ARTIGO II
Os limites do gas release: liberalização sem solução estrutural
Além disso, o setor permanece fortemente condicionado por fatores externos, como a cotação do petróleo e a taxa de câmbio. Cerca de 85% dos volumes de suprimento seguem indexados ao Brent e dólar, o que limita a capacidade de redução estrutural de preços no mercado doméstico baseado nos reais custos da produção nacional. A aprovação do NMG em 2021 forçou uma reconfiguração do setor, impulsionado pela desverticalização da Petrobras. A estratégia com a privatização dos segmentos de trans- porte e distribuição de gás da Petrobras visa- va aumentar a concorrência no setor e, com isso, reduzir os preços. No entanto, o que se viu desde então foi justamente o contrário : houve o fortaleci- mento de um oligopólio privado controlado por poucos agentes, que ampliaram suas margens de lucros sem, no entanto, propor- cionar a ampliação da oferta ou a redução tarifária. O NMG atribuiu ainda à ANP a competência de acompanhar o mercado de gás e adotar medidas para promover a concorrência nos elos do setor. Nesse sentido, com o aval do CNPE, a agência passou a coordenar o deba- te sobre, especialmente a partir de 2023. Além disso, foi protocolado no congresso nacional o PL 5802/2025 que, entre outros objetivos, institui instrumentos transitórios para a desconcentração da oferta no merca-
Uma parcela expressiva desse volume é reinjetada nos próprios reservatórios princi- palmente por razões técnicas associadas à manutenção da produtividade de petróleo e limites no escoamento. De acordo com a ANP, em 2025, 55% do gás produzido teria sido reinjetado, enquanto aproximadamente 33% da produção foi efe- tivamente disponibilizada ao mercado. Para equilibrar a oferta interna, o país importa 13 MMm³/dia de gás da Bolívia (18% da oferta interna) e 6 MMm³/dia de GNL (7%), o que faz com que cerca de um quarto do gás consu- mido no Brasil depende da importação. Por outro lado, as infraestruturas de escoa- mento, processamento e transporte de gás natural no Brasil ainda constituem os princi- pais gargalos para a ampliação da oferta no mercado interno. A malha de gasodutos permanece limitada e concentrada na faixa costeira do Brasil, com baixa capilaridade territorial e reduzida integração entre bacias produtoras e centros consumidores. O mesmo acontece com a distribuição, que com a queda da demanda passou a dar foco em setores de baixo consumo. Esse quadro evidencia a forte dependência da infraestrutura disponível, os limites estruturais do modelo atual de suprimento nacional e um consequente processo de estagnação da de- manda com perda de competitividade.
POR LEONARDO MOSIMANN ESTRELLA
Contudo, essa solução, inspirada no modelo europeu, ignora características estruturais da cadeia de gás brasileira como a dependência da produção associada ao petróleo, gargalos de infraestrutura e assimetrias regulatórias. Os dados da ANP mostram que nos últimos anos a produção nacional de gás natural no Brasil apresentou crescimento significativo, com taxa média anual de 5,6%, passando de 103,5 MMm³/dia em 2016 para cerca de 190 MMm³/dia em 2025. Esse avanço foi impulsionado pela expansão da produção de gás associado no pré-sal, que saiu de 39,5 MMm³/dia (38,2% da produ- ção) em 2016 para 140,1 MMm³/dia em 2025, passando a representar 78,3% da produção total do país. Esse movimento evidencia a crescente centralidade do gás associado do pré-sal na oferta .
proposta do gas release visa a redu- ção da concentração do mercado de gás natural como a solução para
os preços finais do insumo. O mecanismo previsto na Lei nº 14.134/2021 (Novo Merca- do de Gás) até o momento não foi completa- mente regulado. A iniciativa busca ampliar a concorrência através da expansão do número de agentes comercializadores, dando foco no desloca- mento do papel da Petrobras.
Contudo, nem todo o gás produzido no país é efetivamente direcionado ao mercado.
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REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL
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