O que de fato os dados revelam sobre o mercado de gás no Brasil
por Leonardo Mosimann Estrella
A ideia de que o Brasil vive uma janela de expansão do mercado de gás natural tem ganhado espaço em discursos oficiais e empresariais. Contudo, os dados disponíveis indicam uma realidade oposta: retração do consumo em setores estratégicos, aumento real e nominal das tarifas, concentração privada e desequilíbrio regulatório. A aposta em um modelo concorrencial por meio da atração de agentes e da liberalização comercial resultou, na prática, em um modelo sem possibilidade de ganho de escala entre os elos do setor, pouco coordenado e com baixa capacidade de indução ao desenvolvimento produtivo.
Entre 2022 e 2024, a malha de gasodutos de distribuição cresceu apenas 12,4% – de 43,5 mil km para 48,9 mil km –, praticamente no mesmo ritmo da malha de transporte, que avançou 13,4% no período. Ambos os índices são considerados tímidos, sobretudo porque os investimentos em expansão da malha são remunerados por meio das tarifas e repassados integralmente aos consumidores, sem exigir aportes diretos dos acionistas das distribuidoras. Os dados contrariam a narrativa de que a abertura de mercado promoveria a interiorização da infraestrutura e a ampliação do acesso. A prometida capilarização da oferta não se concretiza.
O consumo total de gás natural no Brasil caiu. Em 2022, o país consumia 51,93 milhões de metros cúbicos por dia. Em 2024, o consumo total recuou para 47,97 milhões de m³/dia – registrando queda de 7,6% em dois anos, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O consumo industrial também caiu: de 30,58 milhões em 2020 para 26,03 milhões em 2024 – indicando uma retração de 14,9%. Novamente, contrariando a tese de “expansão de mercado”, os dados revelam um encolhimento do setor. A oferta cresceu, mas a demanda interna não acompanhou.
Outro ponto sensível é o preço. Um dos pilares do argumento privatista é de que a concorrência reduziria as tarifas. No entanto, entre 2014 e 2024, o preço médio do metro cúbico de gás natural subiu significativamente em várias distribuidoras, superando amplamente a inflação acumulada. Na Algás (AL), a tarifa cresceu 48% acima da inflação; na Comgás (SP), 20,5%; na Sulgás (RS), 63,8%; e na SCGÁS (SC), 17,7%. Na São Paulo Sul e na PBGás (PB), os reajustes chegaram a alcançar 92,5% e 92,6%, respectivamente. Esses aumentos ocorreram no contexto da consolidação do mercado livre, que repassou ao consumidor a volatilidade dos preços e do consumo, impondo penalizações quando a quantidade diária contratada oscila.
Na região Sul, os desequilíbrios institucionais e regulatórios ficaram evidentes. No Rio Grande do Sul, a alta das tarifas levou o governo estadual a intervir na Sulgás, reavaliando a política tarifária – mais de um ano depois, em junho, foi anunciado um aumento médio de 4%. Em Santa Catarina, revelou-se em maio de 2025 que a SCGÁS cobrou indevidamente R$ 147 milhões dos consumidores entre 2015 e 2024, aplicando margem de remuneração acima da permitida sobre investimentos com capital de terceiros. A resposta da agência reguladora foi baixar os preços por meio de resolução específica (-7% em julho). A pergunta que fica é: quantos outros estados operam sob práticas similares?
O caso de São Paulo ilustra também com clareza os limites da liberalização. No estado, o setor de gás natural é operado sob a lógica de mercado desde a década de 1990. Sua regulação é marcada pela amistosa relação entre agência reguladora e concessionária. O episódio do gasoduto Subida da Serra é emblemático: a Arsesp e a Comgás atuam conjuntamente para desautorizar a ANP e tentar classificar como ativo de distribuição, gasoduto concebido como privado e com características técnicas e operacionais de transporte. Essa articulação escancarou os riscos da captura regulatória e do enfraquecimento da regulação estadual.
Outro erro recorrente da atual política de gás é o foco no mercado residencial. Embora relevante para a diversificação e segurança energética, o segmento tem baixa demanda e alto custo de atendimento. Sua priorização desvia recursos da indústria termointensiva – cerâmica, vidro, têxtil, papel e celulose etc. –, que depende de gás competitivo para manter sua inserção internacional. Esse desvio reforça a tendência de desindustrialização e compromete a produtividade regional.
Mesmo após a venda da Gaspetro e o recuo da atuação integrada, a Petrobras segue como grande investidor do setor. Recentemente, a companhia anunciou R$ 3 bilhões em novos gasodutos, valor que, em um único projeto, supera o total investido por todas as distribuidoras estaduais somadas. Isso desmonta a ideia de que o capital privado substituiria o investimento público: a expansão estrutural da malha segue dependente da capacidade da Petrobras.
O biometano, por sua vez, deve ser tratado com realismo. Trata-se de uma fonte renovável promissora, mas cuja produção ainda é intermitente, localizada e de custo elevado. Seu poder calorífico e sua escala de oferta não permitem ainda a substituição estrutural do gás fóssil. O insumo renovável poderia ser uma solução regional e suplementar, ideal para territórios desabastecidos ou com vocação agroindustrial ou regiões com concentração de aterros sanitários, mas não resolve os desafios em escala nacional. A ilusão de que ele poderá, sozinho, garantir segurança energética ou estabilidade tarifária só atrasa o avanço de políticas públicas baseadas em planejamento territorial e regulação técnica.
O que diferencia o Brasil no setor de gás natural, mesmo considerando sua vocação petroleira, é a presença de reservas provadas e de novas áreas com potencial de exploração, aliadas ao domínio tecnológico nacional sobre o pré-sal. O país dispõe de gás em volume e qualidade, produzido com tecnologia desenvolvida localmente e custos em reais. Com a expansão dos sistemas de escoamento e das unidades de processamento, o pré-sal pode viabilizar a nacionalização da formação de preços, reduzir a dependência do GNL importado e ampliar a participação do gás não associado na produção, auxiliando em um novo ciclo de industrialização.
No entanto, esse cenário depende de coordenação pública, planejamento de longo prazo e do fortalecimento da Petrobras como agente estratégico. O mercado, isoladamente, não entregará nenhuma dessas condições. O Brasil não precisa de um mercado de gás fragmentado e concorrencial sob a lógica de agentes internacionais e seus antigos parceiros de capital nacional. Necessita de uma política de gás integrada ao seu projeto de desenvolvimento, articulada à reindustrialização, à transição energética, ao planejamento estatal e à justiça territorial.
Leonardo Mosimann Estrella – Pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) na área de Gás Natural e Fertilizantes. É administrador e discente em ciências econômicas pela UFSC e mestre e doutorando em Planejamento Territorial e Desenvolvimento Socioambiental pela UDESC. Autor da obra Gás Natural em Santa Catarina: uma análise crítica da concessão do serviço, publicada em 2023 pelo Instituto Ignacio Rangel.
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