Parceiros da LNG Canada aprovam expansão da Fase 2 para 28 Mtpa

LNG Canada anunciou em 28 de setembro de 2026 que seus cinco participantes da joint venture, Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation e KOGAS, tomaram a decisão final de investimento na expansão da Fase 2 da instalação de exportação de gás natural liquefeito em Kitimat, British Columbia, dobrando a capacidade de produção de 14 milhões de toneladas por ano (mtpa) para 28 mtpa. Shell Canada Energy, a afiliada da Shell plc que detém 40 % do empreendimento, disse em um comunicado datado de 29 de setembro de 2026 que receberá quase 6 mtpa de LNG adicional da expansão, com as operações comerciais previstas para começar no início da década de 2030.

Shell afirmou que o investimento está alinhado ao seu rigoroso framework de alocação de capital e deve gerar retornos de dois dígitos, com uma taxa interna de retorno acima da taxa mínima para seu negócio Integrated Gas. “A LNG Canada é uma parte central de nosso portfólio Integrated Gas, ajudando a fornecer LNG a clientes na Ásia em um momento em que a diversidade de suprimentos de energia e a segurança energética são cada vez mais importantes”, disse Cederic Cremers, presidente de Integrated Gas da Shell, acrescentando que a Fase 2 apoia o objetivo estratégico da Shell de ser a empresa líder mundial em gás integrado e LNG.

A Fase 2 adicionará duas unidades de processamento de LNG, conhecidas como trens, dentro da instalação existente em Kitimat, juntamente com um tanque de armazenamento de LNG adicional, um tanque de condensado, um berço de carregamento e sistemas de utilidades e processos ampliados. A Coastal GasLink expandirá a capacidade do oleoduto existente de 670 km por meio da construção de cinco novas estações compressor. A LNG Canada afirmou que a configuração e a infraestrutura da Fase 1 foram projetadas e engenheiradas desde o início para suportar a primeira instalação de exportação de LNG de grande escala, com quatro trens, no Canadá.

Acordos de duto e estrutura de propriedade

A LNG Canada celebrou acordos comerciais para atuar como gestora de execução da expansão do duto, com a Coastal GasLink fornecendo serviços de consultoria técnica. TC Energy (TRP ) disse em uma declaração de 25 de março de 2026 que esses acordos avançaram a Fase 2 da Coastal GasLink, que na época ainda estava sujeita à decisão final de investimento da LNG Canada e às aprovações da Coastal GasLink, e que a estrutura comercial inclui limites nos compromissos de capital da Coastal GasLink e responsabilidade geral pelos riscos de custo e cronograma da construção. A Coastal GasLink continua sendo a proprietária 100 % do duto, operadora e titular da permissão para o duto e todas as instalações futuras associadas. O presidente e diretor executivo da TC Energy, François Poirier, disse quando os acordos foram anunciados que dobrar a transmissão de gás natural através do duto existente fortaleceria o papel do Canadá como fornecedor confiável para os mercados globais de LNG.

A LNG Canada é uma joint venture da Shell, por meio da Shell Canada Energy, com 40 %; PETRONAS, por meio da North Montney LNG Limited Partnership, com 25 %; PetroChina, por meio da PetroChina Kitimat LNG Partnership, com 15 %; Mitsubishi Corporation, por meio da Diamond LNG Canada Partnership, com 15 %; e Korea Gas Corporation, por meio da Kogas Canada LNG Partnership, com 5 %. A instalação é operada por meio da LNG Canada Development Inc. O empreendimento continuará operando sob uma estrutura de elevação de capital, na qual cada participante é responsável pela compra de sua participação proporcional da produção de LNG e por fornecer sua parte do suprimento de gás.

Em 14 de julho de 2026, a LNG Canada e os participantes da joint venture anunciaram um acordo de opção de participação com a MNT Investments LP, uma sociedade limitada das organizações de desenvolvimento econômico das Primeiras Nações Gitga’at, Gitxaała, Haisla, Kitselas e Kitsumkalum. O acordo permite que a MNT Investments LP invista até CAD $1 bilhão para adquirir uma participação acionária majoritária em uma entidade de propósito específico que comprará o tanque de armazenamento de LNG planejado para a Fase 2, que será então arrendado de volta à LNG Canada; a LNG Canada continuará a operar e manter a instalação, o tanque e a infraestrutura associada. A opção estava condicionada à decisão da Fase 2, e a LNG Canada afirmou que a decisão final de investimento viabiliza sua implementação, descrevendo a transação como uma das maiores posições de propriedade indígena em grande infraestrutura canadense. O tanque de armazenamento existente de 225 000 metros cúbicos, que a LNG Canada descreve como o maior do Canadá, tem 56 metros de altura, diâmetro de 92 metros e um tanque interno de liga de aço com 9 % de níquel.

Estrutura governamental e contexto de mercado

A Phase 2 da LNG Canada foi encaminhada ao novo Escritório Federal de Grandes Projetos em 11 de setembro de 2025, e a project page do escritório afirma que a expansão deve atrair US$ 33 bilhões em capital do setor privado e se tornar a segunda maior instalação de GNL do mundo. O Projeto de Lei C-15, que emendou a Lei do Regulador de Energia do Canadá para estender a duração máxima das licenças de exportação de GNL de 40 para 50 anos, recebeu sanção real em 26 de março de 2026. Em 27 de março de 2026, a LNG Canada e os proprietários do gasoduto Coastal GasLink anunciaram um acordo conjunto para cooperar na expansão da capacidade do gasoduto. Os participantes da joint venture aprovaram centenas de milhões de dólares em financiamento incremental para uma decisão potencial em 1º de maio de 2026, e os governos do Canadá e da Colúmbia Britânica firmaram um acordo aprimorado de cooperação de investimento com a LNG Canada em 14 de maio de 2026. O Canadá e a Colúmbia Britânica assinaram o Acordo de Prosperidade Cooperativa Canadá‑Colúmbia Britânica em 2 de julho de 2026, e antes da Phase 2 o Regulador de Energia do Canadá concedeu à LNG Canada um aumento anual do limite de volume em sua licença de exportação de GNL.

A Phase 1 da LNG Canada entrou em produção no verão de 2025, exportando seu primeiro carregamento de GNL em junho de 2025 para mercados asiáticos, e a empresa declarou em julho de 2026 que havia enviado mais de 100 cargueiros de GNL desde o início das operações em 30 de junho de 2025. A LNG Canada estima que a Phase 2 tem potencial para gerar mais de US$ 50 bilhões em receitas governamentais ao longo da vida do projeto. No pico da construção, a empresa espera que a Phase 2 empregue até 4.000 novos empregos de construção em Kitimat, juntamente com aproximadamente 2.100 empregos na construção das novas estações de compressão; concluída, adicionará cerca de 90 cargos em tempo integral e 150 posições de contratados a uma força de trabalho operacional existente de mais de 400 empregos permanentes em tempo integral. Segundo a LNG Canada, mais de 50.000 canadenses contribuíram para a entrega da Phase 1 e o gasoduto Coastal GasLink empregou mais de 25.000 canadenses. O Ministro Federal de Energia e Recursos Naturais, Tim Hodgson, chamou a decisão de “um voto massivo de confiança no Canadá”.

De acordo com o LNG Outlook 2026 da Shell, a demanda global por GNL deve crescer cerca de 60 % até 2040 e cerca de 65 % até 2050, aumentando de 422 mtpa em 2025 para quase 700 mtpa em 2050. O comunicado da Shell também cita um estudo da Agência Internacional de Energia que indica que, em média globalmente, a intensidade de emissões de gases de efeito estufa ao longo do ciclo de vida da eletricidade produzida a partir de GNL é cerca de 40 % menor do que a da eletricidade produzida a partir de carvão. No seu Capital Markets Day 2025, a Shell reafirmou seu objetivo de permanecer um player integrado líder em gás e GNL até a década de 2040. A Shell concluiu sua aquisição da ARC Resources (ARX.TO ) Em 2 de setembro de 2026, com um valor de mercado de aproximadamente US$ 13,9 bilhões e um valor empresarial de aproximadamente US$ 16,5 bilhões, incluindo cerca de US$ 2,5 bilhões em dívida líquida e arrendamentos, adicionando aproximadamente 370 kboe/d; a ARC está focada na Colúmbia Britânica e em Alberta, incluindo a bacia Montney do Canadá, e a Shell afirmou que a aquisição complementa sua presença existente de GNL no Canadá.