As tecnologias de armazenamento de eletricidade baseadas em gases tornaram-se mais sérias em termos de escala e execução, mas isso não resolveu a questão mais importante: elas podem oferecer o serviço de armazenamento a um custo competitivo quando os projetos são repetidos, e não apenas quando uma única instalação experimental é construída? A análise de Michael Barnard examina essa questão à luz de projetos recentes na China, nos Estados Unidos e na Europa, e conclui que o aumento de escala ainda não comprovou uma melhoria semelhante na economia.
Projetos maiores, mas as evidências ainda são limitadas
Nos últimos dois anos, o setor viu entrar em operação uma instalação de armazenamento por ar comprimido com potência de 600 megawatts e capacidade de 2,4 gigawatts-hora em Huai’an, na China. O projeto Willow Rock, da Hydrostor, com potência líquida de 500 megawatts e capacidade de 4.000 megawatts-hora, também avançou pelos procedimentos de aprovação na Califórnia. Em outras tecnologias, a instalação da Highview Power para armazenamento de ar líquido, com potência de 50 megawatts e capacidade de 300 megawatts-hora, entrou na fase de construção, enquanto a Energy Dome desenvolveu na Sardenha uma instalação de 20 megawatts e 200 megawatts-hora baseada em dióxido de carbono.
Esses projetos estão muito além da escala dos laboratórios e das demonstrações teóricas, mas, por si só, não bastam para comprovar a capacidade de expansão da indústria. Construir uma máquina enorme demonstra a possibilidade de execução de engenharia, não que os clientes escolherão a mesma tecnologia no segundo, no décimo ou no centésimo projeto.
A complexidade térmica e de engenharia continua sendo o cerne do problema
A disponibilidade de gás barato não é suficiente para criar um sistema de armazenamento barato. A compressão do gás gera calor, o que exige tanques térmicos, trocadores, tubulações e sistemas de controle para recuperar a energia antes da expansão. Já o armazenamento de ar líquido acrescenta processos de resfriamento profundo, tanques isolados e recuperação de calor e frio, além de compressores e expansores.
O uso de dióxido de carbono no projeto da Energy Dome representa uma melhoria termodinâmica importante, porque sua condensação ocorre a temperaturas e pressões mais administráveis em comparação com o ar líquido. Mas isso não elimina a necessidade de uma estação industrial completa que comprima, resfrie, condense e armazene o gás, para depois reaquecê-lo e expandi-lo.
A eficiência não confere a essas tecnologias uma vantagem clara
A eficiência do ciclo em sistemas maduros de armazenamento hidrelétrico por bombeamento começa em cerca de 80%, enquanto os preços dos sistemas de armazenamento por baterias caíram globalmente em 2025 para cerca de um terço dos níveis de 2020, segundo dados da Agência Internacional de Energia. Uma revisão crítica publicada em 2025 situa, em geral, a eficiência dos sistemas independentes de armazenamento de ar líquido entre 50% e 60%, com uma melhoria maior quando aproveitam calor ou frio externos.
Já a avaliação da equipe da California Energy Commission para o projeto Willow Rock estima a eficiência de ida e volta do ciclo em cerca de 60%. O projeto exige quatro conjuntos de compressores e turbinas, tanques térmicos compartilhados, uma cavidade rochosa escavada e uma linha de transmissão de 19 milhas. Essa solução pode fazer sentido em locais que não dispõem de condições adequadas para o armazenamento hidrelétrico por bombeamento e precisam de armazenamento com duração de oito horas, mas isso não a transforma facilmente em um produto industrial replicável; os custos são transferidos para a escavação, as obras geotécnicas, a gestão da água e a construção específica de cada local.
O que muda na prática?
Alguns projetos se beneficiam de condições locais específicas, como o uso do frio disponível junto a instalações de regaseificação de gás natural liquefeito ou o aproveitamento de calor industrial residual. No entanto, a viabilidade nesses casos depende de uma instalação vizinha, de seu cronograma de operação e do valor do calor ou do frio caso não fossem utilizados no armazenamento. Por isso, uma instalação específica pode ter sucesso sem que a tecnologia se torne uma opção geral e replicável em diferentes mercados.
As alegações de longa vida útil enfrentam um desafio semelhante. A Energy Dome anuncia uma eficiência líquida superior a 70%, uma vida útil superior a 30 anos e a ausência de degradação da capacidade ou do desempenho. No entanto, a instalação comercial não operou por um período próximo de trinta anos para comprovar esse ponto. O fato de as moléculas de dióxido de carbono não se decomporem quimicamente não significa que compressores, turbinas, bombas, válvulas, mancais, vedações, trocadores e tanques de armazenamento funcionarão sem manutenção ou substituição.
Do primeiro protótipo ao mercado repetível
O projeto da Energy Dome na Sardenha recebe apoio do Banco Europeu de Investimento como um projeto inicial para desenvolver uma tecnologia em escala de serviços públicos, um uso lógico para o financiamento da inovação. Mas isso não comprova que os projetos maduros serão comercialmente competitivos sem apoio.
A análise confirma que a curva de aprendizado, por si só, não basta para justificar expectativas de redução de custos. As baterias se beneficiam da fabricação em grande escala de células, módulos e eletrônica de potência, enquanto as instalações de gás comprimido continuam vinculadas a terrenos, fundações, vasos de pressão, armazenamento térmico, tubulações, conexão à rede e operação no local. Além disso, a escavação e as obras subterrâneas não se transformam automaticamente em um produto fabricado em grandes quantidades apenas porque outro projeto foi executado.
Leitura editorial: a mudança real é a passagem dessas tecnologias dos desenhos e pequenos protótipos para grandes instalações experimentais, um avanço de engenharia que merece acompanhamento. Mas o critério de maturidade comercial ainda não foi alcançado: os projetos precisam ser repetidos porque seu desempenho econômico supera o das baterias ou do armazenamento hidrelétrico por bombeamento, não porque foi possível construir um único projeto. O resultado continua aberto a aplicações locais específicas, enquanto a fonte ainda não oferece evidências de competitividade em grande escala.