O Brasil está avançando em duas frentes estratégicas para fortalecer seu setor de energia: uma expansão maciça de sua infraestrutura de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) para diversificar o suprimento e um reajuste profundo no portfólio de exploração de petróleo e gás, exemplificado pela reestruturação da ExxonMobil no país.
Expansão da Capacidade de Regaseificação
A infraestrutura de regaseificação de GNL do país mais que dobrou sua capacidade de importação desde 2020, em um esforço para diversificar o suprimento e aumentar a segurança energética. A capacidade cresceu de 2,5 bilhões de pés cúbicos por dia (Bcf/d) em 2020 para 5,1 Bcf/d em agosto de 2025.
Novos Terminais em Operação
Apenas em 2024, três novos terminais adicionaram um total estimado de 1,74 Bcf/d à capacidade nacional. Isso inclui a Unidade Flutuante de Armazenamento e Regaseificação (FSRU) Barcarena, da New Fortress Energy (0,75 Bcf/d), o FSRU Terminal Gás Sul (0,50 Bcf/d) e o terminal Cosan, da Compass Gás & Energia (0,50 Bcf/d).
Estes se somam aos terminais instalados antes de 2024: Baía de Sepetiba (0,36 Bcf/d), Porto do Açu (0,74 Bcf/d), Sergipe (0,74 Bcf/d), Bahia (0,71 Bcf/d) e Baía de Guanabara (0,80 Bcf/d). Além disso, o terminal FSRU de Suape, em Pernambuco, está em desenvolvimento e deve ser concluído no início de 2026, com capacidade prevista de 0,7 Bcf/d.
Motores Estratégicos e Mudanças Regulatórias
A rápida expansão é impulsionada por uma estratégia deliberada de “GNL para energia” (LNG-to-power), onde cada nova instalação de importação está atrelada a grandes usinas termelétricas a gás natural. Exemplos notáveis incluem o terminal de Barcarena, associado à usina Novo Tempo Barcarena de 2,2 gigawatts (GW), e o terminal do Porto de Açu, ligado à usina GNA II de 1,7 GW, que iniciou operações em maio.
Mandatos regulatórios aceleraram esse crescimento. A Lei Federal 14.182/2021 (ligada à privatização da Eletrobras) exigiu a contratação de 8 GW em novas usinas a gás. Paralelamente, a Nova Lei do Gás (14.134/2021) quebrou o monopólio da Petrobras na produção, transporte e distribuição de gás, abrindo terminais para desenvolvedores privados e permitindo o uso múltiplo da infraestrutura.
Flexibilidade para a Matriz Elétrica
Os terminais costeiros de GNL fornecem gás a regiões sem acesso a gasodutos e oferecem um backup flexível para uma matriz elétrica fortemente dependente de fontes renováveis (cerca de 80% de hidrelétricas, eólicas e solares). A capacidade aumentada de regaseificação adiciona resiliência à rede, que é particularmente vulnerável a secas devido à sua alta dependência hídrica.
Embora a geração hídrica tenha representado 56% da eletricidade em 2024, secas recentes destacaram vulnerabilidades, com os níveis dos reservatórios em regiões chave caindo para 29% da capacidade em 2024. As usinas a gás, frequentemente ligadas aos terminais de GNL, aumentam a geração nesses períodos para compensar o declínio hídrico.
Dinâmica de Suprimento e Produção Nacional
Em 2024, os Estados Unidos forneceram 72% das importações de GNL do Brasil. Embora o país costume comprar no mercado à vista (spot) devido à variabilidade sazonal da demanda, há uma mudança para contratos de longo prazo visando estabilidade de preços. Exemplos incluem o acordo Centrica-Petrobras (0,8 milhão de toneladas anuais por 15 anos a partir de 2027) e os contratos industriais da New Fortress Energy em Barcarena. O Brasil também importa gás da Bolívia e Argentina via gasoduto GASBOL.
Internamente, a produção nacional de gás natural atingiu 5,4 Bcf/d em 2024, com campos offshore respondendo por 85% do total. No entanto, 54% do gás produzido é reinjetado para manutenção da pressão dos reservatórios.
ExxonMobil Reestrutura Foco para Margem Equatorial
Paralelamente aos esforços de importação, o cenário da exploração doméstica está sendo redefinido. A ExxonMobil está promovendo uma profunda reestruturação de seu portfólio exploratório no Brasil, concentrando suas atenções na Margem Equatorial.
Entre 2017 e 2019, a petrolífera americana adquiriu mais de 20 blocos exploratórios no país, operando sozinha ou em consórcio, nas bacias de Campos, Santos e Sergipe-Alagoas. Contudo, suas campanhas de perfuração não resultaram em descobertas comerciais, apesar de identificar indícios de óleo e gás nos blocos Titã (Santos) e CM-789 (Campos) em 2021.
Desinvestimentos e Novas Aquisições
Diante da situação, a Exxon desfez-se da maioria desses ativos, mantendo apenas os blocos CM-789 e SEAL-M-637 (Sergipe-Alagoas), onde é operadora, além de Uirapuru (Santos), operado pela Petrobras. O bloco Titã foi devolvido à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 30 de setembro, seguido recentemente pelos blocos CM-753 (Campos) e SM-536 e SM-647 (Santos).
Após vários leilões sem participação, a gigante americana voltou a adquirir blocos no país este ano, arrematando 10 ativos na bacia da Foz do Amazonas – cinco como operadora e cinco em parceria com a Petrobras. Na rodada de partilha mais recente, focada exclusivamente no Pré-Sal, a ExxonMobil não adquiriu áreas.
A Aposta na “Nova Guiana” e a Estreia na Produção
O foco na Margem Equatorial é considerado estratégico, pois especialistas apontam grande similaridade geológica da região da Foz do Amazonas com a bacia Guiana-Suriname, onde a empresa obteve extremo sucesso com grandes descobertas nos últimos anos. A ExxonMobil não comentou a estratégia.
Enquanto ainda busca sucesso exploratório próprio no Brasil, a ExxonMobil juntou-se à lista de produtoras de petróleo e gás no país com o início da produção no campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos, onde detém 40% de participação. O ativo, correspondente à antiga área de Carcará, é operado pela Equinor. Alberto Ferrin, presidente da ExxonMobil no Brasil, declarou que este é um “marco extremamente importante” na história centenária da empresa no país.