A recente escalada do Brent para níveis acima de US$ 110 por barril deve provocar, nos próximos meses, um aumento relevante no custo do gás natural no Brasil, potencialmente superior a 50%.
A magnitude desse impacto dependerá da duração do atual cenário internacional, mas sua materialização é inevitável.
O momento e a intensidade do repasse dependerão, em grande medida, da forma como os contratos estão estruturados e dos mecanismos de amortecimento embutidos em cada negociação.
Diferentemente de mercados onde o preço do gás é formado continuamente a partir de fundamentos próprios de oferta e demanda, o modelo brasileiro permanece fortemente indexado ao petróleo. Essa característica faz com que o repasse do Brent ocorra com defasagem e de forma diluída ao longo do tempo.
A maior parte dos contratos brasileiros utiliza médias mensais, trimestrais ou móveis para definir o preço da molécula, transformando variações abruptas em ajustes graduais.
De acordo com a Rystad Energy, cerca de 85% do volume contratado pelas distribuidoras está indexado a reajustes trimestrais, enquanto 12% seguem base mensal e apenas 3% semestral.
Trata-se de uma estrutura predominantemente ancorada em mecanismos de atualização mais lentos, refletindo o desenho histórico dos contratos das distribuidoras e que, em grande medida, foi replicado nas primeiras ondas de migração para o mercado livre.
Na prática, o preço pago hoje ainda reflete, em muitos casos, um Brent próximo de US$ 70 por barril – e não os níveis atuais.
À medida que os ciclos de reajuste avançam, o efeito da alta recente tende a se materializar de forma progressiva, especialmente entre o segundo e o terceiro trimestres.
A indexação ao petróleo segue como principal referência de precificação no mercado brasileiro. Em contratos típicos, a molécula do gás é definida como um percentual do Brent, geralmente entre 10% e 12%.
Considerando uma estrutura representativa com fator de 11%, a passagem de um Brent de US$ 70 para US$ 110 eleva o preço em cerca de US$ 4,4 por milhão de BTU, o equivalente a aproximadamente R$ 0,86 por metro cúbico, considerando parâmetros usuais de conversão e câmbio.
Para um consumidor industrial de grande porte, com consumo diário da ordem de 200 mil metros cúbicos, esse movimento pode representar um aumento mensal próximo de R$ 5,2 milhões apenas na parcela associada ao Brent.
Trata-se de um impacto relevante, que tende a se consolidar ao longo dos próximos ciclos de reajuste.
Mercado spot tende a ganhar relevância
Esse movimento ocorre em um momento de expansão relevante do mercado livre de gás natural no Brasil. O país já ultrapassou a marca de 100 consumidores livres, com crescimento consistente da migração industrial.
Ainda assim, a abertura não se traduziu em uma dinâmica de mercado mais líquida ou eficiente. A formação de preços permanece concentrada em contratos indexados ao petróleo, e a capacidade de ajuste no curto prazo segue limitada.
Esse comportamento decorre diretamente do desenho contratual. Estruturas baseadas em média mensal tendem a incorporar o choque com cerca de um mês de atraso, enquanto contratos com médias trimestrais diluem o impacto, mas prolongam sua duração.
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Paralelamente, o mercado spot brasileiro de gás natural vem ganhando tração. O volume de operações spot mais do que dobrou de 2024 para 2025, e os primeiros meses de 2026 apontam para uma nova aceleração.
Até então, a ampla maioria das negociações de curto prazo se concentrava dentro do próprio mês corrente – operações típicas de um a sete dias, focadas em ajuste de posição e balanceamento.
Nesse contexto, o mercado físico de curto prazo nem sempre acompanha a trajetória do Brent.
Fatores locais, como disponibilidade de oferta, restrições de transporte e limitações estruturais de produção e escoamento, podem levar a variações relevantes de preço em janelas curtas, criando desalinhamentos entre contratos e mercado.
Em determinados momentos, esse mercado passa a funcionar como um mecanismo complementar de gestão de risco.
Além das oportunidades no mercado spot, a proteção contra esse tipo de volatilidade passa, em parte, por instrumentos financeiros. O hedge via derivativos de Brent é a forma mais direta de mitigar riscos, mas sua adoção ainda é limitada por fatores como acesso, custo e necessidade de gestão ativa.
Além disso, há riscos de desalinhamento entre o hedge financeiro e o preço efetivamente pago pelo gás, especialmente em um mercado em que o preço final incorpora múltiplos componentes, incluindo câmbio, transporte e tributos.
Nesse cenário, o mercado de curto prazo tende a ganhar relevância como instrumento complementar de gestão. Embora ainda incipiente, sua expansão pode permitir maior flexibilidade na gestão de portfólio, possibilitando ajustes de volume e captura de oportunidades em momentos de desalinhamento de preços.
A evolução desse segmento depende, no entanto, de avanços na organização do mercado. A negociação ainda é, em grande medida, descentralizada e pouco padronizada, o que eleva custos de transação e reduz a velocidade de resposta em momentos de maior volatilidade.
Experiências internacionais mostram que mercados mais líquidos e estruturados tendem a absorver choques de forma mais eficiente, com formação contínua de preços e maior capacidade de transferência de risco.
A alta recente do Brent, portanto, vai além de um choque conjuntural. Ela expõe os limites de um modelo de precificação fortemente dependente do petróleo em um mercado que já demanda maior flexibilidade e eficiência.
Grandes consumidores já começam a se preparar para esse novo ambiente, acelerando o entendimento sobre mecanismos de gestão de risco e alternativas de contratação.
Em um ambiente global mais volátil, a eficiência na formação de preços e na gestão de exposição passa a ser um diferencial competitivo. E essa eficiência depende, cada vez mais, de um mercado que funcione de forma contínua – e não apenas contratual.
Antonio Quirino é CEO da GasHub, plataforma digital independente voltada à comercialização de gás natural no Brasil.
