Os leilões do reserva de capacidade (LRCap), previsto para voltarem a acontecer a partir de março do próximo ano, deverão ser as chaves para que o maior complexo termelétrico do Brasil, o da Gás Natural do Açu (GNA), no Norte do Rio de Janeiro, amplie sua capacidade instalada dos atuais 3 mil MW, distribuídos em duas usinas, para 6,4 mil MW. Seria como acrescentar ao complexo o atual parque termonuclear do Brasil, formado pelas UTNs Angra 1 e 2 (1.990 MW), acrescido da ainda incerta Angra 3 (1.404 MW).

O presidente da GNA, Emmanuel Delfosse (foto), disse a Brasil Energia que a empresa já possui o licenciamento ambiental para construir as UTEs GNA III, IV e V, totalizando 3,4 mil MW, e projetou para os futuros LRCaps a rota para a concretização dessas obras. As UTEs GNA I e II, hoje existentes, são, respectivamente, a terceira e a primeira termelétrica do Brasil em capacidade instalada.

“Os leilões de capacidade, a exemplo do LRCap previsto para acontecer em março de 2026, vão oferecer possibilidade de a GNA atrair investimentos em geração termelétrica para disponibilizar mais energia flexível e firme para acompanhar o crescimento das energias renováveis no país”, disse.

Projetado como a perna energética do polo de infraestrutura e industrial em torno do Porto do Açu, no município fluminense de São João da Barra, o complexo termelétrico ganhou vida em setembro de 2021, quando a GNA I, de 1.300 MW, então a maior termelétrica do Brasil, entrou em operação, em meio à última crise hídrica que atingiu o país.

A chegada da usina, que vendera energia para o ACR no leilão A-5 de 2014, foi providencial para garantir a segurança energética naquela conjuntura difícil, ajudando a evitar um racionamento que àquela altura parecia inevitável. “A UTE GNA I teve um papel vital, operando com alta regularidade, durante a maior crise hídrica do país dos últimos 90 anos, em 2021. Com a entrada em operação da UTE GNA II, esse papel de suporte ao sistema foi ampliado”, pontua Delfosse.

A GNA II, de 1.700 MW, que vendeu energia no leilão A-6 de 2017, chegaria ao SIN somente em julho deste ano, atrasado em razão de fatores como a pandemia da Covid 19 e de ajustes no arranjo da conexão ao Sistema. “A estratégia central foi estabelecer um hub de gás e energia no Porto do Açu para fornecer ao Sistema Interligado Nacional (SIN) uma energia flexível, firme, confiável e totalmente independente de fatores climáticos”, explica o executivo.

O gás que alimenta as usinas vem de uma unidade flutuante, ancorada no Porto do Açu, que opera como um terminal que armazena o GNL importado e libera a molécula regaseificada. Atualmente dois gasodutos projetados, um pela NTS outro pela TAG, concorrem no âmbito do MME e ANP para a ligação do complexo do Açu à malha existente do transporte de gás.

“Embora o projeto GNA tenha sido concebido para ter flexibilidade e segurança operacional através dos seus ativos e contrato de fornecimento de gás, uma possível interligação traria redundância e diversificaria o suprimento incluindo, por exemplo, o gás do pré-sal”, pondera Delfosse.

Há duas alternativas em pauta, ambas com memorandos de entendimento assinados com a GNA, segundo o dirigente. A primeira é o Gasoduto Goytacazes (Gasog), de 45 km, oferecido pela TAG. A outra é o Gasoduto de Integração Norte Fluminense (Gasinf), da NST, com 105 km de extensão.

Os dois têm a mesma capacidade, até 12 milhões de m3/dia e ambos estão projetados como bidirecionais, podendo tanto abastecer o complexo termelétrico com gás da rede integrada quanto injetar na rede gás processado na unidade flutuante (FSRU) da GNA.

Segundo Delfosse, os dois projetos receberam avaliações positivas da EPE que, na primeira versão do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB), que se encontra em Consulta Pública até 28 de outubro, recomendou o projeto Gasog. “A decisão sobre a priorização dos projetos é um tema comercial, em discussão no momento”, afirmou.

Foco no ACR

Delfosse também confirmou que a energia produzida pelo Complexo GNA está 100% direcionada para o ACR, por meio dos contratos assinados como resultados dos leilões. A GNA I tem contrato pelos próximos 23 anos e a GNA II, pelos próximos 25.

Questionado sobre o papel do complexo para a segurança energética do estado do Rio de Janeiro, Delfosse disse que ele “é reconhecido como um ativo estruturante de segurança energética para todo o SIN, principalmente por sua localização próxima aos maiores centros de consumo de eletricidade do país, no Sudeste”.

Tanto a GNA I quando a II são usinas de ciclo combinado, ambas com quatro turbinas cada, sendo três a gás natural e uma movida pelo vapor emitido pelas outras três, processo que além de reduzir as emissões assegura níveis de eficiência superiores a 60%.

A GNA I é flexível o ano inteiro e tem fornecido ao SIN uma média de 300 MW por ano desde a sua inauguração. Já a GNA II está contratada como flexível nos meses de dezembro a junho, abarcando um pouco mais do que o período úmido no qual os reservatórios das hidrelétricas estão enchendo e as UHEs estruturantes da região Norte estão operando a plena carga.

Unidade flutuante ancorada no Porto do Açu abastece as termelétricas da GNA com gás natural  (Foto: Divulgação)

De julho a novembro o contrato da usina prevê que ela opere de forma inflexível, gerando a 100% da capacidade e funcionando como um suporte para os meses mais críticos do período seco do SIN. Como foi inaugurada em julho deste ano, até o momento a GNA II só operou na versão inflexível, semelhante ao modo como atuam, por características técnicas, as usinas nucleares do complexo de Angra dos Reis.

Alinhado com uma avaliação hoje majoritária no ambiente tecnológico, o presidente da GNA não tem dúvida de que “o gás natural é o combustível da transição energética”, com o papel de “fornecer um recurso flexível e despachável para complementar o crescimento das fontes renováveis intermitentes, especificamente as fontes eólica e solar, garantindo a segurança e a confiabilidade do sistema elétrico”.

Esta visão não significa fechar os olhos para a necessidade de descarbonização imposta pelas mudanças climáticas em curso. E foi esta percepção que norteou o projeto da GNA II. A usina foi construída como uma hydrogen-ready. Significa que quando for o momento certo ela está pronta para funcionar com até 50% de hidrogênio verde em substituição ao gás natural, alinhada à evolução dos objetivos de redução das emissões.

Dentro da mesma sintonia com a agenda do clima, a empresa não está alheia ao segmento das renováveis intermitentes que, devidamente ancoradas em soluções perenes, caminham para se tornarem predominantes nos sistemas de geração do futuro. O projeto abre-alas, com investimento de R$ 15 milhões, será a primeira usina agro-solar do Sudeste, com capacidade de, na mesma área, gerar até 1,5 MW de energia solar e permitir o cultivo agrícola.

O empreendimento é uma parceria com a empresa de origem alemã SUNfarming Holding do Brasil e com a Universidade Estadual do Norte Fluminense (Uenf). Ele será instalado na área da Escola Técnica Agrícola Antônio Sarlo, no município fluminense de Campos dos Goytacazes, garantindo à instituição a autossuficiência energética, e contará com um centro de treinamento e pesquisas, oferecendo capacitação em técnicas agrícolas e na área de eletricidade, em cooperação com instituições do Brasil e da Alemanha.

Delfosse ressaltou que o arranjo acionário que criou a GNA representa por si só uma garantia de que não faltará capital e suprimentos para a continuidade dos projetos da empresa. A GNA é resultado de uma joint-venture formada pela Prumo Logística (fundos EIG Global Energy Partners e Mubadala), a BP, a Siemens AG, a Siemens Energy e a chinesa SPIC Brasil.

A Prumo é a titular do Porto do Açu e oferece a infraestrutura portuária para o FSRU e sua conexão com o complexo de usinas. A bp é a fornecedora do GNL, o grupo Siemens entrou com capital, com os equipamentos de geração e com a operação e manutenção. E a SPIC empresta sua experiência em estratégia de operação de um parque gerador global com mais de 150 GW.