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Um experimento canadense uniu ar comprimido, pressão da água e grandes estruturas submersas para testar uma solução incomum de armazenamento de energia, tema que voltou ao debate com novos projetos da Hydrostor.
Seis estruturas semelhantes a balões gigantes foram instaladas no fundo do Lago Ontário, no Canadá, para testar uma forma de armazenar energia com ar comprimido e pressão da água.
O projeto foi lançado em novembro de 2015 pela Hydrostor, em parceria com a Toronto Hydro, e voltou a ter contexto atual porque a empresa canadense avançou, em 2025 e 2026, em iniciativas maiores de armazenamento de longa duração com tecnologia baseada em ar comprimido.
A experiência original ficava a cerca de três quilômetros da Ilha de Toronto, em uma área com 55 metros de profundidade, segundo comunicado oficial da Toronto Hydro.
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Relatos publicados na época também descrevem o sistema a aproximadamente 60 metros abaixo da superfície e mencionam seis bolsas de náilon revestido, com altura equivalente a três andares, presas ao leito do lago.
Juntas, elas ocupavam uma área aproximada à de uma quadra de basquete.
O sistema funcionava como uma bateria submersa, mas sem os componentes químicos usados em baterias de íons de lítio.
Quando havia eletricidade disponível na rede, compressores instalados em terra transformavam essa energia em ar comprimido.
Esse ar seguia por tubulações até as bolsas submersas.
Em períodos de maior demanda, a pressão da água empurrava o ar de volta à superfície, onde um expansor convertia o movimento em eletricidade para a rede.
Bateria submersa no Lago Ontário
O funcionamento do projeto partia de um princípio físico conhecido: a pressão exercida pela água aumenta conforme a profundidade.
No caso testado em Toronto, a coluna d’água ajudava a manter o ar sob pressão nas bolsas instaladas no fundo do lago, reduzindo a necessidade de tanques rígidos de alta pressão.
Na prática, a instalação transformava energia elétrica em ar pressurizado.
Esse ar ficava armazenado nas bolsas flexíveis, que funcionavam como acumuladores.
Depois, quando a eletricidade precisava retornar à rede, a pressão hidrostática contribuía para deslocar o ar novamente em direção à superfície.
A Toronto Hydro informou, no lançamento, que a unidade tinha potência de pico de 660 kW, capacidade indicada pela empresa como suficiente para abastecer aproximadamente 330 casas por pouco mais de uma hora, dependendo do consumo.
O projeto foi planejado como um estudo piloto de dois anos, com monitoramento de desempenho, qualidade de energia e resiliência da rede local.
Ar comprimido e armazenamento de energia
O experimento canadense não era uma hidrelétrica tradicional.
A estrutura não utilizava barragem, queda d’água ou turbinas movidas diretamente pela corrente do lago.
Também não se tratava de geração por ondas.
A proposta era usar a água como parte do mecanismo de compressão e recuperação de energia.
O armazenamento é apontado por empresas do setor elétrico e operadores de rede como um dos desafios para ampliar a participação de fontes renováveis.
Sistemas solares dependem da disponibilidade de luz, enquanto usinas eólicas variam conforme o vento.
Sem armazenamento suficiente, a rede precisa de outras fontes ou mecanismos de apoio para equilibrar oferta e consumo.
Esse contexto aparece na fala atribuída a Curtis VanWalleghem, CEO da Hydrostor, em 2015.
Ao comentar a transição para menor uso de combustíveis fósseis, ele afirmou ao Toronto Star que, para isso, “é preciso muito armazenamento de energia”.
A declaração foi reproduzida pelo Project Management Institute em material sobre o projeto.
Há um ajuste factual importante em relação ao texto-base.
A menção à dependência de carvão em Toronto não deve ser mantida como dado atual, porque Ontário concluiu a eliminação gradual de cerca de 8.000 MW de geração a carvão entre 2003 e 2014, segundo a Canada Energy Regulator.
Por isso, o enquadramento mais preciso é o de uma tecnologia voltada a armazenamento, estabilidade da rede e integração de fontes variáveis de energia.
Hydrostor e os projetos depois dos balões submersos
O avanço posterior aparece na tecnologia desenvolvida pela Hydrostor, que passou a ser aplicada em projetos de maior escala com estruturas subterrâneas.
A versão atual da tecnologia é chamada de A-CAES, sigla em inglês para armazenamento avançado de energia por ar comprimido.
Em vez de manter o ar em bolsas no fundo de um lago, os projetos recentes usam ar, água e cavernas subterrâneas.
Segundo a própria Hydrostor, a tecnologia utiliza ar comprimido e água para armazenar energia e devolver eletricidade à rede quando necessário.
A mudança de ambiente mostra uma adaptação da proposta inicial.
O princípio segue associado ao uso de ar comprimido e água, mas os projetos atuais foram desenhados para capacidades maiores e para integração com redes elétricas regionais.
Essa passagem de testes submersos para instalações subterrâneas também reduz a dependência de áreas aquáticas específicas.
Em maio de 2026, a Hydrostor anunciou o Quinte Energy Storage Centre, em Greater Napanee, Ontário.
O projeto foi apresentado como uma instalação avançada de armazenamento por ar comprimido e entrou em fase de desenvolvimento após uma resolução de apoio municipal.
A empresa informou que o processo seguirá para licenciamento junto a instâncias municipais, provinciais e federais.
O empreendimento será desenvolvido em parceria com os Mohawks of the Bay of Quinte, que terão participação societária indígena no projeto, conforme comunicado da Hydrostor.
A companhia também informou que a instalação deve gerar cerca de 40 empregos permanentes ao longo de uma vida útil operacional estimada em 50 anos, além de contribuir com mais de 1,4 bilhão de dólares canadenses para o PIB do Canadá.
Esses números foram apresentados pela empresa e dependem da implantação do projeto.
Armazenamento subterrâneo de longa duração
A expansão da Hydrostor também envolve projetos fora do Canadá.
Na Califórnia, o Willow Rock Energy Storage Center recebeu certificação da California Energy Commission em 19 de dezembro de 2025 e está em fase de pré-construção.
O órgão estadual descreve a instalação como um projeto de 500 MW líquidos em Kern County, com tecnologia de armazenamento de energia.
A California Energy Commission informa que o Willow Rock prevê 4.160 MWh brutos e 4.000 MWh líquidos de capacidade, com quatro conjuntos de turbinas de 130 MW brutos.
A Hydrostor, por sua vez, afirma que o sistema foi projetado para oito horas de descarga contínua à rede.
Na Austrália, o projeto Broken Hill Advanced Compressed Air Energy Storage também integra a estratégia da empresa para armazenamento de longa duração.
A iniciativa, em New South Wales, foi divulgada como uma instalação de ar comprimido associada ao reaproveitamento de uma mina existente, com capacidade prevista de 200 MW e 1.600 MWh, segundo informações públicas da agência australiana ARENA.
O caso dos balões submersos no Lago Ontário permanece relevante como etapa inicial de demonstração tecnológica.
A instalação reuniu elementos físicos conhecidos, como compressão de ar, pressão hidrostática e conversão de energia mecânica em eletricidade, em uma configuração pouco comum para sistemas conectados a redes urbanas.
A escala, porém, mudou.
No Lago Ontário, a proposta era testar uma unidade conectada à rede de Toronto e monitorada em um piloto.
Nos projetos recentes, a Hydrostor passou a apresentar sistemas de centenas de megawatts, com várias horas de armazenamento e uso de cavernas subterrâneas no lugar das bolsas instaladas sob a água.
A trajetória indica uma mudança no modo de aplicar o mesmo princípio físico.
Primeiro, o ar comprimido foi armazenado em bolsas presas no fundo de um lago.
Depois, a empresa passou a direcionar a tecnologia para estruturas subterrâneas, com projetos ainda sujeitos a licenciamento, construção e operação comercial.
País de primeiro mundo é outra história, ideia magnífica, parabéns pela iniciativa e sem corrupção, Califórnia, Austrália e Canadá, estão de parabéns.