L’impianto idroelettrico di Iberdrolas in Portogallo può alimentare 2,4 milioni di case in un giorno, ma questa tecnologia emergente comporta costi iniziali elevati (Financial Times)
Il cilindro metallico da 230 tonnellate ruggisce mentre lavora a 600 giri al minuto, azionando una pompa sepolta sottoterra che dà un nuovo significato all’idea di spingere l’acqua su per una collina. Lontano dall’essere un compito impossibile, è il nucleo di una centrale elettrica portoghese che mira a dimostrare che pompare l’acqua per 7 km su una montagna può essere una parte essenziale – e commercialmente valida – di un sistema energetico basato su energia rinnovabile. Costruita dalla società spagnola Iberdrola a un costo di 1,5 miliardi di euro, l’impianto in una valle rocciosa nel nord del Portogallo è nota per essere un impianto di accumulo idrico. Ma gli addetti ai lavori hanno un altro nome per il serbatoio in cima alla montagna. È una “batteria ad acqua” – rudimentale nel concetto, ingegneristicamente complessa e un modo molto efficace di immagazzinare energia. L’impianto di Tarnega utilizza l’eccesso di elettricità dalla rete, generato principalmente da energia eolica e solare, per pompare l’acqua da un serbatoio inferiore a uno superiore.
Osservando la sua tranquilla superficie blu, Rafael Chacon Llórente, direttore del progetto Iberdrola presso il complesso, ha detto: “Quando il livello dell’acqua è a 885 metri sul livello del mare, la batteria è completamente carica”. Poi, nelle ore di punta, quando la rete richiede più energia, il sistema viene invertito su richiesta. Si apre una saracinesca e la gravità porta milioni di litri d’acqua a tuonare giù per un tunnel ogni minuto. La pompa diventa una turbina e fa girare il cilindro metallico nell’altra direzione, generando elettricità a costo zero. La turbina ha una capacità di 880 megawatt. Poiché Tamega può generare fino a 24 ore, la quantità totale di energia immagazzinata nel serbatoio superiore è di 21 GWh, sufficiente per caricare 400.000 batterie di veicoli elettrici o per 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 aziende è trovare le giuste condizioni per rendere economicamente attraenti i nuovi progetti idroelettrici accumulati. Il problema che l’idroelettrico accumulato risolve è la variabilità dell’energia eolica e solare. Da un lato, il sole non splende sempre e il vento non soffia sempre. Dall’altro, quando il sole è cocente e il vento ulula, i pannelli solari e le turbine rotanti producono molto più elettricità di quella che può essere consumata in un dato momento. Poiché le reti elettriche non possono gestire l’eccesso, l’elettricità deve essere immagazzinata da qualche parte o andrà perduta. Questa necessità di stoccaggio crescerà solo con l’espansione dell’energia rinnovabile. Il Portogallo ha ottenuto 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 Tamega, l’elettricità in eccesso può essere utilizzata per “caricare” il serbatoio, spesso durante il giorno. Poi, la sera, quando le luci e gli elettrodomestici sono accesi nelle case, la pompa viene commutata in modalità turbina e genera energia.
Diego Díaz Pilas, responsabile della tecnologia di Iberdrola, ha detto 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 più piccola dell’idroelettrico accumulato sia in termini di potenza bruta sia di quanto tempo possono produrre elettricità a piena capacità (due-quattro ore per le batterie al litio-ionico contro circa un giorno intero a Tamega). “Quando si ha molto sole, si abbina molto bene con le batterie perché il sole produce durante le ore diurne e le batterie possono essere scaricate quando il sole non splende. Ma quando hai anche molto vento – e il 50% dell’elettricità verrà dal vento in Europa intorno al 2030 – hai davvero bisogno di immagazzinare enormi quantità di energia”.
L’accumulo idroelettrico esiste da un secolo. Molte strutture, come l’impianto Cruachan di Drax in Scozia, sono state costruite negli anni ’60 per immagazzinare l’elettricità in eccesso dalle centrali nucleari. Oggi l’idroelettrico accumulato rappresenta più del 90% dello stoccaggio globale di elettricità, molto di esso negli Stati Uniti, secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia. Ma ne serve di più. In Spagna e Portogallo, Iberdrola ha 100 GWh di stoccaggio idroelettrico esistente e altri 170 GWh in costruzione o in cantiere. La Cina ha grandi progetti per costruirne ancora di più. Una volta costruiti, gli impianti hanno una lunga durata e diventano importanti per il prezzo dell’elettricità. A Tamega, Iberdrola acquista energia dalla rete per pompare quando è economica, poi vende energia quando è costosa. In una rilevazione recente nel sistema energetico portoghese il prezzo medio fuori punta di 54 euro per MWh si confrontava con un prezzo in punta di quasi 78 euro creando margine.
Un altro campione dell’accumulo idroelettrico è Malcolm Turnbull, ex primo ministro dell’Australia, che quando era in carica ha orchestrato il progetto statale Snowy 2.0 con un costo di 8 miliardi di dollari (12 miliardi di dollari australiani). “Chiunque abbia uno schema idroelettrico accumulato è così felice… posso dirvi che stanno tutti guadagnando. Il problema è il costo della costruzione di nuovi impianti”. La spesa in conto capitale richiesta è elevata e la costruzione può richiedere sei anni o più. Iberdrola ha ottenuto per Tamega un prestito di 650 milioni di euro dalla Banca Europea per gli Investimenti. Gli sviluppatori devono negoziare procedure di autorizzazione complesse e l’opposizione di residenti e ambientalisti ai piani di demolizione di case e allagamento di habitat. A Tamega, dove l’azienda ha una licenza dal governo portoghese per operare per 70 anni, riceve anche un flusso costante di pagamenti del “mercato della capacità”, che sono pagati dall’operatore della rete in cambio di una fornitura garantita e altri servizi per mantenere la rete stabile.
