Dez temas para entender o mercado de gás em 2025 e se preparar para 2026

O ano de 2025 foi marcado pelo quente debate da revisão tarifária das transportadoras; por progressos no mercado livre, GNL small-scale e uso do gás em caminhões. O gás argentino chegou e, no campo da política energética e regulação, novidades com o mandato do biometano e o LRCAP. Algumas definições sobre o futuro da indústria, porém, ficarão para 2026. A seguir, a gas week resume os principais marcos de 2025 e seus desdobramentos para 2026.

1) Revisão tarifária e o ano que não terminou

Um dos temas mais esperados e quentes do ano, a revisão tarifária das transportadoras de gás agitou o mercado desde o início do ano. Após muita mobilização por parte dos usuários, as planilhas – e, posteriormente, o próprio conteúdo dos contratos legados – foram (com alguma demora), enfim, abertos.  Um marco (ainda que com tarjas) para a transparência e redução das assimetrias de informação do setor, que ainda começa a tatear suas complexidades. O debate sobre a metodologia de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) coloca em lados opostos usuários e transportadores numa disputa bilionária sobre o futuro das tarifas. As propostas das transportadoras – com indicações de alta nas tarifas, na maioria dos cenários – frustrou as expectativas do mercado. E, após pressão dos usuários por mais tempo para passar a lupa nos números das transportadoras, a ANP – sob nova direção – postergou a revisão para 2026.

Para ficar de olho: O novo plano de ação prevê o fatiamento do processo: a ideia da ANP é publicar ainda em 2025 a nova resolução com os critérios de cálculo tarifário (a revisão da RANP 15/2014) e definir a nova taxa de retorno do setor – a proposta do regulador ficou abaixo do patamar pleiteado pelas transportadoras. O grande debate do processo, porém, fica para 2026: a previsão da ANP é colocar, entre janeiro e fevereiro, a valoração da BRA em consulta pública ´– e, assim, dar uma sinalização ao mercado a tempo da realização do LRCAP de março. A agência espera concluir o processo de revisão tarifária – o que inclui a definição da Receita Máxima Permitida (RMP) e das propostas tarifárias para o ciclo 2026-2030 – em maio de 2026. Ao longo desse percurso, a expectativa é que fique mais claro também o futuro dos investimentos no setor. A ANP já sinalizou que só serão incorporados na BRA aqueles projetos que já contem com autorização de construção – o que deve postergar o impacto tarifário de alguns empreendimentos. Em paralelo, seguem as discussões (ainda não esgotadas) sobre o novo Plano Coordenado das transportadoras e o novo Plano Nacional Integrado de Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB) – este a cargo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

2) A novela chamada LRCAP

Mais um ano se passou sem a realização do leilão de potência – hoje a principal oportunidade de contratação de térmicas a gás (sejam elas novas ou existentes). Já são três anos sem leilões para as térmicas a gás. O LRCAP de 2025 – e previsto, originalmente, para 2024 – foi cancelado em meio à judicialização do certame: primeiro pelas térmicas a óleo e na sequência pela Eneva. O que se viu depois disso foi um longo trabalho de redesenho do LRCAP, na tentativa de distensionar as diferentes disputas entre os agentes. E uma das principais delas era sobre como tratar, na precificação do leilão, os custos de transporte de gás das usinas conectadas na malha de gasodutos – o que colocou frente a frente as transportadoras e a Eneva. O caminho da pacificação escolhido pelo MME foi a separação de produtos entre térmicas conectadas e desconectadas da malha de gasodutos.

Para ficar de olho: Entre idas e vindas, o MME marcou para março de 2026 o novo LRCAP. A EPE credenciou 368 projetos, somando 126,2 GW — dos quais 83% são térmicas a gás, que vão competir com usinas a carvão mineral e com a ampliação de hidrelétricas existentes. E segue indefinida a continuidade da contratação compulsória de térmicas locacionais, como previsto na lei de privatização da Eletrobras. O assunto está pendente da análise de vetos à lei das eólicas offshore. Recentemente, com a aprovação da MP 1304/2025, o governo conseguiu emplacar uma emenda que permite ao CNPE limitar a contratação das térmicas locacionais “à necessidade identificada pelo planejamento setorial, a partir de critérios técnicos e econômicos”. A ver como vai se desenrolar a contratação dessas usinas – o que, de certa forma, pode influenciar na calibragem da demanda por potência.

3) Mercado livre em ascensão

O mercado livre de gás começou a ganhar tração em meados de 2024 – mas foi este ano que, de fato, o mercado se abriu de vez – inclusive com a chegada do gás do Nordeste aos consumidores do Sudeste. As migrações de indústrias do mercado cativo para o livre bateram recordes e o volume movimentado já totaliza mais de 13,3 milhões de m³/dia, estima a Wood Mackenzie. Isso é quase um terço da demanda industrial histórica do mercado brasileiro. O grande destaque do ano ficou por conta da investida da Petrobras no segmento – que nasceu ancorado em contratos da estatal em 2021, mas que vinha, nos últimos anos, sendo dominado pelos comercializadores privados. Em 2025, a Petrobras entrou de vez no mercado livre e retomou a liderança do segmento, com foco nos grandes clientes.  O mercado livre tem se desenvolvido, aliás, de forma concentrada: Petrobras, Galp e Edge respondem, juntas, por 68% dos contratos assinados – e por 76% do volume firme contratado, segundo a Wood Mackenzie.  Na esteira da abertura do mercado, a comercialização de gás spot também acelerou em 2025, com a entrada de novos players. As indústrias se lançam como comercializadoras, para tentar capturar oportunidades nesse nicho, enquanto distribuidoras como Bahiagás e Gasmig lançam novas modalidades de venda de gás de curto prazo.

Para ficar de olho: A expectativa é que o mercado livre continue em expansão em 2026. Em entrevista ao estúdio eixos, em outubro, o diretor Comercial da Edge, Guilherme Mattos, disse que aposta na manutenção do ritmo de crescimento do mercado livre em 2026. Em São Paulo, o maior centro de consumo de gás do país, as indústrias passarão por uma profunda e acelerada migração. A Comgás projeta que, já em 2026, a maior parte (60%) do volume de gás movimentado na rede pelo mercado não termelétrico estará no ambiente livre. Com o desenvolvimento do mercado spot, a Bolsa Brasileira de Gás Natural e Biometano (BBGN) espera começar a rodar a nova plataforma de comercialização em meados de 2026.

4) Mandato do biometano ganha forma)

O ano de 2025 é o ano da regulamentação do mandato do biometano, previsto na lei do Combustível do Futuro. O governo publicou em setembro o decreto que regulamenta o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano. A proposta de mandato inicial, válido a partir de 2026, prevê uma meta de 0,25% (equivalente a um volume de 238 mil m³/dia), abaixo, portanto, da meta de 1% prevista na lei. O impacto da política sobre o custo final do gás natural pesou na decisão – que vem em linha com o pleito dos produtores (parte obrigada) e os consumidores industriais de gás.

Para ficar de olho: O trabalho de regulamentação do mandato ainda não acabou e escorregou para 2026. A ANP está com duas consultas públicas abertas sobre duas minutas de resolução sobre o assunto: a primeira regulamenta a individualização das metas de Certificado de Garantia de Origem (CGOB) para produtores e importadores de gás (CP até 26/12); e a segunda trata dos procedimentos operacionais e os requisitos técnicos para a emissão do CGOB (CP até 21/1/2026). Pelos termos da regulação proposta, apenas o operador de campos de gás será considerado como parte obrigada (estão sujeitos às metas os produtores que tenham produção média anual operada superior a 1 mil boe/dia de gás). A meta de 2026 será pro-rata – ou seja, deverá ser desdobrada pela ANP para os agentes obrigados, mas terá seu cumprimento exigido conjuntamente à meta de 2027. Isso dará mais tempo ao regulador para implementação de sistema informatizado para controle e apuração do cumprimento do mandato. As metas definitivas para 2026 serão publicadas até 1º de junho. A expectativa é que em 2026 a Petrobras também faça a sua primeira investida no setor. A estatal pretende investir em plantas existentes de biometano por meio de fusões e aquisições.

5) Leilão de gás da União esfria

Os planos para o leilão estruturante de gás natural da União (com foco em contratos de longo prazo para a indústria) esfriaram. Foi um ano longo de negociações com a Petrobras e seus sócios nos sistemas de escoamento (SIE) e processamento (SIP) para reduzir os custos de acesso da PPSA (a comercializadora do gás da União) à infraestrutura existente – e, posteriormente, a tentativa frustrada do MME de regular as tarifas via MP 1304/2025. O consórcio não aceitou a proposta de redução substancial na remuneração dos ativos, apresentada pela EPE; e a PPSA decidiu, mais recentemente, seguir com a negociação direta – sem recorrer de imediato à arbitragem da ANP.  A aposta é na via negocial, cujo histórico de impasses nas negociações é, justamente, o que travou até agora os planos para o leilão estruturante. Para ficar de olho: A expectativa na PPSA, hoje, é entregar em 2026 — último ano do atual governo Lula (PT) — um leilão mais modesto: uma oferta de gás da União de curto prazo, com contratos de fornecimento de um a três anos, e volumes menores.  Em paralelo, a agenda regulatória da ANP promete avançar sobre a questão do acesso. A agência já concluiu a consulta pública sobre a resolução de conflitos no acesso de terceiros às infraestruturas essenciais. E prevê, para 2026, pautar a regulamentação do acesso negociado ao escoamento e processamento.

6) O gás argentino, enfim, chegou

Abril de 2025 entrou para a história como o marco da chegada do gás argentino no mercado brasileiro, num novo capítulo de uma integração gasífera entre as duas principais economias do continente. Um projeto que começou há mais de duas décadas, mas que foi interrompido ainda nos anos 2000 sem nunca ter sido concluído.  A primeira operação coube à TotalEnergies, numa operação com a comercializadora MTX, da Matrix Energy. Na sequência, foi a vez da Tecpetrol (com a Edge e MGás) e da Pluspetrol (com a Gas Bridge) realizarem seus pilotos, para atestar a viabilidade operacional da integração regional Argentina-Bolívia-Brasil. Com a reabertura da janela de verão, a partir de outubro, a Petrobras entrou em cena. Trata-se, por ora, de um gás de oportunidade, negociado na modalidade interruptível – a chegada de um gás firme depende de investimentos em infraestrutura nos dois países.

Para ficar de olho: A expectativa no mercado é de que, até abril de 2026, a janela de importação da Argentina se mantenha aberta, na modalidade interruptível. É nesse período que, sazonalmente, o consumo interno cai e a Argentina tem excedentes para exportar. Do lado de lá da fronteira, já são nove produtores (incluindo a própria Petrobras) com autorização em mãos para exportar ao Brasil. A tendência é que as operações comecem a ganhar mais tração a partir de janeiro, quando começam a valer os novos preços mínimos de exportação – mecanismos previstos nos contratos do Plano Argentino de Fomento à Produção de Gás Natural (Plan Gas.Ar), no governo de Alberto Fernández. A Tecpetrol, produtora de óleo e gás do Grupo Techint, estima que o preço do gás argentino conseguirá chegar ao Brasil, assim, 19% mais barato do que o valor praticado nas primeiras operações de teste, em abril deste ano. Mesmo com algumas limitações, haverá mais atividades nesta janela: volumes ainda pequenos, mas mais regulares. Sem novos investimentos estruturais, a capacidade de exportação da Argentina ao Brasil, via Bolívia, no verão, limita-se a uma faixa de 3 milhões a 4 milhões de m³/dia.

7) Novos atores no GNL small-scale

O segmento de GNL em pequena escala deu novos passos em 2025. A Eneva iniciou as obras de ampliação de sua planta de liquefação no Maranhão, dos atuais 600 mil m³/dia para 900 mil m³/d, ancorada na demanda crescente da Virtu GNL. E a GNLink, empresa controlada pela Lorinvest, entregou suas três primeiras plantas de liquefação no país: uma em Barra Bonita (PR), num campo de gás da Tradener; uma em Itabuna (BA), que recebe gás da rede da Bahiagás; e uma em Assu (RN), que vai liquefazer o gás da PetroReconcavo na Bacia Potiguar.

Para ficar de olho: A entrada da Copa Energia no capital da GNLink, sacramentada este ano, ajudará a financiar um novo ciclo de expansão da empresa, que espera dobrar de tamanho até 2027. A expectativa é que, em 2026, novos investimentos sejam anunciados.  A Edge também espera iniciar, em breve, seu novo negócio. A partir do Terminal de Regaseificação de São Paulo (TRSP), em Santos (SP), a companhia espera conseguir captar clientes num raio superior a 1 mil km.

8) Mercado de caminhões a gás cresce

As vendas de caminhões e ônibus a gás dispararam em 2025: até setembro, segundo a Anfavea, o mercado registrava 620 unidades emplacadas, o dobro frente ao ano anterior. Embora os números absolutos ainda sejam tímidos, trata-se de um mercado em franca expansão – incluindo novos lançamentos da Iveco e a entrada da Mercedes-Benz, para fazer frente à liderança da Scania. O ano de 2025 marca também um importante avanço no financiamento do gás como solução de descarbonização no transporte pesado. O Congresso derrubou um veto presidencial e retomou um artigo do Paten que incluía projetos de infraestrutura de abastecimento de gás comprimido (GNC) ou liquefeito (GNL) no rol de projetos elegíveis aos recursos do Fundo Clima. 2025 foi o ano também da aposta de novos investidores no segmento. O Grupo Ultra se juntou à Perfin Infra e entrou no capital da VirtuGNL.  A dupla passa a formar o bloco de controle da Virtu, com 75% do capital votante.  Para ficar de olho: Assegurado o capital novo, com os novos acionistas, a Virtu GNL ganha fôlego para acelerar seu projeto pioneiro de corredores a gás – uma infraestrutura de postos de abastecimento de GNL, para movimentação de cargas. O projeto recebeu, em setembro, o aval da ANP para operar seus três primeiros pontos em Santo Antônio dos Lopes (MA), Balsas (MA) e Parauapebas (PA) e que abastecerão a frota própria de caminhões da companhia.

9) Classificação de gasodutos vai ao STF

A ANP, enfim, retomou o debate sobre a classificação de gasodutos, ao propor os limites técnicos de diâmetro e pressão, para classificação de ativos como de transporte. Os estados, seja por meio das distribuidoras e agências reguladoras, seja por meio do Executivo e Legislativo, acusam a ANP de extrapolar suas competências. E fazem pressão para que o regulador recue da minuta de resolução proposta. A Abegás (distribuidoras) judicializou. Ajuizou uma ação direta de inconstitucionalidade (ADI) no STF questionando a raiz da questão: os trechos da Lei do Gás de 2021 que atribuem à ANP a competência para definir os critérios técnicos para classificação de gasodutos de transporte. Vinte estados, por meio do Colégio Nacional de Procuradores-Gerais dos Estados (Conpeg), endossaram os questionamentos da Abegás e pediram para entrar como partes interessadas na ação.

Para ficar de olho: A ANP adiou, de dezembro de 2025 para maio de 2026, o prazo para definição dos limites técnicos de diâmetro e pressão para classificação dos ativos de transporte. Em paralelo à regulamentação do assunto na ANP, seguem as rodadas de negociações travadas no Núcleo de Solução Consensual de Conflitos no STF, onde União, o Estado de São Paulo e a Comgás tentam chegar a um acordo sobre as condicionantes para que o Subida da Serra opere como gasoduto de distribuição. O gasoduto da Comgás é o principal ponto de litígio no setor.

10) Gas release de volta ao Congresso

O programa de redução da concentração do mercado de gás está de volta ao Congresso, dessa vez na Câmara dos Deputados, onde Kim Kataguiri (União/SP) apresentou um projeto de lei (o PL 5802/2025). O texto segue os moldes da proposta de gas release acordada em 2024 pelo senador Laércio Oliveira (PP/SE), na tramitação do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten), mas que não vingou na ocasião. Ou seja: foca no gás que a Petrobras compra de terceiros, mantendo a liberdade para que a estatal importe GNL e continue a comercializar o gás proveniente de produção própria. A proposta, nesses termos, pode liberar volumes de ao menos 11 produtores que têm contratos de longo prazo com a estatal.

Para ficar de olho: Em paralelo ao movimento no Congresso, a ANP espera concluir até o fim de 2026 a discussão sobre o gas release. Faz parte de sua agenda regulatória. O tema, sob a relatoria de Pietro Mendes, ainda está na fase de estudos preliminares.

Fonte: Eixos / GasWeek