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

Leilão de Reserva de Capacidade alçou as termelétricas como protagonistas, com 92 usinas a gás contratadas

Por André Ramalho

PIPELINE. LRCAP tem protagonismo de térmicas a gás e ancora novos terminais de GNL no Brasil. Leilão também recontrata usinas existentes e reafirma modelo gas-to-wire.

ANP dá sobrevida a pleito de usuários por corte maior no custo de gasodutos. Portaria do Mover engloba biometano. Guerra atinge infraestrutura de GNL no Catar. A nova descoberta de gás da Petrobras na Colômbia e mais. Confira:

De novos terminais de gás natural liquefeito (GNL) a novas térmicas com gás onshore, além da recontratação do parque existente – e até termelétricas a biometano.

O 2º Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) – que, enfim, aconteceu – foi marcado por uma contratação ampla e teve espaço para empreendimentos de diferentes perfis.

O certame alçou as termelétricas a gás como protagonistas na oferta de potência ao sistema elétrico: foram, ao todo, 92 usinas a gás contratadas.

Uma potência de 15,2 GW que, ao fim, abrigou tanto térmicas conectadas à malha de gasodutos quanto as desconectadas – os dois modelos de negócios que travaram um cabo-de-guerra nas discussões sobre o desenho do leilão.

Formatado para distensionar interesses conflitantes, o LRCAP cumpriu o objetivo de evitar uma fuga de demanda das usinas do sistema de transporte de gás. Um pesadelo que pairava sobre o mercado e que poderia se refletir num pico de tarifas para todos os usuários da malha de gasodutos. (entenda)

Ao mesmo tempo, foi o leilão dos projetos de GNL, com protagonismo da Eneva, que já planeja dois novos terminais de regaseificação – um no Ceará e outro no litoral do Sudeste.

O tamanho do leilão, aliás, contrariou os consumidores de energia. O LRCAP sai marcado pela falta de competição, com vendas com pouco ou nenhum deságio em relação aos preços-teto e um custo anual de R$ 39 bilhões em receitas fixas aos agentes.

A seguir, a gas week traça um raio-x dos principais projetos e vencedores do LRCAP. É, claro, uma primeira leitura do leilão.

LRCAP ancora novos terminais de GNL

O LRCAP deixa, como saldo, a construção de ao menos dois novos terminais de regaseifcação nas 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.Aliás… não foi só 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.Uma guerra no meio do caminho. Durante teleconferência com analistas, para comentar sobre a participação da Eneva no LRCAP, o CEO, Lino Cançado, disse que, apesar de ter como principal supridor a Qatar Energy, a companhia já está com sua demanda 100% coberta para 2026 – o gás fornecido pela QE vem dos Estados Unidos.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.

A reafirmação do modelo gas-to-wire

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.

Outros destaques do LRCAP

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.

GÁS NA SEMANA

Revisão tarifária. A ANP acatou o pedido do Conselho de Usuários (CdU) e prorrogou por mais 15 dias (até 3/4) a consulta pública sobre a proposta de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) do transporte.

• A expectativa entre os usuários é que a postergação dê uma sobrevida ao pleito para que o regulador adote uma metodologia alternativa que promete impactar mais substancialmente a remuneração das transportadoras de gás.

Gas release. A ANP também abriu um questionário sobre o desenho do programa de desconcentração da oferta. A ideia é receber contribuições para subsidiar a definição dos elementos centrais do programa.

Mobilidade. O Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio de Serviços (MDIC) publicou nesta sexta (20/3) a portaria que detalha as soluções consideradas estratégicas para receber os incentivos previstos no programa Mobilidade Verde (Mover).

• Sistemas dual fuel (como diesel e biometano) estão no rol de soluções que poderão pontuar para receber os créditos financeiros destinados à indústria automotiva.

Guerra atinge infra de GNL. Um ataque iraniano ao complexo de Ras Laffan, no Catar, eliminou 17% da capacidade de gás natural liquefeito da estatal Qatar Energy. (Reuters/Valor)Colômbia. A Petrobras anunciou uma nova descoberta de acumulação de gás no poço exploratório Copoazu-1, no bloco GUA-OFF-0, em águas profundas na Colômbia. A estatal atua como operadora do bloco, com 44,44%, em parceira com a Ecopetrol (55,56%).

• Análise: A nova descoberta reforça o potencial da nova fronteira gasífera do país vizinho e pode ajudar a destravar plano da Petrobras de exportar gás da Colômbia. A estatal brasileira mira inicialmente o abastecimento do mercado colombiano, mas tem planos de liquefazer o gás no futuro, a depender do sucesso exploratório na região.

Argentina. A Galp obteve autorização da ANP para importar até 20 milhões de m³/dia de gás  argentino, por dois anos. Mira como mercado potencial os segmentos termelétrico, distribuidoras e consumidores livres.