Durante quase meio século, foi uma tecnologia ignorada. Agora, a maior instalação mundial de armazenamento de energia com ar líquido prepara-se para entrar em funcionamento em 2026 e quer disputar espaço com as baterias de lítio à escala da rede e com a energia hidroeléctrica, armazenando electricidade limpa e reduzindo a necessidade de recorrer aos combustíveis fósseis.

À medida que o consumo global de electricidade renovável dispara e ultrapassa, pela primeira vez, o carvão, cresce também a urgência de encontrar formas de guardar essa energia para quando o sol desaparece e o vento abranda. Alguns apostam em grandes baterias de lítio, outros na bombagem hídrica. Mas uma pequena indústria, cada vez mais confiante, acredita que existe uma alternativa melhor: baterias feitas de ar.

Perto da aldeia de Carrington, no noroeste de Inglaterra, começam a erguer-se as bases daquela que deverá ser a maior unidade comercial de armazenamento de energia com ar líquido do mundo, e uma das primeiras do seu género. O local dará lugar a um conjunto de maquinaria industrial e a vários grandes depósitos, cheios de ar comprimido e arrefecido até passar ao estado líquido, usando excedentes de energia renovável face à procura. Essa energia armazenada poderá depois ser libertada quando a procura superar a oferta.

Se o projecto resultar, seguir-se-ão outros. A Highview Power, empresa responsável pelo desenvolvimento, acredita que o armazenamento com ar líquido poderá facilitar a substituição dos combustíveis fósseis por fontes renováveis limpas — embora, para já, a tecnologia continue cara. Ainda assim, com a procura por soluções de armazenamento limpo em forte aceleração, a aposta é clara: o equilíbrio acabará por pender a favor do ar líquido.

O problema da intermitência

A transição para energias renováveis é decisiva para reduzir as emissões de gases com efeito de estufa e evitar os piores impactos da crise climática. Mas esse caminho traz desafios sérios para as redes eléctricas.

Centrais alimentadas a carvão ou gás podem ser ligadas e desligadas conforme necessário, garantindo um fornecimento previsível, ajustado à procura. Já as renováveis são intermitentes. Há momentos em que não produzem electricidade suficiente, aumentando o risco de falhas no abastecimento, e há outros — como em dias de vento intenso — em que produzem em excesso, o que pode desestabilizar a rede.

Uma parte essencial da resposta está em armazenar os excedentes para os libertar quando forem precisos. Isso ajuda a assegurar um fornecimento fiável e reduz o risco de danos na rede. Com o aumento da quota de renováveis, tornou-se cada vez mais importante reforçar a capacidade de armazenamento à escala da rede, explica Shaylin Cetegen, engenheira química do Massachusetts Institute of Technology (MIT), que estuda sistemas de armazenamento de energia.

Durante décadas, a principal forma de armazenamento foi a bombagem hídrica. A electricidade excedentária é usada para bombear água para zonas mais elevadas, onde fica retida atrás de uma barragem. Quando a energia é necessária, a água é libertada, atravessa turbinas e gera electricidade. Em 2021, o mundo dispunha de 160 gigawatts de capacidade instalada em bombagem hídrica.

Mais recentemente, e à medida que a procura por armazenamento aumentou, começaram a surgir sistemas de baterias em grande escala. O crescimento tem sido rápido e cada vez mais acelerado. Segundo a Agência Internacional de Energia, o armazenamento em baterias à escala da rede passou de 1GW em 2013 para mais de 85GW em 2023, com mais de 40GW adicionados só nesse ano.

A solução do ar líquido

O armazenamento de energia com ar líquido é, em comparação, uma tecnologia relativamente recente. A ideia base existe desde 1977, mas só neste século começou a receber verdadeira atenção.

O processo decorre em três etapas. Primeiro, o ar é recolhido do ambiente e purificado. Depois, é comprimido sucessivamente até atingir uma pressão muito elevada. Por fim, é arrefecido até se transformar em líquido, através de um permutador de calor multi-fluxo — um dispositivo com vários canais e tubos por onde circulam substâncias a diferentes temperaturas, permitindo uma transferência térmica controlada.

“A energia que retiramos da rede alimenta este processo de carregamento”, explica Cetegen.

Quando a rede necessita de energia adicional, o ar líquido entra em acção. É retirado dos depósitos, evaporado e regressa ao estado gasoso. Em seguida, acciona turbinas que produzem electricidade para a rede. No fim, o ar é libertado novamente para a atmosfera.

Ao longo do processo, existem alguns mecanismos engenhosos para poupar energia. Um deles resulta do facto de os gases, sob alta pressão, aquecerem: a compressão do ar gera calor. Esse calor pode depois ser reaproveitado para ajudar a restaurar o ar líquido na segunda metade do ciclo. “Sem estes ciclos de recuperação térmica, a eficiência do processo ronda os 50%, mas quando os aplicamos podemos ultrapassar os 60%, aproximando-nos dos 70%”, diz Cetegen.

O verdadeiro desafio está em expandir o armazenamento com ar líquido a uma escala suficientemente grande para acelerar, de forma significativa, a transição energética.

Um amortecedor para a rede

A nova central de Manchester é vista como um dos primeiros projectos comerciais deste tipo no mundo. Está a ser construída pela Highview Power, empresa que trabalha há 20 anos nesta tecnologia. Surge na sequência de uma unidade de demonstração em Pilsbury, ali perto. A instalação de Carrington terá capacidade para armazenar 300 megawatt-hora de electricidade, o suficiente para tapar uma falha curta no fornecimento a até 480 mil casas.

Segundo o director-executivo Richard Butland, a entrada em funcionamento será feita em duas fases.

Em Agosto de 2026, a turbina deverá começar a operar. Nessa fase, ainda não produzirá electricidade, mas ajudará a estabilizar a rede. Hoje, diz Butland, os operadores recorrem por vezes a centrais a gás para esse efeito. “É um custo enorme para o sistema”, afirma. Ao oferecer uma alternativa para essa estabilização, “podemos evitar que o façam”.

Já em 2027, o sistema de armazenamento com ar líquido deverá iniciar operação plena. O plano da Highview é simples: vender electricidade à rede nos momentos em que ela for mais necessária.

A questão económica

Embora o armazenamento de energia seja uma tecnologia indispensável, a realidade económica continua a ser difícil, sublinha Cetegen. Num estudo publicado em Março, ela e os seus colegas avaliaram a viabilidade do armazenamento com ar líquido em 18 regiões dos Estados Unidos. Compararam oito cenários de descarbonização, com diferentes níveis de penetração de energias renováveis. Em todos eles, estimaram quanto dinheiro um projecto poderia gerar ao comprar e vender electricidade ao longo de 40 anos.

No cenário mais agressivo de descarbonização, o armazenamento com ar líquido revelou-se viável na Florida e no Texas, mas em mais lado nenhum. “Não observámos sistemas economicamente viáveis nos outros cenários de descarbonização”, afirma Cetegen.

Ainda assim, a investigadora rejeita uma leitura simplista desses resultados como sendo “negativos”. Em primeiro lugar, os métodos usados foram deliberadamente conservadores, e o estudo concluiu que outras formas de armazenamento, como a bombagem hídrica e as baterias, eram ainda menos viáveis do ponto de vista económico. Mais importante: o principal obstáculo estava no facto de as infra-estruturas de armazenamento não conseguirem gerar muito rendimento nos primeiros anos, porque ainda não existiam renováveis suficientes na rede norte-americana para provocar grande volatilidade nos preços. “O sistema não estava a ser muito utilizado nos primeiros anos [do modelo]”, explica.

Os operadores de armazenamento com ar líquido poderiam simplesmente esperar alguns anos, até que o aumento das renováveis tornasse os preços mais voláteis e, por isso, o negócio mais rentável. Mas isso atrasaria a própria transição energética, defende Cetegen.

Por isso, argumenta, os governos podem ter um papel decisivo no apoio à tecnologia. No estudo, a subsidiação dos custos iniciais de capital revelou-se “uma abordagem viável para alcançar viabilidade económica no curto prazo”.

Além disso, uma adopção mais rápida das energias renováveis aumentaria a volatilidade dos preços da energia, tornando o armazenamento mais competitivo e lucrativo.

O plano de expansão global

Na Highview Power não há sinais de inquietação. “Manchester vai dar retornos muito bons”, garante Butland.

Dois outros projectos previstos pela empresa — em Hunterston, na Escócia, e em Killingholme, no Lincolnshire — beneficiaram de uma política do Governo britânico conhecida como “cap and floor”, que assegura à empresa um retorno mínimo sobre o capital investido. Segundo Butland, esse mecanismo foi fundamental para dar confiança aos investidores. Ainda assim, sustenta que não deverá representar qualquer custo para o Estado. “Estão à espera de que todos os projectos façam mais do que o retorno mínimo”, diz, “por isso o Governo não espera ter de pagar”.

A empresa prepara ainda mais duas unidades no Reino Unido, além de projectos no Japão e na Austrália. E serão muito maiores. Enquanto a central de Carrington terá capacidade para 300MWh, a instalação escocesa deverá ser quase dez vezes maior, atingindo 2,5GWh. Como os compressores e o equipamento de refrigeração são caros, mas os depósitos de armazenamento são relativamente baratos, a tecnologia é fácil de ampliar.

Cetegen acrescenta um último argumento a favor do ar líquido: o custo. As tecnologias de armazenamento são frequentemente avaliadas através do chamado “custo nivelado de armazenamento”, uma métrica que estima quanto custa cada unidade de energia armazenada ao longo da vida útil do projecto. No caso do ar líquido, esse valor pode descer até aos 45 dólares — cerca de 34 libras — por megawatt-hora, contra 120 dólares — 89 libras — na bombagem hídrica e 175 dólares — 130 libras — nas baterias de iões de lítio.

“Embora nenhuma destas formas de armazenamento seja, provavelmente, economicamente viável neste momento sem apoio político, o armazenamento com ar líquido destaca-se como uma opção particularmente eficiente em termos de custo para armazenamento em grande escala”, afirma Cetegen.

No fim, Butland acredita que as redes eléctricas do futuro vão assentar numa combinação de várias tecnologias. A bombagem hídrica é extremamente eficaz e pode funcionar durante décadas, mas depende da localização, porque exige disponibilidade de água. As baterias, por sua vez, são muito eficientes e podem ser instaladas praticamente em qualquer lugar, embora precisem de ser substituídas ao fim de cerca de 10 anos. O ar líquido oferece outra vantagem: consegue armazenar energia durante mais tempo do que as baterias, com perdas mínimas.

À medida que os países entram na transição verde, as suas redes eléctricas terão de ser redesenhadas. “Estamos a reconstruir todas as redes eléctricas do mundo com base numa nova forma de geração”, diz Butland. E isso poderá significar, em muitos casos, um papel central para o armazenamento de energia com ar líquido.