A indústria brasileira paga US$ 15 por milhão de BTU de gás natural. Na Argentina, Bolívia e Peru, a mesma unidade sai por US$ 3 a US$ 4. A diferença não é detalhe — ela define quem produz, quem exporta e quem fecha as portas.
O alerta partiu de Marcelo Chara, CEO da Usiminas, durante evento setorial. A siderúrgica consome volumes massivos do insumo e vê a competitividade escapar por um custo que, lá fora, é tratado como commodity barata.
Por que o Brasil paga o preço mais alto da região
A explicação passa por três gargalos estruturais. Primeiro: a oferta concentrada nas mãos de poucos agentes, o que impede negociação real. Segundo: a malha de transporte ainda incipiente, que prende o gás onde ele é produzido. Terceiro: a tributação estadual (ICMS) que pode ultrapassar 18% sobre a molécula.
Enquanto isso, vizinhos com reservas menores — como a Bolívia — conseguem internalizar preços baixos porque priorizam o mercado doméstico e têm regulação mais flexível para distribuição.
O efeito direto na sua fábrica (e no seu balanço)
Para o empresário que transforma matéria-prima em produto, a conta é simples e brutal:
- Custo variável 300% a 400% acima do concorrente regional
- Margem comprimida que impede investimento em tecnologia
- Preço final repassado ao consumidor — ou prejuízo absorvido
Setores intensivos em energia — siderurgia, cerâmica, vidro, fertilizantes, papel e celulose — perdem espaço para importados ou migram produção. O Brasil vira exportador de minério e importador de aço.
O que mudou (e o que não mudou) no marco legal
A Lei do Gás (14.134/2021) abriu caminho para desverticalização e entrada de novos players. Houve avanços: leilões de capacidade de transporte, chamadas públicas de comercialização e a criação do hub de gás no Sudeste.
Mas a transição esbarra em contratos de longo prazo firmados no modelo antigo — muitos com cláusulas de take-or-pay que obrigam pagamento mesmo sem retirada do volume. A liquidez do mercado livre ainda engatinha.
Cenários para 2025: onde a conta pode virar
Três variáveis ditam o rumo dos próximos 18 meses:
- Entrada de gás do pré-sal via Rota 3 e TBG — se o escoamento acompanhar a produção
- Importação de GNL no terminal da Baía de Guanabara — janela de arbitragem internacional
- Reforma tributária — unificação do ICMS em IVA dual pode aliviar a carga estadual
Se duas dessas três se confirmarem, o spread para US$ 8–10/MMBTU torna-se plausível. Ainda acima dos vizinhos, mas dentro de uma faixa que permite planejamento industrial.
O que observar daqui pra frente
Monitore os leilões de capacidade de transporte da TBG e da NTS nos próximos trimestres — eles sinalizam se há gás físico sobrando para novo entrante. Acompanhe também a regulamentação do IVA nos estados produtores; a alíquota de referência definirá se a reforma traz alívio real ou apenas redistribui a conta. Por fim, olhe os contratos de âncora das térmicas a gás: são eles que dão lastro ao investimento em infraestrutura.
Quem consegue travar fornecimento a preço competitivo hoje, garante margem amanhã. Quem espera o mercado amadurecer, paga a diferença no balanço do próximo exercício.
