Gás não convencional: um preconceito regulatório que o Brasil precisa abandonar
A liberação do fracking é alternativa de política pública eficaz para ampliar a oferta de gás natural, fomentar a concorrência e reduzir preços ao consumidor final, escrevem Felipe Feres e Rômulo Sampaio
O Brasil convive com um paradoxo energético: de um lado, dispõe de reservas expressivas de gás natural; de outro, convive com elevado preço doméstico. O paradoxo é preocupante porque a concorrência no suprimento avançou nos últimos anos, mas a oferta permanece estruturalmente atrelada ao ciclo de investimentos em petróleo.
Os números do terceiro trimestre de 2025 ilustram a dimensão do problema. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 89,7% do gás produzido no Brasil era gás associado [1], ‘subproduto’ da extração de óleo. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) projeta proporção semelhante para 2026 [2], impulsionada pelas Bacias de Campos e Santos.
O pré-sal, responsável por 78% da produção nacional de gás [3], fornece quase exclusivamente gás associado, com elevada razão gás-óleo. Em termos práticos, isso significa que a oferta de gás no Brasil não responde à demanda de gás: ela responde à demanda de petróleo.
Essa dependência estrutural cobra seu preço. Da termelétrica à petroquímica, o consumidor paga não pela abundância geológica do país, mas pela rigidez de uma cadeia de suprimento desenhada para monetizar óleo — não gás.
Os limites das soluções regulatórias em discussão
O debate sobre abertura do mercado de gás gravita em torno de quatro eixos: limites à reinjeção de gás associado; acesso a essential facilities (gasodutos de escoamento, UPGNs e terminais de regaseificação); revisão e integração tarifária das transportadoras; e harmonização regulatória entre estados para fomentar o mercado livre de gás canalizado.
São medidas meritórias, mas que enfrentam obstáculos regulatórios, jurídicos e operacionais de elevada complexidade, e que, sobretudo, não atacam o problema de fundo.
A reinjeção de gás associado é, antes de tudo, uma decisão empresarial legítima, amparada em racionalidade técnica e econômica.
No pré-sal, em geral, a reinjeção cumpre função essencial de manutenção de pressão dos reservatórios e maximização da recuperação de óleo. Impor limites regulatórios à reinjeção equivale a intervir indevidamente na estratégia de produção, cujo risco, por lei e contrato, é 100% do concessionário/contratado.
Trata-se de uma equação que, nas condições atuais, não fecha, podendo resultar em quebra de contrato, criando insegurança jurídica para novos investimentos.
O acesso mais regulado a essential facilities e medidas regulatórias para reduzir tarifa de transporte de gás oferecem limitadas soluções estruturais para reduzir o preço final do gás, e, da mesma forma, poderão criar insegurança jurídica para futuros investimentos.
A consulta pública 3/2026 da ANP, que inaugura a segunda etapa de regulamentação do artigo 28 da Nova Lei do Gás, evidencia o grau de complexidade dessas discussões. O Decreto do Gás para Empregar reforçou a prioridade política da ampliação da oferta, mas as vias regulatórias para alcançá-la permanecem tortuosas.
A regulação do mercado livre de gás depende da boa vontade do legislador ou regulador estadual, com substanciais diferenças regionais, como é natural de uma república federativa continental.
A experiência internacional não deixa dúvida: só a competição efetiva entre fontes distintas de suprimento — a chamada gas-on-gas competition — produz reduções sustentáveis e perenes de preço.
Gás não convencional: a rota de suprimento que falta ao Brasil
Se o problema central é a falta de uma rota de suprimento de grande escala independente do ciclo do petróleo, a resposta mais direta está na exploração de gás não convencional por fraturamento hidráulico (fracking).
Não se trata de tese especulativa: é a experiência mais bem documentada de transformação de um mercado de gás nas últimas duas décadas.
A revolução do shale gas nos Estados Unidos, iniciada por volta de 2005, converteu o país de importador líquido em maior exportador mundial de gás natural a partir de 2022.
Os preços no Henry Hub caíram de patamares superiores a US$ 10/MMBtu para a faixa de US$ 2 a US$ 4/MMBtu, viabilizando uma reindustrialização parcial do setor petroquímico e gerando excedentes exportáveis que reconfiguraram o mercado global de gás natural liquefeito (GNL).
Mais de uma década de dados operacionais consolidou o fracking como tecnologia madura, com riscos conhecidos, mensuráveis e mitigáveis.
A Argentina oferece exemplo ainda mais instrutivo para o Brasil, dadas as semelhanças geológicas e regulatórias. A formação de Vaca Muerta, na bacia de Neuquén, transformou a matriz energética argentina em menos de uma década.
A produção de gás na província cresceu 16% no primeiro trimestre de 2025 [4], atingindo 139 milhões de m³/dia em fevereiro de 2026 [5]. O país, registrou superávit de US$ 7,8 bilhões na balança energética em 2025 [6] e consolidou-se como exportador líquido.
O potencial brasileiro é expressivo. Estimativa técnica da U.S. Energy Information Administration (EIA), publicada em 2013, situa o Brasil em 245 trillion cubic feet (Tcf) de gás de xisto tecnicamente recuperável [7], posicionando o país como o décimo maior detentor desse recurso no mundo.
Trata-se de estimativa de recursos técnicos, não de reservas provadas, mas dimensiona a ordem de grandeza do potencial inexplorado. Para efeito de comparação, as nossas reservas provadas convencionais (1P) somam aproximadamente 20 Tcf [8], segundo o Boletim Anual de Reservas da ANP de 2025, concentradas quase integralmente no pré-sal.
O nó jurídico: federalismo, competência e segurança regulatória
O principal obstáculo à exploração de gás não convencional no Brasil não é tecnológico, nem geológico: é jurídico-regulatório. Mais de 500 municípios em pelo menos 17 estados aprovaram legislação proibindo o fraturamento hidráulico.
O Paraná possui lei estadual vedando a atividade. Boa parte dessas proibições vem de um verdadeiro preconceito com os supostos riscos ambientais e sociais do fracking, sendo certo que a tecnologia evoluiu enormemente nos últimos 15 anos.
O resultado jurídico é uma sobreposição de proibições subnacionais sobre atividade que, à luz da Constituição Federal, está sujeita a competência legislativa e regulatória primordialmente federal.
O arcabouço constitucional é claro. Os recursos minerais do subsolo, incluindo os hidrocarbonetos, pertencem à União (art. 20, IX, da CF). A competência para legislar sobre jazidas e minas é privativa da União (art. 22, XII).
O regime de exploração e produção de petróleo e gás natural é regido por legislação federal (art. 176 da CF), cabendo à ANP a regulação técnica e operacional da atividade. A Resolução ANP nº 21/2014 disciplina especificamente os requisitos de segurança operacional para o fraturamento hidráulico em reservatórios não convencionais.
No plano ambiental, o licenciamento federal pelo Ibama é exigível nos termos do art. 7º, XIV, da Lei Complementar nº 140/2011 e do art. 2º, inc. XXIX, c/c art. 3º, inc. VI, alínea ‘c’, do Decreto nº 8.437/2015.
A questão central é, portanto, de Direito Constitucional: podem estados e municípios proibir de forma ampla e genérica uma atividade que a União já autorizou e regulamentou?
A resposta, tanto pela dogmática constitucional quanto pela jurisprudência do Supremo Tribunal Federal (STF) em matéria de competência legislativa concorrente, aponta para a negativa. Estados e municípios atentam contra a supremacia da legislação federal à luz do que dispõe o art. 24, §§1º-4º, da CF.
É nesse contexto que o REsp 1.957.818/SP assume relevância sistêmica. O Superior Tribunal de Justiça (STJ) admitiu, em 20 de maio de 2025, o Incidente de Assunção de Competência (IAC) nº 21, de relatoria do Ministro Afrânio Vilela, classificado como processo estrutural nos termos da Resolução CNJ nº 163/2025.
O STJ abriu consulta pública em maio de 2025, com resultados divulgados em julho e relatório técnico consolidado em outubro do mesmo ano. A audiência pública foi realizada em 11 de dezembro de 2025, e o IAC 21 figura entre os julgamentos de destaque previstos para 2026, com julgamento marcado para quarta, 9 de setembro.
O julgamento do IAC 21 tem potencial para pacificar a controvérsia federativa e restabelecer a segurança jurídica necessária à atração de investimentos no segmento.
A definição de tese vinculante pelo STJ, no sentido de que a competência regulatória sobre fracking é predominantemente federal, removeria o principal obstáculo normativo que hoje paralisa a exploração comercial de gás não convencional no país.
Uma agenda propositiva para destravar o gás não convencional
Segurança jurídica é condição necessária, mas não suficiente. Para que o gás não convencional se converta em vetor de competição e queda de preços, o país precisa avançar em três frentes: licenciamento ambiental coordenado e célere, com regras claras de monitoramento e mitigação; integração do gás onshore ao planejamento de infraestrutura; e um marco regulatório que ofereça previsibilidade fiscal e contratual aos investidores.
Os ganhos potenciais são expressivos. Uma oferta de gás independente do ciclo do petróleo introduziria gas-on-gas competition genuína, pressionando preços para baixo de forma estrutural. A diversificação de fontes reduziria a vulnerabilidade do país à volatilidade do mercado internacional de GNL.
E a exploração onshore geraria empregos e renda no interior do Brasil — efeito que o pré-sal offshore, por natureza, não produz.
Permitiria ainda ampla substituição energética, viabilizando a substituição do óleo diesel pelo gás nas caldeiras de diversas indústrias país afora. Ou seja, uma efetiva contribuição para uma economia de baixo carbono e, portanto, para a transição energética.
O cenário internacional não espera. Enquanto o Brasil delibera, a Argentina monetiza Vaca Muerta e os Estados Unidos consolidam posição de exportador global de GNL. O potencial geológico brasileiro é da mesma ordem de grandeza.
O que falta é decisão política, clareza regulatória e vontade institucional de cruzar uma fronteira que nossos vizinhos já ultrapassaram — com resultados mensuráveis em competitividade, geração de divisas e desenvolvimento econômico.
A liberação do fracking, conduzida com rigor técnico, regulação federal adequada e monitoramento socioambiental efetivo, não é aposta ideológica: é pragmatismo de política pública. Dentre as alternativas hoje em debate para destravar o mercado de gás, é a que oferece o maior potencial de impacto com o menor grau de complexidade regulatória.
Cabe ao Judiciário, ao Legislativo e ao Executivo reconhecê-lo — antes que a janela de oportunidade se feche.
Felipe Feres é sócio da área de Óleo, Gás Natural e Energia do Mattos Filho e é atual presidente da Comissão de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis da OAB/RJ.
Rômulo Sampaio é sócio da área Ambiental do Mattos Filho e professor e coordenador do Núcleo de Estudos Avançados em Transição Energética da FGV Direito Rio.
No setor de gás natural, prestam consultoria jurídica a players de todos os segmentos do mercado, inclusive para produtores, comercializadores e transportadores de gás.
Referências
[1] Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, 3º trimestre de 2025.
[2] Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035).
[3] ANP, Boletim Anual de Produção de Petróleo e Gás Natural, 2025.
[4] Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (IAE) / Enargas, Informe Estadístico del Sector Gasífero, 1T 2025..
[5] Enargas, Datos de Producción de Gas Natural, fevereiro de 2026.
[6] Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), Intercambio Comercial Argentino — Datos Provisorios 2025.
[7] U.S. Energy Information Administration (EIA), Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, junho de 2013.
[8] ANP, Boletim Anual de Recursos e Reservas, 2025.