I sistemi di accumulo termo-elettrico permettono di stoccare energia elettrica e restituirla sotto forma elettrica o termica, agendo quindi da capacità di stoccaggio multi-energia. Questa flessibilità - che li differenzia dagli accumuli tradizionali - può portare ad una migliore integrazione delle rinnovabili e quindi ad una riduzione dei costi operativi. Questo studio si propone di quantificare l'impatto di un sistema di accumulo multi-energia sulla gestione ottimizzata di un distretto urbano. INTRODUZIONE
Lo sfruttamento delle Fonti di Energia Rinnovabile (FER) è una pratica fondamentale per conseguire i target climatici posti dall'Unione Europea (UE), che hanno come obiettivo il raggiungimento di emissioni nette pari a zero entro il 2050.

A seguito delle citate politiche dell'UE volte ad affrontare il cambiamento climatico, negli ultimi due decenni molte tecnologie per sfruttare le FER - quali moduli Foto-Voltaici (FV) e turbine eoliche - si sono ampiamente diffuse e affermate sul mercato.

Tuttavia, oltre a disporre delle tecnologie adeguate, è necessario dispacciare correttamente la potenza generata dalle FER all'interno dei sistemi energetici in modo da massimizzarne l'utilizzo.

Una delle strategie più utilizzate in questo contesto è l'uso di sistemi di accumulo di energia, che permettono di gestire il disaccoppiamento tra la produzione aleatoria delle FER e la richiesta degli utenti.

I sistemi di accumulo sono tradizionalmente concepiti come dispositivi in grado di stoccare e restituire energia elettrica [1].

Tuttavia, l'infrastruttura di molti sistemi energetici include non solo il vettore elettrico ma anche quello termico (tramite reti di tele-riscaldamento e tele-raffrescamento). In questi contesti, quindi, oltre all'introduzione di sistemi di accumulo è necessario applicare strategie di ottimizzazione per gestire al meglio le interazioni tra i vari vettori energetici coinvolti [2], la produzione da FER e l'operazione degli accumuli.

Per conciliare questi due aspetti - la necessità di installare capacità di accumulo e quella di gestire in modo ottimale più vettori energetici - sta emergendo l'idea dei sistemi di accumulo multi-energia. Gli accumuli multi-energia - di cui fanno parte gli accumuli termo-meccanici - sono in grado di stoccare l'energia elettrica in surplus prodotta dalle FER e restituirla successivamente sotto forma elettrica o termica a seconda della necessità degli utenti [3].

Queste tecnologie stanno emergendo come alternative ai tradizionali pompaggio idroelettrico e batterie al litio grazie alla loro lunga vita operativa (20-30 anni), al basso costo per kWh [4] e all'indipendenza dalle materie prime rare.

All'interno della categoria storage termo-meccanico rientrano varie tecnologie, tra cui lo stoccaggio di aria liquida, lo stoccaggio di aria compressa, e i sistemi di accumulo termo-elettrico, noti in letteratura come Pumped Thermal Energy Storage (PTES).

Questi ultimi si distinguono in due categorie - Rankine (Ra-PTES) [5] e Brayton (Br-PTES) [6] - a seconda dei cicli termodinamici che operano le fasi di carica e scarica. I Br-PTES sono caratterizzati da un'efficienza di round-trip ?rt alta - fino a 72% [7] - rispetto ai meno performanti Ra-PTES (?rt pari 40-60%).

I Br-PTES utilizzano energia elettrica per alimentare il compressore di una Pompa di Calore Brayton (PdC Br), che carica un accumulo di energia termica ad Alta Temperatura (accumulo AT).

L'energia termica stoccata può quindi essere utilizzata direttamente per il riscaldamento o come sorgente calda per alimentare un ciclo Brayton diretto e produrre di nuovo energia elettrica.

Alcune configurazioni prevedono un ulteriore serbatoio termico a Bassa Temperatura (accumulo BT), che chiude il ciclo. Il serbatoio BT può anch'esso essere utilizzato per fornire raffrescamento diretto o come serbatoio freddo per il ciclo Brayton diretto.

Quest'ultima configurazione è particolarmente interessante per le applicazioni nei sistemi urbani multi-energia, dove è frequente che siano presenti sia reti elettriche, di tele-riscaldamento e di tele-raffrescamento.

Il mezzo di stoccaggio dei due serbatoi (AT e BT) può essere solido o liquido. I mezzi liquidi, come i sali fusi (a temperature comprese tra 300-700°C) e gli idrocarburi criogenici (-100 - 0 °C) sono i materiali più utilizzati data la buona resistenza agli stress termici e l'alto coefficiente di scambio termico [8].

I materiali solidi, invece, come la magnetite, l'ematite, i blocchi di cemento e le sfere ceramiche tendono ad essere più economici e possono essere utilizzati in un'ampia gamma di temperature operative [9].

Data l'elevata differenza di temperatura tra i due serbatoi, il rendimento del motore Br è elevato (circa 40%). La conversione dal calore stoccato all'energia elettrica in fase di scarica avviene quindi in modo molto efficiente, portando a prediligere questa tecnologia per applicazioni di stoccaggio elettrico-elettrico.

Tuttavia, la conversione elettrico-termica avviene intrinsecamente, ed è quindi ragionevole pensare ad un utilizzo diretto dell'energia stoccata negli accumuli AT e BT, oltre che alla conversione elettrica.

Sebbene la progettazione dei Br-PTES sia stata largamente analizzata in letteratura, questa tecnologia è ancora poco matura (TRL compreso tra 2 e 5 [10]), dato che molti aspetti tecno-economici sono ancora in fase di valutazione.

Tra questi, la loro integrazione nei sistemi multi-energia è ancora scarsamente esaminata, eccetto per casi studio domestici [11].

Tuttavia, gli accumuli Br-PTES raggiungono efficienze maggiori per grandi dimensioni, dove potrebbero diventare economicamente vantaggiosi e competitivi rispetto alle batterie al litio.

Questo articolo si propone quindi di simulare un sistema multi-energia che include carichi elettrici, di riscaldamento e di raffrescamento, generazione da moduli FV e una capacità di accumulo Br-PTES per ottimizzare il dispacciamento dei vari vettori energetici in un distretto urbano, evidenziando i benefici economici dell'utilizzo di uno stoccaggio multi-energia rispetto al tradizionale uso esclusivamente elettrico.