AES Brasil desenvolve modelo para aprimorar segurança energética

Fontes renováveis de energia como eólica e solar têm ganhado cada vez mais espaço na matriz energética, trazendo à tona a questão da confiabilidade do sistema elétrico. Com a finalidade de minimizar os problemas causados pela intermitência dessas fontes e melhorar a qualidade do abastecimento, a AES Brasil está liderando um projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) para elaboração de um novo modelo matemático, o Smart-Sen, que vai identificar as incertezas das fontes de energia e modelar corretamente o despacho dessas fontes.

O planejamento energético ficará mais preciso e problemas emergenciais de abastecimento, como blecautes, terão menor chance de acontecer, afirmou Ítalo Freitas, vice-presidente de novos negócios de geração da AES Brasil, em entrevista ao Valor.

Atualmente, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) utiliza, principalmente, dois modelos matemáticos computacionais - Newave e Decomp - para determinar o planejamento energético. Isto é, quais usinas devem ser ligadas ou não, obedecendo uma ordem de custo para gerar e garantir a segurança energética do sistema.

O novo modelo em desenvolvimento vai complementar os existentes, explicou Freitas que vai assumir a presidência da AES Tietê a partir de 1º de abril, como parte da reestruturação pela qual passa a companhia no Brasil.

"O Smart-Sen é um modelo matemático que simula impactos que podem ser causados pelo aumento da intermitência no sistema elétrico", disse Freitas. Essa intermitência é causada, basicamente, por variações na incidência de sol e vento nas usinas solares e eólicas.

"Essa intermitência gera uma série de problemas técnicos para o sistema, e você precisa corrigir isso", explicou Freitas.

Planejamento de fontes renováveis ficará mais preciso e problemas no abastecimento poderão ser menos frequentes

Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a capacidade instalada da fonte eólica já soma 8,3 gigawatts (GW) de capacidade instalada, ou 5,85% de toda a potência do sistema. A fonte solar ainda está no começo, mas os três leilões realizados até hoje contrataram 3,2 gigawatts-pico (GWp) de energia.

Com o novo modelo, será possível otimizar o despacho das usinas do sistema. Os cálculos vão avaliar, por exemplo, se há restrições de transmissão em algum ponto, ou se a geração de energia eólica na região costuma variar. "Aí você consegue ao menos indicar onde é preciso haver mais linhas de transmissão ou baterias de estocagem de energia", afirmou. O planejamento será de curto, médio e longo prazo.

A AES Corp, holding americana que controla a AES Brasil, é líder mundial na tecnologia das baterias de armazenamento de energia. O novo modelo vai poder aprimorar o seu uso. "Ele vai mostrar onde podemos colocar baterias para melhorar a confiabilidade do sistema, onde estão os problemas, tanto na questão elétrica quanto na de custo", disse Freitas.

Situações como a vista no início deste ano, quando as eólicas geraram menos do que o previsto pelo ONS no Nordeste, serão mitigadas. Nas primeiras semanas do ano, o operador precisou despachar algumas das termelétricas mais caras do sistema, com custo superior a R$ 600 por megawatt-hora (MWh), devido à restrições elétricas, como aumento de carga, geração menor de eólicas e restrições de transmissão. Esse cenário, porém, não foi identificado no planejamento mensal do ONS, e as usinas tiveram que ser despachadas por algumas horas a cada dia.

O uso de geração distribuída de energia também será melhorado com o modelo. "Quando houver uma quantidade imensa de telhados solares, imagina quando vier uma chuva em São Paulo, a quantidade de energia que vai sair do sistema. O que vai segurar isso é o sistema elétrico, e aí terão de calcular como acionar cada usina", afirma Freitas.

Um modelo desenvolvido pela Universidade de Princeton, nos Estados Unidos, será incorporado ao Smart-Sen. Além da AES Brasil, também participarão do P&D especialistas de Princeton, outras empresas do setor elétrico, o ONS, a Aneel e a CCEE. A expectativa é de que o desenvolvimento do projeto leve três anos.


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CPFL Energia vê demanda maior e investe na ampliação de subestações

Enquanto as distribuidoras de energia sofrem os efeitos da redução da demanda, a CPFL Energia vai investir R$ 174 milhões na construção e ampliação de subestações nas suas áreas de concessão nos Estados de São Paulo e Rio Grande do Sul.
Segundo Paulo Ricardo Bombassaro, diretor de engenharia da CPFL Energia, o contrato, fechado com a fabricante de máquinas e equipamentos WEG, envolve a construção de 5 novas subestações e a ampliação de outras 15, totalizando 575 megawatts (MW) adicionais de potência às distribuidoras do grupo. Com isso, a capacidade instalada de distribuição será ampliada em 3,9%.
"A necessidade de ampliar veio do planejamento, que aponta crescimento de demanda nessas regiões específicas", afirma Bombassaro. A previsão da companhia é de expansão de 3% a 5% na demanda nas regiões afetadas pelas obras.
As obras envolveram a RGE, distribuidora localizada no Sul, além das paulistas CPFL Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Sul Paulista, CPFL Leste Paulista e CPFL Santa Cruz. O projeto vai beneficiar 17 municípios nas áreas de concessão dessas distribuidoras, atingindo 1,3 milhão de consumidores.
"Algumas são áreas de indústrias exportadoras, favorecidas pelo momento do câmbio", afirma Bombassaro. Dessa forma, apesar da queda generalizada de demanda por energia no país, essas regiões são beneficiadas economicamente e a demanda deve crescer.
Além da ampliação e construção de subestações, o contrato com a WEG também prevê a modernização das instalações, com a instalação de equipamentos digitais, por exemplo. Segundo o diretor da CPFL, isso propicia a ampliação do uso das redes inteligentes ("smart grids"). "As obras começam em ritmo acelerado a partir de março, algumas serão concluídas ainda em 2016 e a última delas será finalizada até junho de 2017", afirma Bombassaro.
A WEG vai tanto fornecer equipamentos fabricados por ela mesma quanto outros adquiridos de fornecedores. A empresa será também responsável pela contratação de serviços para execução e construção das subestações, que serão entregues prontas para operar à CPFL. A fabricante de máquinas e equipamentos conseguiu o contrato ao oferecer as condições mais competitivas na licitação promovida pela CPFL para as obras.

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CTG fará leilão de energia de antigas usinas da Cesp

Três meses depois de vencer o leilão das concessões das hidrelétricas de Jupiá e Ilha Solteira, que pertenciam à Cesp, a chinesa China Three Gorges (CTG) terá sua primeira prova de fogo no Brasil. A companhia, por meio de sua subsidiária brasileira CTG Brasil, realizará na próxima semana um leilão para a venda da parcela de energia dessas usinas destinada ao mercado livre. O problema é que a deterioração da economia brasileira nos últimos meses afetou ainda mais a demanda e derrubou os preços no mercado livre, representando uma ameaça à rentabilidade dos projetos arrematados pela estatal asiática em novembro do ano passado.
A CTG pode negociar até 30% da energia produzida das duas hidrelétricas, o equivalente a 800 megawatts (MW) médios. Para efeito de comparação, o volume equivale a pouco menos do total de energia descontratada da hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, destinada ao mercado livre. Devido à dificuldade da Norte Energia, dona de Belo Monte, em negociar essa energia, o governo alterou a legislação do setor permitindo que esse montante seja ofertado novamente no mercado regulado, no próximo leilão "A-5", marcado para 31 de março.
Com relação ao preço, quando a CTG venceu o leilão das duas hidrelétricas, em novembro, o preço spot de energia no submercado Sudeste/Centro-Oeste estava em R$ 199,57 por megawatt-hora (MWh). Hoje o preço spot está no piso regulatório, de R$ 30,35 o MWh, devido à queda da demanda no mercado e ao aumento das chuvas no verão.
O preço spot baixo tende a pressionar para baixo os valores de contratos de longo prazo. Segundo a consultoria Dcide, o preço da energia em contratos convencionais no mercado livre de 2017 a 2020 está em R$ 121,76 o MWh, com queda de 40,87% em relação a igual período do ano passado.
No leilão da próxima semana, a CTG oferecerá produtos com prazo de fornecimento de três, cinco e 12 anos, a partir de janeiro de 2017 e janeiro de 2018, para o Sudeste /Centro-Oeste. O montante mínimo varia de 1 MW médio, para o produto de três anos, a 20 MW médios, para o contrato de 12 anos. Podem participar como compradoras outras geradoras, comercializadoras e consumidores livres.
A CTG informou, em nota, que espera uma alta demanda no leilão. A companhia acrescentou que o certame é uma oportunidade para fortalecer o relacionamento com geradores, comercializadores e consumidores livres e para firmar a posição da empresa como uma operadora no mercado livre.
Para levar a concessão das duas usinas devolvidas pela Cesp, a CTG se comprometeu a desembolsar R$ 13,8 bilhões em bônus à União. Desse total, 50% foi pago à vista e a outra metade, em seis meses. O preço médio da energia no leilão de novembro, destinado ao mercado regulado, foi de R$ 124,88 por MWh.
Situadas na divisa dos Estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul, Jupiá e Ilha Solteira somam cerca de 5 mil MW de capacidade. Com a aquisição das usinas, a CTG tornou-se a segunda maior geradora privada do país, com 6 mil MW, atrás apenas da Tractebel, que detém 7,3 mil MW.
Dona da maior hidrelétrica do mundo, Três Gargantas, de 22,4 mil MW, na China, a CTG tem um parque gerador de cerca de 100 mil MW de capacidade no mundo.

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Moody's rebaixa nota do Brasil e tira grau de investimento

A agência de classificação de risco Moody's rebaixou a nota soberana do Brasil e completou o trio das grandes classificadoras a retirar o grau de investimento - uma espécie de selo de bom pagador - do país. Fitch e Standard & Poor's já tinham efetuado essa ação. 
Pela escala da Moody's, a nota caiu dois degraus. Passou de 'Baa3', último nível dentro da escala de grau de investimento, para 'Ba2'. A perspectiva é negativa - ou seja, com probabilidade de novo rebaixamento no futuro.
Segundo a agência, a decisão foi motivada por duas razões principais. Uma é a previsão de mais deterioração nas métricas da dívida pública em um cenário de baixo crescimento. A mais importante é a deterioração nos indicadores de dívida do Brasil, que resultará em um perfil de crédito “significativamente” mais fraco nos próximos anos. A expectativa é que a dívida do governo continuará aumentando entre 2016 e 2018, provavelmente superando 80% do PIB antes de se estabilizar. “Esperamos que o crescimento do PIB no período 2016-2018 seja equivalente a uma média negativa de 0,5%. Além disso, esperamos que as taxas de juros permaneçam elevadas em termos reais, o que contribuirá com a baixa comportabilidade da dívida – os pagamentos de juros vão consumir mais de 20% das receitas do governo”, informa o comunicado da agência.
A segunda razão é a "dinâmica política desafiadora", que, para os analistas, vai continuar a complicar os esforços do governo quanto ao ajuste fiscal, além de atrasar reformas estruturais. “O governo está trabalhando para obter apoio do Congresso para algumas reformas-chave, incluindo o aumento da idade mínima para aposentadoria e a redução da indexação das receitas. Porém, embora a discussão sobre reformas estruturais seja um elemento positivo, a aprovação dessas reformas pelo Congresso será difícil devido ao limitado apoio do governo no parlamento e aos desafios políticos enfrentados pela presidente”, informa a Moody’s. “O fraco apoio político à presidente e à sua administração oferece pouca perspectiva de reformas de maior alcance durante o horizonte de rating”.
Perspectiva negativa
Os ratings do Brasil podem sofrer pressão adicional se a agência de classificação de risco Moody’s concluir que a deterioração nos indicadores fiscais e de dívida ultrapassarão o cenário base. Além disso, o país pode ter um novo corte caso as autoridades brasileiras não sejam capazes de resolver os desequilíbrios fiscais que impedem a reversão do aumento da dívida pública.
Segundo o relatório, um resultado negativo provavelmente seria associado a uma falha coletiva por parte do Congresso e do governo em constituir uma estabilização crível e uma agenda de reformas no próximo ano, levando a uma perda adicional de confiança do investidor, erosão dos colchões de liquidez externos e alto nível de incerteza política.
Na visão da Moody’s, o progresso na consolidação fiscal será lento e o crescimento econômico será “anêmico” nos próximos dois a três anos. A nota “Ba2” incorpora a premissa de que o perfil de crédito se deteriorará nesse período.
A perspectiva negativa reflete a incerteza relacionada à interação entre política, economia e dinâmica financeira no Brasil e, em consequência, o potencial para materialização de choques adicionais, o que exerceria mais pressão negativa sobre o perfil de crédito soberano.
“Choques adicionais podem ter relação com o impacto do sentimento do investidor na recuperação do crescimento, com eventos políticos que reduzem ainda mais a capacidade do governo de progredir nas reformas estruturais e com a cristalização de passivos contingentes no seu balanço patrimonial”, completa a Moody’s em relatório.
Para a Moody’s, uma melhora no rating do Brasil no curto prazo é “muito improvável” devido à perspectiva negativa da nota e à esperada deterioração nos indicadores de dívida. Pressões positivas sobre a nota, contudo, poderiam surgir se o governo for capaz de administrar os “desequilíbrios estruturais que levaram a uma persistente deterioração fiscal e ao aumento da dívida soberana”. Isso ocorreria se reformas estruturais fossem aprovadas, diminuindo a rigidez orçamentária, a indexação das receitas e o crescimento obrigatório das despesas em várias categorias.
Em entrevista concedida em dezembro, o analista-chefe para títulos soberanos da agência, Alastair Wilson, já sinalizava que a Moody's provavelmente seguiria a Standard & Poor's e a Fitch e colocaria a nota do Brasil em grau especulativo.  "É brusca a velocidade com que as projeções de crescimento para o Brasil pioraram... e também os problemas políticos que não foram resolvidos. Há quase uma tempestade perfeita", afirmou Wilson. Na ocasião, porém, ele disse que estava em avaliação o rebaixamento de um degrau apenas. A decisão de hoje cortou a classificação soberana em dois degraus pela escala da agência. 
Outras notas
Além do rebaixamento da nota em moeda estrangeira, a Moody’s cortou o rating em moeda local do Brasil, de Baa3 para Ba2, também retirando o grau de investimento.
Além disso, o teto da dívida de longo prazo em moeda estrangeira foi reduzido de Baa2 para Ba1, enquanto o teto de dívida de curto prazo em moeda estrangeira foi alterado de P-2 para NP.
Houve ainda alteração no teto para depósitos de longo prazo em moeda estrangeira, de Baa3 para Ba3 e no teto para depósitos de curto prazo também em moeda estrangeira de P-3 para NP.

Os tetos para dívidas de longo prazo e depósitos em moeda local foram rebaixados para A3. A perspectiva para as notas do país é negativa.
Outras agências
A Standard & Poor's tinha retirado o grau de investimento do Brasil em setembro de 2015 e, na semana passada, voltou a cortar o rating do país, mantendo a perspectiva negativa. Na visão dessa agência, a qualidade de crédito do Brasil piorou nesse período em função da elevada incerteza política, que afeta os planos de ajuste fiscal, essenciais para avaliar a capacidade de pagamento do governo. A diretora da S&P  Lisa Schineller disse na semana passada, que esse segundo corte na avaliação de crédito do Brasil se deveu a questões domésticas que estão deteriorando o quadro fiscal do país.
Em dezembro, a Fitch Ratings tirou o status de grau de investimento do Brasil, apenas dois meses depois de ter realizado um primeiro corte, ainda dentro da escala de grau de investimento. Na época, a analista de ratings soberanos da agência, Shelly Shetty, citou a incerteza política elevada e as chances de piora na recessão econômica e no quadro fiscal como os principais fatores de risco.  Além da pouca demora nas ações e das menções à incerteza política e ao agravamento da recessão, as três agências têm em comum a perspectiva negativa das notas, sinalizando a probabilidade de novos rebaixamentos.

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Renova faz reestruturação para poder voltar a crescer

A Renova Energia passa por um ano de "arrumação" depois do fim do acordo bilionário de venda da carteira de projetos para a americana SunEdison.
"Eu chamo 2016 de ano do freio de arrumação. Tínhamos um 'pipeline' de projetos acelerado, houve uma mudança nas condições externas e perdemos a capacidade de reciclar o capital que achávamos que íamos ter", explicou Carlos Waack, presidente da companhia desde janeiro.
A "reciclagem" de capital a que ele se refere era a venda de uma carteira de projetos de 2.204,2 megawatts (MW) em capacidade instalada à SunEdison. Os ativos eram avaliados em R$ 13,4 bilhões, que seriam pagos em ações da TerraForm Global, veículo liderado pela empresa americana que fez sua estreia no mercado em agosto de 2015.
O fim do acordo foi anunciado no início de dezembro e a Renova começou a implementar uma reestruturação para viabilizar seus negócios. Uma parte das mudanças foi anunciada no começo de fevereiro - um aumento de capital de R$ 731,25 milhões. A Cemig, acionista que tem 27,35% das ações da companhia, se comprometeu a subscrever R$ 240 milhões desse aumento de capital.
"A Renova, por ser de capital intensivo, sempre precisa de aumento de capital, é da natureza do negócio. A opção anterior era a reciclagem do capital, tivemos alguns problemas e não funcionou exatamente como o esperado", disse Waack. Segundo o executivo, em um mercado de dívida cara, essa foi a solução encontrada.
"É uma expectativa pessoal, acho que é natural a subscrição total não acontecer", afirmou. Apenas a parcela referente à Cemig já resolve as necessidades da companhia agora. "Os R$ 240 milhões são exatamente o que a gente espera, qualquer coisa acima disso virá no benefício da companhia", afirmou. Se apenas a Cemig subscrever o aumento de capital, sua participação na Renova vai para 33,6% do capital total.
Além dessa medida, a Renova adotou outras ações para ficar com uma estrutura "mais leve" e se adequar ao cenário do mercado, como renegociações de dívidas, antecipação de recursos de contratos de energia e a "reestruturação" do quadro de funcionários.
"Não tenho nada assinado, mas todos os contratos de mercado livre, sem exceção, estamos negociando", disse Waack. A estratégia nesse segmento é aproveitar que os preços do mercado livre estão mais baixos hoje do que quando a Renova firmou seus contratos de longo prazo. A empresa está aproveitando para adiar projetos que foram vendidos no mercado livre a preços mais altos, comprando energia em contratos de médio prazo a um preço menor para cumprir essas vendas. A diferença entre preço da energia vendida e comprada será capturada pela empresa.
"A estrutura atual da Renova tem um potencial de crescimento relativamente limitado. A ideia da reciclagem era conseguir manter um ritmo de crescimento mais acelerado com o mercado de capitais fechado que temos hoje. Já estamos analisando opções para manter o crescimento quando o mercado se normalizar", disse Waack. Para ele, esse "freio de arrumação" tem que acontecer em 2016, para que a companhia equacione os problemas e fique pronta para voltar a expandir as operações quando achar "o vetor de crescimento" desejado.
A paralisação nas obras de transmissão da Abengoa que vão escoar a energia de projetos da Renova no Nordeste deve afetar a companhia. Apesar de apontar que os efeitos no sistema são negativos, Waack reconhece que a Renova pode tirar proveito da situação. "No mercado regulado existe a figura da concatenação. Eu posso ajustar a entrada do meu projeto com o cronograma da linha. Se o atraso não é meu, não tem penalização", explicou.
A companhia foi uma das muitas chamadas pelo governo para conversar sobre uma solução para o problema da Abengoa. Segundo o executivo, as conversas ainda estão acontecendo, há estudos sendo feitos, mas ainda não chegaram a uma conclusão.
Considerando a participação de 11% que a Renova tem na Terraform Global, a empresa tem 653,3 MW de projetos em operação.

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Linhas da Abengoa atraem a Eletrobras

Uma eventual relicitação dos ativos de transmissão do grupo espanhol Abengoa no Brasil pode ser interessante para a Eletrobras, caso as condições dos contratos de concessão sejam mais atrativas dos que a atuais, afirmou uma fonte próxima do comando da estatal. Segundo ela, se a taxa de retorno dos projetos for ampliada e/ou se o prazo de concessão das linhas for postergado, os projetos podem gerar rentabilidade para a companhia.

De acordo com a fonte, um WACC (sigla em inglês para custo médio ponderado de capital, ou a taxa de remuneração) de 9% para esses ativos "seria interessante".

Em reportagem publicada na sexta-feira, o Valor informou que o governo estuda a possibilidade de uma intervenção administrativa pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) nas linhas de transmissão da companhia espanhola, que pediu recuperação judicial em janeiro. Tanto a intervenção quanto a relicitação de concessões elétricas estão previstas na lei 12.767/2012, caso seja atestado que o atual concessionário não tem condições de administrar os ativos.

A questão, conforme destacou a reportagem do Valor, é que a Abengoa arrematou as linhas de transmissão com WACC regulatório baixo, e ainda ofereceu deságios agressivos nos leilões. Para alterar essas condições dos contratos em eventual relicitação, a Aneel precisaria do aval do Tribunal de Contas da União (TCU).

O Valor apurou que a Eletrobras seria uma das interessadas na relicitação dos ativos da Abengoa, possivelmente em consórcio com outras empresas. A estatal entraria com a experiência e capacidade de captação de financiamento.

Dona, direta ou indiretamente, de 10 mil quilômetros de linhas de transmissão em operação e construção no país, a Abengoa possui dívidas da ordem de R$ 3,04 bilhões. Entre os projetos da empresa em implantação está o linhão que ligará a hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, ao Nordeste, de mais de 1,8 mil quilômetros.

Na última sexta-feira, o presidente da Abengoa no Brasil, Luiz Solaro, reuniu-se com o secretário-executivo do ministério de Minas e Energia (MME), Luiz Eduardo Barata, em Brasília. O executivo já havia se encontrado com o ministro Eduardo Braga na terça-feira.

Segundo o MME, não houve nenhuma deliberação na reunião ocorrida na última sexta-feira. "As autoridades do ministério de Minas e Energia continuam recebendo diversos empreendedores interessados nas operações e obras da Abengoa no país, em várias oportunidades. Representantes da Abengoa têm sido recebidos no Ministério para tratar sobre os empreendimentos da empresa no Brasil. O assunto continua em estudo", informou o MME, em nota.

Se a intervenção da Aneel se concretizar, a situação dos credores da Abengoa ainda fica incerta. As linhas de transmissão não entram em recuperação judicial, devido ao mecanismo criado pela lei 12.767. No caso das dívidas tomadas diretamente com a holding, que está em recuperação, a tendência é que os credores sejam mais prejudicados.

Em relação às dívidas tomadas diretamente pelas sociedades de propósito específico (SPEs), os créditos vinculados às concessões podem ser mantidos, sendo repassados aos novos concessionários das linhas de transmissão. Não há, porém, um consenso sobre isso, uma vez que a declaração de caducidade da concessão para posterior relicitação pode extinguir os contratos anteriores.

Para que tenha êxito, a intervenção administrativa precisa durar o menor período possível, para que as obras das linhas de transmissão sejam retomadas o quanto antes. Depois da declaração da intervenção, a Abengoa terá até 60 dias para apresentar um plano de correção de falhas. Apenas depois disso a agência dará prosseguimento à relicitação, se for esse o caso.

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Britânica Highview Storage estuda parcerias no Brasil

A britânica Highview Power Storage, especializada em tecnologias de armazenamento de energia, está avaliando a possibilidade de desenvolver projetos no Brasil. Segundo o chefe de Desenvolvimento de Negócios da companhia, Matthew Barnett, a ideia é participar de projetos em parceria com o governo e empresas brasileiras.
"[O Brasil] é um mercado onde temos interesse em trabalhar em conjunto. Acredito que haja oportunidades e estamos olhando a possibilidade de desenvolver projetos de armazenamento de energia com ar líquido. Este ano será uma oportunidade para construir canais e parcerias globais, incluindo o Brasil, para explorar essa tecnologia e ajudar a ampliar o uso de fontes renováveis, auxiliando a rede elétrica", afirmou o executivo.
Conforme antecipado pelo Valor, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê lançar no segundo semestre um programa de pesquisa e desenvolvimento estratégico sobre tecnologias de armazenamento de energia. No início de fevereiro, representantes da agência, de empresas e centros de pesquisa brasileiros viajaram ao Reino Unido para conhecer estudos e o estágio de projetos sobre o setor na região, em missão organizada pelo consulado britânico.
No Reino Unido, a Highview planeja iniciar a operação neste semestre de uma usina de 5 megawatts (MW) de capacidade instalada, e 15 megawatts-hora (MWh) de energia, nos arredores de Manchester, a partir do armazenamento de ar em forma líquida. Com investimentos de cerca de 8 milhões de libras (equivalente a cerca de R$ 45 milhões), o projeto está sendo implantado com recursos do Departamento de Energia e Mudanças Climáticas do Reino Unido (DECC, na sigla em inglês).
Fora do Reino Unido, a companhia arrematou contrato para estudar a viabilidade da tecnologia para a Marinha americana.
O custo da tecnologia - de 1 mil libras (R$ 6 mil) por quilowatt (kW) instalado - ainda não é competitivo em relação a outras fontes de energia. Barnett, porém, diz que o interesse das empresas sobre o tema está aumentando e que, em futuro próximo, será possível desenvolver projetos sem subsídios.
Um indicativo da viabilidade comercial é a previsão do operador do sistema elétrico britânico de realizar, no segundo semestre, um leilão para a contratação de até 200 MW de capacidade de projetos de armazenamento de energia.

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