Contexto do problema

A reinjeção do gás natural nos campos de produção de petróleo e gás no Brasil tem aumentado expressivamente. Embora o país venha registrando crescimento robusto na produção de gás natural — impulsionado principalmente pelo pré-sal —, mais da metade desse volume não chega ao mercado consumidor. A maior parte é reinjetada nos próprios reservatórios.

Essa situação acende um alerta sobre o aproveitamento ineficiente de um recurso energético valioso, com impactos diretos na segurança energética e no potencial de industrialização do país.

Produção de Gás Natural no Brasil

A produção de gás natural no Brasil, tanto em terra quanto no mar, tem aumentado ao longo da última década. O gráfico a seguir mostra essa evolução entre 2013 e 2025 ( dados ANP) :

A taxa de crescimento anual ( CAGR)  da produção total de gás natural no Brasil entre 2013 e 2024 foi de aproximadamente 6,5% ao ano.

Já o CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi mais moderado de 4,62% ao ano.

Evolução da reinjeção

Enquanto a produção cresce, a reinjeção acompanha o mesmo ritmo. O gráfico a seguir, baseado em dados consolidados de 2006 a 2025, mostra a evolução do volume de reinjeção em milhões de metros cúbicos por dia (milhões m³/dia):

Como pode ser visto no gráfico 2 acima , o volume reinjetado aumentou fortemente após 2015, o que coincide com o aumento de produção no pre-sal, onde encontramos altas taxas de gás associado com petróleo ( e CO2). Ver gráfico 3 abaixo. Fonte ANP.

Gráfico 3 –  Produção de Gás Natural no Pré-sal e Pós Sal de 2011 a 2025 ( fonte ANP)

Percentual de reinjeção sobre a produção

Talvez o dado mais impactante esteja no percentual de reinjeção sobre a produção total. Em 2013, esse índice era de 13,8%. Em 2024, já passa dos 54%. Mais da metade do gás produzido é reinjetado. Vejam no gráfico 4 abaixo, o crescimento do percentual de reinjeção em relação a produção de 2013 a 2024.

Gráfico 4 – Porcentagem da Reinjeção sobre a Produção – 2013 a 2025 ( elaboração propria)

O CAGR da produção de gás natural no Brasil entre 2020 e 2024 foi de 4,62% ao ano

Ou seja, nesse mesmo período:

• A produção cresceu a uma taxa média de 4,6% ao ano,
• Enquanto a reinjeção cresceu a 6,2% ao ano.

Em um artigo anterior já discutimos o que vem a ser a Reinjeção Técnica e a Reinjeção Econômica; mas para aqueles que não leram deixamos no final do artigo uma nota explicativa.

A limitação da infraestrutura de escoamento

Mesmo quando o gás poderia ser aproveitado, a malha de gasodutos no Brasil é limitada. A maior parte da infraestrutura foi construída pela Petrobras antes da nova Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021). Existe um hiato de vários anos na construção de novas infraestruturas de escoamento. Vamos ver os projetos entregues mais recentemente.

Rota 3 e novos projetos

O Rota 3 da Petrobras, começou a ser construído em 2018, mas só entrou em operação em agosto de 2024.

O projeto Raia, da Equinor (com Repsol Sinopec e Petrobras), levará 16 milhões de m³/dia ao terminal de Cabiúnas/RJ, com um diferencial: o gás será processado no próprio FPSO e deverá entrar em operação em 2028.

O gasoduto SEAP (Sergipe-Alagoas), da Petrobras, com 18 milhões de m³/dia de capacidade, está previsto apenas para 2030, segundo o atual Plano de Negócios da Petrobras.

A lógica dos FPSOs

Os últimos grandes FPSOs foram projetados para reinjetar 100% do gás produzido, como os de Búzios, Atapu, Sépia e Bacalhau. Anteriormente, as unidades processavam de 10 a 15 MMm³/dia e produziam 180 mil barris/dia. Atualmente, as novas unidades foram desenhadas para produzir 220 mil barris/dia, com reinjeção total do gás — conforme os PDs aprovados.

Caminhos para a redução da reinjeção

Embora complexo, o cenário não é irreversível. Algumas estratégias viáveis incluem:

• Investimento em infraestrutura: construção de novos gasodutos, UPGNs e sistemas de liquefação.
• Abertura do mercado de gás: com mais agentes e contratos mais flexíveis.
• Tecnologias de aproveitamento local: como geração offshore ou microliquefação.
• Revisão dos Planos de Desenvolvimento, com base em simulações técnicas e econômicas.
• Atualização tecnológica das plataformas: para viabilizar a separação eficiente do CO₂.
• Aprimoramento regulatório e incentivos econômicos. Programa de Gás Release e Revisão das Tarifas de Transporte ( em andamento pela ANP)

A demanda estagnada e o paradoxo do gás natural

Ao contrário do que se poderia esperar diante da expansão da produção de gás natural no Brasil, a demanda do mercado não acompanhou esse crescimento. Quando se exclui o consumo associado à geração termelétrica — que é sazonal e sensível ao regime hidrológico —, observa-se no Gráfico 5, uma queda real na demanda estrutural de gás nos últimos anos.

Gráfico 5 : Demanda de Gás Natural por Segmento (milhões m³/dia), sem geração elétrica.

Entre 2015 e 2024, a demanda total dos segmentos não térmicos caiu de 52,7 milhões para 37,8 milhões de m³/dia — uma retração de quase 28% em menos de uma década. Os principais segmentos afetados foram o industrial, que responde pela maior parte do consumo, e a cogeração.

Essa realidade revela um paradoxo: o Brasil produz cada vez mais gás natural, mas consome proporcionalmente menos em sua base econômica real. E isso não se dá por falta de gás, mas sim por falta de infraestrutura de escoamento/processamento e por excesso de reinjeção.

Parte significativa deste gás reinjetado poderia chegar ao mercado consumidor por meio das instalações existentes em alguns casos ( a depender da sua localização) e em outros por meio de novos gasodutos de escoamento, como está acontecendo com o Projeto Raia da Equinor.

Como discutido anteriormente, a limitação dos gasodutos marítimos e a reinjeção deliberada nos FPSOs tornam inviável o aproveitamento do gás do pré-sal em larga escala. O gás permanece no mar, enquanto indústrias em terra enfrentam barreiras logísticas e regulatórias para acessar esse importante insumo. Deveria haver uma maior oferta, contando com mais agentes comercializadores, o que provocaria uma maior competividade.

O excesso de reinjeção — ainda que tecnicamente justificável em parte —, somado à estagnação da demanda estrutural, gera um impasse estratégico: o Brasil não consegue transformar sua riqueza em competitividade.

A reversão desse cenário exige ações coordenadas em duas frentes: de um lado, acelerar os investimentos em infraestrutura de escoamento e processamento; de outro, estimular o consumo de gás por meio de políticas públicas, contratos flexíveis e integração regional. O gás precisa deixar de ser apenas um subproduto do petróleo e se consolidar como um vetor de reindustrialização e transição energética.

Conclusão

A reinjeção do gás natural é um desafio estratégico para o setor energético brasileiro. Superá-lo exige um esforço coordenado entre governo, reguladores, operadoras , transportadores e o setor privado. Mais do que um problema técnico, trata-se de uma decisão sobre o futuro do gás natural: continuará como subproduto do petróleo ou será tratado como verdadeiro vetor de desenvolvimento?

Com as reservas disponíveis, a resposta depende de planejamento, revisão regulatória e uma visão integrada do papel do gás natural na industrialização do país, geração de emprego e renda e na transição energética, onde o gás natural tem um papel importante já reconhecido por toda a comunidade, como “agente da transição”.

Notas explicativas:

Reinjeção Técnica

Plataformas, especialmente mais antigas, muitas vezes não contam com a tecnologia necessária para separar adequadamente o gás natural do CO₂. Com isso, parte significativa do gás é reinjetada junto com o CO₂ — o chamado gás arrastado. Essa parcela é considerada reinjeção técnica, por estar associada à limitação da tecnologia de separação por membranas. A ANP, desde 2023, passou a divulgar dados de produção líquida (sem CO₂), o que ajuda a mensurar melhor o impacto do gás arrastado.

Reinjeção Econômica

Além do aspecto técnico, há também uma reinjeção deliberada — a reinjeção econômica. Trata-se do uso do gás natural para manter a pressão nos reservatórios e aumentar o fator de recuperação do petróleo, o qual possui maior valor comercial. Essa estratégia foi prevista nos Planos de Desenvolvimento (PDs) dos campos, aprovados pela ANP, e alterar esse modelo exigiria reavaliações econômico-financeiras detalhadas, ativo a ativo, algo que o programa Gas para Empregar, delegou a ANP fazer, mas que por falta de recursos humanos, deve demorar um bom tempo a ser feito.