120 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 termelétricas A contratação entre 2026 e 2030 foi fortemente influenciada por essa combinação de fatores: disponibilidade de infraestrutura, localização dos projetos e dinâmica de mercado. Nos primeiros anos, como 2026 e 2027, houve maior equilíbrio entre cadastramento e margem, enquanto nos horizontes posteriores a restrição de rede se torna mais relevante, condicionando a viabilidade dos empreendimentos. Polo gás No caso do gás natural, a expansão se ancora na infraestrutura existente — e, cada vez mais, na sua ampliação. A maior parte dos projetos vencedores está associada a regiões com acesso a terminais de GNL, portos e malha de transporte, reforçando o conceito de gas-to-wire. Como observa o diretor da Thymos Energia, Filipe Soares, o leilão “reflete como está estruturado o mercado de gás no Brasil”, com protagonismo dos agentes que controlam a molécula e a infraestrutura. Isso se traduz na concentração dos contratos entre grandes grupos e na necessidade de novos investimentos logísticos. A Eneva liderou o certame com cerca de 5,06 GW, sendo aproximadamente 3,49 GW em usinas novas e 1,57 GW em ativos existentes, e deverá viabilizar novos terminais de GNL para suportar os projetos contratados — no Ceará, com o complexo Jandaia, que soma mais de 2,3 GW, e no Sudeste, com projetos em Presidente Kennedy (ES), de cerca de 883 MW, e no Norte Fluminense (RJ), com aproximadamente 291 MW. A companhia também reforça sua presença em Sergipe, consolidando um modelo integrado entre geração e suprimento de gás. Enquanto isso, a Petrobras atuou principalmente na recontratação de ativos relevantes, somando cerca de 3,34 GW, com destaque para Termomacaé (900 MW), Nova Piratininga (386 MW), Seropédica (360 MW) e Três Lagoas (252 MW). Já a Âmbar Energia, do grupo J&F, reforçou sua posição com ativos como a UTE Santa Cruz (RJ), com cerca de 500 MW, e a recontratação da UTE Uruguaiana (RS), com aproximadamente 640 MW, evidenciando a competitividade de plantas já conectadas à rede. (N.R. No momento de fechamento dessa matéria, a Âmbar tinha dado entrada em processo de revisão dos resultados do LRCap na Aneel, questionando a classificação de Araucária II como usina existente e a dificuldade de acesso da UTE Santa Cruz) Apesar da predominância do gás natural fóssil, o leilão também registrou a entrada pontual do biometano como alternativa renovável para oferta de potência. O grupo sucroenergético Cocal contratou duas unidades — Narandiba (SP) e Paraguaçu Paulista (SP) —, ambas com cerca de 5 MW, no produto de 2028, operando como “gás natural renovável” no mecanismo de reserva de capacidade. Embora de pequena escala, a contratação sinaliza o potencial de inserção da fonte no atendimento à demanda por potência firme. Carvão, diesel e biodiesel Na margem, o carvão mineral preservou espaço como fonte complementar, com cerca de 1,26 GW contratados, em usinas
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