedicati senza corpi di acqua naturale) sta guadagnando trazione. Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti Hydropower Vision] riporta che oltre 30 GW di potenziali siti PHS esistono con un impatto ambientale moderato. Se questi sono sviluppati in scala, i costi potrebbero cadere a $1,000-$

Il CAES avanzato (adiabatico) è previsto per raggiungere la parità LCOS con idropompa in molte regioni, soprattutto dove le condizioni geologiche sono favorevoli. Nel frattempo, lo stoccaggio termico sta diventando una componente centrale delle piante CSP di prossima generazione, con obiettivi LCOE sotto $50/MWh.

Le iniziative politiche stanno accelerando queste tendenze. I crediti fiscali di produzione per lo stoccaggio (la Sezione 48 del credito fiscale degli Stati Uniti include ora lo storage stand-alone) e gli standard di portafoglio rinnovabili con mandati di archiviazione stanno aumentando l'implementazione. L'iniziativa dell'Unione europea "Battery 2030+" e la massiccia espansione della produzione di batterie della Cina ulteriore riduzione dei costi di azionamento.

Implicazioni per la politica e gli investimenti

L'analisi dei costi del ciclo di vita fornisce la base per una politica efficace di stoccaggio dell'energia. I responsabili politici dovrebbero progettare incentivi che riflettono il valore totale del sistema, non solo il costo del capitale, per evitare scelte tecnologiche subottili. Ad esempio, un sussidio legato esclusivamente al costo di upfront favorirebbe le batterie per applicazioni di breve durata, ma potrebbe trascurare i benefici a lungo termine di un impianto idropompazionato 50-anno.

Gli investitori e gli sviluppatori dovrebbero utilizzare LCOS adattato per il loro specifico caso di utilizzo, tasso di sconto e degradazione proiettata. La tecnologia giusta dipende dalla frequenza del ciclo, durata richiesta, posizione e necessità della griglia. I sistemi ibridi (ad esempio, litio-ione per risposta rapida più batterie di flusso o CAES per una durata più lunga) possono ottimizzare il costo totale del ciclo di vita.

I finanziamenti per la ricerca e lo sviluppo dovrebbero essere indirizzati ai componenti dei costi che dominano ogni tecnologia: per Li‐ion, migliorare la longevità e il degrado; per batterie di flusso, abbassare i costi di pila di potenza e elettrolita; per idropompati e CAES, ridurre i costi di lavoro civili e gli impatti ambientali.

Conclusioni

L'analisi economica dei costi del ciclo di vita rivela che nessuna tecnologia di stoccaggio dell'energia è ottimale per tutte le applicazioni. Per gli scenari di breve durata, di alta qualità, le batterie agli ioni di litio offrono oggi il più basso LCOS, con i continui riduzioni dei costi previsti. Per lo stoccaggio a lunga durata (8 ore o più), i costi di accumulazione accelerati, CAES e le batterie di flusso diventano più convenienti, soprattutto quando si considerano i tassi di riduzione del risparmio e la lunga durata di risparmio.