Accumulo termico, tecnologie a confronto

Negli ultimi contributi dedicati ai sistemi ORC (Organic Rankine Cycle), alle pompe di calore e alla cogenerazione ho evidenziato come la transizione energetica richieda un cambio di paradigma: non basta introdurre tecnologie di conversione più efficienti, occorre ripensare il modo in cui le diverse soluzioni interagiscono tra loro e, soprattutto, come l’energia viene gestita nel tempo. Ciascuna di quelle tecnologie condivide una sfida strutturale comune: la discontinuità tra il momento in cui l’energia è disponibile e il momento in cui viene effettivamente richiesta.

È proprio per rispondere a questa sfida che gli accumuli termici assumono oggi un ruolo sempre più centrale nella progettazione dei sistemi energetici integrati. La capacità di stoccare calore, o freddo, in modo efficiente, per renderlo disponibile quando e dove serve, è una delle leve più efficaci per ottimizzare l’impiego delle risorse, ridurre la domanda di energia primaria e aumentare la flessibilità operativa degli impianti.

L’accumulo termico risponde a queste esigenze attraverso due funzioni fondamentali: la modulazione temporale dei flussi energetici, agendo come buffer che assorbe energia nei momenti di eccedenza e la restituisce nei momenti di deficit; e l’ottimizzazione del funzionamento degli impianti di generazione, consentendo di mantenere cogeneratori, pompe di calore e sistemi ORC in condizioni operative ottimali, evitando i frequenti cicli di avviamento e spegnimento che ne riducono l’efficienza e accelerano l’invecchiamento.

Il Net Zero Industry Act (NZIA, Regolamento UE 2024/1735), entrato in vigore il 29 giugno 2024, include tra le tecnologie net-zero strategiche le pompe di calore, la geotermia e le tecnologie di stoccaggio dell’energia — intese principalmente come batterie elettrochimiche per lo stoccaggio elettrico. Lo stoccaggio termico, pur non essendo citato come categoria autonoma nel Regolamento, beneficia indirettamente del quadro normativo nella misura in cui è funzionale all’efficienza dei sistemi abilitati dal NZIA. Il Regolamento fissa un benchmark indicativo, non vincolante, affinché la capacità produttiva europea di queste tecnologie raggiunga almeno il 40% del fabbisogno annuo entro il 2030.

Il presente contributo si concentra sulle due grandi famiglie di accumulo termico maggiormente diffuse: gli accumuli a calore sensibile e gli accumuli a calore latente, noti come sistemi PCM (Phase Change Materials).

I PRINCIPI FISICI DELL’ACCUMULO TERMICO

I sistemi di accumulo termico sfruttano la capacità della materia di trattenere energia attraverso due meccanismi principali: la variazione di temperatura del materiale (calore sensibile) e il cambio di fase del materiale (calore latente). A questi si affianca l’accumulo termochimico – basato su reazioni chimiche reversibili – ancora prevalentemente in fase sperimentale e non trattato in questo contributo.

Il calore sensibile

Il calore sensibile è l’energia termica immagazzinata quando un materiale varia la propria temperatura senza cambiare stato di aggregazione. La quantità accumulata segue la relazione:

Q = m · cp · ΔT

dove Q è l’energia accumulata (kWh o kJ), m la massa (kg), cp la capacità termica specifica (kJ/kg·K) e ΔT il salto di temperatura (K). La densità energetica è proporzionale al prodotto cp · ΔT: materiali con cp elevato o salti di temperatura ampi consentono di stoccare più energia per unità di volume.

Un aspetto critico è la variazione continua della temperatura durante carica e scarica: l’energia non viene rilasciata a temperatura costante, ma decresce man mano che il materiale si raffredda — elemento che condiziona la progettazione degli scambiatori e la compatibilità con le utenze termiche.

Il calore latente

Il calore latente è l’energia associata al cambio di stato — tipicamente da solido a liquido e vice versa — a temperatura e pressione costanti. A differenza del calore sensibile, tutta l’energia fornita o sottratta modifica la struttura molecolare del materiale senza variarne la temperatura. La relazione di riferimento è:

Q = m · L

dove L è il calore latente specifico di fusione o solidificazione (kJ/kg). I materiali che sfruttano questo meccanismo sono i Phase Change Materials (PCM), caratterizzati dalla capacità di immagazzinare e rilasciare grandi quantità di energia in un intervallo di temperatura molto ristretto — comportamento quasi isotermico fondamentale in tutti i contesti che richiedono una gestione precisa della temperatura: comfort termico negli edifici, processi industriali a temperatura controllata, conservazione di prodotti farmaceutici e alimentari. La densità energetica dei PCM è da 5 a 14 volte superiore a quella degli accumuli a calore sensibile operanti nello stesso intervallo, consentendo sistemi significativamente più compatti. Il principale limite è la bassa conducibilità termica delle parafine organiche (0,1–0,3 W/m·K), che rallenta le dinamiche di carica e scarica e richiede soluzioni tecnologiche specifiche.

GLI ACCUMULI A CALORE SENSIBILE

Gli accumuli a calore sensibile rappresentano la tecnologia di stoccaggio termico più consolidata e diffusa, grazie alla semplicità dei principi fisici, alla maturità delle soluzioni tecnologiche disponibili e al costo contenuto dei materiali. La tabella seguente sintetizza le caratteristiche dei principali materiali impiegati.

Il funzionamento di un accumulatore a calore sensibile si basa su un principio elementare: il materiale di accumulo viene riscaldato durante la fase di carica e cede il calore immagazzinato durante la fase di scarica. La semplicità del meccanismo non deve però trarre in inganno, perchè la progettazione del sistema richiede un’attenta valutazione di geometria, portate, gradienti di temperatura e dinamiche di scambio termico.

Nel caso dei materiali liquidi – acqua e oli diatermici – il fluido termovettore coincide spesso con il materiale di accumulo stesso: il calore viene immagazzinato direttamente nel volume di liquido contenuto nel serbatoio. L’efficacia del sistema dipende in modo critico dalla stratificazione termica: l’acqua calda, meno densa, tende a posizionarsi nella parte superiore del serbatoio, mentre quella più fredda si raccoglie nella parte inferiore, creando il cosiddetto termoclino. Preservare questa stratificazione durante le fasi operative è fondamentale per garantire che il fluido prelevato lato utenza sia sempre alla temperatura desiderata e che il volume di accumulo venga sfruttato con la massima efficienza.

Nel caso dei materiali solidi – rocce, ghiaia, sabbia e calcestruzzo – esistono due modalità di carica fondamentalmente diverse. Nella prima, il calore proviene da una sorgente termica esterna: un fluido caldo (tipicamente aria o gas) scorre attraverso il letto di materiale solido per convezione forzata, cedendo calore alle superfici delle particelle o dei blocchi con un fronte termico che avanza progressivamente dall’ingresso verso l’uscita. Nella seconda – sempre più diffusa nei sistemi alimentati da energia elettrica rinnovabile – la carica avviene per effetto Joule: resistenze elettriche immerse nel letto riscaldano direttamente il materiale solido, senza necessità di un fluido termovettore caldo esterno. Questa configurazione è quella adottata, ad esempio, nelle batterie di sabbia di Polar Night Energy, dove l’energia elettrica in eccesso prodotta da fotovoltaico o eolico viene convertita direttamente in calore immagazzinato nel letto solido.

La scarica, in entrambi i casi, avviene tipicamente facendo circolare aria attraverso il letto caldo: l’aria si scalda per convezione forzata e cede poi il proprio calore a uno scambiatore aria-acqua che produce acqua calda destinata alla rete di teleriscaldamento o al processo industriale. In questo modo il sistema trasforma energia elettrica rinnovabile — anche prodotta in momenti di surplus — in calore termico utilizzabile quando e dove serve, con un ruolo di disaccoppiamento sia temporale che vettoriale tra la fonte di energia primaria e l’utenza finale.

Nel caso dei sali fusi, in configurazione a due serbatoi — la più diffusa nelle applicazioni CSP e industriali — i sali vengono pompati dal serbatoio freddo attraverso la sorgente di calore verso il serbatoio caldo durante la carica; durante la scarica il flusso si inverte e i sali caldi cedono il proprio calore a uno scambiatore che alimenta la turbina a vapore o il processo industriale, tornando infine al serbatoio freddo per riprendere il ciclo.

GLI ACCUMULI A CALORE LATENTE: I MATERIALI A CAMBIAMENTO DI FASE (PCM)

Gli accumuli a calore latente PCM rappresentano la frontiera più dinamica dello stoccaggio termico. Offrono densità energetiche significativamente superiori agli accumulatori a calore sensibile, un comportamento di carica e scarica quasi isotermico e la possibilità di essere adattati — attraverso la selezione del materiale — a un ampio spettro di temperature operative, da pochi gradi centigradi fino a oltre 300 °C. Il mercato globale dei PCM cresce a tassi superiori al 15% annuo, con un volume atteso superiore a 3 miliardi di dollari entro il 2030.

Le famiglie di materiali PCM

PCM organici — Le parafine (idrocarburi saturi CnH2n+2) sono i PCM organici più diffusi: calori latenti di 150–240 kJ/kg, eccellente stabilità chimica su migliaia di cicli, non corrosive e non tossiche. La temperatura di fusione cresce con la lunghezza della catena molecolare, consentendo la selezione del materiale più adatto alla temperatura operativa. Gli acidi grassi (palmitico, stearico, laurico) presentano temperature di fusione tra 30 e 70 °C con calori latenti di 150–220 kJ/kg e il vantaggio di essere derivabili da fonti rinnovabili, rendendoli interessanti in ottica di economia circolare. Il limite comune è la bassa conducibilità termica (0,1–0,3 W/m·K).

PCM inorganici — I sali idratati presentano densità energetiche superiori alle parafine (150–350 kJ/kg), conducibilità termica migliore (0,5–2,0 W/m·K), costo più contenuto e non infiammabilità. I principali svantaggi sono il supercooling — tendenza a rimanere liquidi al di sotto della temperatura di solidificazione teorica in assenza di centri di nucleazione — e la segregazione di fase nei cicli ripetuti. Il solfato di sodio decaidrato (Na₂SO₄·10H₂O), ad esempio, può rimanere liquido fino a 10–15 °C sotto la propria temperatura di solidificazione teorica (~32 °C). Le soluzioni adottate comprendono l’aggiunta di agenti nucleanti (borace, altri sali inorganici finemente suddivisi), l’agitazione meccanica e il mantenimento di una piccola quota di materiale solido anche a fine scarica.

Miscele eutettiche — Combinazioni di due o più PCM con punto di fusione inferiore a quello di ciascun componente puro. La caratteristica principale è la possibilità di progettare con precisione la temperatura di transizione. Le miscele di sali inorganici (nitrati, cloruri, carbonati, solfati) coprono temperature da 100 a oltre 700 °C e vengono impiegate nel recupero del calore industriale ad alta temperatura e nelle applicazioni CSP; le miscele organiche trovano impiego nelle applicazioni edilizie e a bassa temperatura.

La tabella seguente riporta i principali PCM per famiglia e intervallo di temperatura, con indicazione delle applicazioni tipiche.

Il problema della conducibilità termica e le soluzioni tecnologiche

Il principale ostacolo all’applicazione su larga scala dei PCM organici è la bassa conducibilità termica, che può allungare i tempi di carica e scarica oltre i limiti accettabili. Le principali strategie per superare questo bottleneck sono:

• Scambiatori a superficie estesa: alette metalliche in alluminio o rame inserite nel volume di PCM — soluzione più semplice e diffusa, già disponibile commercialmente fino a qualche centinaio di kW_th con configurazioni radiali, longitudinali o a nido d’ape.
• Matrici metalliche schiumate (metal foam): schiume aperte in alluminio, rame o nichel impregnate di PCM — conducibilità effettiva molto superiore al PCM puro, particolarmente promettenti per alta densità di potenza termica.
• Microincapsulamento: il PCM viene racchiuso in microsfere polimeriche di 1 μm – 1 mm, aumentando la superficie specifica di scambio e consentendo l’incorporazione diretta nei materiali da costruzione (intonaci, pannelli) o nei fluidi termovettori come slurry PCM — tecnologia più diffusa nelle applicazioni edilizie.
• PCM in matrici di grafite espansa: composito con conducibilità fino a 5–10 W/m·K nella direzione preferenziale — particolarmente efficace per parafine ad alta temperatura e alcune categorie di sali idratati.

Il funzionamento di un accumulatore a calore latente è governato dal cambio di fase del materiale PCM: durante la carica il materiale assorbe calore passando dallo stato solido a quello liquido, durante la scarica lo restituisce ritornando allo stato solido. La temperatura del PCM rimane praticamente costante per tutta la durata del cambio di fase — a differenza di quanto accade negli accumulatori a calore sensibile — il che rende questi sistemi particolarmente adatti a tutte le applicazioni in cui è richiesta una temperatura di fornitura stabile e ben definita.

La carica può avvenire attraverso due modalità. Nella prima, un fluido termovettore caldo — acqua, olio diatermico, vapore o aria — scorre all’interno di uno scambiatore immerso o a contatto con il PCM, cedendo calore sufficiente a portare il materiale sopra la propria temperatura di fusione e a completare il cambio di fase. La velocità con cui il fronte di fusione avanza dall’interfaccia di scambio verso l’interno della massa di PCM dipende direttamente dalla conducibilità termica del materiale: è proprio qui che emerge il principale limite dei PCM organici, la cui bassa conducibilità (0,1–0,3 W/m·K) rallenta il processo e impone le soluzioni tecnologiche di potenziamento già descritte — alette, metal foam, microincapsulamento, grafite espansa. Nella seconda modalità, la carica avviene per effetto Joule tramite resistenze elettriche immerse direttamente nel volume di PCM o integrate nelle pareti dello scambiatore. Questa configurazione è particolarmente interessante per i sistemi di accumulo termico abbinati a fotovoltaico o eolico: l’energia elettrica in eccesso viene convertita in calore latente nel PCM, trattenuta senza dispersioni significative finché il materiale rimane fuso, e resa disponibile in un secondo momento. Rispetto ai materiali solidi come sabbia e rocce, i PCM offrono in questo contesto una densità energetica volumetrica molto superiore a parità di intervallo di temperatura, consentendo sistemi più compatti.

La scarica avviene in modo speculare: il fluido termovettore freddo — tipicamente acqua destinata alla rete di distribuzione o al processo — scorre nello scambiatore a contatto con il PCM, sottraendo calore e innescando la solidificazione. Il fronte di solidificazione avanza dall’interfaccia di scambio verso l’interno, e il calore latente rilasciato durante il cambiamento di fase mantiene la temperatura del PCM — e quindi quella del fluido in uscita — costante e prossima alla temperatura di fusione del materiale, fino a quando la solidificazione non è completa. È proprio questa caratteristica isotermica a distinguere i PCM dagli altri accumulatori: un serbatoio di acqua calda scaricato progressivamente cede calore a temperatura decrescente, mentre un accumulatore PCM correttamente dimensionato mantiene la temperatura di fornitura stabile per l’intera durata della scarica, con evidenti vantaggi per le utenze che richiedono una temperatura di mandata costante.

Un aspetto operativo da non sottovalutare riguarda la variazione di volume del PCM durante il cambio di fase: la maggior parte dei materiali si espande leggermente durante la fusione e si contrae durante la solidificazione. Il sistema di contenimento deve essere progettato per accomodare queste variazioni senza generare tensioni meccaniche che possano danneggiare le capsule, i tubi o le pareti dello scambiatore, soprattutto in presenza di migliaia di cicli ripetuti nel corso della vita operativa dell’impianto.

TECNOLOGIE DI CONTENIMENTO E SCAMBIO TERMICO

Indipendentemente dalla tipologia di materiale impiegato, la progettazione di un sistema di stoccaggio termico richiede la scelta accurata delle tecnologie di contenimento e dei sistemi di scambio termico, che condizionano l’efficienza di carica e scarica, l’affidabilità nel lungo periodo e il costo complessivo dell’investimento.

Per gli accumulatori ad acqua calda, i sistemi di contenimento più diffusi sono i serbatoi verticali cilindrici in acciaio al carbonio o inossidabile, con isolamento esterno in lana di roccia o poliuretano espanso. I serbatoi pressurizzati per temperature superiori a 95 °C richiedono la conformità alla Pressure Equipment Directive (PED 2014/68/UE) e la verifica periodica da parte di un organismo notificato. I sistemi di scambio termico più diffusi sono i serpentini immersi, gli scambiatori a piastre esterni e i sistemi a doppio mantello; la stratificazione termica deve essere preservata attraverso diffusori a bassa velocità posizionati in punti strategici del serbatoio.

Per gli accumulatori a materiale solido — rocce, ghiaia, sabbia e calcestruzzo — il contenimento avviene tipicamente in silos o vasche in acciaio o cemento armato, con isolamento termico esterno dimensionato in funzione della temperatura operativa e della durata dello stoccaggio. Data la natura solida e granulare del materiale, non si pone il problema della tenuta al fluido, ma occorre prestare attenzione alla distribuzione uniforme del flusso d’aria o del gas termovettore all’interno del letto, per evitare canalizzazioni preferenziali che ridurrebbero l’efficienza dello scambio termico. Nei sistemi con carica per effetto Joule, le resistenze elettriche devono essere distribuite in modo omogeneo nel volume del letto e realizzate con materiali compatibili con le temperature operative — che nei sistemi a sabbia possono raggiungere i 500–600 °C. La scarica verso l’utenza avviene tipicamente tramite uno scambiatore aria-acqua esterno al silo, che converte il calore dell’aria calda uscente dal letto in acqua calda destinata alla rete di teleriscaldamento o al processo industriale.

Per gli accumulatori a sali fusi, le sfide di contenimento sono più impegnative: i sali nitrati sono corrosivi nei confronti di molti acciai comuni ad alte temperature, richiedendo acciai inox austenitici o leghe speciali per i componenti critici. I sistemi di heat tracing devono garantire il mantenimento della temperatura del fluido al di sopra del punto di solidificazione in tutte le condizioni operative — inclusi i periodi di fermo prolungato — con consumo energetico ricorrente che incide sul bilancio operativo dell’impianto.

Per i sistemi PCM, le tecnologie di contenimento dipendono dalla forma in cui il materiale viene impiegato. I PCM sfusi vengono contenuti in serbatoi o capsule in materiali compatibili: acciaio inox per i sali idratati corrosivi, polietilene o polipropilene per le parafine organiche. I PCM microincapsulati vengono incorporati in matrici di materiali da costruzione o dispersi in fluidi termovettori. Negli scambiatori dedicati ai sistemi PCM — soluzioni shell-and-tube, a piastre o a capsule — l’obiettivo progettuale è massimizzare la superficie di scambio tra fluido e PCM per compensare la bassa conducibilità termica, garantendo al contempo la resistenza meccanica ai cicli di espansione-contrazione associati al cambio di fase.

ACCUMULO SENSIBILE E ACCUMULO LATENTE (PCM) A CONFRONTO

La scelta tra accumulo a calore sensibile e accumulo a calore latente dipende da una combinazione di fattori tecnici, economici e applicativi. La tabella offre un quadro sintetico dei principali parametri comparativi.

La tabella che segue confronta il volume di materiale necessario per stoccare 50 kWh termici, con temperatura di scarico fissa a 150 °C e, per gli accumulatori a calore sensibile, ΔT operativo di 100 K (carica a 250 °C, scarica a 150 °C). Per i PCM — che scaricano a temperatura di fusione costante — sono riportati i due materiali commercialmente più vicini a questa fascia. Il volume lordo include il 20% aggiuntivo per struttura, isolamento e spazi tecnici.

• A parità di energia stoccata e di temperatura di scarico, l’acqua pressurizzata è la soluzione più compatta tra gli accumulatori a calore sensibile — merito della sua eccezionale capacità termica specifica.
• I PCM a base di eritritolo e di sali inorganici (~118 °C) offrono però densità energetiche volumetriche superiori del 10–15% rispetto all’acqua, pur scaricando a temperatura costante anziché variabile.
• Sabbia e rocce richiedono volumi 2,5–3 volte maggiori rispetto ai PCM, compensando questo svantaggio con costi di materiale praticamente nulli.
• L’olio diatermico, pur necessario per gestire questa fascia di temperatura senza pressurizzazione, risulta meno competitivo in termini di compattezza.

LE PRINCIPALI AREE DI APPLICAZIONE

Integrazione con cogenerazione e pompe di calore

L’integrazione degli accumuli termici con cogeneratori e pompe di calore rappresenta il contesto applicativo più efficace e diffuso. Per la cogenerazione, il serbatoio — tipicamente ad acqua calda — consente di mantenere l’impianto in funzione durante i periodi di bassa domanda termica, immagazzinando il calore prodotto e restituendolo nei periodi di picco. Questo approccio riduce il numero di avviamenti, aumenta le ore equivalenti di funzionamento annuo e migliora il riconoscimento CAR dell’impianto, con benefici diretti in termini di accesso ai Titoli di Efficienza Energetica. Per le pompe di calore, l’accumulo svolge una duplice funzione: sfasare temporalmente il funzionamento rispetto ai picchi di domanda — evitando le condizioni operative più gravose che riducono il COP — e abilitare la gestione intelligente dell’energia, caricando l’accumulo nelle fasce orarie a minor costo o a maggiore disponibilità da rinnovabili e scaricandolo nelle fasce di picco.

Edifici residenziali

In ambito residenziale coesistono oggi due categorie di accumulo termico con ruoli e logiche applicative distinte: i serbatoi ad acqua calda, consolidati e universalmente diffusi, e i PCM, in rapida espansione grazie a vantaggi specifici che l’acqua non può offrire.

I serbatoi di accumulo ad acqua calda (100–500 litri) restano il componente standard degli impianti con pompe di calore e pannelli solari termici; per questi ultimi la regola empirica indica 50–80 litri per metro quadrato di collettore. Sono soluzioni mature, economiche e ben integrate nei sistemi impiantistici esistenti, ma presentano tre limiti che in certi contesti diventano determinanti: occupano volumi significativi in ambienti dove lo spazio tecnico è spesso ridotto, richiedono una gestione termica accurata per prevenire la proliferazione di Legionella pneumophila — il batterio si sviluppa preferenzialmente tra 25 e 50 °C, imponendo cicli periodici di pastorizzazione a temperatura superiore a 60 °C — e non si prestano a una gestione dinamica integrata con la produzione fotovoltaica.

È proprio su questi tre fronti che i PCM offrono vantaggi concreti e misurabili. Dal punto di vista dello spazio, la densità energetica volumetrica dei PCM è da 2 a 5 volte superiore a quella dell’acqua nello stesso intervallo di temperatura, consentendo sistemi significativamente più compatti a parità di energia stoccata — un vantaggio critico nel retrofit di edifici esistenti e nelle installazioni in appartamenti con scarso spazio tecnico. Dal punto di vista igienico-sanitario, i PCM non contengono acqua e non sono soggetti alla normativa sulla Legionella, eliminando i costi e i vincoli operativi dei trattamenti termici periodici. Dal punto di vista dell’integrazione con il fotovoltaico, i PCM possono essere caricati per effetto Joule nelle fasce orarie di massima produzione solare — tipicamente le ore centrali della giornata, spesso coincidenti con i picchi di surplus fotovoltaico — e scaricati nelle ore serali e notturne, quando la domanda di riscaldamento o di acqua calda sanitaria è più elevata. Questa logica di carica-scarica disaccoppiata dalla rete consente di massimizzare l’autoconsumo dell’energia fotovoltaica, riducendo l’energia prelevata dalla rete nelle fasce di picco e migliorando significativamente l’economia dell’impianto complessivo.

I PCM trovano inoltre applicazione come materiale da costruzione intelligente: pannelli e intonaci con temperatura di fusione di 23–26 °C assorbono il calore in eccesso nelle ore più calde — passando dalla fase solida alla fase liquida senza incremento significativo di temperatura superficiale — e lo restituiscono nelle ore notturne, riducendo i picchi di temperatura interna e abbattendo il fabbisogno di raffrescamento attivo. Studi sperimentali in clima mediterraneo hanno documentato riduzioni del consumo per il raffrescamento estivo del 15–35%, con periodi di ritorno di 5–15 anni.

Processi industriali, CSP e reti di teleriscaldamento

Il settore industriale offre il maggiore potenziale assoluto: la grande maggioranza dei processi genera calore di scarto — dai 60–80 °C dei circuiti di raffreddamento fino ai 400–600 °C dei fumi di forni e bruciatori — che in assenza di accumulo viene disperso attraverso torri evaporative o dry cooler. L’integrazione di sistemi di stoccaggio consente sia il recupero diretto al processo sia il recupero indifferito per altri usi (riscaldamento ambienti, ACS, teleriscaldamento). La tecnologia si seleziona in base alla temperatura: acqua calda fino a 95 °C, oli diatermici o PCM organici ad alta temperatura tra 100 e 300 °C, sali fusi o miscele eutettiche oltre 300 °C. Per gli impianti CSP, la configurazione a due serbatoi di Solar Salt (freddo ~290 °C, caldo ~565 °C) consente di produrre energia elettrica nelle ore notturne con capacità di accumulo fino a 10–15 ore a piena potenza e costi di stoccaggio di 15–25 €/kWh termico — significativamente inferiori ai sistemi elettrochimici. Per le reti di teleriscaldamento, i grandi serbatoi di acqua calda (1.000–50.000 m³, dimensionati per 6–24 ore di domanda a piena potenza) consentono di ottimizzare il funzionamento integrato di cogeneratori, pompe di calore e caldaie a biomassa, producendo nelle fasce più convenienti e distribuendo nei periodi di picco. Una categoria applicativa di crescente rilevanza è quella degli accumuli interstagionali (Seasonal Thermal Energy Storage — STES): sistemi che stoccano il calore solare estivo — raccolto da collettori termici a livello distrettuale — per restituirlo durante la stagione invernale, raggiungendo frazioni solari del 50–70% della domanda termica annua. Le tecnologie disponibili comprendono grandi serbatoi interrati (TTES), vasche impermeabilizzate scavate nel terreno (PTES), sonde geotermiche verticali (BTES) e sistemi a falda acquifera (ATES), ciascuna con specifici requisiti geologici, autorizzativi e di dimensionamento.

RISPARMI ENERGETICI E AMBIENTALI GENERABILI

A livello europeo, secondo le stime dell’IRENA e dell’ESTELA, il pieno sviluppo delle tecnologie di stoccaggio termico potrebbe contribuire a ridurre la domanda di energia primaria del settore termico di 50–100 Mtep/anno entro il 2030, con una riduzione delle emissioni di CO₂ di 100–200 milioni di tonnellate annue. A livello di singolo impianto, il calcolo del risparmio deve considerare sia il contributo diretto — riduzione della domanda di energia primaria per la generazione del calore stoccato — sia quello indiretto, legato all’ottimizzazione degli impianti di generazione: riduzione degli avviamenti, aumento del fattore di utilizzo, miglioramento del COP medio delle pompe di calore.

Quest’ultimo contributo è spesso sottostimato nelle analisi preliminari, ma può essere determinante per la convenienza economica dell’investimento.

CRITERI ORIENTATIVI PER LA SELEZIONE E LA PROGETTAZIONE

La progettazione di un sistema di accumulo termico non può essere ridotta a un esercizio di calcolo termodinamico. I criteri che seguono non intendono sostituirsi alle metodologie ingegneristiche di dimensionamento, ma si configurano come orientamenti sintetici utili a guidare la selezione della tecnologia più adatta in funzione del contesto applicativo, delle caratteristiche della sorgente e degli obiettivi energetici.

1. Profilo termico del sistema

Il primo passo è l’analisi della temperatura di carica (sorgente), di scarica (utenza) e del salto termico operativo. Se ΔT > 20–30 K e il volume non è critico, l’accumulo a calore sensibile è la soluzione più economica. Se ΔT < 10–15 K o è richiesta una temperatura di scarica costante, i PCM con temperatura di fusione appropriata sono la scelta preferibile. Per temperature superiori a 200 °C, sali fusi o miscele eutettiche di sali inorganici.

2. Volumetria disponibile e vincoli spaziali

A parità di energia da stoccare, un accumulatore PCM può richiedere un volume da 2 a 5 volte inferiore rispetto a un serbatoio ad acqua operante nello stesso intervallo di temperatura. Il vantaggio è particolarmente rilevante nelle applicazioni edilizie, nel retrofit su edifici esistenti e nelle installazioni industriali con layout vincolato, dove la maggiore densità energetica dei PCM può giustificarne il costo più elevato.

3. Durata e numero di cicli attesi

I sistemi ad acqua sopportano cicli illimitati senza degradazione chimica. I PCM organici garantiscono migliaia di cicli con ottima stabilità. I sali idratati richiedono maggiore attenzione alla segregazione di fase e al supercooling: per accumuli giornalieri frequenti (>200 cicli/anno) sono preferibili formulazioni ottimizzate con agenti nucleanti. Per accumuli interstagionali (<10 cicli/anno) tutte le tecnologie sono generalmente adeguate e prevalgono i criteri economici e di spazio.

4. Integrazione con gli impianti di generazione e connessione territoriale

• Con cogeneratori: dimensionare l’accumulo per almeno 2–4 ore di produzione a potenza nominale in assenza di domanda termica, riducendo gli avviamenti a 1–2 al giorno.
• Con pompe di calore: dimensionare per il funzionamento nelle fasce orarie più favorevoli (minor costo elettrico, massimo COP), disaccoppiando produzione e domanda.
• Con impianti ORC: l’accumulo sul lato sorgente stabilizza il profilo di carico dell’evaporatore, migliorando l’efficienza e riducendo le sollecitazioni termiche sui componenti.
• Con solare termico: dimensionare in funzione della frazione solare obiettivo — regola empirica: 50–80 litri per m² di collettore per applicazioni domestiche giornaliere.

In presenza di reti di teleriscaldamento o distretti energetici, la progettazione deve considerare le esigenze dell’intero sistema e le opportunità di valorizzazione del calore di scarto di terzi e del solare termico collettivo. I periodi di ritorno degli investimenti variano da 3–8 anni per gli accumulatori ad acqua a 5–15 anni per i sistemi PCM, a seconda dell’applicazione e del costo del materiale.

CONCLUSIONI

I sistemi di accumulo termico — nelle loro diverse configurazioni a calore sensibile e a calore latente — si configurano oggi come un elemento strutturale e abilitante della transizione energetica, al pari delle tecnologie di generazione con cui interagiscono. La loro capacità di disaccoppiare nel tempo la produzione dalla domanda, di ottimizzare il funzionamento degli impianti di cogenerazione, pompe di calore e ORC e di valorizzare le fonti rinnovabili intermittenti li rende un tassello indispensabile nel mosaico dei sistemi energetici integrati.

Gli accumulatori a calore sensibile — maturi, consolidati e disponibili a costi molto competitivi — coprono la grande maggioranza delle applicazioni a bassa e media temperatura, dai serbatoi ad acqua calda per cogeneratori e pompe di calore fino ai grandi serbatoi di sali fusi degli impianti CSP. I sistemi PCM, con la loro densità energetica superiore e il comportamento isotermico, stanno progressivamente ampliando la propria presenza nelle applicazioni edilizie e nel recupero del calore industriale, trainati da un mercato in forte crescita e da un intenso sforzo di ricerca finalizzato al superamento dei limiti di conducibilità termica e stabilità ciclica.

Il quadro normativo europeo rafforza queste prospettive. Il NZIA (Regolamento UE 2024/1735), pur non citando lo stoccaggio termico come categoria autonoma, include tra le tecnologie strategiche le pompe di calore e le tecnologie di accumulo energetico, creando un quadro abilitante per l’intera filiera dell’efficienza termica. In questo scenario, gli accumulatori termici rappresentano una tecnologia di integrazione e di connessione: tra produzione e consumo nel tempo, tra diversi impianti di generazione in un sito, tra industria e territorio in un distretto energetico, tra estate e inverno in un sistema solare stagionale. La loro modularità, la compatibilità con un ampio spettro di temperature e contesti applicativi ne fanno un componente essenziale per la costruzione di sistemi energetici più efficienti, più resilienti e più coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione europei al 2030 e al 2050.