Proyectos térmicos greenfield podrían enfrentar obstáculos en Brasil por suministro de equipos

Los proyectos termoeléctricos que obtengan contratos en la licitación de capacidad de respaldo programada por Brasil podrían enfrentar cuellos de botella en el suministro de equipos, advierte el director de relaciones externas y comunicaciones de Eneva, Aurélio Amaral.

Inicialmente previsto para agosto, el proceso fue postergado por el gobierno y no se ha fijado una nueva fecha. Aunque todavía existe la posibilidad de que se celebre en diciembre, lo más probable es que sea en 2025.

La subasta apunta a contratar plantas que debieran iniciar el despacho de energía en 2027 y 2028.

“Estamos preocupados, porque la demanda mundial está aumentando. Los árabes están comprando muchas turbinas, porque están pasando del petróleo al gas”, dijo Amaral a BNamericas.

Agregó que los tres principales proveedores de turbinas del mundo —Siemens, Mitsui y GE— tienen “alta demanda”.

“Corremos el riesgo de no tener equipos cuando se realice la subasta, lo que supondría un problema mayor para el país en los próximos años en lo que se refiere al suministro de energía”, advirtió Amaral, que agrega que, con la instalación de más datacenters en Brasil, la demanda de energía aumentará todavía más.

En un reciente informe, el operador de la red nacional, ONS, indicó la posibilidad de riesgo explícito de suministro de energía (probabilidad de pérdida de carga o LOLP) en 2026.

Fuentes señalaron a BNamericas que no contratar capacidad de respaldo este año representa un riesgo, considerando la sequía que afecta al país dependiente de la hidroelectricidad.

Eneva es una de las principales generadoras que emplean gas en Brasil, con plantas en operación en los estados de Roraima y Maranhão. En ambos casos, el gas suministrado proviene de campos terrestres operados por la misma empresa.

El grupo brasileño está construyendo en los estados de Amazonas y Maranhão dos nuevas centrales termoeléctricas, Parnaíba VI (92MW) y Azulão (950MW), cuya puesta en operaciones está prevista para 2025 y 2026, respectivamente.

Mientras tanto, Eneva está finalizando la conexión de su terminal de gas natural licuado en el estado de Sergipe a la red de Transportadora Associada de Gás (TAG). La autorización de la ANP para el inicio del suministro desde la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) de la compañía debiera emitirse a principios de octubre.

“Ya tenemos demanda para suministrar gas a [la ciudad de] Linhares, en Espírito Santo, de manera de atender la demanda de despacho termoeléctrico del ONS ahora, en este período crítico”, indicó Amaral en alusión a la sequía.

Eneva también espera luz verde de la ANP para iniciar el suministro desde su nueva planta de GNL a pequeña escala en Maranhão a instalaciones industriales de Vale y Suzano en Maranhão, así como a Copergás, distribuidora de gas de Pernambuco.

A través de los ductos de Copergás, el hidrocarburo llegará, por ejemplo, al polo productor de cerámica de Petrolina.

La planta de GNL también podrá abastecer camiones que transporten la producción del polo MaPiToBa al puerto de Itaqui, en Maranhão. Formado por los estados de Maranhão, Tocantins, Piauí y Bahía, el polo es la frontera agrícola de más rápido crecimiento en el país.

NUEVO CONTRATO

Eneva firmó un acuerdo de compraventa con Neoenergia para suministrar gas natural en una base 100% flexible a la planta Termopernambuco en Pernambuco, informó la empresa en un comunicado.

El contrato entrará en vigencia el próximo mes y finalizará en junio de 2026. Termopernambuco podrá solicitar a Eneva hasta 2,4 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas para atender los despachos del ONS.

El contrato considera una parte fija, para pagar la reserva de capacidad de la FSRU y garantizar la disponibilidad de gas para Termopernambuco, y una parte variable, vinculada al índice de precios LNG Japan/Korea Marker para pagar el gas que se solicitará de concretarse el despacho.

El gas natural se obtendrá de GNL importado en el polo de Sergipe, a través de la FSRU, que cuenta con capacidad para regasificar hasta 21Mm3/d de gas e inyectar hasta 14Mm3/d a la red integrada de ductos.