O Brasil está prestes a passar por uma mudança relevante no mercado de gás natural. Com investimentos que superam R$ 100 bilhões já mapeados para a próxima década, a expectativa é que a oferta efetivamente disponível mais do que dobre até 2035, impulsionada por novos gasodutos ligados ao pré-sal. Ainda assim, o avanço da infraestrutura não garante, por si só, gás barato para a indústria.

O primeiro sinal concreto dessa transformação veio com a entrada em operação do gasoduto Rota 3, em setembro de 2024. A estrutura conecta a produção do pré-sal da Bacia de Santos ao polo de processamento de Itaboraí, no Rio de Janeiro, reforçando o abastecimento do Sudeste e reduzindo gargalos históricos de escoamento.

Outros dois projetos devem ganhar protagonismo ao longo da década. O gasoduto Raia, também na Bacia de Santos, tem início de operação previsto para 2028. Já o projeto Sergipe Águas Profundas, no Nordeste, deve entrar em funcionamento mais adiante, ampliando a presença do gás nacional em uma região fortemente dependente de importações.

Somados, esses três empreendimentos têm potencial para elevar a produção líquida de gás natural dos atuais cerca de 50 milhões de metros cúbicos por dia para algo próximo de 127 milhões em 2035. O movimento tende a reduzir, no longo prazo, a dependência do gás natural liquefeito importado, que é mais caro e sensível à volatilidade do câmbio.

Reinjeção ainda limita o mercado

Apesar do avanço do pré-sal, o Brasil segue convivendo com um paradoxo: mais da metade do gás produzido no país não chega ao consumidor. Hoje, cerca de 55% do volume extraído é reinjetado nos poços, seja por razões econômicas — para aumentar a recuperação de petróleo —, seja por limitações operacionais e ambientais.

A falta de infraestrutura adequada de transporte e processamento sempre foi um dos principais entraves para transformar produção em oferta efetiva. A expectativa do setor é que os novos dutos permitam redirecionar parte relevante desse gás hoje reinjetado para o mercado, ampliando o volume disponível para indústrias, térmicas e distribuidoras.

Os projetos em detalhe

O Rota 3, com 355 quilômetros de extensão e capacidade de escoar até 21 milhões de metros cúbicos por dia, exigiu mais de R$ 12 bilhões em investimentos e levou mais de uma década para ser concluído. Sua operação já começa a alterar a dinâmica de oferta no Sudeste, especialmente com a integração de plataformas como o FPSO Búzios 6, que pode acrescentar até 3 milhões de metros cúbicos diários ao mercado.

O gasoduto Raia, operado por um consórcio liderado por Equinor, Repsol Sinopec e Petrobras, terá capacidade de até 16 milhões de metros cúbicos por dia e responde por uma fatia relevante da futura demanda nacional. O projeto envolve investimentos estimados em quase R$ 44 bilhões.

No Nordeste, o Sergipe Águas Profundas deve acrescentar até 18 milhões de metros cúbicos diários à oferta quando entrar em operação. A previsão é de aportes de até R$ 25 bilhões, com impacto direto sobre a segurança energética da região.

Mercado mais aberto, mas ainda concentrado

Mesmo com a ampliação da oferta e a abertura regulatória promovida nos últimos anos, o mercado brasileiro de gás segue concentrado. A Petrobras ainda responde por mais de 60% dos contratos de longo prazo com distribuidoras estaduais e mantém posição relevante no mercado livre.

Para parte dos agentes, no entanto, o crescimento do mercado tende a diluir essa concentração ao longo do tempo. Com mais gás disponível e maior demanda industrial, há espaço para novos participantes sem que isso dependa, necessariamente, da perda de protagonismo da estatal.

Preço segue como principal obstáculo

O maior desafio continua sendo o preço final do gás no Brasil. Mesmo com algum alívio recente, o custo para a indústria segue entre os mais altos do mundo. Em muitos casos, o gás chega a custar cerca de US$ 20 por milhão de BTU, patamar muito acima do observado nos Estados Unidos e superior ao europeu.

Esse cenário faz com que o GNL importado siga competitivo em determinados momentos, apesar dos custos logísticos elevados. O problema, segundo análises do setor, está menos no transporte e mais na distribuição estadual, etapa que pesa de forma significativa no valor final pago pelo consumidor.

Programas governamentais lançados nos últimos anos buscam ampliar o uso do gás natural e estimular a reindustrialização, mas revisões tarifárias recentes em diversos estados acabaram adicionando custos relevantes ao consumidor final.