Vale a pena indexar o preço do gás ao Henry Hub agora que o petróleo está mais caro?

O ano de 2026 marca a estreia da indexação do preço do gás natural da Petrobras ao Henry Hub (HH). Ou seja, a partir deste ano quase 20% do volume vendido pela estatal às distribuidoras passa a ser atrelado ao preço de referência do gás no mercado dos Estados Unidos, e não mais, exclusivamente, à cotação do petróleo. A mudança chegou num momento turbulento: primeiro, calhou de os contratos a Henry Hub começarem a valer, justamente, no meio de um pico de preços nos EUA, em função da tempestade de inverno Fern que colapsou o mercado estadunidense no início do ano. Mas o cenário que se mostrava desfavorável ao novo indexador logo mudou: a crise energética nos Estados Unidos passou e veio a guerra no Oriente Médio para jogar o preço do barril do Brent na casa dos US$ 100 e mostrar que os contratos a Henry Hub podem ganhar competitividade daqui para frente. Na semana passada, escrevemos por aqui como o impacto do conflito deve começar a chegar nas contas de gás a partir de maio, data do próximo reajuste trimestral dos contratos da Petrobras com as distribuidoras; e que o aumento dos preços da estatal, projetado em 18%, só não será maior, justamente, por conta do início da indexação ao Henry Hub.

O indexador gás-gás

Com o início da indexação dos contratos da Petrobras ao Henry Hub, o preço do gás brasileiro deixa de responder somente à variação dos preços do petróleo e passa a contar com uma indexação gás-gás – muito embora o preço do gás nacional continue exposto a referências externas. A indexação ao Henry Hub não chega a ser uma novidade. Em sua estreia como fornecedora de gás no Brasil, em 2021, a Shell chegou a fechar um contrato (que já venceu) que permitia à Copergás arbitrar o indexador de sua preferência (HH ou Brent); desde então, a Galp também introduziu o indexador gás-gás em alguns de seus contratos – com a Gasmig, por exemplo. Os contratos da Petrobras marcam, no entanto, um ponto de inflexão, em termos de volume – ainda que o Brent siga como principal indexador. De acordo com levantamento da Wood Mackenzie, cerca de 82% do volume contratado pelas distribuidoras permanece atrelado ao Brent – essa exposição pode variar entre 80% e 86% conforme o ano, no horizonte 2026-2030.  O petróleo ainda é o indexador dominante e, se você é um consumidor de São Paulo ou Rio de Janeiro, os dois maiores mercados de gás do país, as oscilações do preço do barril ainda continuarão a ditar o comportamento da sua fatura de gás, por exemplo. Algumas distribuidoras estaduais, porém, já apresentam uma exposição maior ao Henry Hub. Cinco delas têm mais de metade do portfólio contratado até 2030 indexado ao mercado americano, segundo a consultoria: Algás (AL): 55% em HH; ES Gás (ES): 60% em HH; Gasmig (MG): 95% em HH; PBGÁS (PB): 55% em HH (contrato da PBGÁS ainda não foi efetivado); e SCGÁS (SC): 52% em HH

O que vale mais a pena: Brent ou Henry Hub?

A escolha entre um indexador ou outro traz vantagens e riscos distintos: a exposição ao Henry Hub tende a proteger distribuidoras em choques geopolíticos globais, como o atual conflito no Oriente Médio; mas pode aumentar a exposição às dinâmicas do mercado dos EUA, sem eliminar, portanto, a exposição a fatores externos ao mercado brasileiro. E, embora o mercado dos Estados Unidos tenha dinâmicas próprias, não quer dizer que o Henry Hub esteja completamente imune aos choques globais. O aumento da demanda por gás natural liquefeito (GNL) no mercado internacional, por exemplo, pode eventualmente pressionar os preços do HH. Além disso, a relação de competitividade entre os dois indexadores depende muito das condições comerciais, de fato, oferecidas pela Petrobras: um contrato atrelado ao petróleo pode ser precificado num percentual de 11% do Brent ou 13%. Da mesma forma, um contrato a HH pode ter condições diferentes, a depender de tempo de contrato por exemplo. A Wood Mackenzie destaca que, no geral, Brent e Henry Hub vivem, em 2026, dois movimentos muito distintos entre si: No 1º semestre, os contratos em Henry Hub estão mais caros, na média: uma combinação entre os efeitos da tempestade de inverno Fern, incorporados aos preços do HH já desde o início do ano; e o fato de o pico de preços do Brent ser diluído nos reajustes trimestrais da Petrobras, com efeitos sobre os contratos somente a partir de maio. No 2º semestre, o cenário se inverte e os contratos a Henry Hub tendem a ficar mais vantajosos. O Brent deve refletir o impacto direto da guerra, especialmente entre março e maio, pressionando os preços da molécula conforme os reajustes se efetuem, sobretudo nas janelas de maio e agosto. Tudo depende, é claro, das extensões da guerra e do quão duradouro serão os seus efeitos sobre os preços internacionais. E se a Petrobras adotará ou não medidas para mitigar esses efeitos, como discutimos na edição passada. Numa visão menos imediatista, a Wood Mackenzie projeta que, a partir de 2027, o comportamento dos preços do gás volta a ser guiado pelos fundamentos de mercado: o Brent se estabiliza na faixa dos US$ 60 a US$ 70; o Henry Hub segue pressionado pela alta estrutural da demanda nos EUA, em especial por novos projetos de GNL e termelétricas, o que volta a colocar os contratos baseados em Brent levemente em vantagem.

Há nuances nessa análise: a Wood Mackenzie ressalva que, caso os preços de petróleo persistam altos, isso pode significar um sinal para que a produção de óleo dos EUA aumente e, por consequência, a de gás associado – o que poderia ajudar a frear o aumento dos preços do Henry Hub, por exemplo.

Por que o HH pouco sentiu os efeitos da guerra?

Um ponto que chama a atenção é como o Henry Hub pouco sentiu os efeitos do conflito no Oriente Médio. Enquanto os preços de referência do mercado europeu (TTF) e asiático (JKM) saltaram para seus níveis mais altos desde 2022, em resposta ao bloqueio do Estreito de Ormuz e os ataques iranianos às infraestruturas de liquefação do Catar, em março, a Administração de Informação de Energia (EIA), do governo dos Estados Unidos, reduziu a sua projeção para o HH para o segundo e terceiro trimestres de 2026. O cenário reflete, em parte, a recuperação dos níveis de armazenamento de gás no mercado dos EUA; e a capacidade limitada dos Estados Unidos de aumentar suas exportações de GNL para compensar a queda na oferta do Catar. A EIA aumentou as projeções de exportação de GNL dos Estados Unidos em 2026, de 16,4 para 17 bilhões de pés cúbicos/dia – novo recorde anual, decorrente da combinação entre a entrada de capacidade nova e a postergação de paradas programadas. Mas existem limites para que os produtores estadunidenses exportem mais, ao ponto de pressionarem os preços do HH a curto prazo. A Rystad Energy, em relatório publicado em março, comparou a situação atual com a de 2022, quando os preços spot do mercado dos EUA dispararam em resposta à guerra entre Rússia e Ucrânia.  No choque anterior, o mercado de gás dos EUA já estava estruturalmente apertado quando a Europa entrou no quadro de escassez de gás russo – o que fez com que os níveis de armazenamento nos Estados Unidos caíssem. Hoje, a estocagem está mais confortável. A consultoria acrescenta que o Henry Hub permanece ancorado aos fundamentos domésticos de oferta e demanda, embora desde 2022 os mercados de gás dos EUA e de GNL global tenham se tornado mais interligados – a capacidade de exportação de GNL dos Estados Unidos aumentou 35% e representa, hoje, 15% da produção total de gás do país. De acordo com a Rystad, mais de 90% da capacidade dos EUA está atualmente comprometida com contratos de longo prazo indexados ao Henry Hub – e que, hoje, é maior a probabilidade de o HH aumentar os preços globais do GNL do que o contrário. Mesmo que as operadoras de GNL dos EUA consigam operar com a utilização adicional de 5 a 10% nos próximos meses, a Rystad Energy prevê que o impacto nos preços será leve.

Fonte: Eixos/Gasweek