Il produttore americano punta su una molecola organica per abbattere i costi rispetto al vanadio.
Un’efficienza di andata e ritorno superiore al 70 per cento e una vita utile oltre i vent’anni non bastano, da sole, a vincere la gara dell’accumulo di lunga durata. Il numero che sposta davvero il mercato arriva dalla scheda tecnica di XL Batteries: un costo livellato sotto 0,05 dollari al chilowattora. È la promessa della batteria a flusso organico dell’azienda, emersa a metà settembre nel racconto di Interesting Engineering: una chimica che punta a scardinare il predominio del vanadio nell’accumulo di lunga durata.
La chimica che sposta il prezzo
Sotto il cofano, la differenza è chimica e si gioca nel liquido. La batteria a flusso redox al vanadio usa un elettrolita in acido solforico. «Il vanadio è troppo costoso, il 90 per cento è controllato da Cina e Russia, e si scioglie solo in acido solforico: il liquido è altamente corrosivo e questo fa lievitare molti costi del sistema», ha detto Sisto a Latitude Media.
La risposta di XL Batteries è una molecola che nasce dai feedstock petrolchimici organici e finisce in acqua a pH neutro. «Quello che usiamo al suo posto è una molecola da feedstock petrolchimici organici in acqua a pH neutro, che cambia la struttura di prezzo della piattaforma esistente», spiega sempre Sisto a Latitude Media. Il passaggio all’acqua neutra toglie dal sistema il problema della corrosione dell’acido solforico, indicato come uno dei fattori che spingono i costi della piattaforma al vanadio.
Il punto va letto con onestà: il rendimento di andata e ritorno dichiarato, sopra il 70 per cento, e la durata di oltre vent’anni sono dati da verificare su impianti in esercizio continuativo. La scheda tecnica serve al confronto, ma la prova è il comportamento in rete. Resta da vedere se questo spostamento di prezzo basta contro un installato che ha già dimostrato di funzionare in campo.
L’installato non arretra
Per capirlo, serve guardare a cosa è già in campo. Sumitomo Electric aveva già collegato, nel 2017, il primo sistema VRFB su scala utility negli Stati Uniti: 8 MWh a San Diego, connesso a CAISO, con capacità di black-start per una microrete comunitaria. In Giappone, fin dal 2015, la stessa azienda ha messo in esercizio sistemi di accumulo a flusso su larga scala a Hokkaido — 60 MWh nel 2015 e 51 MWh nel 2022 — per stabilizzare l’integrazione dell’energia eolica.
Anche ENEOS è in campo nell’accumulo su scala di rete: il Muroran Storage Battery Plant, avviato nel marzo 2024 con 50 MW, è uno dei più grandi impianti di batterie su scala di rete in Giappone; l’azienda indica inoltre la costruzione di un nuovo impianto di accumulo a Chiba. Sul fronte del capitale, XL Batteries ha raccolto un investimento seed da 7,5 milioni di dollari da Merrin Investors, portando il finanziamento totale a 28 milioni di dollari.
Ma la posta in gioco non è solo la chimica: è la resilienza della rete.
Sul campo: LDES e il nodo litio
Dalla competizione tra chimiche, il passo successivo è l’impatto sul sistema. Le tecnologie di accumulo di lunga durata — LDES — sono indicate da Sumitomo Electric come un elemento necessario per una rete resiliente e decarbonizzata. Gli impianti già in esercizio mostrano due ruoli distinti: a San Diego il sistema del 2017 funziona con capacità di black-start, a Hokkaido gli impianti stabilizzano l’integrazione dell’energia eolica.
Il fronte parallelo è quello del riciclo. Un progetto di ricerca statunitense e Toyota hanno sviluppato un legante a base d’acqua per facilitare il riciclo delle batterie agli ioni di litio. La domanda sul campo resta aperta: chi sceglie oggi una batteria a flusso organico — chi ha bisogno di black-start o chi deve stabilizzare l’eolico? È su questi casi d’uso, più che sui dati di laboratorio, che si deciderà la partita.
La batteria a flusso organico promette di abbattere il costo dell’accumulo di lunga durata, ma la vera prova è sul campo: servono anni di esercizio e integrazione, non solo una chimica più economica.
