A quantidade de terminais de regaseificação offshore operacionais no mundo chegou a 49 unidades em fevereiro de 2024. Desse total, nove foram comissionados ao longo de 2023 e 17 novos terminais estavam em fase de construção. A maior parte da demanda vem da Ásia, porém, com o alto investimento europeu com urgência em novos terminais a fim de diversificar seu portfólio de oferta de gás, pode haver uma alta demanda por novas unidades de armazenamento e regaseificação flutuantes (FSRUs, em inglês). No Brasil, os sete terminais de regaseificação de GNL existentes foram estabelecidos com todo o processo de armazenagem e regaseificação em infraestrutura offshore a bordo de FSRUs, uma vez que são terminais mais flexíveis e de mais rápida implementação.
A Superintendência de Petróleo e Gás da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) soma sete terminais de gás natural liquefeito (GNL) em seis estados e uma capacidade de regaseificação que totaliza cerca de 120 milhões de metros cúbicos por dia. O levantamento da EPE foi feito pelo superintendente adjunto, Marcelo Alfradique, pela consultora técnica, Ana Cláudia Sant’Ana Pinto, e pelo analista de pesquisa energética, Luiz Paulo Barbosa da Silva.
Os técnicos da EPE observaram que, destes terminais, apenas o Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP), o Terminal Gás Sul (TGS) e o Terminal de Barcarena ainda não estão operando comercialmente. Além dos terminais citados, vislumbra-se a possibilidade de implantação de um terminal em Suape (PE) nos próximos anos. Esse terminal teria capacidade de regaseificação de até 14 milhões de m³/dia, com investimentos da ordem de R$ 300 milhões.
“Na busca por um mercado de gás natural mais aberto, dinâmico e competitivo, há a possibilidade da viabilização de novos projetos envolvendo GNL. Tal abertura tende a promover um ambiente de competição e a entrada de cada vez mais agentes, com diferentes soluções de disponibilização de novas ofertas para o mercado”, analisam os técnicos da EPE.
Para a entidade, existe a possibilidade de que novos projetos de terminais de GNL baseados em FSRUs consigam atingir seus Final Investment Decisions (FIDs) e venham compor o conjunto de infraestrutura de gás natural brasileiro. A avaliação é que o estabelecimento de um sistema de transporte de gás natural integrado também ajudará a viabilizar novos investimentos, pois os benefícios poderão ser compartilhados pelos usuários da malha integrada de gasodutos, permitindo que alguns desses projetos entreguem volumes de gás natural para consumidores próximos ou distantes da área de influência de cada alternativa.
A EPE acompanha a evolução da infraestrutura de gás natural, dentre elas as infraestruturas de GNL, para atualização principalmente do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) e dos seus Planos Indicativos: de Gasodutos de Transporte (PIG), de Processamento e Escoamento (PIPE) e de Terminais de GNL (PITER). A empresa considera que a viabilidade da implementação de terminais de GNL e, consequentemente de FSRUs, é multifatorial. Dessa forma, a estratégia de implementação de projetos dependerá dos preços relativos do gás natural, da disponibilidade de FSRUs no mercado internacional, do detalhamento de diversos aspectos socioambientais e de engenharia, assim como confirmações acerca da demanda, e acordos para interconexão com outros projetos, gasodutos e/ou consumidores.
“É fundamental, para esses tipos de terminais, a necessidade de uma demanda âncora que suporte estes investimentos, que pode vir a ser uma usina termelétrica ou mesmo um grande consumidor industrial”, ressaltam os técnicos da EPE. Eles acrescentam que, neste mercado de GNL, o processo de obtenção de licenças e autorizações é uma etapa importante na viabilização/construção de novos projetos e que possíveis atrasos podem comprometer cronogramas de implantação destas infraestruturas, ou até mesmo culminar numa alteração de projeto.
Em relação à demanda externa por Floating Storage Regasification Units (FSRUs), os técnicos observam um crescimento constante nos últimos anos ao redor do mundo. A capacidade de regaseificação em fevereiro de 2024 totalizava 200.9 Mtpa (unidade de liquefação de gás natural). Naquele mês, havia 17 projetos de FSRUs em construção, totalizando 52,1 Mtpa. A maioria deverá iniciar a operação entre 2024 e 2025.
O total inclui 28 Mtpa da Ásia e Ásia-Pacífico, 9,8 Mtpa da Europa, 10,2 Mtpa da América Latina e 4,2 Mtpa da África. A Índia lidera as novas construções com três projetos ou 16 Mtpa para estarem operacionais entre 2025 e 2026. Esses dados são da International Gas Union (IGU), que representa a indústria de gás global com mais de 150 membros em mais de 80 países, que abrangem acima de 90% do mercado global de gás.
A Eneva é uma das principais operadoras privadas de gás natural do Brasil, sendo a segunda maior em capacidade de geração térmica. A companhia atua na exploração e produção de gás natural, na geração de energia elétrica, na comercialização de soluções energéticas e no mercado livre de energia e gás natural. A empresa opera o modelo reservoir-to-wire, que permite que o gás natural localizado na Bacia do Parnaíba, no Maranhão, seja transformado em energia elétrica com custos mais atrativos para o sistema elétrico brasileiro.
Com um parque de geração com 6,3 gigawatts (GW) de capacidade contratada em operação e construção, a Eneva possui ativos de exploração e produção de gás natural situados em quatro estados do Brasil: Maranhão (bacia sedimentar do Parnaíba), Amazonas (bacias sedimentares do Amazonas e do Solimões), Mato Grosso do Sul e Goiás (bacia sedimentar do Paraná).
Os ativos de geração termelétrica da Eneva já operacionais estão localizados nos estados do Maranhão (Complexo Parnaíba e Itaqui), Ceará (Pecém II e UTE Fortaleza), Sergipe (Hub Sergipe) e Roraima (Jaguatirica II) e os demais, ainda em fase de implementação, estão situados no Amazonas (Complexo de Azulão, com o projeto Azulão 950) e no Maranhão (UTE Parnaíba VI e as plantas de liquefação de gás natural). Os projetos de fechamento de ciclo de Parnaíba V e VI adicionaram 460 megawatts (MW) de potência despachável ao sistema sem consumir moléculas de gás adicional.
Na malha (grid) brasileira de gás natural, está em fase final de construção e comissionamento o gasoduto que interliga o FSRU do Hub Sergipe, além da mesa de gás que, junto ao ativo, agrega valor às negociações. Fora da malha (off grid), a Eneva possui dois polos principais com produção de gás natural — no Amazonas, a planta de liquefação que supre a termelétrica de Jaguatirica em Boa Vista (RR) e, no Parnaíba, está em fase final de construção a segunda planta de liquefação que suprirá consumidores industriais com GNL.
O Hub Sergipe da Eneva conta com um FSRU com capacidade de regaseificar até 21 milhões de m³/dia, com oportunidade de comercialização desse gás na malha integrada. O hub é composto por uma usina movida a gás natural, a UTE Sergipe, que gera energia em um ciclo combinado de gás e vapor, com capacidade de geração de 1,6 GW.
De acordo com o Planejamento Anual da Operação Energética (2024-2028), as projeções feitas pelo Operador Nacional do Setor Elétrico (ONS), juntamente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e da EPE, apontam que a demanda por energia terá um crescimento médio de 3,3% ao ano. Porém, essa demanda pode ser maior, sobretudo se o Brasil se mostrar atrativo para novos investimentos em data centers. “Os data centers, que comportam as operações de IA (inteligência artificial), computação em nuvem, mineração de criptomoedas, entre outros, são altamente intensivos em energia e necessitam, obrigatoriamente, de um fornecimento confiável e ininterrupto”, salienta a Eneva.
Para a empresa, devido ao grande aumento de fontes de geração intermitentes, a operação segura e confiável do sistema elétrico brasileiro exige muita flexibilidade das principais fontes despacháveis, como hidrelétricas e termelétricas. Devido a diversas restrições técnicas e econômicas, a principal solução de suprimento de gás natural de forma flexível é através do mercado internacional de GNL, que é recebido no país por meio das FSRUs.
Recentemente, em estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia (2034), a EPE divulgou que o sistema elétrico precisa de 5,5 mil MW de oferta despachável (capacidade) adicional para suprir os critérios de segurança do planejamento, demanda essa que cresce até aproximadamente 35 mil MW em 2034. “Entendemos que existe uma demanda importante que pode ser suprida com soluções que se apropriem da capacidade de prover flexibilidade operativa e estocagem dos terminais de GNL”, observa a Eneva.
Na visão da companhia, a geração termelétrica a gás oferece segurança e competitividade ao sistema elétrico brasileiro. Além da necessidade do país de despachar eletricidade de forma rápida e confiável, as térmicas podem ser acionadas no horário de ponta ou reduzir as pressões sobre o momento em que a geração distribuída solar ou eólica deixam de contribuir.
A empresa considera que a realização dos leilões de capacidade, previstos para o segundo semestre de 2024, é importante para mitigar os riscos à segurança energética, ao assegurar o comprometimento dos fornecedores com os projetos de energia no Brasil e permitir que os geradores possam planejar e garantir os recursos necessários com antecedência para desenvolver os projetos.
A Eneva aponta como desafios a necessidade de equilíbrio entre viabilização do fornecimento de energia segura e limpa a preços acessíveis e a transição energética. O entendimento da empresa é que, ao mesmo tempo em que se caminha para um aprimoramento das alternativas renováveis, a preços mais acessíveis, é crucial garantir a segurança e o acesso à energia.
A Karpowership, que opera em quatro continentes, conta com uma capacidade instalada global de 7.000 MW e 3.000 MW em pipeline, incluindo powerships e usinas onshore, juntamente com uma frota de infraestrutura flutuante de GNL, transportadores de GNL e FSRUs, e projetos renováveis. A empresa considera que, em três décadas de experiência na indústria energética, conseguiu se estabelecer como fornecedor de soluções de energia flexíveis, seguras e limpas em todo o mundo. A expectativa da KPS é que a frota de powerships, FSRUs, transportadores de GNL e navios de apoio, junto aos novos projetos, como navios FLNG e Bunkering, a permitam assumir um papel de destaque na transição energética.
A empresa afirma que seu plano de negócios neste momento tem como um dos principais focos expandir a posição neste mercado. A Karpowership entende que essa expansão já está acontecendo, devido ao desenvolvimento de novos FSRUs para os potenciais clientes e para a sua frota de geração própria, também composta por powerships. por meio de colaborações estratégicas nos negócios da FSRU e equipes capacitadas trabalhando 24 horas por dia.
A empresa acredita que o ‘GNL to power’ é o principal impulsionador para as necessidades mundiais de curto e longo prazo devido aos data centers de IA (inteligência artificial) e aos veículos elétricos. “Temos um compromisso com o Brasil que é nosso centro de investimentos na América do Sul. Queremos continuar apoiando a segurança energética nacional, dado o cenário de mudanças climáticas e transição energética, para o crescimento sustentável do país”, informou a KPS em nota.
A GNA (Gás Natural Açu) tem dois ativos de geração termelétrica a gás (UTEs GNA I e GNA II) e o terminal GNL, com capacidade de regaseificação de até 21 milhões de metros cúbicos por dia, no Porto do Açu, em São João da Barra (RJ). Juntos, os empreendimentos formam o maior parque termelétrico a gás natural da América Latina, com 3 GW de capacidade instalada.
A UTE GNA I está em operação comercial desde setembro de 2021, enquanto a UTE GNA II está em fase final de construção com previsão de início da operação no próximo ano. Ambas as termelétricas utilizam gás natural oriundo de GNL importado, o qual é recebido, armazenado, regaseificado e despachado para consumo nas termelétricas através do terminal de GNL.
O diretor-presidente da GNA, Emmanuel Delfosse, explica que o terminal de regaseificação de GNL não está conectado à malha de transporte de gás natural, o que representa uma demanda para a empresa que atualmente não é atendida. Nesse sentido, a GNA tem dois projetos de conexão em vista: o Gasog (Gasoduto dos Goytacazes) e o Gasing (Gasoduto de Integração Norte Fluminense). Com a conexão à malha integrada, a GNA poderá receber gás natural e utilizá-lo no suprimento de projetos no Porto do Açu, mas também oferecer uma nova fonte de gás natural ao país por meio do terminal de GNL. Também está nos planos a construção de um terminal onshore de GNL.
Delfosse diz que o Brasil dispõe de uma frota de FSRUs cuja capacidade agregada de regaseificação é muito superior à demanda interna. Ele acredita que isso ocorra, dentre outras razões, pelas exigências de flexibilidade dos empreendimentos de geração termelétrica a gás que não podem ser atendidas pelo gás doméstico pouco flexível e pelo custo fixo elevado de transporte do gás natural.
Para acompanhar a evolução da matriz energética brasileira, caracterizada pelo crescimento de fontes renováveis, a demanda de flexibilidade propicia a implantação dos terminais GNL para receber gás importado. “Por outro lado, devido à limitação na capacidade de armazenamento das FSRUs, observamos uma lacuna na capacidade de armazenamento de GNL nas infraestruturas existentes, que poderia ser resolvida com a construção de terminais onshore”, avalia Delfosse.
Atualmente, a GNA está desenvolvendo uma solução para ampliar a capacidade existente de armazenamento de GNL em seu terminal, que passa pela implantação de uma estrutura de tancagem onshore. Delfosse conta que esse projeto permitirá a ampliação das capacidades de regaseificação e armazenamento, possibilitando a expansão do parque termelétrico da GNA e o atendimento de outros clientes.
Além dos gargalos relacionados ao transporte de gás, a GNA percebe como desafio relevante a necessidade de viabilizar um projeto que seja âncora de demanda, como, por exemplo, uma nova usina termelétrica. Outro ponto a ser considerado, segundo Delfosse, é o fato de a precificação do GNL estar sujeita a dinâmicas internacionais, o que pode afetar diretamente sua competitividade.
“Com a guerra na Ucrânia, diversos países investiram na construção de terminais de FSRU, o que acelerou a demanda dos estaleiros, encarecendo significativamente os preços de afretamento em relação a cinco anos atrás. Essa realidade torna o investimento em terminais onshore ainda mais estratégico para a segurança energética do país”, analisa Delfosse.
FSRUs (Floating Storage Regasification Units), diferentemente das instalações portuárias comuns, não são destinadas à movimentação de mercadorias, mas sim à recepção, armazenamento e regaseificação de GNL. Globalmente, uma das principais finalidades das FSRUs é viabilizar o suprimento de gás a partir do GNL — inclusive para geração de energia termelétrica, contribuindo para a diversificação das fontes de energia e para o desenvolvimento de um mercado de energia de baixo carbono no país.
Considerando a crescente demanda por fontes de energia mais limpas e sustentáveis, a Associação de Terminais Portuários Privados (ATP) vê um grande potencial de crescimento para as FSRUs. Para a associação, esse modelo de exploração se alinha com as tendências globais de transição energética, que buscam reduzir a dependência de combustíveis fósseis altamente poluentes e promover energias que reduzam a pegada de baixo carbono.
Os terminais de GNL onde operam FSRUs são uma tecnologia dominada há mais de 60 anos. Hoje, existem mais de 660 navios de GNL navegando entre mais de 200 terminais em todo o mundo, inclusive no Brasil. Além disso, as FSRUs oferecem flexibilidade e maior rapidez na implementação, sendo uma solução eficiente para atender a picos de demanda energética e para regiões onde a infraestrutura terrestre é limitada ou inexistente.
Com o Terminal de Regaseificação de GNL de São Paulo (TRSP) em Santos (SP), a Edge é a primeira associada da ATP com capacidade de regaseificação e armazenamento de GNL. O TRSP é o oitavo inaugurado no Brasil e o primeiro com 100% de investimento privado nacional. O aporte foi de aproximadamente R$ 1 bilhão na construção desse ativo na Baixada Santista. É um terminal não vinculado à existência de uma usina termelétrica, voltado para abastecer a demanda de diversos segmentos, seja via movimentação dutoviária, seja a partir de projetos GNL B2B (também conhecido como small scale).
De acordo com a Edge, a capacidade de regaseificação nominal licenciada do TRSP é de 14 milhões de metros cúbicos por dia, e a capacidade de armazenamento é de 173 mil metros cúbicos de GNL. O TRSP diversifica as fontes de suprimento de gás natural, reduzindo a dependência de uma única fonte de abastecimento. A empresa destaca que é um empreendimento que contribui para garantir a segurança energética no estado de São Paulo e do país. Além disso, o terminal conecta São Paulo ao mercado global de gás, aumentando o acesso a um gás mais competitivo.
A ATP identifica a insegurança jurídica e a viabilidade econômica como os dois principais desafios para expansão desse tipo de projeto. Como as FSRUs geralmente operam com base em contratos de longo prazo, muitas vezes relacionados à geração de energia elétrica, qualquer descumprimento de prazos desses contratos pode resultar em graves consequências financeiras e operacionais.
Na visão da ATP, essas características exigem um modelo de negócios e habilitação mais ágeis do que os terminais portuários tradicionais. “A complexidade regulatória e a falta de clareza nas legislações aplicáveis podem gerar insegurança jurídica, dificultando a atração de investimentos e a viabilidade dos projetos. A harmonização e a simplificação das normas são essenciais para criar um ambiente de negócios mais favorável e previsível para os investidores”, avalia o diretor-presidente da ATP, Murillo Barbosa.
Ele acrescenta que os investimentos em FSRUs são geralmente maiores do que os necessários para terminais portuários tradicionais. Esses projetos dependem de um número limitado de demandantes que lhes sirvam de ancoragem econômico-financeira, como usinas termelétricas contratadas em leilões ou concessionárias estaduais de distribuição de gás, o que torna inviável o investimento sem contratos prévios. “A necessidade de contratos firmes e de longo prazo para viabilizar os investimentos representa um desafio significativo, especialmente em um mercado onde a demanda pode ser volátil e sujeita a variações econômicas e políticas”, comenta Barbosa.
A ATP também destaca a importância de garantir a infraestrutura de apoio necessária, como conexões com redes de gasodutos e sistemas de transmissão de energia, para assegurar a operação eficiente das FSRUs. A falta de infraestrutura adequada pode limitar a expansão e a eficácia desses projetos. “A ATP tem como um de seus propósitos promover um ambiente regulatório estável, transparente e previsível, além de fomentar políticas que incentivem a viabilidade econômica e a segurança jurídica dos investimentos”, destaca o executivo.
O Kincaid Mendes Vianna foi o primeiro escritório de advocacia brasileiro contratado para atuar no desenvolvimento de projetos de terminais de GNL no Brasil, inaugurados em 2008 através da importação temporária da primeira FSRU. Desde então, o escritório vem sendo contratado para assessorar esse tipo de projeto, desde a fase de licitação para afretamento da FSRU até a chegada da unidade no Brasil, além de assessorar projetos de FSRUs em operação ou em desenvolvimento no Brasil.
A sócia do Kincaid, Camila Mendes Vianna Cardoso, explica que as necessidades jurídicas variam conforme a fase em que o projeto se encontra. Ela ressalta que esses projetos envolvem diversas autoridades como Receita Federal, Antaq, Marinha, SPU, Tribunal Marítimo, Ibama ou órgão ambiental da localidade e ANP, entre outros. Cada projeto tem sua particularidade diante da localidade da FSRU e se vai estar conectado a uma térmica ou a um duto. E se vai estar numa área de porto público, terminal privado ou mais distante no mar territorial.
Segundo Camila, a inviabilidade jurídica do projeto pode ocorrer por diversas razões, por exemplo, pela ausência de enquadramento regulatório; contratos que não contemplem de forma adequada os riscos do projeto, avaliação tributária inadequada ou falhas no licenciamento do empreendimento. A advogada considera como um aspecto crítico na estruturação do projeto o planejamento das licenças, devido às dificuldades de fazer com que o projeto esteja devidamente licenciado na data prevista para entrar em operação comercial.
Camila observa que os diversos órgãos públicos envolvidos precisam autorizar a instalação e operação para este tipo de empreendimento, e eventualmente é preciso que se comuniquem para que todas as autoridades estejam alinhadas para o sucesso do projeto. “Atrasos na obtenção das licenças e autorizações causam impactos relevantes para tais tipos de empreendimento, sobretudo em relação aos contratos de fornecimento de GNL e de venda do GNL regaseificado ou de geração de energia elétrica, conforme o caso, que ensejam a aplicação de penalidades de custo extremamente elevado”, analisa a advogada.
A viabilidade econômica de terminais de regaseificação de GNL por FSRU depende da demanda de gás, que pode ser para atendimento a usinas termelétricas ou ao mercado não termelétrico. A demanda para oferta de geração de energia elétrica por termelétricas está restrita em razão do crescimento da oferta de geração de energia elétrica por fontes renováveis. Por sua vez, há potencial crescimento de demanda não termelétrica a partir da reestruturação do mercado de gás natural no país, através da Nova Lei do Gás. Camila percebe que, nesse sentido, os projetos mais recentes de terminais com FSRU foram concebidos para atender demanda não termelétrica.
O advogado Thiago Silva, sócio da área de energia do escritório Vieira Rezende, nota que esses projetos têm prazos de entrega muito mais curtos do que a infraestrutura de terminais terrestres. Um terminal de regaseificação flutuante pode começar a importar GNL menos de um ano após a aprovação do projeto, enquanto um terminal terrestre exige de três a cinco anos para ser concluído. “Isso se deve ao fato de que as instalações portuárias e conexões de gasodutos já estão disponíveis, e o FSRU é fretado da frota existente”, comenta Silva.
Ele percebe que a principal demanda dos mercados, cativo e livre, é por gás natural a preço mais acessível. Segundo o advogado, um dos desafios para que a redução do preço ocorra é que, embora o Brasil tenha reservas significativas de gás natural, a maior parte dos reservatórios está offshore e depende de investimentos em gasodutos e unidades de processamento de gás natural para seu escoamento.
A maior parte da infraestrutura existente é de propriedade da Petrobras e os campos produtores atualmente mais significativos também. Silva acrescenta que o gás natural produzido offshore poderia ser escoado, aumentando a oferta de gás natural e diminuindo seu preço. Porém, esse mesmo gás tem um uso relevante na produção secundária desses campos.
Ele acredita que o país se encontra diante da oportunidade de potencializar seu mercado de gás em todos os segmentos. Para o advogado, a necessidade de expansão da infraestrutura de gás natural, de forma geral, desde o escoamento até a distribuição, passando pelo transporte, explica em parte porque ele não desempenha um papel mais relevante frente a outras fontes de energia no Brasil.
“A ampliação da demanda é fundamental para ancorar os investimentos necessários à própria expansão da infraestrutura, o que geraria um ciclo virtuoso. Porém, sem uma redução no preço do gás natural, outras fontes de energia — particularmente fontes renováveis e com valores cada vez mais acessíveis — têm se mostrado mais competitivas, o que ameaça a expansão do gás natural”, comenta o advogado.
Silva considera que os leilões de reserva de capacidade com geração de energia termelétrica são definitivamente as principais âncoras de consumo do GNL, que, quando não utilizado para a geração termelétrica, pode ser comercializado com consumidores nas regiões adjacentes às usinas onde os terminais de GNL/FSRUs estão implementados.
“Também observamos casos onde os terminais não estão ligados a uma usina termelétrica e que, em decorrência do empreendedorismo de certos distribuidores estaduais, o GNL é utilizado principalmente como impulsionador de consumo de gás natural da região”, aponta o advogado.
A Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq) é um dos principais órgãos para regulamentação dos projetos de FSRU em razão da competência que exerce sobre a atividade portuária, no entanto existem órgãos com outras atuações importantes nessa atividade. A agência reguladora destaca que os projetos de geração de energia são de interesse nacional. A autarquia entende que seriam necessários estudos para dimensionar o potencial dessas instalações no país.
Os projetos de instalações voltados para geração de energia são normalmente enquadrados na resolução 13/2016 da Antaq como registros de instalação de apoio. O normativo prevê procedimentos para o acompanhamento dessas instalações, tanto na fase anterior à construção quanto na fase de operação. Após a autorização concedida pela Antaq e a devida conclusão das obras de construção do ativo, é feita uma vistoria pela agência com o intuito de confirmar o cumprimento do projeto. Somente após esse aval é emitido o Termo de Liberação da Operação (TLO), que autoriza o início das atividades operacionais. Além disso, também é feito um acompanhamento (fiscalizações de rotina e eventuais) dessas autorizações após o início das operações.
A Antaq contabiliza oito instalações com FSRU em operação no Brasil: Terminal de GNL de São Luís; Terminal de Regaseificação de GNL de São Paulo (TRSP); Terminal Gás Sul (TGS); Terminal GNL da UTE Porto de Sergipe I; UTE Novo Tempo Barcarena; UTE Rio de Janeiro; Terminal de Regaseificação do Açu; LC Terminais GNL. Até o fechamento desta edição, não constavam novos projetos em análise na Antaq.
Fonte: Revista Portos e Navios