Gás não convencional: um preconceito regulatório que o Brasil precisa abandonar

Em artigo publicado no portal da agência eixos, os advogados Felipe Feres (atual presidente da Comissão de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da OAB/RJ) e Rômulo Sampaio (coordenador do Núcleo de Estudos Avançados em Transição Energética da FGV Direito Rio) afirmam que,

O Brasil convive com um paradoxo energético: de um lado, dispõe de reservas expressivas de gás natural; de outro, convive com elevado preço doméstico. O paradoxo é preocupante porque a concorrência no suprimento avançou nos últimos anos, mas a oferta permanece estruturalmente atrelada ao ciclo de investimentos em petróleo. Os números do terceiro trimestre de 2025 ilustram a dimensão do problema. Segundo dados da ANP, 89,7% do gás produzido no Brasil era gás associado, ‘subproduto’ da extração de óleo. A EPE projeta proporção semelhante para 2026, impulsionada pelas Bacias de Campos e Santos. O pré-sal, responsável por 78% da produção nacional de gás, fornece quase exclusivamente gás associado, com elevada razão gás-óleo. Em termos práticos, isso significa que a oferta de gás no Brasil não responde à demanda de gás: ela responde à demanda de petróleo. Essa dependência estrutural cobra seu preço. Da termelétrica à petroquímica, o consumidor paga não pela abundância geológica do país, mas pela rigidez de uma cadeia de suprimento desenhada para monetizar óleo — não gás.

Os limites das soluções regulatórias em discussão

O debate sobre abertura do mercado de gás gravita em torno de quatro eixos: limites à reinjeção de gás associado; acesso a essential facilities (gasodutos de escoamento, UPGNs e terminais de regaseificação); revisão e integração tarifária das transportadoras; e harmonização regulatória entre estados para fomentar o mercado livre de gás canalizado. São medidas meritórias, mas que enfrentam obstáculos regulatórios, jurídicos e operacionais de elevada complexidade, e que, sobretudo, não atacam o problema de fundo. A reinjeção de gás associado é, antes de tudo, uma decisão empresarial legítima, amparada em racionalidade técnica e econômica. No pré-sal, em geral, a reinjeção cumpre função essencial de manutenção de pressão dos reservatórios e maximização da recuperação de óleo. Impor limites regulatórios à reinjeção equivale a intervir indevidamente na estratégia de produção, cujo risco, por lei e contrato, é 100% do concessionário/contratado. Trata-se de uma equação que, nas condições atuais, não fecha, podendo resultar em quebra de contrato, criando insegurança jurídica para novos investimentos. O acesso mais regulado a essential facilities e medidas regulatórias para reduzir tarifa de transporte de gás oferecem limitadas soluções estruturais para reduzir o preço final do gás, e, da mesma forma, poderão criar insegurança jurídica para futuros investimentos. A consulta pública 3/2026 da ANP, que inaugura a segunda etapa de regulamentação do artigo 28 da Nova Lei do Gás, evidencia o grau de complexidade dessas discussões. O Decreto do Gás para Empregar reforçou a prioridade política da ampliação da oferta, mas as vias regulatórias para alcançá-la permanecem tortuosas. A regulação do mercado livre de gás depende da boa vontade do legislador ou regulador estadual, com substanciais diferenças regionais, como é natural de uma república federativa continental. A experiência internacional não deixa dúvida: só a competição efetiva entre fontes distintas de suprimento — a chamada gas-on-gas competition — produz reduções sustentáveis e perenes de preço.

Gás não convencional: a rota de suprimento que falta ao Brasil

Se o problema central é a falta de uma rota de suprimento de grande escala independente do ciclo do petróleo, a resposta mais direta está na exploração de gás não convencional por fraturamento hidráulico (fracking). Não se trata de tese especulativa: é a experiência mais bem documentada de transformação de um mercado de gás nas últimas duas décadas. A revolução do shale gas nos Estados Unidos, iniciada por volta de 2005, converteu o país de importador líquido em maior exportador mundial de gás natural a partir de 2022.  Os preços no Henry Hub caíram de patamares superiores a US$ 10/MMBtu para a faixa de US$ 2 a US$ 4/MMBtu, viabilizando uma reindustrialização parcial do setor petroquímico e gerando excedentes exportáveis que reconfiguraram o mercado global de gás natural liquefeito (GNL). Mais de uma década de dados operacionais consolidou o fracking como tecnologia madura, com riscos conhecidos, mensuráveis e mitigáveis. A Argentina oferece exemplo ainda mais instrutivo para o Brasil, dadas as semelhanças geológicas e regulatórias. A formação de Vaca Muerta, na bacia de Neuquén, transformou a matriz energética argentina em menos de uma década.  A produção de gás na província cresceu 16% no primeiro trimestre de 2025, atingindo 139 milhões de m³/dia em fevereiro de 2026. O país, registrou superávit de US$ 7,8 bilhões na balança energética em 2025 e consolidou-se como exportador líquido. O potencial brasileiro é expressivo. Estimativa técnica da U.S. Energy Information Administration (EIA), publicada em 2013, situa o Brasil em 245 trillion cubic feet (Tcf) de gás de xisto tecnicamente recuperável, posicionando o país como o décimo maior detentor desse recurso no mundo.  Trata-se de estimativa de recursos técnicos, não de reservas provadas, mas dimensiona a ordem de grandeza do potencial inexplorado. Para efeito de comparação, as nossas reservas provadas convencionais (1P) somam aproximadamente 20 Tcf, segundo o Boletim Anual de Reservas da ANP de 2025, concentradas quase integralmente no pré-sal.

O nó jurídico: federalismo, competência e segurança regulatória

O principal obstáculo à exploração de gás não convencional no Brasil não é tecnológico, nem geológico: é jurídico-regulatório. Mais de 500 municípios em pelo menos 17 estados aprovaram legislação proibindo o fraturamento hidráulico.  O Paraná possui lei estadual vedando a atividade. Boa parte dessas proibições vem de um verdadeiro preconceito com os supostos riscos ambientais e sociais do fracking, sendo certo que a tecnologia evoluiu enormemente nos últimos 15 anos. O resultado jurídico é uma sobreposição de proibições subnacionais sobre atividade que, à luz da Constituição Federal, está sujeita a competência legislativa e regulatória primordialmente federal. O arcabouço constitucional é claro. Os recursos minerais do subsolo, incluindo os hidrocarbonetos, pertencem à União (art. 20, IX, da CF). A competência para legislar sobre jazidas e minas é privativa da União (art. 22, XII). O regime de exploração e produção de petróleo e gás natural é regido por legislação federal (art. 176 da CF), cabendo à ANP a regulação técnica e operacional da atividade. A Resolução ANP nº 21/2014 disciplina especificamente os requisitos de segurança operacional para o fraturamento hidráulico em reservatórios não convencionais. No plano ambiental, o licenciamento federal pelo Ibama é exigível nos termos do art. 7º, XIV, da Lei Complementar nº 140/2011 e do art. 2º, inc. XXIX, c/c art. 3º, inc. VI, alínea ‘c’, do Decreto nº 8.437/2015. A questão central é, portanto, de Direito Constitucional: podem estados e municípios proibir de forma ampla e genérica uma atividade que a União já autorizou e regulamentou?  A resposta, tanto pela dogmática constitucional quanto pela jurisprudência do STF em matéria de competência legislativa concorrente, aponta para a negativa. Estados e municípios atentam contra a supremacia da legislação federal à luz do que dispõe o art. 24, §§1º-4º, da CF. É nesse contexto que o REsp 1.957.818/SP assume relevância sistêmica. O Superior Tribunal de Justiça (STJ) admitiu, em 20 de maio de 2025, o Incidente de Assunção de Competência (IAC) nº 21, de relatoria do Ministro Afrânio Vilela, classificado como processo estrutural nos termos da Resolução CNJ nº 163/2025.  O STJ abriu consulta pública em maio de 2025, com resultados divulgados em julho e relatório técnico consolidado em outubro do mesmo ano. A audiência pública foi realizada em 11 de dezembro de 2025, e o IAC 21 figura entre os julgamentos de destaque previstos para 2026, com julgamento marcado para quarta, 9 de setembro. O julgamento do IAC 21 tem potencial para pacificar a controvérsia federativa e restabelecer a segurança jurídica necessária à atração de investimentos no segmento.  A definição de tese vinculante pelo STJ, no sentido de que a competência regulatória sobre fracking é predominantemente federal, removeria o principal obstáculo normativo que hoje paralisa a exploração comercial de gás não convencional no país.

Uma agenda propositiva para destravar o gás não convencional

Segurança jurídica é condição necessária, mas não suficiente. Para que o gás não convencional se converta em vetor de competição e queda de preços, o país precisa avançar em três frentes: licenciamento ambiental coordenado e célere, com regras claras de monitoramento e mitigação; integração do gás onshore ao planejamento de infraestrutura; e um marco regulatório que ofereça previsibilidade fiscal e contratual aos investidores. Os ganhos potenciais são expressivos. Uma oferta de gás independente do ciclo do petróleo introduziria gas-on-gas competition genuína, pressionando preços para baixo de forma estrutural. A diversificação de fontes reduziria a vulnerabilidade do país à volatilidade do mercado internacional de GNL. E a exploração onshore geraria empregos e renda no interior do Brasil — efeito que o pré-sal offshore, por natureza, não produz. Permitiria ainda ampla substituição energética, viabilizando a substituição do óleo diesel pelo gás nas caldeiras de diversas indústrias país afora. Ou seja, uma efetiva contribuição para uma economia de baixo carbono e, portanto, para a transição energética. O cenário internacional não espera. Enquanto o Brasil delibera, a Argentina monetiza Vaca Muerta e os Estados Unidos consolidam posição de exportador global de GNL. O potencial geológico brasileiro é da mesma ordem de grandeza. O que falta é decisão política, clareza regulatória e vontade institucional de cruzar uma fronteira que nossos vizinhos já ultrapassaram — com resultados mensuráveis em competitividade, geração de divisas e desenvolvimento econômico. A liberação do fracking, conduzida com rigor técnico, regulação federal adequada e monitoramento socioambiental efetivo, não é aposta ideológica: é pragmatismo de política pública. Dentre as alternativas hoje em debate para destravar o mercado de gás, é a que oferece o maior potencial de impacto com o menor grau de complexidade regulatória. Cabe ao Judiciário, ao Legislativo e ao Executivo reconhecê-lo — antes que a janela de oportunidade se feche.

Fonte: Eixos – Felipe Feres e Rômulo Sampaio