Em janeiro deste ano, empresas brasileiras indexadas ao Henry Hub sentiram os efeitos de uma tempestade de inverno nos Estados Unidos. O frio extremo elevou rapidamente o preço do gás americano e o impacto apareceu nas faturas do trimestre seguinte no Brasil.

Meses depois, a escalada da guerra no Oriente Médio impulsionou o Brent acima de US$ 110 por barril, pressionando agora os contratos brasileiros atrelados ao petróleo.

O resultado foi peculiar. Em 2026, o mercado brasileiro conseguiu ser atingido simultaneamente por uma nevasca na Louisiana e por tensões geopolíticas no Estreito de Ormuz.

O episódio expõe um problema estrutural que o setor ainda discute de maneira superficial. O Brasil continua sem uma referência doméstica de preço de gás natural suficientemente consolidada. Mais do que importar moléculas ou indexadores, o país ainda importa a própria lógica de formação de preço do seu mercado.

O debate recente passou a tratar Brent e Henry Hub como se fossem alternativas estratégicas para o desenvolvimento do setor brasileiro de gás natural. Mas essa discussão parte de uma premissa equivocada.

O problema do Brasil não é falta de indexador. É falta de mercado.

O Henry Hub não se tornou referência global porque produtores e consumidores decidiram utilizá-lo em contratos. Tornou-se benchmark porque existia profundidade transacional suficiente para que milhares de agentes passassem a confiar que aquele preço refletia equilíbrio real entre oferta e demanda. O mesmo aconteceu com o NBP britânico e, posteriormente, com o TTF holandês.

Liquidez, recomercialização, padronização mínima e transparência operacional vieram antes do benchmark. O preço de referência foi consequência desse processo - não seu ponto de partida.

O Brasil percorreu o caminho inverso.

Durante décadas, o mercado operou sob forte concentração de oferta, baixa recomercialização e contratos essencialmente bilaterais. Nesse contexto, o Brent acabou assumindo o papel de proxy institucional do gás natural brasileiro, apesar de jamais ter refletido adequadamente a dinâmica econômica da molécula no país.

O gás brasileiro possui características próprias. Grande parte da oferta doméstica vem do pré-sal como gás associado à produção de petróleo. Isso significa que a disponibilidade de gás depende, em boa medida, da estratégia de produção de óleo. Ao mesmo tempo, a demanda nacional é fortemente influenciada pela hidrologia e pelo despacho termelétrico. Em anos úmidos, sobra gás. Em períodos secos, a competição entre térmicas e indústria aumenta rapidamente.

Essa dinâmica é estruturalmente brasileira. Nenhum benchmark internacional consegue capturá-la integralmente.

Há ainda diferenças relevantes relacionadas à infraestrutura. O preço implícito da molécula no Sudeste não necessariamente reflete a realidade de regiões dependentes de GNL ou sujeitas a restrições específicas de transporte. Parte importante da volatilidade do mercado brasileiro decorre justamente dessas limitações logísticas e da fragmentação operacional da malha.

O problema é que o país ainda não desenvolveu mecanismos suficientemente robustos para transformar essas dinâmicas físicas em sinais econômicos transparentes, recorrentes e confiáveis.

E isso tem consequências concretas.

Sem uma referência doméstica sólida, o mercado brasileiro continuará operando com hedge incompleto, baixa comparabilidade entre ofertas, dificuldade de financiamento, pouca previsibilidade para investimentos industriais e limitada capacidade de recomercialização da molécula.

Mais do que isso: continuará existindo abertura regulatória sem verdadeira formação de mercado.

Esse talvez seja o ponto mais importante do debate atual.

O Brasil avançou de forma relevante nos últimos anos. Novos comercializadores surgiram, consumidores livres cresceram substancialmente em número e o mercado spot ganhou escala inédita. Mas abertura regulatória e liquidez são fenômenos diferentes.

Um mercado pode ter dezenas de agentes autorizados e ainda assim continuar operando com baixa formação efetiva de preço.

A próxima etapa do setor não será resolvida apenas com mais autorizações, mais contratos bilaterais ou mais um indexador importado. A agenda real passa por construir a infraestrutura transacional que permita ao mercado negociar com recorrência, comparar ofertas de forma objetiva, registrar dados confiáveis, reduzir fricções operacionais e transformar transações dispersas em informação econômica útil.

É assim que um preço nasce.

Não por decreto. Não por substituição mecânica de Brent por Henry Hub. E não pela simples publicação de uma referência isolada. Um preço de mercado surge quando agentes diferentes, em momentos diferentes, passam a enxergar na mesma referência uma expressão crível da realidade doméstica de oferta e demanda.

Isso importa especialmente agora.

O avanço do mercado livre, o crescimento do volume spot e a retomada das discussões sobre Gas Release aumentam a necessidade de uma referência doméstica confiável. Sem ela, o risco é o país ampliar a concorrência sem reduzir a assimetria de informação que historicamente marcou o setor.

O Brasil pode abrir o mercado inteiro e ainda assim continuar sem mercado, se não construir liquidez.

Essa é a fronteira real do gás natural brasileiro.

A primeira fase da abertura foi regulatória: permitir que novos agentes entrassem, que consumidores migrassem e que contratos deixassem de depender exclusivamente do modelo tradicional.

A segunda fase precisa ser transacional: criar as condições para que o gás seja negociado de forma recorrente, transparente e comparável.

Só então virá a terceira fase: a formação de um preço doméstico capaz de sustentar contratos, hedge, financiamento, decisões industriais e políticas públicas.

O Brasil já abriu o setor de gás. Agora precisa construir o mercado que permitirá descobrir quanto vale o próprio gás.