8 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano A produção do gás de origem mineral segue crescendo no país, a queima e a reinjeção ídem. Já a oferta ao mercado, nem tanto. Em 2020, o Brasil produzia 127 milhões de m3/dia, fechou 2025 com média anual de 179 milhões de m3/dia e neste início de 2026 já está beirando os 200 milhões de m3/dia, crescimento de mais de 55%. No entanto, do lado da oferta para as distribuidoras, fafens e termelétricas, no mesmo período, os números andaram de lado ou caíram. Em 2020, a oferta de gás registrou média de 59,6 milhões de m3/dia (ANP), enquanto em 2025 a média do ano foi de 54,6 milhões de m3/dia (MME), queda de 8,3% no mesmo período. Esticando o período analisado, vê-se que o consumo de gás no Brasil em 2025 é praticamente o mesmo de 2005. Ou seja, se o indicador for a indústria de gás, o Brasil estacionou nos últimos 20 anos com políticas públicas pouco claras que deixam pontas de uma longa cadeia produtiva a descoberto. Todos os agentes sabem muito bem que o problema está na demanda mas não é bem um problema da demanda, por mais paradoxal que isso possa parecer. O nó górdio está no preço do gás offshore que é oferecido ao consumidor, especialmente para a indústria, segmento que garante demanda estável e em grandes volumes. As térmicas também contratam grandes volumes quando operam, mas como não estão na base só podem oferecer demanda flexível e incerta. O gás onshore até encontra mercado, mas o gás associado dos campos marítimos chega muito caro na costa, na disputa com a reinjeção que mantém a pressão e a produtividade alta nos campos de petróleo. Nas contas das petroleiras, o gás na costa tem que compensar a perda do petróleo não injetado nos tanques dos FPSOs. No âmbito governamental, quanto mais barris vendidos, maior a arrecadação. Após vencer as etapas de produção, separação, escoamento e tratamento nas UPGNs, o metano separado do gás natural é transportado na malha tronco e distribuído nos estados onde existe rede. Antes da guerra no Irã, com o Brent em torno dos US$ 70, o metano era oferecido na saída da UPGN a US$ 8 a 9/milhão de BTU (MMBtu) antes de carregar mais US$ 4 a 4,5 pelos serviços de transporte e distribuição. Resultado, ao preço final de US$ 13/MMBTU o mercado industrial se retrai. Sobram os pequenos volumes do consumo residencial e das atividades onde o gás não representa parcela grande de custos. Entre os grandes consumidores, a debandada foi grande, a exceção dos que conseguiram viabilizar arranjos econômicos com seus supridores. Reinjeção é a prioridade Em paralelo a esse cenário, as perdas com a queima e o uso com a reinjeção nos campos de petróleo aumentam ano a ano, alimentando a restrição e a competição na oferta. Entre 2015 e 2025, a queima no país pulou de 3,8 milhões de m3/dia para 5,1 milhões de m3/dia, salto de 32,5% em 11 anos. As bacias de Campos e Santos lideram essa estatística (ver tabela).
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