Le Brésil double sa capacité de regazéification de GNL

Selon l'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA), les entreprises opérant au Brésil ont plus que doublé la capacité de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) du pays depuis 2020, alors que le Brésil s'efforce de diversifier son mix énergétique et de renforcer la fiabilité de son réseau. La capacité d'importation du Brésil est passée de 2,5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi3/j) en 2020 à 5,1 Gpi3/j en août 2025.

En 2024, trois nouveaux terminaux ont contribué à hauteur d'une capacité estimée à 1,74 milliard de pieds cubes par jour (Bcf/d) : l'unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU) Barcarena de New Fortress Energy (0,75 Bcf/d), la FSRU Terminal Gás Sul (0,50 Bcf/d) et le terminal Cosan de Compass Gás & Energia (0,50 Bcf/d). Parmi les installations plus anciennes figurent les FSRU de Sepetiba Bay (0,36 Bcf/d), Porto do Açu (0,74 Bcf/d), Sergipe (0,74 Bcf/d), Bahia (0,71 Bcf/d) et Guanabara Bay (0,80 Bcf/d).

Le terminal FSRU de Suape, dans le Pernambouc, est en cours de développement et devrait être achevé début 2026 avec une capacité prévue de 0,7 milliard de pieds cubes par jour.

L'approche intégrée GNL-électricité accélère la croissance

Cette expansion s'inscrit dans la stratégie brésilienne visant à relier chaque nouveau terminal d'importation de GNL à de grandes centrales électriques au gaz, renforçant ainsi la flexibilité et la fiabilité du réseau. À Barcarena, le complexe électrique Novo Tempo Barcarena, d'une capacité de 2,2 gigawatts, est en cours de construction. Il comprend notamment la centrale CELBA 2, mise en service en octobre. Le terminal GNL du port d'Açu est quant à lui associé à la centrale électrique au gaz GNA II, d'une capacité de 1,7 GW, opérationnelle depuis mai.

Les réformes réglementaires ont également joué un rôle déterminant. En vertu de la loi fédérale 14.182/2021, qui prévoyait la privatisation d'Eletrobras, le Brésil a imposé la mise en place de nouveaux contrats de centrales à gaz régionalisées d'une capacité de 8 GW. L'adoption de la nouvelle loi sur le gaz (14.134/2021) a mis fin au contrôle exclusif de Petrobras sur la production, le transport et la distribution du gaz et a permis le développement indépendant de terminaux ainsi que l'accès de tiers aux infrastructures d'injection de gaz.

Renforcer un réseau électrique riche en énergies renouvelables et dépendant de l'hydroélectricité

Les terminaux méthaniers brésiliens desservent des régions non desservies par gazoduc et servent de solution de secours à un réseau électrique fortement dépendant des énergies renouvelables. Environ 80 % de la production d'électricité du Brésil provient de l'hydroélectricité, de l'éolien et du solaire.

Alors que l'hydroélectricité représentait 56 % de la production d'électricité en 2024, les sécheresses peuvent réduire considérablement les débits et fragiliser le réseau. Cette année-là, le niveau des réservoirs dans les principaux bassins a chuté à 29 % de leur capacité, illustrant la vulnérabilité du réseau électrique face à la sécheresse. Les centrales à gaz raccordées aux terminaux GNL augmentent fréquemment leur production durant ces périodes afin de compenser les déficits hydroélectriques .

En 2024, les États-Unis ont fourni 72 % des importations brésiliennes de GNL . Bien que le Brésil ait longtemps dépendu des marchés spot internationaux pour absorber les fluctuations saisonnières de la consommation, le pays se tourne désormais vers des contrats à plus long terme afin de stabiliser les prix. On peut citer, par exemple, un accord d'approvisionnement de 15 ans entre Centrica et Petrobras portant sur 0,8 million de tonnes par an à compter de 2027, et le contrat à long terme signé par New Fortress Energy pour approvisionner les consommateurs industriels du complexe de Barcarena.

Le Brésil importe également du gaz naturel acheminé par pipeline depuis la Bolivie et l'Argentine via le gazoduc GASBOL, en complément de ses importations de GNL.

En 2024, la production nationale de gaz du Brésil a atteint 5,4 milliards de pieds cubes par jour (Bcf/d), les gisements offshore représentant 85 % de cette production. Cependant, environ 54 % de cette production est réinjectée pour maintenir la pression des réservoirs, ce qui limite la disponibilité pour la consommation.