À medida que o mundo se move para reduzir as emissões de carbono, a energia solar e eólica desempenharão um papel cada vez mais importante nas redes elétricas. Mas essas fontes renováveis ??só geram eletricidade quando o tempo está ensolarado ou ventoso. Portanto, para garantir uma rede elétrica confiável — capaz de fornecer eletricidade 24 horas por dia, 7 dias por semana — é crucial ter um meio de armazenar eletricidade quando o suprimento é abundante e entregá-la posteriormente, quando não for. E, às vezes, grandes quantidades de eletricidade precisarão ser armazenadas não apenas por horas, mas por dias ou até mais.

Alguns métodos para alcançar "armazenamento de energia de longa duração" são promissores. Por exemplo, com o armazenamento de energia hidrelétrica bombeada, a água é bombeada de um lago para outro, mais alto, quando há eletricidade extra e liberada de volta para baixo através de turbinas geradoras de energia quando mais eletricidade é necessária. Mas essa abordagem é limitada pela geografia, e a maioria dos locais potenciais nos Estados Unidos já foi utilizada. Baterias de íons de lítio poderiam fornecer armazenamento em escala de rede, mas apenas por cerca de quatro horas. Mais tempo do que isso e os sistemas de baterias se tornam proibitivamente caros.

Uma equipe de pesquisadores do MIT e da Universidade Norueguesa de Ciência e Tecnologia (NTNU) vem investigando uma opção menos familiar baseada em um conceito que parece improvável: ar líquido, ou ar que é aspirado do ambiente, limpo e seco, e então resfriado até o ponto em que se liquefaz. 

Sistemas de "armazenamento de energia em ar líquido" (LAES) já foram construídos, tornando a tecnologia tecnicamente viável. Além disso, os sistemas LAES são totalmente limpos e podem ser instalados em praticamente qualquer lugar, armazenando grandes quantidades de eletricidade por dias ou mais e fornecendo-a quando necessário. No entanto, ainda não há estudos conclusivos sobre sua viabilidade econômica. Será que a receita gerada ao longo do tempo justificaria o investimento inicial e os custos contínuos? Com financiamento do Centro de Sistemas de Energia do Futuro da Iniciativa de Energia do MIT, os pesquisadores desenvolveram um modelo que coleta informações detalhadas sobre os sistemas LAES e calcula quando e onde esses sistemas seriam economicamente viáveis, considerando cenários futuros em linha com as metas de descarbonização selecionadas, bem como outras condições que possam prevalecer nas futuras redes de energia.

Eles descobriram que, em alguns dos cenários modelados, o LAES poderia ser economicamente viável em determinados locais. Análises de sensibilidade mostraram que políticas que oferecem subsídios para despesas de capital poderiam tornar os sistemas LAES economicamente viáveis em muitos locais. Cálculos adicionais mostraram que o custo de armazenar uma determinada quantidade de eletricidade com LAES seria menor do que com sistemas mais conhecidos, como hidrelétricas bombeadas e baterias de íons de lítio. Eles concluem que o LAES é promissor como um meio de fornecer armazenamento de longa duração, extremamente necessário, quando as futuras redes elétricas forem descarbonizadas e dominadas por fontes renováveis intermitentes de eletricidade.

Os pesquisadores — Shaylin A. Cetegen, candidato a doutorado no Departamento de Engenharia Química do MIT (ChemE); o professor emérito Truls Gundersen do Departamento de Energia e Engenharia de Processos da NTNU; e o professor emérito do MIT Paul I. Barton do ChemE — descrevem seu modelo e suas descobertas em um novo artigo publicado no periódico Energy .

Os sistemas LAES consistem em três etapas: carga, armazenamento e descarga. Quando a oferta na rede excede a demanda e os preços estão baixos, o sistema LAES é carregado. O ar é então aspirado e liquefeito. Uma grande quantidade de eletricidade é consumida para resfriar e liquefazer o ar no processo LAES. O ar líquido é então enviado para tanques de armazenamento altamente isolados, onde é mantido a uma temperatura e pressão atmosférica muito baixas. Quando a rede elétrica precisa de eletricidade adicional para atender à demanda, o ar líquido é primeiro bombeado para uma pressão mais alta e, em seguida, aquecido, e se transforma novamente em gás. Esse ar em fase de vapor, de alta pressão e alta temperatura, se expande em uma turbina que gera eletricidade para ser enviada de volta à rede.

Segundo Cetegen, uma das principais vantagens do LAES é a sua limpeza. "Não há contaminantes envolvidos", afirma. "Ele absorve e libera apenas ar ambiente e eletricidade, sendo tão limpo quanto a eletricidade usada para operá-lo." Além disso, um sistema LAES pode ser construído em grande parte com componentes disponíveis comercialmente e não depende de materiais caros ou raros. Além disso, o sistema pode ser instalado em praticamente qualquer lugar, inclusive próximo a outros processos industriais que produzem calor ou frio residual, que podem ser utilizados pelo sistema LAES para aumentar sua eficiência energética.

Ao considerar o papel potencial dos sistemas LAES em futuras redes elétricas, a primeira pergunta é: os sistemas LAES serão atraentes para os investidores? Responder a essa pergunta requer o cálculo do valor presente líquido (VPL) da tecnologia, que representa a soma de todos os fluxos de caixa descontados — incluindo receitas, despesas de capital, custos operacionais e outros fatores financeiros — ao longo da vida útil do projeto. (O estudo assumiu uma taxa de desconto do fluxo de caixa de 7%).

Para calcular o VPL, os pesquisadores precisavam determinar o desempenho dos sistemas LAES em mercados de energia futuros. Nesses mercados, diversas fontes de eletricidade são disponibilizadas para atender à demanda atual, normalmente seguindo um processo denominado "despacho econômico": a fonte de menor custo disponível é sempre a próxima a ser utilizada. Determinar o VPL do armazenamento em ar líquido, portanto, requer prever o desempenho dessa tecnologia em mercados futuros, competindo com outras fontes de eletricidade quando a demanda exceder a oferta — e também levar em conta os preços quando a oferta exceder a demanda, de modo que o excesso de eletricidade esteja disponível para recarregar os sistemas LAES.

Para o estudo, os pesquisadores do MIT e da NTNU desenvolveram um modelo que começa com a descrição de um sistema LAES, incluindo detalhes como os tamanhos das unidades onde o ar é liquefeito e a energia é recuperada, além de despesas de capital baseadas em estimativas relatadas na literatura. O modelo, então, utiliza dados de precificação de última geração, divulgados anualmente pelo Laboratório Nacional de Energia Renovável (NREL) e amplamente utilizados por modeladores de energia em todo o mundo. O conjunto de dados do NREL prevê preços, construção e desativação de tipos específicos de instalações de geração e armazenamento de eletricidade, entre outros, considerando oito cenários de descarbonização para 18 regiões dos Estados Unidos até 2050.

O novo modelo então rastreia a compra e venda nos mercados de energia para cada hora de cada dia em um ano, repetindo o mesmo cronograma para intervalos de cinco anos. Com base no conjunto de dados do NREL e nos detalhes do sistema LAES — além de restrições como a capacidade de armazenamento físico do sistema e a frequência com que ele pode alternar entre carga e descarga — o modelo calcula quanto dinheiro os operadores do LAES ganhariam vendendo energia para a rede quando necessário e quanto gastariam comprando eletricidade quando estiver disponível para recarregar seu sistema LAES. Em linha com o conjunto de dados do NREL, o modelo gera resultados para 18 regiões dos EUA e oito cenários de descarbonização, incluindo 100% de descarbonização até 2035 e 95% de descarbonização até 2050, e outras suposições sobre futuras redes de energia, incluindo crescimento de alta demanda, além de custos altos e baixos para energia renovável e gás natural.

Cetegen descreve alguns dos seus resultados: "Supondo um sistema de 100 megawatts (MW) — um tamanho padrão — vimos a viabilidade econômica surgir no cenário de descarbonização, que prevê 100% de descarbonização até 2035". Portanto, VPLs positivos (indicando viabilidade econômica) ocorreram apenas no cenário mais agressivo — portanto, o menos realista — e ocorreram em apenas alguns estados do sul, incluindo Texas e Flórida, provavelmente devido à forma como esses mercados de energia são estruturados e operam.

Os pesquisadores também testaram a sensibilidade dos VPLs a diferentes capacidades de armazenamento, ou seja, por quanto tempo o sistema conseguiria fornecer energia continuamente à rede. Eles calcularam os VPLs de um sistema de 100 MW capaz de fornecer eletricidade por um dia, uma semana e um mês. "Essa análise mostrou que, sob uma descarbonização agressiva, o armazenamento semanal é economicamente mais viável do que o mensal, porque [neste último caso] estamos pagando por mais capacidade de armazenamento do que precisamos", explica Cetegen.

Em seguida, os pesquisadores analisaram duas maneiras possíveis de melhorar o VPL do armazenamento de ar líquido: aumentando a eficiência energética do sistema e fornecendo incentivos financeiros. Suas análises mostraram que o aumento da eficiência energética, mesmo até o limite teórico do processo, não alteraria a viabilidade econômica do LAES nos cenários de descarbonização mais realistas. Por outro lado, uma grande melhoria ocorreu quando eles assumiram políticas que fornecem subsídios para despesas de capital em novas instalações. De fato, assumir subsídios entre 40% e 60% fez com que os VPLs para um sistema de 100 MW se tornassem positivos em todos os cenários realistas.

Assim, a análise deles mostrou que incentivos financeiros poderiam ser muito mais eficazes do que melhorias técnicas para tornar o LAES economicamente viável. Embora os engenheiros possam achar esse resultado decepcionante, Cetegen observa que, de uma perspectiva mais ampla, é uma boa notícia. "Você poderia passar a vida inteira tentando otimizar a eficiência desse processo, e isso não se traduziria em garantir o investimento necessário para escalar a tecnologia", diz ela. "Políticas também podem levar muito tempo para serem implementadas. Mas, teoricamente, você poderia fazer isso da noite para o dia. Portanto, se o armazenamento for necessário [em uma futura rede descarbonizada], esta é uma maneira de incentivar a adoção do LAES imediatamente."

O cálculo da viabilidade econômica de uma tecnologia de armazenamento depende muito das premissas utilizadas. Consequentemente, uma medida diferente — o "custo nivelado de armazenamento" (LCOS) — é normalmente utilizada para comparar os custos de diferentes tecnologias de armazenamento. Em termos simples, o LCOS é o custo de armazenamento de cada unidade de energia ao longo da vida útil de um projeto, sem contabilizar a receita resultante.

Nesse aspecto, a tecnologia LAES se destaca. O modelo dos pesquisadores produziu um LCOS para armazenamento em ar líquido de cerca de US$ 60 por megawatt-hora, independentemente do cenário de descarbonização. Esse LCOS é cerca de um terço do armazenamento em baterias de íons de lítio e metade do da energia hidrelétrica bombeada. A Cetegen cita outra descoberta interessante: o LCOS do sistema LAES que eles assumiram variou dependendo de onde ele está sendo usado. A prática padrão de relatar um único LCOS para uma determinada tecnologia de armazenamento de energia pode não fornecer o panorama completo.

A Cetegen adaptou o modelo e agora está calculando o VPL e o LCOS para armazenamento de energia usando baterias de íons de lítio. Mas ela já está encorajada pelo LCOS do armazenamento em ar líquido. "Embora os sistemas LAES possam não ser economicamente viáveis do ponto de vista de investimento hoje, isso não significa que não serão implementados no futuro", conclui. "Com opções limitadas para expansão de armazenamento em escala de rede e a crescente necessidade de tecnologias de armazenamento para garantir a segurança energética, se não conseguirmos encontrar alternativas economicamente viáveis, provavelmente teremos que recorrer a soluções de menor custo para atender às necessidades de armazenamento. É por isso que a história do armazenamento em ar líquido está longe de terminar. Acreditamos que nossas descobertas justificam a exploração contínua do LAES como uma solução-chave de armazenamento de energia para o futuro."