Com um plano de investimentos que supera R$ 100 bilhões nos próximos anos, o Brasil deve mais do que dobrar a quantidade de gás natural efetivamente disponível para o mercado na próxima década, impulsionado pela entrada em operação de novos gasodutos e projetos do pré-sal.
Parte dessa transformação já começou a se materializar com o início das operações, em setembro de 2024, do gasoduto Rota 3, que conecta os campos do pré-sal da Bacia de Santos ao polo de processamento de gás em Itaboraí (RJ), reforçando o abastecimento do Sudeste.
Com três novos gasodutos em operação, a previsão é que a produção líquida de gás natural no país deverá mais que dobrar, saindo de cerca de 50 milhões de metros cúbicos por dia atualmente para 127 milhões de m³ por dia em 2035, segundo projeções do Ministério de Minas e Energia (MME), elaboradas pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
O problema da reinjeção
A combinação desses projetos ataca o que o setor aponta como um problema histórico: a malha insuficiente de gasodutos e a dificuldade de transformar o avanço do pré-sal em gás efetivamente disponível para o mercado.
Mesmo com avanços recentes, o Brasil ainda convive com uma taxa de reinjeção elevada: mais da metade do gás produzido volta para os poços. Segundo dados compilados pelo MME, a média da reinjeção de gás natural entre janeiro e julho de 2025 foi de 93,8 milhões de m³ por dia, cerca de 55% do volume total produzido no país.
Há duas razões principais para isso. A primeira é econômica: o gás reinjetado ajuda a manter a pressão e “empurrar” o óleo — que vale mais — aumentando a recuperação. A segunda é operacional e ambiental: em muitos casos, reinjetar é a alternativa à queima do gás, que gera penalidades e desperdício.
Com mais capacidade de escoamento e processamento, a expectativa é deslocar parte relevante desse volume para o mercado. O presidente da Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás), Rogério Manso, estima que os novos projetos podem adicionar algo como 50 milhões de m³ por dia ao sistema de transporte.
“Estamos colocando algo equivalente a um Brasil-Bolívia para dentro do sistema. Com isso, é preciso adaptar o sistema de transporte como um todo”, disse o executivo ao InvestNews.
Os projetos
Desde que foi inaugurado em setembro de 2024, o gasoduto Rota 3 alterou a logística de distribuição de gás natural no Brasil ao viabilizar o escoamento direto do pré-sal para o mercado doméstico, fortalecendo especialmente a oferta do produto no Sudeste.
Com 355 km de extensão e capacidade de escoar até 21 milhões de m³ de gás por dia, a obra conecta os campos do pré-sal da Bacia de Santos à Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) no Complexo de Energias Boaventura de Itaboraí (RJ), o antigo Comperj. O projeto demandou investimentos superiores a R$ 12 bilhões ao longo de mais de uma década de execução.
Uma das unidades que passaram a ampliar a oferta de gás com a integração ao Rota 3 é a plataforma Búzios 6, da Petrobras, localizada no campo de Búzios. Segundo a estatal, a entrada da unidade no sistema pode elevar em até 3 milhões de metros cúbicos por dia o volume de gás disponibilizado ao mercado.
O Búzios 6 é um FPSO — tipo de plataforma flutuante que produz, armazena e transfere petróleo e gás — que hoje tem capacidade para produzir até 180 mil barris de óleo diários e 7,2 milhões de m³ de gás por dia.
O próximo grande projeto nesse ciclo é o gasoduto Raia, previsto para operar em 2028 com capacidade de escoar 16 milhões de m³ por dia e estimativa de R$ 43,8 bilhões em investimentos, respondendo por cerca de 15% demanda nacional quando estiver em serviço.
Operado em parceria pela Equinor (35%), Repsol Sinopec (35%) e Petrobras (30%), o Raia deve se tornar um dos maiores gasodutos do país em capacidade de transporte.
Mais adiante, o projeto Sergipe Águas Profundas, na Bacia de Sergipe-Alagoas, está em fase de desenvolvimento e deve entrar em operação na próxima década, com capacidade estimada em até 18 milhões de m³ por dia. A Petrobras projeta um aporte de até R$ 25 bilhões para a conclusão desse empreendimento.
Petrobras ainda é dominante
O aumento da oferta e a expansão da infraestrutura, no entanto, não significam automaticamente um mercado mais competitivo.
Apesar da abertura de mercado promovida pela Nova Lei do Gás (2021) e pelo programa Gás Para Empregar (2023) — que ampliaram o número de empresas autorizadas a comercializar o insumo — a Petrobras ainda concentra mais de 60% dos contratos de longo prazo com as distribuidoras estaduais.
A estatal também retomou, recentemente, a liderança no mercado livre de gás natural, ao captar 12 novos clientes no primeiro semestre de 2025. Nesse segmento, é seguida por grupos como Galp, Edge (do grupo Cosan) e Shell.
Para parte do setor, porém, essa concentração deixou de ser o principal problema. A leitura é que, se o mercado continuar crescendo, haverá espaço para novos entrantes mesmo com a liderança da Petrobras. Com mais gás disponível e maior demanda industrial, o “bolo” aumenta — e as fatias podem crescer para todos.
“O mercado, para alguns, tem se aberto de forma lenta; para outros, esse ritmo é natural em um setor com investimentos pesados e contratos de longo prazo”, diz Betina Moura, especialista em gás natural da consultoria Argus.
Preço ainda é problema
Se o aumento da oferta e da infraestrutura é condição necessária para transformar o mercado, ele ainda não tem sido suficiente para reduzir o preço do gás na ponta. Embora a oferta tenha crescido e o preço tenha arrefecido em 2025 — em parte com a entrada do Rota 3 — o Brasil segue entre os mercados com gás mais caro do mundo.
Na prática, o preço elevado tem levado muitas indústrias a recorrerem ao GNL importado como alternativa – mesmo com seus altos custos logísticos. Hoje, o gás que chega à indústria brasileira por essa via custa, em média, US$ 20 por milhão de BTU — cerca de US$ 0,70 por metro cúbico, patamar dez vezes acima do americano e aproximadamente o dobro do europeu.
“O preço do gás no Brasil ganhou alguma competitividade na comparação internacional, mas continua muito alto. Mesmo com a queda recente, está apenas 10% a 15% mais barato do que antes”, diz Rivaldo Moreira Neto, sócio-diretor da A&M Infra. “Ainda assim, há um movimento crescente de migração para o mercado livre, o que começa a pressionar por mais competição e alguma redução na ponta.”
Na tentativa de enfrentar o problema, o governo federal lançou em 2023 o programa Gás Para Empregar, com o objetivo de ampliar o aproveitamento do gás natural no país, estimular a reindustrialização e expandir a oferta.
Ainda assim, levantamento recente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) mostra que, em 2025, revisões tarifárias em sete estados (Pernambuco, Amazonas, Espírito Santo, Bahia, Alagoas, Ceará e Mato Grosso do Sul) geraram um custo extra anual de R$ 600 milhões aos consumidores.
O problema, segundo o instituto, está sobretudo no chamado “último quilômetro” do serviço — a etapa de distribuição estadual — e não no transporte, que é regulado pela Agência Nacional do Petróleo e Gás Natural (ANP).
Um estudo da Fundação Getúlio Vargas (FGV) voltado ao segmento industrial, setor que é responsável pelos maiores volumes de consumo, mostra que a molécula do gás responde por até 53% do preço final, enquanto o serviço de distribuição representa entre 14% e 16% e o transporte cerca de 11%. Nos segmentos comercial e residencial, o transporte é ainda menos relevante, com peso médio próximo de 5%.
Térmicas impulsionam GNL
O mercado de GNL no Brasil vem acumulando anúncios bilionários nos últimos dois anos, puxados principalmente pela expansão da infraestrutura de regaseificação e pela integração com usinas termelétricas.
Eneva, Mitsui, Âmbar Energia (da J&F) e Compass (do grupo Cosan) estão entre as empresas que buscam ampliar suas operações no segmento.
Em maio de 2025, a Eneva anunciou um investimento de R$ 7,6 bilhões em um complexo termelétrico no Ceará, ligado ao Porto do Pecém, que envolve a instalação de um terminal de GNL e a construção de novas usinas. Para viabilizar o projeto, a companhia adquiriu a Jandaia Geração de Energia, que possui licença prévia para implantar um complexo termelétrico de até 2.340 megawatts (MW) na região.
Também em dezembro, a japonesa Mitsui submeteu ao Cade um pedido para formar, ao lado do fundo Future Ocean, de Hong Kong, uma joint venture voltada a investimentos no setor de GNL no Brasil.
A lógica por trás desses movimentos é que, embora o Brasil seja referência na produção de energia renovável, o sistema elétrico dependerá cada vez mais de usinas termelétricas para garantir estabilidade e segurança de suprimento — o que tende a dar maior previsibilidade à demanda por gás, observa Rivaldo Moreira Neto, da A&M Infra.