[DEV] – Ativos

Geração Termelétrica no Complexo

O Complexo é composto por duas usinas termelétricas, de geração a gás, supridas por campos terrestres de gás próprios situados na Bacia do Amazonas, cujo fornecimento é garantido de forma exclusiva pelo Sistema de Tratamento de Gás do Azulão (“STGA”), replicando o modelo Reservoir-to-Wire (“R2W”), implementado com sucesso na Bacia do Parnaíba, que interliga as atividades de produção de gás natural e geração de energia elétrica. As usinas Azulão I e II, em conjunto, terão 950 MW de capacidade instalada e estarão conectadas ao Subsistema Norte do Sistema Interligado Nacional.

UTE Azulão I, com 360 MW de capacidade instalada e com ciclo aberto, se encontra operacional desde agosto de 2026. A usina foi contratada no primeiro Leilão de Reserva de Capacidade da ANEEL, em dezembro de 2021, cujo contrato estabelecido no leilão prevê o compromisso de venda de potência de 295 MWm, pelo prazo de 15 anos, até agosto de 2041.

UTE Azulão II, com 590 MW de capacidade instalada e com ciclo combinado, ainda se encontra em construção. A usina foi contratada no 2º Leilão de Reserva de Capacidade na forma de energia da ANEEL, em setembro de 2022. O contrato estabelecido no leilão prevê que a usina terá potência contratada de 521 MWm, com inflexibilidade contratual de 70%, pelo prazo de 15 anos, a partir do início da operação comercial da usina, programada para julho de 2027.

No que tange às reservas na Bacia do Amazonas, que suprem as operações das UTEs Azulão I e II e Jaguatirica II, essa última localizada no estado de Roraima, parte do Sistema Integrado Azulão-Jaguatirica, o Complexo conta com 10,05 bilhões de m³ de reservas de gás (2P) e 9,54 milhões de barris de condensado, conforme certificado pela Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) em relatório publicado em fevereiro de 2024, referente à dezembro de 2023.

A primeira forma de monetização das reservas de gás do Campo de Azulão foi o Projeto Integrado Azulão-Jaguatirica, que consiste na extração, produção, tratamento e liquefação de gás natural no Campo de Azulão, com transporte do GNL (gás natural liquefeito) em tanques criogênicos até a UTE Jaguatirica II, localizada em Boa Vista, no estado de Roraima.  Em área adjacente à usina ocorre a tancagem do GNL  e regaseificação para a utilização do gás na geração termelétrica.

A UTE Jaguatirica II, de capacidade instalada de 141 MW, sagrou-se vitoriosa no Leilão para Suprimento a Boa Vista e localidades conectadas, de 2019, da ANEEL. O contrato estabelecido no leilão prevê compromisso de entrega de potência de 117 MW, totalmente flexível, pelo prazo de 15 anos, a partir da operação comercial da usina, concluída em maio de 2022.

No 2º ciclo da Oferta Permanente da ANP, em dezembro de 2020, a Eneva adquiriu 100% de participação na área de acumulação marginal de Juruá, que está situada nos municípios de Tefé/AM e Carauari/AM, a 725 km a sudoeste da Cidade de Manaus/AM. Conforme dados certificados pela GCA em 31 de dezembro de 2023, os recursos contingentes (P50) totalizam 24,04 bilhões de metros cúbicos.

A atuação da Eneva na Bacia do Amazonas iniciou-se em 2018, com a aquisição do Campo de Azulão, localizado no município de Silves, no estado do Amazonas.

No estado do Amazonas, a Companhia é concessionária e operadora de ativos de exploração e produção de petróleo e gás natural, incluindo blocos exploratórios, áreas de acumulação marginal e campos de gás natural. Nas adjacências do Campo de Azulão, no 2º Ciclo da Oferta Permanente da ANP, em 2020, a Companhia adquiriu blocos, as quais vieram a constituir o PAD Anebá (blocos AM-T-84 e AM-T-85). Posteriormente, em 2024, a Eneva declarou comercialidade da descoberta de Anebá e a área passou a ser denominada Campo Tambaqui, onde foi realizada a perfuração de 4 poços dentro do Ring Fence, com estimativa total de gas-in-place (“VGIP”) variando em 1,6 Bm³ (P90), 3,6 Bm³ (P50) e 5,7 Bm³ (P10). Adicionalmente, foi adquirido também um bloco em Silves, denominado Campo Azulão Oeste, onde foi realizada a perfuração de 6 poços dentro do Ring Fence, com estimativa de VGIP da acumulação variando em 1,4 Bm³ (P90), 2,3 Bm³ (P50) e 6,1 Bm³ (P10).

No que tange às reservas na Bacia do Amazonas, que suprem as operações das UTEs, o Complexo conta com 10,05 bilhões de m³ de reservas de gás (2P) e 9,54 milhões de barris de condensado, conforme certificado pela Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) em relatório publicado em fevereiro de 2024, referente à dezembro de 2023.

Vale ressaltar que as reservas na Bacia do Amazonas suprem as operações do Complexo Azulão e do Sistema Integrado Azulão-Jaguatirica, por meio do modelo R2W.

A atuação da Eneva na Bacia do Amazonas iniciou-se em 2018, com a aquisição do Campo de Azulão, localizado no município de Silves, no estado do Amazonas.

No estado do Amazonas, a Companhia é concessionária e operadora de ativos de exploração e produção de petróleo e gás natural, incluindo blocos exploratórios, áreas de acumulação marginal e campos de gás natural. Adicionalmente, foi adquirido também um bloco em Silves, denominado Campo Azulão Oeste, onde foi realizada a perfuração de 6 poços dentro do Ring Fence, com estimativa de VGIP da acumulação variando em 1,4 Bm³ (P90), 2,3 Bm³ (P50) e 6,1 Bm³ (P10).

No que tange às reservas na Bacia do Amazonas, que suprem as operações das UTEs, o Complexo conta com 10,05 bilhões de m³ de reservas de gás (2P) e 9,54 milhões de barris de condensado, conforme certificado pela Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) em relatório publicado em fevereiro de 2024, referente à dezembro de 2023.

Vale ressaltar que as reservas na Bacia do Amazonas suprem as operações do Complexo Azulão e do Sistema Integrado Azulão-Jaguatirica, por meio do modelo R2W.

O Complexo Parnaíba tem capacidade instalada total de 1,9 GW e é composto por 6 usinas termelétricas a gás natural, 100% operacionais (Parnaíba I, II, III, IV, V e VI), supridas por 13 campos terrestres de gás próprio situados na Bacia do Parnaíba, cujo fornecimento é garantido de forma exclusiva pelo Sistema de Tratamento de Gás Natural do Parnaíba (“STGP”).

As UTEs do Complexo estão interligadas ao Subsistema Norte de produção e à rede de transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional. Além disso, todas as usinas possuem contratos vigentes de longo prazo de Comercialização no Ambiente de Contratação Regulado, no qual as geradoras comercializam energia para as distribuidoras por meio de leilões organizados pela agência reguladora, a ANEEL. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho.

Cabe ainda ressaltar que foi no Complexo Parnaíba que a Eneva desenvolveu, de forma pioneira no Brasil, a interligação das atividades de produção de gás natural e geração de energia elétrica por meio do modelo Reservoir-to-Wire (“R2W”). As usinas termelétricas do modelo R2W caracterizam-se pelo baixo custo variável de geração, o que propicia tarifas módicas na geração aos consumidores. No que tange às reservas na Bacia do Parnaíba, o Complexo conta com 37,9 bilhões de m³ de reservas de gás (2P) e 1,6 milhões de barris de condensado, conforme certificado pela Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) em relatório publicado em março de 2026, referente à dezembro de 2025.

• SSLNG

Abrindo uma nova frente de monetização do gás natural e diversificando clientes e fontes de receitas, a Companhia desenvolveu o modelo de negócios Small Scale LNG (“SSLNG”), nos moldes Reservoir-to-Client, onde o gás natural produzido é liquefeito nas instalações do Parnaíba e vendido para clientes sem acesso à malha de gás (“Off-Grid”).

Desde 2024, a partir da planta de liquefação de gás natural construída nas adjacências da UTG do Complexo Parnaíba, a Eneva passou a fornecer gás natural para suprir clientes Off-grid, dentre eles, plantas industriais de grandes empresas, distribuidores regionais e empresas que utilizam transporte rodoviário pesado em frota. Composta por 2 Trens, 100% operacionais, a planta de liquefação possui capacidade total de liquefação de 600 mil m³/d, com um 3º Trem já em construção, que adicionará mais 300 mil m³/d de capacidade de liquefação ao Complexo.

Esse modelo de geração de receita proporciona maior previsibilidade de caixa à Companhia por meio de contratos take-or-pay firmados com os clientes e contribui, também, para a redução dos impactos ambientais totais do sistema, ao oferecer o gás natural como alternativa eficiente aos tradicionais combustíveis mais poluentes utilizados nas operações de clientes industriais, distribuidores regionais e empresas que utilizam transporte de carga pesada.

A substituição de combustível em caminhões movidos a diesel por GNL está sendo feita em parceria com uma empresa especializada e representa uma solução pioneira no Brasil, com alto potencial de crescimento e redução de emissões, por meio da implementação do 1º Corredor Verde do Brasil na região do Norte e Nordeste, próxima ao Complexo Parnaíba e na qual há grande circulação de frotas rodoviárias que escoam principalmente produção do agronegócio para os portos da região.

Localizada em Miranda do Norte, no estado do Maranhão, as usinas termelétricas Geramar I e II, em conjunto, “Gera Maranhão” operam com óleo combustível e possuem, conjuntamente, capacidade instalada de 332 MW. Adquirida ao final de 2024 pela Eneva, Gera Maranhão contou com um Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) de jan/10 até dez/24. Adicionalmente, com a venda de 291 MW de capacidade no Leilão LRCAP de 2021, a usina garantiu novo Contrato de Receita Fixa para Disponibilidade de Capacidade (CRCAP), válido de jul/26 até jun/41, garantindo novo ciclo de operação em ambiente regulado e fluxo de receitas.

A Gera Maranhão opera no Subsistema Norte, integra o Cluster Maranhão e desempenha um papel estratégico no fornecimento de energia flexível para a região, contribuindo para a segurança do sistema elétrico nacional.

UTE Porto de Itaqui (“UTE Itaqui”) é um dos ativos de geração termelétrica a base de carvão mineral da Eneva, com capacidade instalada de 360 MW.

A UTE Itaqui é uma usina em operação que integra o subsistema Norte do SIN. A usina está localizada nas proximidades de uma zona portuária e é abastecida por carvão importado. A venda de energia produzida pela usina é realizada por meio de contratos estabelecidos em leilões de energia no ambiente regulado (“CCEARS”), os quais são responsáveis por uma receita bruta fixa indexada anualmente ao IPCA.

Os referidos (“CCEARS”) preveem, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos de combustível (atualizados mensalmente pela variação do CIF ARA) e de operação e manutenção (atualizados anualmente pela variação do IPCA), incorridos quando as plantas são despachadas pelo ONS.

A usina de Itaqui foi contratada no leilão A-5 da ANEEL, em 2007, com a venda de 315 MWm, cujo CCEAR iniciou em janeiro de 2012 e vigorará até dezembro de 2027. Adicionalmente, a UTE foi recontratada no LRCAP 2026, da ANEEL, com a venda de 312 MW, pelo prazo de 10 anos, a partir de agosto de 2031. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho.

A Companhia iniciou a sua atuação na Bacia do Parnaíba em 2010, com a aquisição de blocos exploratórios terrestres e o início das atividades de exploração desses ativos na Bacia. Desde então, a Companhia declarou a comercialidade de inúmeros campos e, atualmente, é detentora dos contratos de concessão para operar 13 campos declarados comerciais na Bacia do Parnaíba, no Maranhão. Deste total, 8 estão em produção – Gavião Real, Gavião Vermelho, Gavião Branco, Gavião Caboclo, Gavião Azul, Gavião Preto, Gavião Tesoura e Gavião Mateiro – e 5 em desenvolvimento – Gavião Branco Norte, Gavião Carijó, Gavião Belo, Gavião Vaqueiro e Gaviãozinho.

Além dos campos de gás natural, o portfólio da Companhia na Bacia do Parnaíba também contempla ativos em fase de avaliação da descoberta e blocos exploratórios adquiridos nas Rodadas de Licitações da ANP.

No que tange às reservas na Bacia do Parnaíba, que suprem as operações das UTEs Parnaíba I, II, III, IV, V e VI, o Complexo Parnaíba conta com 37,48 bilhões de m³ de reservas de gás (2P) e 1,56 milhões de barris de condensado (2P), conforme certificado pela Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) em relatório publicado em março de 2026, referente a dezembro de 2025. Adicionalmente, a capacidade total de produção de gás da Eneva na Bacia do Parnaíba é de até 8,4 milhões m³/dia, e está vinculada à geração de energia, ou seja, o gás é produzido de acordo com a demanda das usinas termelétricas do Complexo Parnaíba. Nesse sentido, a Eneva adotou um modelo de negócios inovador no Complexo, o modelo Reservoir-to-Wire (R2W), permitindo que o gás não-associado em terra, que é mais competitivo em termos de custo de descoberta, desenvolvimento e produção por metro cúbico, seja utilizado na geração de energia a custos mais atrativos para o Sistema Elétrico Brasileiro.

O Hub Ceará compreende a UTE Jandaia (composta pelas UTEs Jandaia II e III, localizadas no município de Caucaia, no estado do Ceará), com 1,2 GW de capacidade instalada, ainda em fase de construção e um terminal de regaseificação de GNL (“FSRU”) de 14 milhões de metros cúbicos por dia (mm m³/d), no Porto do Pecém, também em fase de implementação. A estrutura integrada para escoamento de gás natural será conectada ao complexo termelétrico e à malha de gás, possibilitando o suprimento, não só das usinas proprietárias da Eneva, mas também de outras usinas e clientes conectados à malha.

A UTE Jandaia firmou compromisso de venda de potência de 1,1 GW, pelo prazo de 15 anos, assegurando receita fixa anual, a ser reajustada anualmente por IPCA. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho. O suprimento de gás natural para atendimento ao contrato firmado será proveniente do FSRU a ser implementado no Porto do Pecém. Adicionalmente, o Hub tem ainda 5 MM m³/d de capacidade remanescente a ser desenvolvida futuramente.

O Hub Ceará é mais um empreendimento onde será implementado o modelo de negócio Gas-to-Power, que independe da infraestrutura de terceiros para a estruturação de solução de suprimento de gás, permitindo à Companhia capturar opcionalidades futuras de valor para clientes conectados à malha, para além dos projetos recentemente contratados.

Situada em Caucaia, Ceará, a UTE Fortaleza, com capacidade instalada de 327 MW e composta por um ciclo combinado de gás e vapor foi adquirida em agosto de 2022 pela Eneva, com a aquisição de 100% das ações emitidas pela CGTF – Central Geradora Termelétrica Fortaleza S.A. O PPA da UTE Fortaleza se encerrou em dezembro de 2023, a usina foi desligada e a outorga encerrada. O ativo permanecerá em hibernação enquanto a Eneva avalia eventuais oportunidades de contratação de novo ciclo para essa usina.

Situado em Sergipe, o Hub consiste em um polo estratégico para o cenário nacional, composto por uma estrutura que integra as UTEs Porto de Seripe I e II e um Terminal de Regaseificação de GNL (“FSRU”), com capacidade de regaseificação de 21 milhões de metros cúbicos por dia (mm m³/d).

• Gas 2 Power: UTE Porto Sergipe I

A UTE Porto Sergipe I, situada em Barra dos Coqueiros, Sergipe, está em operação desde 2020 e se encontra integralmente contratada no ambiente regulado até dezembro de 2044. Com uma capacidade instalada de 1,6 GW, a usina contribui para a segurança de suprimento da região Nordeste e do país. A UTE opera em ciclo combinado de gás natural e vapor, otimizando a geração de energia e reduzindo significativamente as emissões de CO₂ em comparação a outras fontes tradicionais, contribuindo para a despolarização da matriz energética brasileira e o alinhamento do país com as metas internacionais de sustentabilidade. O combustível utilizado, o gás natural, corrobora esse compromisso com a geração de energia limpa e eficiente.

Adicionalmente, em março de 2026, a Eneva sagrou-se vencedora do LRCAP 2026 com o empreendimento UTE Porto de Sergipe II (composto pelas usinas Porto de Sergipe II, III e V), de geração termelétrica a gás natural, a ser instalado nas adjacências da UTE Porto de Sergipe I e do terminal de GNL, consolidando a expansão do Hub Sergipe. A UTE Porto de Sergipe II firmou compromisso de venda de potência de 1,2 GW, pelo prazo de 15 anos, assegurando receita fixa anual a reajustada anualmente por IPCA, cujo suprimento de gás natural para atendimento ao contrato firmado também será proveniente do terminal de GNL em operação no Hub. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho.

• Comercialização Gás Ongrid: Integração com FRSU e a malha nacional de gás

A UTE Porto de Sergipe I é suprida por Gás Natural Liquefeito (GNL) adquirido de terceiro e transportado por navios metaneiros (navios tanques que transportam o gás natural) até o Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (FRSU) em Aracaju. No FRSU, o GNL é regaseificado, voltando ao seu estado gasoso original e armazenado em tanques criogênicos. Gasodutos direcionam então o gás natural regaseificado para a UTE. Uma vez na usina, o gás natural aciona turbinas a gás, gerando energia elétrica. O vapor gerado nesse processo é posteriormente utilizado em turbinas a vapor, otimizando a eficiência energética da usina. Por fim, a energia elétrica gerada pela UTE é injetada na rede de transmissão de alta tensão, abastecendo cidades e indústrias em todo o país.

É importante destacar que a malha de gasodutos da TAG está espalhada na costa do Nordeste e se conecta com outras redes de gasodutos pelo país, permitindo o transporte do gás natural do FSRU para outras regiões, atividades e clientes.

Adicionalmente, a Eneva lançou no início de 2024 sua Mesa de Gás, a fim de capturar as oportunidades decorrentes da abertura do mercado livre de gás, atuando na comercialização de gás natural, óleo e condensado e oferecendo soluções de suprimento customizadas, tanto firmes quanto flexíveis, para diferentes perfis de clientes. Esse novo business permitiu à Companhia consolidar seu primeiro Hub de Gás conectado à malha de gasodutos nacional, com 21 mm m³/d de capacidade de regaseificação.

Localizada em Linhares, no estado do Espírito Santo, a usina Povoação I opera a gás e possui capacidade instalada de 75 MW, operando nos Subsistemas Sudeste e Centro-Oeste. Integralmente adquirida pela Eneva em outubro de 2024, a UTE possui contratos regulados vigentes para fornecimento de energia até julho de 2036.

Localizada em Linhares, no estado do Espírito Santo, as UTEs LORM e LORM 1, operam a gás natural e possuem capacidade instalada de 240 MW, sendo 203 MW de LORM e 37 MW de LORM 1. Atuando nos Subsistemas Sudeste e Centro-Oeste, os ativos possuem CRCAPs vigentes até junho de 2041, no caso de LORM e até julho de 2036, no caso de LORM 1. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho.

Localizada em Viana, no estado do Espírito Santo, as UTEs Viana e Viana I, possuem um total de 212 MW de capacidade instalada, sendo 175 MW de UTE Viana, movida a óleo combustível e 37 MW de UTE Viana I, movida a gás natural. As usinas operam nos Subsistemas Sudeste e Centro-Oeste e possuem CRCAPs vigentes até junho de 2041, no caso de Viana e julho de 2036, no caso de Viana 1, ambas contribuindo para a segurança do sistema elétrico nacional. Esses contratos garantem uma remuneração fixa ao agente gerador (protegida contra inflação), independentemente da geração, acrescida de uma remuneração variável, quando há despacho.

Situado na região Sudeste do país, o Hub compreende empreendimentos de geração termelétrica a gás natural, composto pelos projetos em construção UTE Porto Norte Fluminense II B, UTE Presidente Kennedy, UTE Presidente Kennedy I e UTE Jandaia 1, conjuntamente, com capacidade instalada de 1,2 GW e por um Terminal de Regaseificação de GNL (“FSRU”), também em fase de implementação, com capacidade de regaseificação de 21 milhões de metros cúbicos por dia (mm m³/d).

O Hub Sudeste firmou compromisso de venda de potência em um total de 1,1 GW, pelo prazo de 15 anos, com O suprimento de gás natural para atendimento ao contrato firmado será proveniente do FSRU. Adicionalmente, o Hub tem ainda 13 MM m³/d de capacidade remanescente a ser desenvolvida futuramente.

No 2º ciclo da Oferta Permanente da ANP, em dezembro de 2020, a Eneva adquiriu 4 blocos localizados nos estados do Mato Grosso do Sul e de Goiás, com uma área sob concessão de 11.544 km² (PAR-T-196, PAR-T-215, PAR-T-86, PART-99). A aquisição se deu em parceria com a Enauta Energia S.A. (70% de participação da Eneva e 30% da Enauta), em que a Eneva é operadora. .

A Eneva adquiriu também 527 km de sísmicas 2D existentes e, entre 2023 e 2024, a aquisição prevista de sísmicas 2D é de 2.000 a 3.000 km. Adicionalmente, a Companhia pretende iniciar a perfuração dos poços exploratórios no ano de 2025.

O Complexo Solar Futura 1, localizado no estado da Bahia, é composto pelas UFVs Futura 1 a 22 e conta com 692,4 MWac de capacidade instalada. O Complexo iniciou sua operação comercial em maio de 2023 e, desde então, opera no ambiente de comercialização livre por meio de contratos bilaterais.

Adicionalmente, a Companhia possui a Usina Fotovoltaica Tauá (“UFV Tauá”), localizada no estado do Ceará, com capacidade instalada de 5 MWac. A UFV está conectada à rede de transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN), e interligada ao subsistema Nordeste de produção. O início da operação comercial da usina foi em agosto de 2011 e a energia gerada é comercializada no Ambiente de Contratação Livre.