À medida que as fontes renováveis intermitentes ganham espaço, fica mais evidente algo que operadores de sistema já conheciam bem: a variação da geração ao longo do dia exige respaldo de fontes controláveis. Em sistemas cada vez mais dependentes de solar e eólica, esta flexibilidade passa a ser um componente essencial da segurança energética.

Nesse contexto, usinas a gás natural voltaram a surgir com frequência nas discussões sobre expansão da geração na América Latina como peças capazes de estabilizar sistemas com maior incerteza na oferta. No entanto, desenvolver uma termelétrica a gás na região costuma ter elevado grau de complexidade.

Mas, então, de onde virá o gás? A Argentina possui grandes reservas em Vaca Muerta, mas enfrenta gargalos logísticos para transportar o combustível até os centros de consumo. O México expandiu sua geração apoiado em gasodutos conectados aos Estados Unidos. Países como Chile, Panamá e El Salvador recorreram à importação de gás natural liquefeito (GNL). Cada modelo tem suas restrições e exige investimentos específicos em infraestrutura.

Muitos projetos recentes foram concebidos junto com terminais de regaseificação de GNL. O complexo Porto de Sergipe I, no litoral brasileiro, tornou-se referência nesse tipo de arranjo: a usina está associada a uma infraestrutura offshore capaz de receber navios de GNL. No Panamá, a planta Costa Norte seguiu lógica semelhante, com o terminal construído para abastecer a usina viabilizando posteriormente o desenvolvimento de um polo de geração próximo ao Canal do Panamá.

Esses exemplos ajudam a entender que a usina é apenas parte do investimento. Um ponto sensível a considerar é a cadeia que garante o fornecimento do gás — e os números confirmam essa escala: o projeto Porto de Sergipe I demandou cerca de R$ 6,5 bilhões somando usina e sistema offshore de regaseificação.

Esse custo está sob pressão adicional nos novos projetos. A demanda global por turbinas e infraestrutura de GNL eleva o CAPEX (despesa de capital) de novos projetos num momento em que vários países constroem ou planejam terminais simultaneamente. Depois de prontas, as usinas seguem expostas ao preço do combustível, um risco que se estende por décadas. Projetos dessa escala também dependem de previsibilidade sobre como a usina será remunerada. Em países como Brasil e Chile, isso passa por contratos de longo prazo obtidos em leilões; em outros mercados, por acordos com estatais ou pagamentos por capacidade.

Desenvolver uma termelétrica a gás na América Latina é, portanto, um exercício de gestão encadeada de riscos de suprimento, de infraestrutura, de prazo e de remuneração. O recente Leilão de Reserva de Capacidade no Brasil contratou cerca de 15 gigawatts (GW) em termelétricas a gás, uma evidência da demanda por potência firme.

A discussão sobre qual modelo de remuneração é adequado para cada contexto permanece aberta. Mas é certo que a valoração dos atributos proporcionados por essa fonte (energia, potência, flexibilidade), bem como mecanismos claros e previsíveis de receita, são cruciais para o seu desenvolvimento.