Ano VI, nº 111, 02 de outubro de 2025
Por Andressa Francisca Martins da Cunha, Beatriz de Almeida Sá Coutrin, Caio Vinicius Higa, Isabella Barbosa Loiola, Luciana Henrique de Araújo (Imagem: Unsplash)
Se depender do presidente Lula, a COP30 será a COP da verdade. Entre outros pontos, o termo “transição energética” deverá deixar de ser uma retórica técnica para se tornar uma bússola política. Mas, como toda bússola, sua indicação depende do rumo adotado. A disputa em torno do papel do gás natural nesse processo ilustra bem essa ambiguidade. O combustível fóssil que menos emite CO2 (comparado ao carvão e ao petróleo), com participação crescente na matriz energética mundial, vive uma contradição permanente. É celebrado como “combustível ponte” na transição às renováveis, mas expande sua infraestrutura de forma que pode comprometer os objetivos de longo prazo da transição energética. Cada novo gasoduto e cada novo terminal de GNL pode prorrogar a travessia.
Introdução
A transição energética ganhou um novo status ao ser incorporada ao vocabulário oficial das conferências do clima. Até a COP28, em Dubai, falava-se em mitigação, adaptação, redução de emissões e compromissos alinhados ao Acordo de Paris. O documento final do encontro de 2023, no entanto, convoca países a promoverem uma mudança na sua matriz energética de forma “justa, ordenada e equitativa.”
No discurso final da conferência, a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, chamou atenção para a necessidade de os países desenvolvidos assumirem a dianteira do processo, oferecendo financiamento e meios de implementação. O presidente Lula havia destacado no início do encontro que não seria possível encerrar a cúpula sem uma decisão firme de enfrentar o ritmo lento da descarbonização. Afinal, o Brasil seria confirmado como sede da COP30, a ser realizada em Belém, no coração da Amazônia. O simbolismo não poderia ser maior. O país, cuja matriz elétrica é mais de 90% renovável, embora tenha ainda no petróleo sua principal fonte energética, estará diante do desafio de apresentar ao mundo uma agenda que concilie proteção florestal, redução de desigualdades e desenvolvimento econômico.
O gás natural é apresentado em relatórios da Agência Internacional de Energia (IEA) e em análises de empresas do setor como um combustível capaz de dar estabilidade a sistemas em transformação. A lógica é simples: trata-se de um insumo fóssil, mas que emite menos Gases de Efeito Estufa (GEE) do que o carvão e o petróleo. Funciona como ponte entre o passado e o futuro, como base de segurança diante da intermitência das fontes renováveis.
Encarado por muitos como um combustível de transição, o gás oferece estabilidade em períodos de escassez de vento ou água, garante segurança a indústrias intensivas em energia e funciona como válvula de escape quando crises geopolíticas pressionam outras fontes. A questão é que esse papel transitório corre o risco de se tornar permanente. A construção, em escala mundial, de mais de 80 mil quilômetros de gasodutos, os quase 150 mil em projeto, e os 423 terminais de liquefação e regaseificação em andamento (112 em construção e 311 em projeto) reforçam a ideia de que os investimentos atuais podem cristalizar o uso do gás durante décadas. O chamado lock-in tecnológico é uma preocupação, especialmente quando se considera que os compromissos de neutralidade de carbono exigem cortes mais rápidos e profundos nas emissões.
No Brasil, a discussão tem contornos particulares. O país possui grandes reservas de gás associado ao pré-sal, mas carece de infraestrutura para escoamento e distribuição. Em 2024, 25% da demanda nacional foi atendida por importações. O preço do insumo no mercado doméstico segue entre os mais altos do mundo. O Gás Natural Liquefeito (GNL, o mesmo gás dos gasodutos, porém convertido para o estado liquido a fim facilitar seu transporte) aparece como alternativa para suprir regiões isoladas e lidar com crises hídricas. Existe ainda o biometano, com grande potencial de produção a partir de resíduos agropecuários, que poderia compor uma matriz mais diversificada. A disputa, porém, é intensa. O gás concorre com o etanol, o diesel, a gasolina e o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP, o gás de cozinha, produzido em refinarias). além de enfrentar a realidade de uma matriz elétrica já considerada limpa pela alta presença de renováveis.
No fim, a ironia é clara. Para sustentar a transição rumo ao fim da utilização dos fósseis, recorre-se a um fóssil que é apresentado como quase inócuo do ponto de vista das emissões de GEE. O dilema não está apenas na nomenclatura, mas na estratégia. O desafio é fazer com que o “fóssil sustentável” não se torne um bem fossilizado na política energética global. O Brasil terá a oportunidade de colocar esse debate no centro da agenda internacional ao sediar a COP30. A reunião em Belém poderá ser o palco para discutir se o gás deve ser tratado como aliado temporário da descarbonização ou se corre o risco de se consolidar como um pilar indesejado da matriz do futuro.
Panorama internacional do gás
O mercado internacional de gás natural tem passado por mudanças estruturais que refletem tanto a conjuntura geopolítica quanto as pressões econômicas e climáticas. Historicamente, a Europa foi abastecida por gasodutos vindos da Rússia. Com a Guerra da Ucrânia e as sanções ocidentais, iniciou-se um processo de rearticulação da cadeia de fornecimento. A Rússia busca redirecionar seu gás para a Ásia, considerada um mercado promissor, porém enfrenta certas limitações e pressões que trazem instabilidades ao mercado.
Se os gasodutos criaram uma dependência europeia, o GNL abriu novas possibilidades. Ao ser resfriado a temperaturas muito baixas, o gás é transformado em líquido, podendo ser transportado em navios-tanque para qualquer parte do mundo. A Europa se tornou o maior destino desse comércio nos últimos anos. No primeiro semestre de 2025, suas importações de GNL cresceram 25% em relação ao ano anterior, alcançando um recorde de 92 bilhões de metros cúbicos, mais da metade proveniente dos Estados Unidos. O GNL deu ao continente a flexibilidade que não existia quando os dutos russos eram praticamente a única fonte de abastecimento.
No entanto, essa flexibilidade tem custos. A liquefação, o transporte e a regaseificação encarecem o produto, tornando-o menos acessível a países emergentes e dependentes de preços baixos, como os asiáticos. Foi esse o fator que pesou para a redução da demanda em 2025. A IEA prevê, entretanto, que em 2026 a equação se altere. Grandes projetos de liquefação nos Estados Unidos, Canadá e Catar devem entrar em operação, aumentando a oferta global de GNL em 7%, o maior salto desde 2019. O resultado esperado é a queda dos custos e a retomada do consumo em mercados sensíveis ao preço. A Ásia deve liderar esse movimento, respondendo por metade da expansão da demanda mundial.
Entre os maiores produtores e exportadores de gás, destacam-se os Estados Unidos, a Rússia e o Catar. Os EUA têm elevado fortemente suas exportações de GNL. Em dezembro de 2024, as exportações norte-americanas de GNL chegaram a 8,5 milhões de toneladas (recorde mensal), impulsionando o volume anual. A Rússia mantém papel significativo: entre janeiro e agosto de 2025 exportou cerca de 18,8 milhões de toneladas de GNL, distribuídas entre Ásia (9,5 milhões de toneladas) e Europa (9,2 milhões de toneladas). O Catar, por sua vez, continua sendo fornecedor estratégico de GNL para a Ásia e a Europa, mantendo contratos de longo prazo e infraestrutura consolidada.
No lado da demanda, a Europa e a China são os principais polos importadores. No cenário europeu, o aumento das importações no primeiro semestre de 2025 reforça o uso do GNL como uma das possibilidades de amenizar a dependência dos gasodutos russos, com os EUA respondendo por quase 45 % desse total. Suas importações cresceram 25% em relação ao ano anterior, alcançando um recorde de 92 bilhões de metros cúbicos. Tal fato evidencia a consolidação do gás natural como uma das principais fontes de energia no cenário global, desempenhando um papel estratégico na transição energética. Já a China segue com forte expansão de demanda, ao tentar substituir parte do uso de carvão pelo gás, em um esforço de redução de poluentes e diversificação energética.
No horizonte próximo, estima-se que o gás natural permaneça como um componente essencial da matriz energética global, aumentando sua participação na matriz energética, hoje em 25% do consumo total. É a única das três fontes fosseis com perspectiva de aumentar sua participação não somente em números absolutos, mas também em percentual do total. O mercado de GNL continuará central para conectar oferta e demanda globais, com ênfase em segurança energética, diversificação de rotas e resiliência a choques geopolíticos. A expansão das energias renováveis e pressões por descarbonização devem, com o tempo, moderar as taxas de crescimento do gás, mas sua importância estratégica e geopolítica tende a perdurar por muitos anos.
Debate
No tocante às emissões de CO₂ na combustão, o gás natural apresenta vantagens notáveis. Conforme estimativas da Agência Internacional de Energia (IEA), as emissões são cerca de 40 % inferiores às do carvão e aproximadamente 20% menores que as do petróleo, por unidade de energia produzida. Segundo o Center for Climate and Energy Solutions, dos EUA, a queima de gás libera cerca de 50% menos CO₂ que o carvão e 30% menos que o petróleo. O gás torna-se, então, uma opção com impactos menores, podendo ser utilizado no processo de substituição de fontes mais poluentes enquanto as energias renováveis tornam-se mais em grande escala, ao passo que também ajuda a atender a crescente demanda energética global.
Contudo, sua posição como combustível de transição é controversa. Mesmo sendo menos poluente, o gás natural continua sendo um combustível fóssil que emite CO2. As peculiaridades em seu processo de extração e sua possível capacidade de retardar a transição energética também geram preocupações. A vantagem climática do gás natural pode ser comprometida pelas “emissões fugitivas”, ou seja, pelos vazamentos de metano (CH₄) ao longo de sua cadeia produtiva. O metano possui potencial de aquecimento global muito superior ao do CO₂, estimado entre 28 e 36 vezes maior em 100 anos (GWP₁₀₀) e entre 84 e 87 vezes maior em 20 anos (GWP₂₀). Casos extremos, como o vazamento de gás em Porter Ranch (Califórnia), liberaram quantidades de metano equivalentes às emissões anuais de centenas de milhares de automóveis.
No que se refere à exploração de gás não convencional, especialmente pelo método de fraturamento hidráulico (fracking), também conhecido como gás de xisto, os riscos ambientais são substanciais. O fracking pode acarretar a contaminação de água e solo por fluídos de retorno (flowback), que contêm aditivos químicos, metais pesados e compostos radioativos, substâncias difíceis de remover por tratamento convencional.
Esse paradoxo de investir no gás natural, em um contexto de transição energética, gera receios de que os gasodutos e demais infraestruturas possam se tornar obsoletos, ou seja, se transformar em ativos parados (“stranded assets”) ou até mesmo atrasar o progresso dessa transição. O conceito de stranded assets se refere a investimentos de longo prazo em infraestrutura de gás, como gasodutos, termelétricas e portos para gás liquefeito, que, embora ainda não tenham se pago, se tornam obsoletos diante da ascensão de outras fontes energéticas. Por outro lado, há o risco de que os grandes investimentos em gás natural acabem retardando a transição energética, por meio do fenômeno conhecido como lock-in energético. Nesse cenário, a dependência do gás natural se prolongaria devido à infraestrutura já estabelecida, dificultando a evolução para fontes renováveis e o avanço do processo de transição energética. Organismos como o Gas Exporting Countries Forum (GECF) reconhecem que o gás deve apoiar a transição energética mediante a substituição de fontes mais poluentes e a complementaridade com as renováveis, especialmente devido à sua flexibilidade operacional.
América Latina e o Brasil
Na América Latina, o gás natural tem se tornado cada vez mais importante nas matrizes energéticas locais, sobretudo para substituição do carvão nas termelétricas e da nafta na indústria petroquímica. Dos 26,04 exajoules de energia gerados em 2024 na região, 23,3% vinham do gás, que representa mais de 30% das fontes energéticas primárias de países como Peru (31,1%), Bolívia (36,6%), Venezuela (41%) e Argentina (47%). Nesse mesmo ano, segundo o Statistical Review of World Energy, produzido pelo Energy Institute, a Argentina foi o maior produtor e maior consumidor de gás da América do Sul, com 44,1 bilhões de m³ produzidos, o que corresponde a um aumento de 2,5% em relação a 2014, e um consumo de 45,6 bilhões de m³.
Em seguida vem o Brasil, com 22,8 bilhões de m³ produzidos, que correspondem a 4,33% da produção regional, e um consumo de 31,4 bilhões de m³. Entretanto, o gás representava em 2023 apenas 8,4% das fontes energéticas primárias do Brasil, predominando na matriz a hidroeletricidade (11,8%), os biocombustíveis (32,9%) e o petróleo (36,9%).
Tanto o Brasil como a Argentina estão na iminência de aumento na sua produção de gás natural, seja na forma convencional (bacias sedimentares do pré-sal) quanto não tradicional (shale gas), respectivamente. Ambos os países têm fortalecido sua integração gasífera, principalmente para diminuir a dependência do gás boliviano, que apesar da relevância, tem apresentado queda na produção e aumento da demanda interna para fins domésticos e industriais. Se em 2014 as exportações de gás da Bolívia para o Brasil bateram recorde de 30 milhões de m³ diários, hoje a realidade é bem diferente. Em 2024, o volume importado da Bolívia pelo Gasbol totalizou, na média, cerca de 14,2 milhões de m3/dia – uma queda de 8,4% em relação aos 15,5 milhões de m3/dia de 2023. E menos da metade da capacidade do gasoduto binacional.
A menor dependência do Brasil em relação ao gás boliviano reflete a importação de GNL de países como os Estados Unidos (14%) e Trinidad e Tobago (5,3%), assim como a maior produção interna de gás. O Brasil, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, produziu em 2024, somente no pré-sal, 43.017 milhões de m³ de gás natural, o que representa um aumento de 5,3% em relação a 2023. Já em boletim publicado esse ano, a ANP aponta que a produção doméstica de gás natural chegou a 168 milhões de m³ diários, um aumento de outros 22,9% em relação a 2024, com aproveitamento de 97%, o que corresponde a 55,36 milhões de m³ por dia disponibilizados ao mercado interno (o restante é reinjetado em poços para extração de petróleo ou perdido no processo).
Além da produção doméstica, destaca-se a ampliação da parceria gasífera entre o Brasil e a Argentina, que por sua vez tem aumentado sua produção de gás de xisto na reserva de Vaca Muerta, localizada no noroeste da Patagônia, província de Neuquén, e tem assim também diminuído sua dependência em relação ao gás boliviano. Em abril do presente ano, foram realizados testes que comprovaram a viabilidade de exportação de gás natural não convencional de Vaca Muerta para o Brasil, sobretudo para o Triângulo Mineiro, utilizando a Bolívia como elo. As infraestruturas utilizadas anteriormente para exportação de gás da Bolívia aos dois países vizinhos foram ampliadas em mais de 184 quilômetros para as regiões Norte e Centro da Argentina, além de receberem melhorias para inversão da direção de injeção de gás por meio de quatro usinas de compressão, passando a operar no sentido Argentina-Bolívia. Segundo o MME, está previsto o envio inicial de 2 milhões de m³ de gás de Vaca Muerta ao Brasil, volume que pode chegar a até 30 milhoẽs de m³ até 2030. O contrato entre a francesa TotalEnergies e brasileira MatrixEnergy (com 37,5% de capital da Duferco de Luxemburgo) opera no modelo spot, uma vez que a exportação de gás argentino pode diminuir durante o inverno, quando a demanda interna do recurso é maior.
Outra integração gasífera na América Latina que merece destaque é a do Brasil com a Colômbia. Apesar de ter uma produção de gás pouco relevante na matriz regional, produzindo apenas 11,1 bilhões de m³ de gás em 2024, a Colômbia tem uma matriz primária predominantemente fóssil, dependente do carvão (11,6%), do gás (21,33%) e do petróleo (43,4%). Mas esse cenário vai mudar. A Petrobrás, junto a colombiana Ecopetrol, encontrou a maior jazida de gás offshore da Colômbia, cujas perfurações se iniciaram em 2024 pelo poço Sirius 2, localizado a 77 quilômetros da costa de Santa Marta, ao Norte do país. A produção, prevista para começar em três anos, pode aumentar em até 200% as reservas atuais da Colômbia, com produção esperada de cerca de 13 milhões de m³ ao dia durante 10 anos. O presidente colombiano, Gustavo Petro, que chegou a criticar o presidente Lula na Cúpula da Amazônia, ocorrida em Belém do Pará em 2023, pela iminente exploração de petróleo na Margem Equatorial. Mas Petro não se opõe à exploração de gás na costa colombiana, já que a descoberta da Petrobrás pode mudar a realidade energética da Colômbia, diminuindo sua dependência do carvão (e com isso suas emissões). Em seus discursos sobre temas de energia, o presidente colombiano tem enfatizado as vantagens da integração energética dos países sul-americanos para seu abastecimento e desenvolvimento econômico frente aos esforços da transição para fontes menos emissoras.
Conclusão
A análise do papel do gás natural na transição energética revela um paradoxo central, pois, embora seja frequentemente apresentado como alternativa mais limpa em relação a outras fontes fósseis e como suporte para a expansão de energias renováveis, seu uso carrega riscos estruturais significativos. De fato, o gás oferece flexibilidade e menor intensidade de emissões de CO2 em comparação a combustíveis como o carvão e ao petróleo, mas os altos investimentos em infraestrutura necessários para sua exploração e transporte, tendem a criar vínculos de longo prazo que podem dificultar a descarbonização. Assim, o discurso que o define como “combustível da transição” pode ser funcional no curto prazo, mas corre o risco de comprometer objetivos climáticos no horizonte de médio e longo prazo, de modo que tal caracterização necessita ser contextualizada em uma estratégia de políticas de transição coerentes.
No plano internacional, a guerra da Ucrânia evidenciou de forma incontornável a dimensão geopolítica do gás. O deslocamento das exportações russas para a Ásia, a ampliação da presença dos Estados Unidos no mercado de GNL e a corrida europeia por diversificação de fornecedores mostraram que essa fonte de energia não se limita a uma função econômica, mas constitui também instrumento de poder e pressão política. A combinação entre preços voláteis, disputas estratégicas e crescente demanda pela Ásia- Pacífico reforça a centralidade do gás em um cenário global marcado por tensões e incertezas.
No caso da América do Sul, e em particular do Brasil, o debate assume contornos próprios. O país dispõe de reservas de gás natural altamente relevantes no pré-sal e mantém parcerias regionais com Argentina e Bolívia, além de recorrer ao GNL importado para completar sua matriz. Essa posição oferece oportunidades de diversificação, mas também pode reproduzir padrões de dependência e exportação dos recursos primários caso não seja acompanhada de políticas industriais e tecnológicas capazes de agregar valora esse recurso energético. Ou seja, o gás pode tanto reforçar a autonomia energética do país quanto perpetuar sua condição de fornecedor periférico em cadeias globais dominadas por grandes potências.
A COP30 poderá demonstrar se considera o gás apenas como um instrumento de suprimento temporário para sustentar a transição ou se corre o risco de convertê-lo em obstáculo estrutural à descarbonização. O desafio consiste em estabelecer prazos claros, alinhar investimentos a uma estratégia de inovação e garantir que a utilização do gás não substitua e, sim, complemente o avanço decisivo das energias renováveis. O êxito da transição dependerá menos da retórica e mais da capacidade de articular políticas coerentes com um futuro de neutralidade climática. Essa articulação deve incluir medidas claras de controle de emissões de metano ao longo da cadeia produtiva e estratégias para evitar lock-in tecnológico, de modo a mitigar os riscos destacados anteriormente pelo texto.
Agradecimento aos professores Igor Fuser e Giorgio Romano Schutte
