Raio-x do LRCAP: leilão ancora novos terminais de GNL e reafirma gas-to-wire (OnCorp)

O LRCAP deixa, como saldo, a construção de ao menos dois novos terminais de regaseifcação na costa brasileira. A Eneva, que negociou 4,4 GW de térmicas a gás no leilão, tem planos de inaugurar novos hubs de gás no Ceará e no Sudeste (RJ ou ES) – amparados em terminais de GNL. E sem pretensões, por ora, de conexão com a malha de gasodutos (embora a obrigatoriedade da interligação de terminais de GNL esteja em debate na ANP). Em resumo:

a Eneva vai instalar 1,1 GW no Sudeste, ao negociar térmicas no Rio e no Espírito Santo com entrada em operação em 2031; e um parque de 1,2 GW no Porto do Pecém (CE). Trata-se do projeto Jandaia, adquirido junto à Ceiba Energy, e que entrará em operação em 2029.Com isso, o Ceará voltará a ter uma fonte de GNL. Dono do primeiro terminal do país, o estado perdeu sua infraestrutura de regaseificação em 2023, depois da desativação da planta da Petrobras – e da desistência do projeto Portocem, da Ceiba, vendido posteriormente para a New Fortress e transferido para Barcarena (PA). Além dos dois novos terminais de GNL, a Eneva também vai ampliar em 1,3 GW o seu parque termelétrico no hub de Sergipe. A empresa aumenta, assim, o uso do terminal de regás de Barra dos Coqueiros (SE). Além de ancorar novas térmicas próprias no terminal de Sergipe, a companhia assinou contratos para fornecimento de gás flexível a usinas de outros agentes, num volume total de 5,5 milhões de m³/dia. A Eneva que aproveitou o LRCAP para monetizar terminais de GNL.

A OnCorp, que desenvolve um projeto de uma planta de regás no Porto de Suape (PE), negociou no LRCAP uma térmica própria: a UTE Frevo (20 MW), em Suape (PE), que contará com investimento de R$ 103 milhões. E garantiu mais 11 contratos de suprimento para térmicas de terceiros, do Espírito Santo ao Ceará. Com isso, a empresa passa a ter mais de 90% da capacidade do terminal contratada. A previsão é começar as obras da planta de GNL em meados do ano e iniciar as operações do ativo no fim de 2027. A New Fortress, dona do terminal de Barcarena (PA) e o TGS (SC), atualmente inativo, também monetizou sua infraestrutura no leilão, ao negociar: a UTE Novo Tempo Barcarena II (100,9 MW), uma expansão do complexo atual e prevista para 2029 e a UTE Lins II (701,5 MW), em São Paulo, prevista para 2031. Há um desafio posto de desenvolver novos projetos de GNL num contexto de crise global – os efeitos da guerra no Oriente Médio, que escalou para a destruição de parte da infraestrutura de liquefação do Catar, um dos maiores exportadores do mundo.

Segundo o CEO da Eneva, Lino Cançado, a companhia já está com sua demanda 100% coberta para 2026 – o gás fornecido pela QE vem dos Estados Unidos, apesar de ter como principal supridor a Qatar Energy. A Eneva, porém, ainda não fechou os contratos de suprimento para as novas térmicas – e a expectativa no mercado é de que projetos dependentes de GNL terão a matriz de riscos afetada pelo conflito no Oriente Médio, nas negociações pós-leilão. Cançado, no entanto, afirmou que, pelo alta quantidade de potência contratada, o poder de negociação da Eneva nas negociações por molécula tende a ser favorecido. Por coincidência… o 1º LRCAP, de 2021, também foi afetado por uma crise no mercado global, no contexto da guerra entre Rússia e Ucrânia.

O LRCAP também viabilizou novos projetos no modelo gas-to-wire, com destaque para a estreia da Origem Energia. A empresa negociou sete termelétricas, num total de 380 MW. As usinas, previstas para 2028 e 2029, demandarão investimentos de R$ 2 bilhões. A companhia aposta na verticalização de seus negócios. Os projetos serão instalados no município de Pilar (AL) e abastecidos, principalmente, com gás próprio do Polo Alagoas. Além disso, as térmicas serão conectadas ao projeto de estocagem subterrânea de gás, em desenvolvimento pela empresa em Alagoas e previsto para o segundo semestre. Já a Imetame negociou, no LRCAP, a expansão de mais 17 MW do projeto Prosperidade, que recebe o gás produzido pela companhia na Bacia do Recôncavo, na Bahia. A capacidade adicional deverá ser entregue em 2029. Além disso, a empresa também recontratou a UTE Prosperidade IV (8,8 MW), para a partir de 2028. Outra produtora onshore que aproveitou o leilão para monetizar suas reservas foi a PetroReconcavo, que assumiu o compromisso de fornecimento de gás às UTEs Corcovado 4, 5 e 6, que somam 142,5 MW.  As usinas foram negociadas pela Brasil GTW e entrarão em operação em 2028 – a atuação da PetroReconcavo, portanto, limita-se ao suprimento de molécula. Pioneira no modelo gas-to-wire no Brasil, aliás, a Eneva recontratou, por mais dez anos, as usinas Parnaíba I e III, que somam 811 MW de potência negociada e cujos contratos originais vencem em 2028 e 2029, respectivamente.

Donas dos maiores parques termelétricos a gás natural do país, o trio Eneva, Petrobras e J&F abocanhou praticamente a metade da potência total contratada no 2º LRCAP. Enquanto a Eneva conseguiu viabilizar novos projetos e, ao mesmo tempo, recontratar seu atual parque de geração a gás no Parnaíba e no Espírito Santo, a Petrobras e a J&F se concentraram nas usinas existentes. A Petrobras recontratou oito usinas, num total de 2,235 GW; sendo que quase 1 GW passam a ficar a disposição ainda este ano; já a J&F recontratou quatro de suas termelétricas (Uruguaiana/RS, Norte Fluminense/RJ, Santa Cruz/RJ e Araucária/PR), num total de 2 GW; sendo que 917 MW ficam à disposição já em 2026. Quem também se destacou, mas com foco em novos projetos, foi a Evolution Power Partners (EPP). a EPP negociou nove usinas, num total de 1,685 GW, nos estados do Ceará, Rio de Janeiro, Sergipe, Maranhão e Piauí; a empresa possui histórico em leilões, com participação no desenvolvimento dos projetos da UTE Porto de Sergipe e UTE Barcarena. Também foi uma das vencedoras do leilão emergencial de energia (PCS) de 2021, com 343 MW – posteriormente negociados com a J&F. A KPS também atingiu o seu objetivo de recontratar as térmicas flutuantes no Rio de Janeiro, do PCS e que somam 536 MW; além de ter negociado um projeto novo: a UTE Santana (229 MW), no Amapá. Mesmo roteiro seguido pelo Grupo Delta Energia, que recontratou a UTE William Arjona (MS), com 67 MW; e negociou uma expansão, de 168 MW de potência: a UTE Campo Grande (MS). As usinas consumirão gás nacional. Já a Urca Gás arrematou duas usinas (31,2 MW cada) no Espírito Santo: os projetos São Mateus I e II. E teve espaço até para o biometano, com a vitória da Cocal, com duas térmicas que somam 9,2 MW.

Fonte: Eixos / gas week