A Cadeia do Gás Natural

A exploração e a produção (E&P) de hidrocarbonetos é o primeiro elo da cadeia do gás natural, envolvendo a identificação de reservatórios e a extração do recurso, o qual pode estar associado ou não ao petróleo. O elo de E&P pode ocorrer em blocos em bacias sedimentares em terra (onshore) ou no mar (offshore). Essa etapa inclui atividades geológicas, perfuração de poços e instalação de infraestrutura para produção. No Brasil, mais de 80% do gás natural é produzido em reservatórios offshore, associado ao petróleo.

A Lei do Petróleo (nº 9.478/1997) define o gás natural como “todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros”.

O gasoduto de escoamento transporta o gás natural bruto dos campos de produção até as unidades de processamento de gás natural (UPGN). O processo utiliza gasodutos específicos, operando em alta pressão. Esse elo é de especial importância no Brasil, com predominância de recursos offshore afastados da costa e das plantas de processamento, tornando-se crucial para a que o gás associado alcance o mercado consumidor.

A Lei do Gás (nº 14.134/2021) define o gasoduto de escoamento como o “conjunto de instalações destinadas à movimentação de gás natural produzido, após o sistema de medição, com a finalidade de alcançar as instalações onde será tratado, processado, liquefeito, acondicionado ou estocado”. Se diferenciam de gasodutos de transferência, os quais são definidos como “duto destinado à movimentação de gás natural, considerado de interesse específico e exclusivo de seu proprietário, com início e término em suas próprias instalações de produção, coleta de produção, transferência, estocagem subterrânea, acondicionamento e processamento de gás natural”.

Nas unidades de processamento de gás natural (UPGNs), o gás é tratado para a remoção de impurezas (contaminantes) e a separação de hidrocarbonetos com cadeias superiores de carbono de maior valor agregado, como o gás liquefeito do petróleo (GLP) e outros líquidos (condensados). O processamento trata o gás úmido (com condensados) e disponibiliza o gás seco, com maior proporção de metano, tornando o gás adequado à especificação necessária para as redes de transporte e distribuição e destinação ao consumidor final, além de gerar subprodutos comercializáveis. Esta etapa é crucial para atender padrões de qualidade, especificações técnicas e monetizar outros gases e condensados de maior valor agregado.

O gás natural tem predominância de metano (CH4) e requer uma indústria de rede para a sua movimentação em gasodutos, ainda que possa ser liquefeito ou comprimido para destinação ao consumidor final por outros modais alternativos ao dutoviário. Assim, o gás natural não se confunde com o GLP (formado por propano e butano), o qual tona-se líquido a pouca pressão atmosférica em botijões para comercialização a granel. Com maior densidade energética, a comercialização do GLP não requer infraestrutura de rede de gasodutos, permitindo a sua distribuição no varejo com ampla difusão e alcance em todo o território nacional.

O biogás é produzido a partir da decomposição de matéria orgânica em ambientes anaeróbios, como aterros sanitários e plantas agroindustriais. O biogás contém alta concentração de metano, mas em geral contém outros gases, incluindo contaminantes. Após o tratamento, o biogás é convertido em biometano, com características e especificação similares ao gás natural, o qual pode ser injetado nas redes de transporte e distribuição ou distribuído a granel (liquefeito ou comprimido) até o consumidor final. Representa uma alternativa renovável e sustentável para a matriz energética, com elevado potencial no Brasil.

A liquefação consiste em resfriar o gás natural a -162°C, transformando-o em Gás Natural Liquefeito (GNL). Este processo reduz o volume em cerca de 600 vezes, facilitando o transporte por modais alternativos ao dutoviário, em tanques criogênicos, em navios ou caminhões. A liquefação é essencial para viabilizar o acesso ao gás natural em mercados distantes e ilhas de consumo, quando a expansão da infraestrutura de rede não se revela economicamente viável.

O Brasil tem algumas plantas de liquefação, a exemplo da GasLocal em Paulínea (SP), que comercializa gás a um raio de mil quilômetros por modal rodoviário; da planta no Campo de Azulão no Amazonas, que leva GNL para a Termelétrica de Jaguatirica II em Roraima por via rodoviária; e da planta no complexo da Bacia do Parnaíba no Maranhão, para comercialização destinada principalmente a consumidores industriais sem acesso à rede. Todas as plantas são de escala reduzida para atender o mercado interno.

A regaseificação converte o GNL novamente para o estado gasoso, tornando-se apto para injeção na rede ou consumo direto. A regaseificação pode ocorrer no ponto de consumo, quando está associada à comercialização a granel de GNL em menor escala, ou em grandes terminais, aptos a receberam cargas de GNL de navios metaneiros. O Brasil possui, em 2025, sete terminais de regaseificação de GNL na costa para receber cargas importadas de GNL. A importação de GNL é voltada principalmente para atender a demanda termelétrica; porém, os terminais mais recentes em São Paulo, Pará e Santa Catarina são dedicados ao mercado não termelétrico.

O Gás Natural Comprimido (GNC) é obtido ao se comprimir o gás natural a alta pressão à temperatura ambiente, mantendo-se em estado gasoso. O GNC é transportado em cilindros, constituindo alternativa flexível para atender consumidores não conectados à malha dutoviária. O GNC também é utilizado para prospecção de novos mercados próximos à malha existente, facilitando a posterior expansão da infraestrutura, em projetos denominados pelas distribuidoras de “gasodutos virtuais”.

Em relação à distribuição a granel de GNL, o GNC tem menor escala e menor raio de alcance em relação à planta de compressão. O GNC também é utilizado em veículos, denominado nestes casos de Gás Natural Veicular (GNV), como alternativa aos combustíveis fósseis líquidos.

A estocagem permite o armazenamento de gás natural em formações geológicas produtoras ou não de hidrocarbonetos, incluindo cavernas subterrâneas e reservatórios depletados. A estocagem não se confunde com o acondicionamento do gás natural, o qual é definido pela Lei do Gás como confinamento “na forma gasosa, líquida ou sólida em tanques ou outras instalações para o seu armazenamento, movimentação ou consumo”. Enquanto o acondicionamento em tanques, na forma gasosa ou liquefeita, é utilizado geralmente para maior confiabilidade do suprimento, a estocagem subterrânea é voltada para garantir a segurança do suprimento, acumulando volumes em períodos de menor demanda para posterior utilização.
O Brasil ainda não dispõe de estocagem subterrânea, utilizando a importação de GNL nos terminais de regaseificação para garantir o atendimento aos picos de demanda, registrados em períodos de maior geração termelétrica a gás natural.

O transporte de gás é composto por gasodutos de alta pressão que interligam grandes pontos de oferta e demanda. A rede de transporte opera com abrangência regional ou nacional, integrando diferentes fontes de oferta de gás até o ponto de transferência (city-gates) para as distribuidoras, responsáveis pela entrega ao consumidor final.
A infraestrutura de transporte é a espinha dorsal da indústria de rede do gás natural, permitindo a integração de ofertas para atender diferentes mercados. Os transportadores são responsáveis pela oferta regulada (não discriminatória) de produtos de transporte (capacidade de movimentação nos gasodutos). Quem contrata os serviços de transporte são os carregadores de gás na malha – qualquer agente que contrate serviços de movimentação na rede.
A Lei do Gás estabeleceu o sistema de entrada e saída para acesso ao sistema de transporte. O sistema é dividido em áreas de mercado de capacidade, onde o carregador pode contratar acesso à capacidade de transporte nos pontos de entrada ou de saída por meio de serviços de transporte padronizados. O objetivo é facilitar o acesso às áreas para que se possa criar um ambiente de comercialização de gás com maior liquidez entre diferentes ofertantes e demandantes de gás natural.

O City Gate é o ponto de entrega onde o gás natural sai da malha de transporte e entra na rede de distribuição local. Nessa etapa, ocorre a redução de pressão e, em alguns casos, a medição do volume entregue. Marca a transição entre o transporte de longa distância e a distribuição em rede mais capilarizadas, em geral com menor pressão e diâmetros dos dutos.

A rede de distribuição leva o gás natural recebido da rede de transporte nos City Gates até os consumidores finais, como residências, comércios e indústrias. A rede é composta por dutos de média e baixa pressão e é gerida por concessionárias locais de gás canalizado. É a parte mais capilarizada da cadeia, responsável pelo atendimento direto ao consumidor final.
No Brasil, a rede de distribuição pode receber oferta de gás por outros modais e formas além do transporte integrado, como terminais de regaseificação, biometano e GNC ou GNL a granel para abastecer malhas locais desconectadas da rede integrada. A Constituição Federal de 1988 estabeleceu que “cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado” (artigo 25, § 2º). Desta forma, “os serviços locais de gás canalizado” tem titularidade e competência regulatória estadual. Todos os outros elos da cadeia do gás natural estão sob a competência federal, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A atividade de distribuição de gás natural por meio de gasodutos até o consumidor final não se confunde com a atividade de comercialização do gás. A distribuição é um serviço de entrega do gás natural ao consumidor, buscando confiabilidade, qualidade e garantia do suprimento. Já a comercialização é uma atividade potencialmente competitiva que determina o preço e as condições de oferta entre supridores, comercializadores e consumidores.
A distribuidora, por força regulatória e do contrato de concessão, em geral possui consumidores cativos, sobre os quais tem exclusividade de comercialização (residenciais, por exemplo). No entanto, os estados determinam o volume mínimo de consumo a partir do qual os consumidores têm a elegibilidade de se tornarem consumidores livres, isto é, com liberdade de adquirir o gás natural de qualquer agente que realize a comercialização. Podem exercer a atividade de comercialização as distribuidoras de gás canalizado, os consumidores livres, os produtores, os autoprodutores, os importadores, os autoimportadores e os comercializadores. Os consumidores livres que exercem o direito da livre comercialização e que sejam supridos por redes de distribuição devem também arcar com as tarifas de uso do sistema, remunerando os serviços de rede.

Os consumidores de gás natural não termelétricos abrangem segmentos industriais, comerciais, residenciais e automotivos, incluindo o uso do gás natural na própria indústria de óleo e gás (para refino) e como matéria prima. Cada perfil possui demandas distintas quanto a volume, continuidade e qualidade do fornecimento. O gás é uma fonte energética versátil, podendo ser utilizado para aquecimento, geração de vapor, geração de eletricidade, cogeração e como matéria prima para outros produtos, com destaque para as indústrias química, petroquímicas e de fertilizantes. A demanda industrial é o principal segmento de consumo não termelétrico no Brasil, respondendo por cerca de 40% da demanda máxima de gás no país, com baixa variabilidade e alta previsibilidade.

As termelétricas utilizam o gás natural como insumo para gerar eletricidade. No Brasil, a maior geração de termeletricidade a gás natural ocorre especialmente em momentos de baixa hidrologia, demanda elevada ou para provisão de flexibilidade para acomodar a variação da geração renovável de eólica e solar. As térmicas são grandes consumidores de gás e contribuem para a segurança energética do sistema elétrico, respondendo por cerca de metade da demanda máxima de gás no Brasil. Frente à variabilidade hidrológica do país, a demanda deste segmento tem elevada variabilidade e baixa previsibilidade.

Consumidores de gás natural sem acesso a rede de gasodutos de transporte e distribuição são atendidos por suprimento a granel por GNL ou GNC, em modais alternativos ao dutoviário. Essa logística permite levar o gás natural a regiões remotas ou com baixa densidade de consumo, garantindo o acesso ao energético e a expansão do mercado sem depender da expansão de infraestrutura de rede. Termelétricas também são abastecidas sem o fornecimento da rede integrada, com inúmeros casos no Brasil, como o complexo de Parnaíba, as térmicas ancoradas exclusivamente em terminais de regaseificação e mesmo também a térmica Jaguatirica II em Roraima.

Para maiores informações e definições, acesse o Glossário da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e o Dicionário do Petróleo.