Quando si parla di accumulo energetico, la conversazione ruota quasi sempre attorno alle batterie agli ioni di litio. Eppure esiste una tecnologia più antica, fisicamente imponente e potenzialmente adatta a scale che le batterie faticano a raggiungere: l’accumulo ad aria compressa, o CAES (Compressed Air Energy Storage). Con l’entrata in funzione del Nengchu-1 in Cina — attualmente il più grande impianto di questo tipo al mondo — la tecnologia ha compiuto un passo che merita attenzione, anche da chi segue le rinnovabili da una prospettiva europea.
Come funziona l’accumulo ad aria compressa
Il principio di base è meccanico e intuitivo: quando c’è eccesso di elettricità nella rete — tipicamente nelle ore di forte produzione solare o eolica — dei compressori spingono aria ad alta pressione all’interno di grandi cavità sotterranee, come caverne in formazioni saline o giacimenti esauriti. Quando invece la rete ha bisogno di energia, l’aria compressa viene rilasciata, si espande e aziona turbine che producono elettricità.
Il ciclo è simile, concettualmente, a quello di un impianto idroelettrico a pompaggio: si “immagazzina” energia in una forma fisica — pressione invece che quota — e la si recupera su richiesta. La differenza è che non serve un bacino montano: bastano le giuste formazioni geologiche nel sottosuolo.
Esistono varianti più efficienti rispetto alle versioni originali degli anni Settanta. I sistemi adiabatici recuperano il calore generato dalla compressione e lo reimmettono nella fase di espansione, riducendo le perdite e migliorando il rendimento complessivo. I sistemi isotermici puntano invece a mantenere la temperatura costante durante entrambe le fasi. Nessuna delle due varianti ha ancora raggiunto una maturità commerciale piena, ma la direzione tecnica è chiara.
Nengchu-1: le dimensioni contano, ma non bastano
Il Nengchu-1 è entrato in una fase operativa avanzata nel corso del 2026, dopo un percorso di commissioning iniziato nei mesi precedenti. Le specifiche confermate parlano di 300 MW di potenza installata e una capacità di stoccaggio di 1.500 MWh. Questo significa che l’impianto può erogare 300 megawatt per cinque ore consecutive — un profilo di durata che le batterie al litio di grande scala raramente raggiungono in modo economicamente competitivo.
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Per dare un riferimento: 1.500 MWh corrispondono al consumo elettrico di diverse centinaia di migliaia di abitazioni per un’ora. Non è un numero simbolico. È la scala a cui deve operare lo stoccaggio di lunga durata se vuole davvero contribuire alla stabilizzazione di reti ad alta penetrazione rinnovabile.
L’impianto utilizza una caverna salina come serbatoio, una soluzione geologica consolidata per questo tipo di applicazione. Le formazioni saline sono apprezzate perché relativamente impermeabili, meccanicamente stabili sotto pressione ciclica e diffuse in molte regioni del mondo.
Perché lo stoccaggio di lunga durata è il problema da risolvere
Le batterie al litio hanno dominato il mercato dello stoccaggio negli ultimi anni, e per buone ragioni: sono modulari, veloci da installare, con tempi di risposta istantanei. Ma hanno un limite strutturale: la durata economica di scarica. Sistemi da due o quattro ore di autonomia vanno bene per gestire i picchi serali dopo un pomeriggio di sole. Non bastano quando si tratta di coprire diversi giorni consecutivi di scarsa produzione eolica o solare — quello che nel settore si chiama dunkelflaute, il periodo di “siccità energetica” tipico degli inverni europei.
È qui che entrano in gioco tecnologie come il CAES, l’idrogeno verde, l’idroelettrico a pompaggio e le batterie a flusso. Ognuna ha vantaggi e limiti specifici. L’accumulo ad aria compressa si distingue per la scalabilità potenzialmente molto elevata e per l’uso di materiali abbondanti — aria, roccia, acciaio — senza dipendere da minerali critici come il litio, il cobalto o il nichel.
Questo non significa che sia privo di criticità. I rendimenti del ciclo completo restano inferiori a quelli delle batterie al litio, anche nelle versioni più avanzate. La dipendenza dalla geologia locale limita i siti disponibili. I costi di scavo e ingegneria civile sono significativi. E la tecnologia adiabatic CAES, che promette i rendimenti migliori, non ha ancora raggiunto la maturità commerciale piena al di fuori di progetti dimostrativi.
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Il contesto globale: la Cina apripista, l’Europa in ritardo
Il Nengchu-1 non è il primo impianto CAES al mondo, ma è il più grande. Esistono impianti operativi da decenni — uno in Germania, uno negli Stati Uniti — ma di dimensioni molto più contenute e basati su tecnologie meno efficienti. La Cina ha accelerato in modo deciso sullo stoccaggio di lunga durata negli ultimi anni, inserendo il CAES in una strategia più ampia di integrazione delle rinnovabili in una rete elettrica che deve gestire enormi volumi di produzione intermittente.
In Europa la situazione è più frammentata. Ci sono progetti in fase di sviluppo in diversi paesi, ma nessuno ha ancora raggiunto la scala del Nengchu-1. Le politiche europee sullo stoccaggio di lunga durata, pur riconoscendo la necessità di queste tecnologie, stentano a tradursi in meccanismi di mercato che rendano gli investimenti bancabili. Il problema non è solo tecnologico: è regolatorio ed economico. Uno stoccaggio che opera su scale di cinque, dieci o più ore non trova facilmente una remunerazione adeguata nei mercati elettrici attuali, calibrati su logiche di breve durata.
Cosa cambia con un impianto di questa scala
La rilevanza del Nengchu-1 non sta solo nelle sue dimensioni. Sta nel fatto che dimostra la fattibilità industriale di un approccio che fino a pochi anni fa era considerato promettente ma ancora lontano dalla maturità. Un impianto da 300 MW e 1.500 MWh non è un prototipo: è un’infrastruttura reale, connessa alla rete, con obblighi di performance e continuità operativa.
Questo tipo di “prova su scala reale” ha un valore che va oltre il singolo progetto. Consolida le catene di fornitura, genera dati operativi affidabili, riduce la percezione del rischio da parte degli investitori e può abbassare i costi per i progetti successivi. È lo stesso percorso che ha trasformato l’eolico offshore da tecnologia sperimentale a industria matura nel giro di due decenni.
Resta da vedere se l’accumulo ad aria compressa riuscirà a percorrere una traiettoria simile, e in quanto tempo. Le condizioni geologiche non sono universali, i costi iniziali restano elevati e la competizione con altre tecnologie di stoccaggio di lunga durata — incluse le batterie a flusso di vanadio e i sistemi a gravità — è reale. Ma il Nengchu-1 ha spostato il dibattito: non si discute più se il CAES possa funzionare su grande scala, ma se e dove convenga farlo.
Questo articolo è stato realizzato con il supporto dell'AI e sottoposto a revisione editoriale.
