Em 2025, a produção média anual de petróleo e gás natural atingiu a marca histórica de 4,89 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), cerca de 12,7% a mais do recorde anterior, que foi em 2023 com 4,34 milhões de barris de óleo equivalente/dia. Já na comparação com 2024 houve um crescimento de 13,3%, totalizando 4,32 milhões de boe/dia, conforme dados do Boletim da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível).

No caso do gás natural, a média anual de 2025 foi de 179 milhões de metros cúbicos por dia ((m³/d), alcançando recorde histórico. A média corresponde a 17% maior do que o ano de 2024 que registrou 153 milhões de m³/d. No ano de análise, a maior parte da produção de petróleo e gás foi proveniente de reservatórios do pré-sal, o que representa, em média, 79,63% da produção nacional. Já as produções do pós-sal e terrestre representaram uma média de 15,45% e 4,92%, respectivamente.

A entrada em operação de plataformas de petróleo leva a explicação de salto de produção em 2025 em comparação com 2024. Foram quatro novas FPSO (sigla em inglês para unidade flutuante de produção, armazenagem e transferência e petróleo e gás). Todas localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. As FPSO que entraram em operação foram: Almirante Tamandaré (fevereiro), Alexandre de Gusmão (maio), Bacalhau (outubro) e Petrobras 78 (dezembro).

Analista Responsável Larissa Curvelo

Em setembro de 2025, o Brasil alcançou a marca de 4,143 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em produção total de petróleo e gás natural, conforme divulgado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em relação ao gás natural foi produzido 190,6 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), expansão de 0,9% ante agosto e 12,1% na comparação com o mesmo mês de 2024, sendo que 85,7% tiveram origem em campos marítimos.

No mês de análise, o aproveitamento de gás atingiu a marca de 97,9%, ou seja, usado como energia ou reinjetado nos poços. A maior parte (54%) é reinjetado nos reservatórios e o restante do gás seguiu para consumo industrial, termelétrico ou exportação. A prática de reinjeção tem se intensificado desde 2015, especialmente em campos offshore da Bacia de Campos e da Bacia de Santos, usados para manter a pressão natural dos reservatórios, segundo a ANP.

A reinjeção de gás ocorre devido a três principais razões: (i) manter pressão nos reservatórios para aumentar a produção de petróleo – principalmente porque são produzidos juntamente e as operadoras decidem entre comercializar o gás ou reinjetá-lo; (ii) falta de infraestrutura do Brasil para o escoamento; (iii) o gás do pré-sal contém um percentual considerado alto de CO2, o que o torna não tão rentável como o que vem importado da Bolívia.

Analista Responsável Larissa Curvelo

Em julho de 2025, o Brasil alcançou pela primeira vez a marca de 5,160 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em produção total de petróleo e gás natural, recorde histórico, conforme divulgado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em relação ao gás natural, foi produzido 191 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), expansão de 5,1% ante junho e 26% na comparação com julho de 2024, sendo que 86,1% tiveram origem em campos marítimos.

No mês de julho, em termos de aproveitamento de gás, a ANP informa que atingiu a marca de 97,1%, ou seja, menos de 3% do gás proveniente dos poços é queimado na atmosfera. A maior parte (54%) é reinjetado nos poços, 33% são disponibilizados ao mercado e 10% são utilizando como fonte de energia pelas próprias plataformas. Com justificativa de que a reinjeção é mais vantajosa economicamente para produção de petróleo – commodity com maior valor de mercado.

Crítico da elevada taxa de reinjeção, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tem questionado de forma recorrente o impacto dos custos elevados na cadeira produtiva brasileira: “O preço do gás natural no Brasil é absurdo e prejudica nossa indústria intensiva em energia […] Vamos exigir da Vale que briquetize minério de ferro aqui pagando US$ 14 por milhão de BTU [equivalente a 26,8 m³], enquanto ela tem esse mesmo gás a US$ 4 em Omã?”, disse em junho.

Silveira defendeu o aumento da oferta interna pela Petrobras como caminho para reduzir os custos.

Analista Responsável Larissa Curvelo

O biometano é uma forma de gás natural renovável que surge como uma solução para a transição energética com efeitos significativos em comparação com o gás natural fóssil. A produção de biometano ocorre com a decomposição de resíduos orgânicos, como lixo e resíduos agrícolas (ex.: sobras da produção de cana). Além de ganhar espaço graças ao potencial de reduzir emissões de gases de efeito estufa e aplicações na indústria, na geração elétrica e como combustível veicular.

o que permite a redução de emissões de gases de efeito estufa. Além disso, o biometano pode ser utilizado como combustível, geração de energia e indústria.

Aprovada em 2024, a “Lei do Combustível do Futuro” determina que, a partir de 2026, todos os distribuidores terão de incluir pelo menos 1% de biometano misturado ao gás fóssil que vendem, subindo para 10% até 2035. Para apoiar esse avanço, a Petrobras lançou uma chamada pública para aquisição de biometano com contratos de até 11 anos. Embora a estatal tenha alertado sobre a necessidade de um regime transitório devido à oferta limitada para cumprir a meta inicial.

Empresas como Comgás e Orizon estão expandindo significativamente sua capacidade de produção. A Comgás firmou chamada pública para injetar biometano na rede de Campinas, enquanto a Orizon, já com 55 mil m³/d na planta de Paulínia, projeta aumentar para 335 mil m³/d com a inauguração das instalações de Jaboatão dos Guararapes (PE) em 2025. A ANP também concedeu a Gás Verde autorização para abastecer a frota de caminhões da L’Oréal Brasil, a primeira operação do tipo no país.

De acordo com o Panorama do Biogás 2024, publicado pelo CIBiogás, o setor vive um momento de otimismo. A previsão é que a oferta de biometano triplique até o final de 2026, com crescimento de 107% em 2025 e de 193% no acumulado até 2026. Esse avanço será impulsionado pela entrada de cerca de 30 novas unidades de produção e pela conclusão de projetos em análise na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Analista Responsável Larissa Curvelo

O gás natural produzido no Brasil é destinado à geração de energia termelétrica e segmentos industriais. Além do uso na geração de energia, o gás natural é utilizado como matéria-prima em setores, como indústrias petroquímica (plásticos, tintas, fibras sintéticas e borracha) e de fertilizantes (ureia, amônia e seus derivados), também é amplamente utilizado no setor de transportes, no comércio, em serviços, em residências e outros.

Considerado uma das principais fontes de energia do mundo, o gás natural se destaca por ser uma alternativa mais limpa em comparação com outros combustíveis fósseis, emitindo menos CO². Ele desempenha certo papel na transição energética rumo a um futuro mais sustentável. No contexto da chamada “neoindustrialização”, o Brasil tem direcionado investimentos para o setor.

O Novo PAC, lançado pelo Governo Federal em agosto de 2023, prevê um investimento de R$ 335 bilhões para o setor de petróleo e gás natural nos próximos anos. Do montante total, R$ 243,8 bilhões serão aplicados até 2026. A nova fase do programa inclui 54 projetos, sendo a maioria voltada para o desenvolvimento da produção (19 projetos) e a construção de gasodutos e oleodutos (18 projetos).

A Petrobras também anunciou investimentos de US$ 9 bilhões no setor entre 2024 e 2028, dos quais US$ 3 bilhões serão destinados à implementação de novos projetos, enquanto US$ 6 bilhões, em fase de avaliação. Entre os projetos destacados estão o Rota 3, com uma planta de processamento com capacidade para 21 milhões de m³/dia e um gasoduto com capacidade para 18 milhões de m³/dia. Em 2028 iniciará o Projeto Raia (BM-C-33) operado pela Equinor, com capacidade de 16 milhões de m³/dia.

Diante deste cenário de investimentos, o gás natural se apresenta como um dos pilares para o crescimento econômico e a sustentabilidade.

Especialista do Setor Larissa Curvelo

Durante a cúpula do G-20, ocorrida no Rio de Janeiro, os governos brasileiro e argentino assinaram um acordo de comercialização para transportar o gás da reserva de Vaca Muerta (Argentina) para o território brasileiro. Para além dos evidentes impactos geopolíticos de integração regional, tal fato assinala aspectos econômicos relevantes, que deverão impactar o setor de gás brasileiro em algumas dimensões.

O que se sabe é que, a princípio, haverá um incremento da oferta de gás em 3 milhões de metros cúbicos diários até o fim do ano para o Brasil, com a utilização da infraestrutura existente, possivelmente adaptando as condições de transporte do já existente Gasbol. Todavia, em um prazo mais dilatado, espera-se ampliar tal influxo em 30 milhões de metros cúbicos por dia, algo que demandará uma gama de investimentos em gasodutos, um desafio que afeta até mesmo o escoamento da produção interna brasileira já existente.

Há, com efeito, um ponto de atenção para as empresas brasileiras exploradoras de gás: os preços competitivos do gás argentino. Influenciados pela grande oferta de shale gas em Vaca Muerta, os preços do gás no país vizinho chegam ao Brasil por cerca de metade do valor do nosso custo interno,  que é de cerca de US$ 14 por milhão de BTUs (sigla para British Thermal Unit). Atualmente, a Argentina produz em torno de 140 milhões de metros cúbicos por dia, com a Bacia Neuquina liderando a produção, responsável por 55% das reservas provadas e atendendo principalmente à demanda residencial e industrial. No Brasil, o custo do gás tende a ser mais elevado devido às limitações na infraestrutura interna e a um modelo de exploração predominantemente offshore, onde os custos de extração e transporte são mais elevados. Assim, uma entrada maciça de gás argentino no mercado brasileiro poderia deslocar parte da produção doméstica.

Do ponto de vista das distribuidoras, poderia ocorrer um impacto positivo, pois a oferta ampliada de gás mais barato poderia reduzir custos e melhorar a competitividade frente a outras fontes de energia, como a eletricidade e os combustíveis líquidos. Se, efetivamente, a infraestrutura estiver consolidada, tal fato poderá ser alvissareiro para as distribuidoras, ainda mais se o nível de atividade econômica – especialmente a industrial – se mantiver dinâmico da maneira que temos vistos ao longo dos últimos anos.

Portanto, enquanto a importação de gás argentino oferece benefícios logísticos e econômicos para as distribuidoras, ela também representa desafios competitivos significativos para as produtoras nacionais. O balanço entre esses fatores dependerá de políticas que favoreçam a competitividade doméstica e a infraestrutura necessária para integrar os mercados de gás de ambos os países.

Especialista do Setor Henrique Pavan.

No último 26 de agosto, o governo publicou um decreto que visa baratear o gás natural por meio de um "choque" de oferta, delegando mais poderes à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Com isso, a ANP poderá determinar o aumento da produção de gás e limitar sua reinjeção. Entretanto as empresas do setor receberam a novidade com hesitação, pois veem a medida como uma intervenção governamental, com potencial de elevar a insegurança jurídica do segmento.

Ainda segundo boa parte das empresas de óleo e gás,  o decreto afetaria diretamente o planejamento de seus projetos, podendo até significar uma espécie de desapropriação ao interferir no valor econômico de suas concessões. Outrossim, especialistas apontam para a possibilidade de judicialização da questão, dada a percepção de ilegalidade na intervenção do governo nos planos de negócios das empresas. Riscos de negócio, incerteza de cenário e demais obstáculos entram agora no cálculo de tais empresas, as quais procurarão reverter a medida nos planos político e jurídico.

Por outro lado, a indústria de transformação, que depende do gás como insumo energético essencial, apoiou a medida, esperando que ela promova redução de custos e, consequentemente, maior oferta. Adicionalmente, o governo, por meio do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, defendeu o decreto, afirmando que ele é compatível com a Lei do Gás de 2021 e que visa reavaliar tecnicamente a reinjeção de gás, sem destruir o valor dos projetos. Ou seja, avalia como meritório o aspecto regulatório, o qual permitiria maior oferta de gás sem, necessariamente, a redução do valor dos projetos.

Em suma, a medida governamental representa uma tentativa do governo de intervir no mercado de gás natural para ampliar a oferta e reduzir seus custos. Entretanto, ela  suscita um debate acirrado entre as petroleiras, preocupadas com a segurança jurídica e os impactos econômicos, e a indústria de transformação, que espera benefícios significativos em termos de preços e disponibilidade do insumo.

Um equilíbrio entre ambos os setores seria bem-vindo. De fato, o aproveitamento de gás para fornecimento à indústria constitui elemento salutar para o barateamento de custos, algo que deve impulsionar a produção industrial, ainda mais em um contexto de estímulos econômicos governamentais no âmbito da transição energética. Todavia, as empresas de óleo e gás precisam de um ambiente de negócios seguro e previsível que lhes possibilitem o fornecimento estável. Isso, com efeito, também depende da melhoria da infraestrutura de escoamento, algo que deveria ser mais discutido pelas autoridades.

Especialista do Setor Henrique Pavan.

O Brasil deverá ter, nos próximos anos, um cenário marcado por investimentos na transição energética e pela estabilidade macroeconômica (moderado crescimento na atividade industrial, inflação controlada e relativa tranquilidade no mercado de trabalho). Neste contexto, a produção de gás natural deverá crescer até o final da década. Todavia, com a infraestrutura de escoamento existente, haverá um gargalo de cerca de 35 milhões de m³/dia, de acordo com análise do BNDES. Este problema começará a se tornar significativo a partir de 2027, quando o aumento da produção encontrará limitações na capacidade de escoamento.

As consequências desse gargalo serão evidentes. A falta de capacidade de escoamento aumentará o percentual de gás reinjetado, já que não haverá infraestrutura suficiente para transportar todo o volume produzido. Com isso, oportunidades de geração de renda e emprego, de recebimento de royalties e de incremento da arrecadação pública deverão ser perdidas. Trata-se de uma janela de oportunidade única, já que o setor de gás natural é considerado estratégico no contexto de transição energética, sendo um recurso menos poluente que as demais fontes fósseis de energia.

Para evitar esses problemas, é essencial a expansão da infraestrutura de escoamento. Tal expansão, ainda segundo o BNDES, deve ser iniciada antes de 2027 para garantir que a capacidade de transporte acompanhe o crescimento projetado na produção. Dessa forma, será possível evitar o gargalo e suas consequências negativas, assegurando a plena monetização do gás natural e os benefícios econômicos e sociais associados.

Cumpre observar que a Nova Lei do Gás Natural (Lei nº 14.134, de 2021) pode trazer resultados benéficos ao estimular mais concorrência e maior oferta de investimentos no setor. Adicione-se neste quadro as perspectivas de investimento da Petrobras e do novo PAC: ambos direcionam expressivos investimentos para a área de gás natural em suas projeções. No caso da Petrobras, seu plano de expansão prevê alocação US$ 9 bilhões, sobretudo em processamento  e em gasodutos até 2028. Com relação ao PAC, o setor de petróleo e gás deve receber R$ 335 bilhões nos próximos 4 anos. Se tais expectativas forem confirmadas, os gargalos poderão ser diminuídos, favorecendo a dinâmica econômica do setor. Entretanto, é preciso agilidade precisão dos agentes envolvidos.

Especialista do Setor Henrique Pavan.

O equilíbrio entre oferta e demanda de gás natural liquefeito (GNL) continuará ajustado em 2024, porém com preços menos pressionados em comparação aos anos recentes, de acordo com análises de mercado. A volatilidade, entretanto, permanecerá presente em meio a um panorama geopolítico ainda instável.

No que tange à oferta, espera-se um crescimento, embora limitado. Conforme um relatório recente da Agência Internacional de Energia (IEA), a produção de GNL deverá aumentar em 3,5% este ano, uma taxa inferior à expansão média de 8% observada entre 2016 e 2020. Possíveis atrasos em novas instalações de liquefação e restrições relacionadas ao abastecimento de gás para instalações já existentes podem retardar o crescimento da oferta global até 2025.

A empresa de inteligência em mercados de commodities, ICIS, também prevê limitações no crescimento da oferta global de GNL. Estima-se que o suprimento mundial subirá apenas 2% este ano, alcançando 413 milhões de toneladas, o que deixará o mercado com déficit de oferta, dado que a demanda global esperada é de 5%, totalizando 424 milhões de toneladas.

Essas análises foram feitas antes da decisão do governo dos Estados Unidos de pausar as licenças para novos projetos de exportação de GNL. Contudo, prevê-se que a moratória de Biden não terá impactos significativos a curto e médio prazos.

Quanto à demanda, a ICIS destaca que a Europa e a China devem continuar impulsionando a procura por GNL. A China, em especial, manterá seu status como a principal compradora mundial de GNL, com um aumento esperado de 9% na demanda. Esse crescimento, juntamente com o aumento previsto de 7% na Índia, deverá compensar o declínio nas compras do Japão e da Coreia do Sul, na Ásia.

Com relação ao Brasil, a expectativa é que o preço do gás caia na ordem de 13,8% em relação ao ano passado. Influenciarão nesse cenário os novos acordos de fornecimento estabelecidos pela Petrobras, os custos associados à importação da Bolívia e a demanda doméstica. Com base nesses elementos, o Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie) estima que o preço médio do gás natural continuará em declínio e deixará de ser de dois dígitos a partir de 2027 e 2028.

Especialista do Setor Henrique Pavan.

A guerra na Europa se estende há quase 2 anos e, em breve, o continente entrará novamente no inverno, o que tem gerado preocupações no mercado de gás natural internacional. O diretor geral da agência reguladora do setor de gás da Alemanha disse em entrevista recente, que a crise de abastecimento na Europa está longe do fim; a redução do consumo no continente segue sendo uma grande opção, especialmente diante de crescentes incertezas em relação à retomada da atividade econômica na China e um mercado de gás com pouca expectativa de expansão até pelo menos 2024.

A Rússia reagiu ao apoio da União Europeia (UE) à Ucrânia usando como arma o seu fornecimento de gás ao bloco, que, antes da invasão, obtinha da Rússia mais de um terço da demanda do produto. A estatal russa Gazprom foi reduzindo arbitrariamente o fornecimento através do Nord Stream 1, o maior gasoduto da Rússia para a Europa, até fechá-lo por tempo indeterminado, a partir de agosto de 2022. Na Europa, a resultante escassez de gás causou temores de falta do produto e racionamento de energia no inverno. Os preços do gás no continente dispararam para um máximo histórico, acima dos 343 euros por megawatt-hora no final de agosto de 2022, puxando a inflação do bloco.

Embora o cenário mais catastrófico não tenha se materializado, isso obrigou demandantes, em particular a Alemanha, a buscar alternativas de fornecimento, além de novas fontes de energia. Os elevados preços da energia prejudicaram a competitividade internacional da Alemanha. De acordo com um relatório recente da Câmara de Comércio e Indústria Alemã (AHK), quase um terço dos fabricantes alemães estão considerando ou já implementando planos para transferir sua produção para o exterior diante dos elevados custos de energia no país.

Por aqui, o Brasil segue recordes de produção e os planos da Petrobras, maior empresa brasileira, levam em consideração a ampliação da oferta. Isso, contudo, poderá contribuir para que, no médio prazo, o país venha ser um importante ofertante global, a despeito da necessidade de importação ainda hoje.

Analista Responsável Marcos Henrique

A pandemia da COVID-19 causou uma reviravolta econômica sem precedentes em todo o mundo. Empresas de todos os setores enfrentaram desafios significativos, desde restrições de operação até mudanças nos hábitos de consumo dos clientes.

Nesse cenário de recuperação, é crucial que as empresas estejam preparadas para enfrentar os desafios e aproveitar as oportunidades que surgem. E uma ferramenta valiosa para essa preparação estratégica é a análise setorial.

Compreender as tendências do mercado, as mudanças de comportamento do consumidor e as demandas emergentes torna-se essencial para se posicionar de forma inteligente e competitiva.

Este texto explora a importância da análise setorial como uma poderosa aliada das empresas na retomada econômica, e como a análise setorial pode ajudar as organizações a identificar oportunidades, mitigar riscos e tomar decisões informadas que impulsionem seu crescimento.

Prepare-se para desvendar os segredos por trás da análise setorial e descubra como essa ferramenta estratégica pode levar sua empresa a um novo patamar de sucesso.

Entendendo a retomada da economia e o papel da Análise Setorial

Após um período desafiador de incertezas e instabilidades, a retomada econômica pós-pandemia já se tornou uma realidade.

No entanto, é importante compreender que o cenário econômico atual é marcado por mudanças significativas nos comportamentos de consumo, nas dinâmicas de mercado e nas demandas dos clientes.

As empresas que desejam se destacar nesse novo contexto precisam adotar uma abordagem estratégica, antecipando-se às transformações do mercado e se adaptando rapidamente. É aqui que a análise setorial desempenha um papel fundamental.

A análise setorial permite que as empresas compreendam em profundidade o panorama do seu setor de atuação. Ela vai além da análise macroeconômica geral e mergulha nas especificidades de cada segmento, identificando as principais tendências, desafios e oportunidades que surgem durante a retomada econômica.

Ao entender os fatores-chave que impulsionam o crescimento do setor, as empresas podem ajustar suas estratégias, reposicionar seus produtos e serviços e se adaptar às novas demandas dos consumidores.

Além disso, a análise setorial ajuda as empresas a avaliarem a competitividade do mercado, identificando os principais concorrentes e suas estratégias. Com base nessas informações, é possível desenvolver estratégias diferenciadas, encontrar nichos de mercado pouco explorados e conquistar uma vantagem competitiva.

Em suma, a análise setorial permite que as empresas estejam à frente da curva, antecipando-se às mudanças do mercado e tomando decisões fundamentadas. Na próxima seção, exploraremos em detalhes como essa ferramenta valiosa pode ser aplicada de forma eficaz, fornecendo vantagens estratégicas e impulsionando o crescimento empresarial na retomada econômica pós-pandemia.

A análise setorial desempenha um papel crucial na tomada de decisões estratégicas das empresas durante a retomada econômica pós-pandemia. Ela oferece uma visão aprofundada das tendências e mudanças que estão moldando o mercado, permitindo que as empresas compreendam o cenário em que estão inseridas e se posicionem de maneira estratégica.

Benefícios da Análise Setorial para as empresas

Ao adotar uma abordagem estratégica baseada na compreensão das tendências e mudanças do mercado, as empresas podem obter vantagens significativas. Vejamos alguns dos benefícios-chave da análise setorial:

Identificação de oportunidades de crescimento: permite que as empresas identifiquem oportunidades emergentes e nichos de mercado pouco explorados – o que permite a possibilidade de direcionar seus recursos e esforços para o desenvolvimento de produtos ou serviços inovadores, atendendo às necessidades específicas dos clientes.

Tomada de decisões informadas: Com acesso a dados e informações precisas sobre o setor, as empresas podem tomar decisões estratégicas fundamentadas, permitindo que empresas se adaptem rapidamente às mudanças do mercado.

Vantagem competitiva: A análise setorial ajuda a identificar os pontos fortes e fracos dos concorrentes, bem como as lacunas no mercado que podem ser aproveitadas. Isso permite que as empresas se posicionem de forma única, atendendo às necessidades dos clientes de maneira mais eficaz do que seus concorrentes.

Mitigação de riscos: auxilia na identificação de riscos e ameaças que podem afetar o desempenho das empresas. Ao antecipar esses desafios, as empresas podem desenvolver estratégias de mitigação adequadas e estar preparadas para enfrentar obstáculos.

Aproveitamento das tendências de mercado: as empresas podem se adaptar de maneira proativa e capitalizar as oportunidades que surgem, ajustando-se rapidamente às mudanças nos comportamentos do consumidor, nas demandas de mercado e nas inovações tecnológicas.

A análise setorial é uma ferramenta poderosa para as empresas que deseja estar sempre prontas aos desafios do seu mercado.

Ao identificar oportunidades de crescimento, mitigar riscos, adaptar a estratégia de negócios e conquistar uma vantagem competitiva, as empresas estarão bem posicionadas para se destacar no mercado e alcançar o sucesso.

Lembre-se de que a implementação da análise setorial requer uma coleta cuidadosa de dados, análises aprofundadas e monitoramento contínuo. Além disso, contar com especialistas nessa área, como a LAFIS, pode fornecer um apoio valioso na interpretação dos dados e na orientação estratégica.

A Comgás, maior empresa distribuidora de gás natural do Brasil, anunciou que tem planos de investir R$ 1,5 bilhão nos próximos três anos. Esses recursos serão utilizados para ampliar a rede de dutos da companhia na Região Metropolitana de São Paulo e no interior do Estado.

É importante destacar que a prioridade dos investimentos da empresa concentra-se nos consumidores residenciais e comerciais. A explicação para o direcionamento dos recursos para estes dois nichos específicos de mercado pode ser melhor compreendida por meio de dois fatores: em primeiro lugar, devido a maior margem que ambos os segmentos de consumo representam frente aos demais; em segundo lugar, devido ao fato dos clientes industriais já estarem quase que totalmente atendidos, dependendo assim apenas do crescimento absoluto na produção destes, e portanto, de seus respectivos setores de atuação para que haja um crescimento do consumo de gás natural.

Esta tendência apresentada pela Comgás não é um fato isolado. Dados da Abegas apontam para uma forte expansão do número de clientes residências atendidos pelas distribuidoras, que, assim como a Comgás, buscam expandir suas redes e atender a um nicho de mercado que tem se mostrado rentável e com um grande potencial de crescimento.  

Foi anunciado ontem (12 de agosto), que a OGX, empresa do grupo EBX de Eike Batista, encontrou "meia Bolívia" em gás natural no Maranhão. O gás foi encontrado no poço OGX-16, a uma profundidade de 1.654 metros, à aproximadamente 260 km de São Luis, capital do Maranhão. Segundo o empresário, o potencial das reservas pode chegar a 15 trilhões de pés cúbicos, o que levaria a uma produção de 15 m³ por dia, ao longo de 40 anos, volume equivalente a 25% da produção diária brasileira que atualmente é de 57 m³.   

OGX planeja investir US$ 400 milhões na operacionalização de poços na Bacia do Parnaíba. A perfuração do OGX-16 continuará sendo feita até atingir sua profundidade total, estimada em 3.450 metros. A expectativa é de que sejam encontrados mais dois reservatórios. As reservas serão exploradas pela OGX, que deverá entregar o gás para a MPX (empresa de geração de energia do grupo EBX), para produzir energia elétrica em usinas movidas a gás natural.  Segundo Eike, a primeira termelétrica na região, pode começar a funcionar em dois anos.

Com este novo achado de gás natural no Maranhão, entre tantos outros indícios de hidrocarbonetos que vem sendo observado, o Brasil cada vez mais se insere como um importante player no segmento energético global. Pois, além das já tão alardeadas descobertas do pré-sal (que são amplamente promissoras), outras novas fronteiras de exploração vem se apresentando cada vez mais viáveis, como é o caso das descobertas em solo na Amazônia e agora este novo campo no Maranhão. No entanto, apesar destas boas noticias, é necessário que a legislação brasileira, principalmente no caso do gás natural, avance de forma mais substanciosa, pois, até o momento a tão propalada lei do gás ainda não saiu do papel, o que faz com que o uso do gás natural no país não avance de forma ainda mais satisfatória.  

A Petrobrás anunciou a compra de 100% da distribuidora de gás canalizado Gás Brasiliano Distribuidora (GSD) nesta última sexta-feira, dia 28, através de um aporte de US$ 250 milhões. A empresa estava sob o controle da italiana Eni, da Comgás e da Gás Natural São Paulo Sul (SPS).

A concretização da negociação permitira à estatal nacional explorar a distribuição de gás natural no estado de São Paulo, maior mercado consumidor de energia do país, a empresa disputou a aquisição da concessionária com mais cinco concorrentes, sendo: Mitsui, Cosan, Termogás, Promigás e Fundo InfraBrasil do banco Santander. A Petrobrás já havia feito ofertas a GDB em ocasiões passadas.

A estatal objetiva, através da aquisição, ultrapassar as metas de vendas da distribuidora, que se comprometeu junto à Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp) a atingir a venda de 1,2 milhão de metros cúbicos por dia em 2014. A Gás Brasiliano vende hoje uma média de 560 mil metros cúbicos por dia. Além disso, o objetivo da estatal é verificado devido

à sua grande utilização do produto, visto que apenas no primeiro trimestre deste ano, de uma média de 48,8 milhões de metros cúbicos por dia de gás que chegou ao mercado nacional neste período, 39,8 milhões foram consumidos pela estatal.

O Brasil anunciou no início de janeiro que iria reduzir a quantidade de gás natural importado da Bolívia. O corte no volume de gás de 30 milhões de m³/dia para cerca de 19 milhões de m³/dia será mantido até abril/09. Nesse período, as hidrelétricas serão acionadas, desligando, assim, as termelétricas movidas a gás.
Apenas as usinas nucleares de Angra 1 e 2 (que geram 1.200 MW) e as termelétricas Norte Fluminense 1 e 2 (400 MW) permanecem ligadas, por produzirem energia barata. Ao todo, as usinas que serão desligadas geram 8 mil MW.
A redução na quantidade de gás natural importado da Bolívia representará uma economia de US$ 600 milhões ao Brasil.

O trecho catarinense do Gasoduto Brasil-Bolívia, atingido pelas enchentes em Santa Catarina, deve voltar a operar até o final de dezembro. As estimativas foram feitas pelo Governo Federal.
O Estado não está recebendo entre 2 e 4 milhões de metros cúbicos de gás e por isso, caminhões levam gás para o local diariamente. A tubulação da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) foi rompida dia 23 de novembro, prejudicando o envio de gás para Santa Catarina e Rio Grande do Sul.
Em Santa Catarina, o fornecimento foi interrompido para cerca de 140 indústrias e 80 postos de gás natural veicular (GNV). No Rio Grande do Sul, o gás deixou de chegar a 87 indústrias, incluindo uma refinaria da Petrobras e 59 postos de GNV.
Como alternativa, parte da indústria dos Estados está usando GLP (gás de cozinha), que precisa ser transportado por caminhão e tem maior custo. O setor residencial e comercial de Santa Catarina pode ser abastecido até o fim do ano com o gás que ainda resta nas tubulações, segundo a SCGás (companhia de gás catarinense). Após esse prazo, o Vale do Itajaí e todo o Sul do Estado devem ficar sem abastecimento de gás natural caso não haja reestabelecimento.

Semana passada, protestos na Bolívia contra o governo de Evo Morales fizeram com que a remessa de gás natural ao Brasil chegasse a cair 90%, em mais uma demonstração da fragilidade institucional que o país andino atravessa. A Bolívia abastece mais da metade do mercado de gás natural do Brasil, através de um gasoduto de três mil quilômetros de comprimento, dirigido por uma empresa binacional, com capacidade para transportar 30 milhões de metros³ por dia do combustível. Esse gás importado atende a demanda de 60% do Estado de São Paulo.
O ministro de Minas e Energia afirmou posteriormente que o Brasil iria estocar gás para evitar problemas no futuro. O ministro confirmou que o envio de gás da Bolívia para o Brasil estava “quase totalmente estabelecido" na quinta-feira (11/09).
Com a crise, os bolivianos estão deixando de exportar 3 milhões de m³ do total de cerca de 30 milhões de m³ enviados diariamente ao Brasil, ou seja, 10%.