Coautores: Kazumi Miura, Cristiane Alkmin J. Schmidt e Bruno Leonel

Segundo a IEA, o gás natural responde hoje por 23% da matriz energética mundial, sendo a terceira fonte de maior relevância, abaixo apenas do petróleo e do carvão mineral. O mundo tem reservas de gás natural próximas aos 190 trilhões de m3 nos reservatórios convencionais, equivalente em energia a, aproximadamente, 70% das reservas mundiais de petróleo. Mas além das reservas convencionais, há outros 200 trilhões de m3 em reservas provadas não convencionais de shale gas e tight gas.

Os treze maiores países-produtores detêm 80% das reservas mundiais e, entre esses, Rússia, Irã e Catar abrigam metade de todas as reservas provadas de gás do mundo. Moçambique, país que fecha a lista dos 13 maiores, realizou grandes descobertas recentemente, mas ainda não conseguiu transformar suas reservas em produção por dificuldades operacionais e políticas locais.

Entre os maiores produtores, o gás não associado é o de maior ocorrência, diferentemente da geologia no Brasil, onde as reservas de gás associado predominam, principalmente nos campos offshore das bacias de Campos e Santos.

*Turquestão (Cazaquistão, Uzbequistão, Turcomenistão, Quirguistão e Tajiquistão)
Fonte: IEA - Reservas provadas e a Produção de gás natural no mundo

Panorama no Brasil

No Brasil, o gás natural tem pouca participação na matriz energética, refletindo as dificuldades de infraestruturas de escoamento do gás offshore. Ainda assim, mesmo com pequenas reservas, a produção é bem superior ao consumo.

Em dezembro de 2025, a produção brasileira de gás natural ultrapassou 194 milhões de m3/dia, tendo o estado do Rio de Janeiro participado com quase 80% desse total, sendo que a maior parte do gás associado produzido é reinjetado de volta nos reservatórios.

Fonte: ANP – Produção brasileira de petróleo e de gás natural em dez/2025

O consumo de gás no Brasil superou a marca de 66 milhões m3/dia em 2024, segundo dados do boletim mensal da Secretaria do MME, sendo 46 milhões de m3/dia via oferta interna e o restante importado, da Bolívia ou por terminais de GNL. Esta diferença entre a produção e a efetiva comercialização (demanda) do gás natural evidencia o desafio no aumento da disponibilidade do gás oriundo de campos em águas profundas. Atualmente mais de 100 milhões m3/dia são reinjetados em todo o país.

Não há dúvidas de que o gás natural é o “combustível fóssil do futuro”, por emitir menos GEE do que o diesel e o carvão, especialmente se combinado com o biometano. Cada país tem um uso diferente deste gás, mas a troca de diesel e, principalmente, do carvão por gás natural é uma tendência mundial.

No Brasil, apesar dos desafios de aumento do consumo de gás natural produzido, há uma perspectiva relevante na demanda do transporte automotivo pesado, visto que o Brasil é importador de diesel e tem mais de 2,2 milhões de caminhões ativos e mais de 400 mil ônibus.

Hoje, o consumo automotivo é ainda concentrado em cidades servidas por gasodutos e praticamente atende veículos leves com motores ciclo Otto, que podem ser convertidos para o consumo de gás natural.

O futuro, no entanto, parece estar se desenhando pelos corredores sustentáveis (rodovias com postos de GNV e GNL) e na troca do diesel pelo gás natural da frota pesada. Estudo da Anfavea prevê uma demanda de 8 a 11 milhões de m3/dia de gás natural no transporte pesado, em 2040, um salto significativo em relação aos 120 mil m3/dia registrados em 2023. Esse aumento do consumo não deverá vir dos veículos pesados circulantes, onde a conversão é mais complexa, mas da fabricação de veículos com motores adaptados.

Gás e Biometano complementares

No caso do biometano, o panorama também é animador. Em 2015, segundo o CIBiogas, havia no país apenas 200 plantas de biogás e, em 2025, esse número já alcançou 2.000 plantas, usando como fontes os resíduos de aterros (65%), da indústria (20%) e da agropecuária (15%). Do biogás produzido, 60% são utilizados na geração de energia elétrica, 5% em energia térmica (5%) e 35% são purificados para biometano.

Ainda que o biometano esteja sendo comercializado em pequena escala (300 mil m3/dia, segundo a ANP), o CIBiogas informa que, da produção de biogás em 2025 (14 milhões de m3/dia), cerca de 5 milhões m3/dia foram convertidos em biometano, mormente para consumo próprio. Esse grande potencial concentra-se especialmente nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste (85% das plantas de biogás do Brasil), mas novos projetos estão surgindo em quase todos os estados brasileiros.

Biometano e gás natural fóssil não devem ser compreendidos como concorrentes, mas como ativos complementares, dentro de uma mesma estratégia de transição energética e de desenvolvimento do mercado de gás no Brasil. No contexto da cana, a produção de biometano ocorre prioritariamente durante o período de safra, quando há maior disponibilidade de vinhaça, torta de filtro e outros resíduos orgânicos. Já nas entressafras, quando essa oferta se reduz de forma significativa, o gás natural fóssil pode ocupar o espaço, garantindo continuidade no suprimento, estabilidade operacional e previsibilidade econômica para os consumidores finais e para os investimentos em infraestrutura.

Essa dinâmica demonstra que o biometano tem expressivo potencial, especialmente em novas regiões e aplicações, enquanto o gás natural fóssil viabiliza a perenidade desse mercado ao longo do ano, evitando descontinuidades que poderiam comprometer a confiança dos usuários e dos financiadores.

O que é preciso ser feito

Dificuldades a parte, o planejamento para o aumento do consumo de gás natural e biometano no Brasil passa pelas seguintes premissas.

Expansão da rede – A rede de gasodutos é muita concentrada e pouco atende o país em toda sua extensão. A EPE calcula que a capacidade de gasodutos existentes é superior a 100 milhões de m3/dia, o que em tese atende o consumo atual. Porém, sem um sistema de gasodutos servindo boa parte das grandes cidades brasileiras, o país vai continuar consumindo diesel em sua frota de transportes e a economia continuará refletindo as oscilações de preço e fornecimento do diesel importado. Portanto, expandir a rede de gasodutos, mesmo de baixa pressão, é fundamental para diminuir a dependência do diesel.

Estruturas de armazenamento – O Brasil possui 13 plantas de processamento de gás com capacidade de mais de 100 milhões de m3/dia de processamento, 1.633 plantas de biogás e em torno de 79 plantas de biometano. Há, portanto, capacidade de tratamento e processamento de gás muito acima do consumo atual. Essa é uma vantagem importante para a expansão do consumo de gás sem novos investimentos.

Fonte: Poder 360

Gás nas estradas – A garantia de gás nos postos das principais estradas, oferecido a preços competitivos, pode contribuir significativamente para a redução do uso do diesel na frota de pesados.

Em suma, o mundo já tem claro que o gás natural faz parte da transição energética e, no caso brasileiro, abundante em biogás, esta transição conjuga gás natural e biometano. Para o Brasil avançar nesta direção, contudo, entende-se que sem a construção de mais gasodutos (escoamento, transporte e distribuição), sem a construção de armazenamentos e sem políticas para a frota pesada com postos de GNV e GNL nas rodovias, será difícil avançar.

Kazumi Miura é engenheiro agrônomo e geólogo, atuou na Petrobras Internacional / Braspetro no Iraque, na PanAmerican Energy da Argentina e hoje é diretor do Oil Group

Cristiane Alkmin J. Schmidt é doutora em Economia e presidente da MSGás

Bruno Leonel é geólogo e geofísico, trabalhou na Starfish-Sonangol, OGG Petróleo e atualmente é gerente do campo de óleo de Tigre, da Petroil Óleo e Gás.