Gas Release: quais os caminhos possíveis para o Brasil

Em artigo publicado no portal da agência eixos, o consultor Tulio Cesar Chipoletti, afirma que

A reunião da Diretoria Colegiada da ANP de 7 de agosto colocou o debate sobre o gas release em uma nova etapa. A agência aprovou a abertura, por 45 dias, de consulta pública sobre a minuta que institui o Programa de Redução da Concentração no Mercado de Gás Natural (PGR), seguida de audiência pública. Ainda não é a decisão final sobre o desenho do programa, mas é a primeira vez que o mercado passa a discutir uma proposta regulatória concreta.  A base legal está no artigo 33 da lei nº 14.134/2021, a Nova Lei do Gás, que atribui à ANP o dever de acompanhar o funcionamento do mercado e permite a adoção de mecanismos de desconcentração, inclusive programas de venda de gás por meio de leilões. A proposta resulta de diagnóstico concorrencial, estudos preliminares e Análise de Impacto Regulatório. O ponto central é objetivo e mensurável. No recorte considerado pela ANP — mercado atacadista não termelétrico conectado à malha integrada — o índice Herfindahl-Hirschman (HHI) está em aproximadamente 3.747 pontos, patamar altamente concentrado. A Petrobras responde por cerca de 59% da comercialização. O PGR Moderado, alternativa escolhida na análise multicritério, pretende reduzir o HHI para abaixo de 2.500 pontos.

Para atingir essa meta, a ANP trabalha com leilões anuais e volumes indicativos que evoluem de cerca de 8 milhões de m³/dia para pouco mais de 9 milhões de m³/dia até 2030, equivalentes a aproximadamente 14% da demanda do mercado analisado. O primeiro leilão está previsto para 2027, com início das entregas em 2028, e o desenho poderá ser ajustado a cada ciclo. Talvez o aspecto mais importante da proposta seja o que ela não exige. Segundo a modelagem apresentada, o PGR Moderado pode atingir a meta sem obrigar a Petrobras a liberar volumes de sua própria produção. O gás a ser ofertado viria de três fontes: volumes adquiridos de terceiros, gás importado da Bolívia pelo Gasbol e gás de propriedade da União atualmente comercializado pela companhia. Isso afasta a percepção de que o gas release significaria retirar compulsoriamente da Petrobras parte do gás que ela própria produz. A proposta também vai além da simples venda de moléculas. Os editais poderão incorporar, quando cabível, mecanismos complementares como capacity release — cessão de capacidade de transporte contratada e não utilizada —, customer release, para permitir que clientes migrem para novos fornecedores, e a figura do market maker, agente comprometido a manter ofertas contínuas de compra e venda, contribuindo para aumentar a liquidez. O objetivo é criar contestabilidade no mercado, e não apenas “trocar o gás de mãos”.

Os dados apresentados pela ANP ajudam a explicar a preocupação. Na consulta setorial, 81% dos participantes consideraram o programa fundamental e outros 14% importante, somando 95%. A experiência regional também é reveladora: em 2025, o HHI no Nordeste estava em aproximadamente 2.114 pontos, enquanto no Sudeste chegava a 4.240. Onde houve maior entrada de ofertantes, houve também maior pressão competitiva sobre os preços. Outro dado merece atenção, mas cautela. Em abril de 2026, a Petrobras adquiriu aproximadamente 3,5 milhões de m³/dia de gás não processado de terceiros a preço médio de US$ 3,8/MMBtu e vendeu gás no mercado não termelétrico a cerca de US$ 12,4/MMBtu. O spread é expressivo, cerca de US$ 8,6/MMBtu, ou 3,3 vezes o preço de aquisição. Mas não deve ser confundido com margem líquida: entre a boca do poço e o consumidor existem custos de escoamento, processamento, transporte e comercialização. O próprio material da ANP faz essa ressalva. Ainda assim, o número reforça a necessidade de transparência sobre os custos de cada elo da cadeia.

Também é importante reconhecer o papel histórico da Petrobras. Durante décadas, a companhia construiu praticamente toda a infraestrutura que permitiu o desenvolvimento do mercado brasileiro: gasodutos de escoamento offshore, Rotas 1, 2 e 3, sistema de Mexilhão, unidades de processamento e conexões terrestres. Esses ativos foram implantados quando a Petrobras exercia, na prática, o papel de empresa monopolista estatal e garantidora do abastecimento. Seus investimentos devem ser adequadamente remunerados.  Mas o mercado mudou. Hoje existem vários produtores nos grandes campos offshore e cada empresa deveria ter condições de comercializar sua parcela de gás, pagando de forma transparente pelo uso das infraestruturas essenciais.

A experiência internacional mostra caminhos distintos. A Noruega integrou grande parte de seu sistema offshore no Gassled e atribuiu sua operação à Gassco, empresa estatal neutra e independente dos produtores, enquanto cada companhia comercializa seu próprio gás. Reino Unido e Dinamarca adotaram modelos baseados em acesso de terceiros, negociação entre as partes e intervenção regulatória quando não há acordo. Não se trata de copiar modelos, mas de absorver princípios: neutralidade, transparência, remuneração adequada dos ativos e acesso não discriminatório. Há, entretanto, uma segunda dimensão que não pode ser confundida com o gas release. Concorrência pode reduzir poder de mercado, aumentar liquidez e melhorar a concorrência de preços, mas não cria fisicamente novas moléculas. Para ampliar a oferta nacional é necessário também levar mais gás dos reservatórios para a costa.

Esse desafio é particularmente complexo no pré-sal, onde grande parte do gás é associado ao petróleo. A reinjeção pode ser necessária para manutenção da pressão dos reservatórios e para reinjetar o CO2 separado da corrente produzida. Isso não significa, porém, que todos os campos ou reservatórios tenham a mesma composição ou que toda reinjeção seja inevitável. Há espaço para engenharia e otimização. O sistema de Mexilhão e Caraguatatuba é um bom exemplo. O trecho Tupi–Mexilhão da Rota 1, com capacidade próxima de 10 milhões de metros cúbicos por dia, tem operado historicamente com pouca folga. Já o trecho entre a plataforma de Mexilhão e a UTGCA foi projetado para receber também a produção de Mexilhão, Uruguá e Tambaú. Com o declínio desses campos do pós-sal, surgiu uma ociosidade física potencial relevante no trecho final do sistema.  O aproveitamento dessa capacidade por gás mais rico do pré-sal é limitado pela configuração original da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba. Por isso, ganha importância a determinação da ANP para que a Petrobras apresente um cronograma de antecipação do revamp da UTGCA, projeto que poderá ampliar em até 9 milhões de metros cúbicos por dia o processamento e a entrega de gás do pré-sal. Esse caso demonstra que regulação e engenharia precisam avançar conjuntamente. Não basta determinar acesso a um gasoduto se a unidade em terra não estiver preparada para processar a corrente recebida. Mas também não faz sentido manter capacidade ociosa enquanto existem reservas próximas que poderiam ser conectadas mediante adaptações tecnicamente viáveis.

A EPE já analisou alternativas de conexão de Bacalhau e do Sistema Gato do Mato ao sistema de Mexilhão. Para Bacalhau, foram estudadas diferentes rotas, incluindo uma ligação com Mexilhão. Para Gato do Mato, o PIPE 2023 avaliou uma conexão ao mesmo sistema, embora estudos mais recentes tenham considerado um tie-back de 24 quilômetros diretamente à Rota 2, com capacidade de 1,5 milhão de metros cúbicos por dia. O exemplo mostra que a solução mais eficiente não será necessariamente conectar cada descoberta ao gasoduto geograficamente mais próximo. A escolha precisa considerar capacidade hidráulica, pressões operacionais, composição do gás, instalações de compressão, capacidade de processamento em terra e valor econômico da reinjeção. Ao mesmo tempo, o Brasil precisa preservar e estimular projetos estruturantes. Sergipe Águas Profundas poderá criar uma nova rota de gás para o Nordeste. Raia, operado pela Equinor, será uma fonte importante de gás predominantemente não associado. Esses projetos ampliam a oferta e reduzem a dependência de um único sistema ou produtor.

O caminho brasileiro, portanto, não deveria ser uma escolha entre Gas Release e aumento da produção. A solução mais robusta é uma combinação: desconcentrar a comercialização, garantir acesso efetivo à infraestrutura, liberar capacidade contratada e não utilizada, dar liquidez ao mercado, aproveitar melhor ativos offshore existentes e viabilizar novas rotas de gás. O PGR Moderado colocado em consulta tem uma virtude importante: estabelece uma meta mensurável de concentração e procura alcançá-la sem atingir a produção própria da Petrobras. Os próximos 45 dias devem servir para aperfeiçoar o desenho, preservar incentivos a novos investimentos e garantir que a abertura comercial avance juntamente com o aumento real da oferta. O objetivo final não é simplesmente fazer o gás mudar de mãos, mas criar um mercado no qual mais produtores possam vender, mais consumidores possam escolher e mais gás brasileiro possa chegar à costa a preços competitivos.

Fonte: Eixos – Tulio Cesar Chipoletti