Foi a consagração de um investimento que havia sido idealizado mais de duas décadas atrás, no antigo império de negócios do empresário Eike Batista — e cuja ruína abriu espaço para novos investidores, entre eles, o BTG Pactual, o que mudou a sua história.
A Eneva produz gás natural e transforma o insumo em energia elétrica em suas próprias usinas. Ao longo dos anos, cresceu ao promover a conexão entre combustível e geração.
Sob o controle do banco de investimento liderado por André Esteves, a empresa se transformou em uma das maiores geradoras térmicas do país, com receitas que chegaram a R$ 18,4 bilhões em 2025. E que tem sido uma das principais beneficiadas do novo desenho do setor elétrico.
“O BTG trouxe um pouco mais de dinamismo, senso de urgência e criatividade na estratégia”, disse ao InvestNews Rodrigo Heilberg, sócio fundador da HIX Capital, gestora que abraçou a tese há uma década – e que segue como acionista. “A companhia ficou mais completa com a gestão BTG.”
Suas ações (ENEV3) se valorizaram 116% em 12 meses, o que levou o valor de mercado para R$ 52 bilhões.
Para o gestor, há potencial adicional de valorização, diante do entendimento de que o mercado não precifica adequadamente atributos como a sua capacidade de produção e comercialização de gás natural para clientes industriais.
Para entender como a Eneva despontou como força do setor de energia, vale dar “dois passos atrás” em sua trajetória.
Um braço do império de Eike
A Eneva como conhecemos hoje é fruto da integração de dois negócios do grupo EBX, de Eike Batista: a MPX, de geração térmica, e a OGX Maranhão, voltada à exploração de gás natural.
A MPX foi criada no rastro do apagão de 2001, quando a falta de chuvas expôs a fragilidade de uma matriz dependente de usinas hidrelétricas, o que comprometeu o fornecimento de eletricidade no país por meses.
Em resposta, o governo da época, de Fernando Henrique Cardoso, instituiu um plano de incentivo às termelétricas, capazes de gerar energia de forma contínua, independentemente do clima.
Como primeiro projeto, a MPX construiu a Usina Termoceará, em Caucaia (Ceará), posteriormente vendida à Petrobras em 2005.
Dois anos após levantar R$ 2 bilhões com a abertura de capital da MPX, o negócio começou a ganhar outra camada: em 2009, o grupo criou a OGX Maranhão para produzir gás natural na Bacia do Parnaíba.
O plano de Eike, considerado inovador à época, era conectar as pontas com uma operação integrada: o gás natural extraído na região abasteceria, ali perto, usinas termelétricas da MPX.
Era o embrião do modelo “reservoir-to-wire” — algo como “do reservatório ao fio”, hoje um dos pilares do negócio da Eneva.
Atualmente, a Bacia do Parnaíba abriga 12 campos de gás da empresa, com capacidade de produzir 8,4 milhões de metros cúbicos por dia — cerca de 5% do total produzido no Brasil em 2025.
Boa parte desse gás é transportada por gasodutos para alimentar as seis usinas térmicas perto dali, no Complexo Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes, no Maranhão. Juntas, somam 1,9 GW de capacidade instalada, potência equivalente à das usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2 combinadas.
Novos controladores
A crise financeira do conglomerado de Eike, a partir de 2013, contaminou o financiamento de seu braço de energia. Em 2014, já rebatizada como Eneva, a empresa entrou em recuperação judicial com uma dívida de R$ 2,4 bilhões.
O plano previa uma injeção de R$ 3 bilhões, com conversão de dívidas em ações e novos aportes. E acabaria por redesenhar por completo a estrutura acionária da companhia. Na prática, a operação diluiu o antigo bloco de controle e Eike ficou com 1% da empresa que havia criado.
Ao mesmo tempo, o BTG Pactual, que entrara como credor na reestruturação, saiu dela como peça central da nova estrutura – o que incluiu a ambição para novos negócios.
Em 2016, após a recuperação judicial, o banco havia se consolidado como o maior acionista, com 33,7% do capital — seguido pelo fundo Cambuhy, da família Moreira Salles, com 25,7%.
Foi nesse momento que a empresa promoveu oficialmente a fusão dos negócios com a OGX Maranhão, então rebatizada de Parnaíba Gás Natural (PGN), reunindo em uma mesma estrutura a produção de gás e a geração de energia. E voltou a um período de expansão, após retornar ao mercado com uma nova oferta de ações em 2017.
A Eneva avançou com novas usinas no Complexo Parnaíba e ampliou a produção de gás na bacia. Enquanto isso, começou a levar a lógica reservoir-to-wire para fora do Maranhão.
Foi o caso do projeto Azulão, no Amazonas. Ali, o gás é produzido no município de Silves, liquefeito e transportado por caminhão até Roraima, onde abastece a térmica Jaguatirica II.
Mais adiante, a companhia passou a testar variações desse modelo. No Hub Sergipe, que inclui terminal e usina e está em operação desde 2020, o gás não é produzido pela Eneva: ele vem de fora, importado na forma de gás natural liquefeito (GNL). Ao chegar ao terminal, esse gás é transformado de volta ao estado gasoso e segue para abastecer a usina termelétrica do próprio complexo.
O domínio do BTG
A partir de 2024, a relação com o BTG ganhou um outro peso. O banco passou a concentrar na Eneva seus investimentos em geração de energia e gás natural.
O movimento veio acompanhado de um follow-on (oferta subsequente de ações) de R$ 3,2 bilhões e da incorporação de usinas térmicas como as de Tevisa, Povoação e Linhares, que estavam em fundos ligados ao banco de investimento.
Esse movimento marcou uma nova mudança no controle. A família Moreira Salles, que tinha cerca de 20% de participação em 2024, reduziu sua fatia até chegar a zero no início deste ano.
No sentido inverso, o BTG ganhou protagonismo: hoje, o banco detém cerca de 25% da Eneva e, somado ao BPAC Infra, veículo de sócios da holding, esse bloco chega perto de 48% do capital.
O novo papel das térmicas
A Eneva chegou a 2026 como uma das favoritas para vencer contratos no leilão de reserva de capacidade. Nesse certame, o governo não contrata energia em si, mas a disponibilidade de geração. Ou seja: paga para que as usinas estejam prontas para entrar em operação quando o sistema precisar.
Trata-se de uma tentativa de reequilibrar a operação do sistema elétrico, que hoje vive entre picos e quedas bruscas de oferta.
Com a expansão da geração de energia solar, a rede fica sobrecarregada durante o dia — quando o sol está a pino e a demanda por eletricidade não é tão elevada. Mas ainda falta energia à noite, quando o consumo sobe e o sol já não está presente.
O governo brasileiro não realizava um leilão de reserva de capacidade desde 2021. E o debate em torno das térmicas era politicamente espinhoso, por se tratar de combustível fóssil em um país que conta com uma matriz predominantemente renovável.
Mas, como a questão exigia uma solução rápida, as térmicas se mostraram a alternativa mais viável frente a outras opções, como as hidrelétricas reversíveis.
“Não acho que a termoelétrica seja a melhor solução para o paradoxo que o setor elétrico vive hoje, mas é o que está disponível na escala e no prazo de que o sistema precisa”, diz Amilcar Guerreiro, ex-diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Foi assim que a Eneva saiu, de fato, como a grande vitoriosa do leilão. Ela teve a contratação de 5,06 GW, entre usinas existentes e novos projetos, o que praticamente dobrou seu portfólio para 10,8 GW.
“As estimativas iam de um pouco mais de 1 GW, 1,2 GW, até os mais otimistas próximos de 2 GW. Ela contratou 3,5 GW. Foi muito melhor que a expectativa”, diz Daniel Utsch, gestor da Nero Capital.
Segundo Utsch, o leilão resolveu o principal problema que ainda pesava sobre a tese da companhia: a exposição às oscilações do preço da energia — que varia de acordo com a oferta e a demanda no sistema — e às incertezas sobre quando as usinas seriam acionadas.
“Uma tese que já era vista como um ativo de qualidade passa a ser vista como algo ainda mais robusto”, completa Utsch.