Óleo & Gás›Gás natural·30 SET 2026
Gás: 8 de cada 10 m³ a mais voltaram para o reservatório
O Brasil produziu 202 milhões de m³ de gás por dia nos 12 meses até agosto de 2026, 65% a mais que em 2019. Quase todo o aumento foi reinjetado nos próprios reservatórios: 88% contando o CO₂ que sobe junto, 82% só de gás natural. O gás que chega ao mercado cresceu 4,4 milhões de m³ por dia no período.
Nesta nota
Principais conclusões
A nota em 30 segundos
Mais gás, quase nada a mais no mercado.
Nos 12 meses até agosto de 2026, o Brasil produziu 202,0 milhões de m³ de gás por dia, contra 122,5 milhões em 2019. O gás disponível ao mercado passou de 60,8 para 65,2 milhões.
8 de cada 10 m³ a mais voltaram para o reservatório, mesmo sem contar o CO₂.
Do aumento de 79,4 milhões de m³ por dia, 70,2 milhões foram reinjetados (88%). 29,0 milhões eram CO₂ separado do gás na plataforma; descontado o CO₂, 82% do gás natural a mais foi reinjetado.
Mero devolve quase tudo.
Em 2026, as plataformas de Mero reinjetaram 94% do que produziram, e 47% do volume reinjetado era CO₂. Mesmo sem o CO₂, 89% do gás natural de Mero voltou ao reservatório. Em Búzios foram 61%; em Tupi, 36%.
A reinjeção superou a demanda comercial medida pelo MME.
De janeiro a junho de 2025, o Brasil reinjetou 65,2 milhões de m³ de gás natural por dia, já sem o CO₂, 107% da demanda comercial de gás medida pelo MME (61,2 milhões, segundo o MME) e 3,8 vezes a importação registrada pelo MME.
O gás disponível no mar caiu de 2019 a 2024 e depois cresceu.
O gás disponível nos campos marítimos foi de 48,2 milhões de m³ por dia em 2019 para 35,2 milhões em 2024, enquanto a produção crescia. Em 2026 (janeiro a agosto), depois da entrada do gasoduto Rota 3 e da unidade de processamento de Itaboraí, voltou a 48,8 milhões.
Quinze anos de gás
A produção de gás natural do Brasil cresceu com as plataformas do pré-sal na Bacia de Santos. O gás que chega ao mercado quase não saiu do lugar. A diferença fica no mar: boa parte do gás que sobe com o petróleo é comprimida e injetada de volta no reservatório. A ANP registra essa injeção como recuperação secundária ou armazenamento.
Volumes como a ANP publica: produzido e reinjetado incluem o CO₂ que sobe com o gás e volta ao reservatório. Disponível: o que sobra depois da reinjeção, da queima e perda e do consumo nas instalações de produção.
Fonte: ANP, balanço de produção de petróleo e gás natural por estado e localização; coleta de 2026-09-30. Elaboração Hint-data.
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| 12 meses até | Produzido | Reinjetado | Disponível |
|---|---|---|---|
| ago/11 | 65,4 | 11,5 | 38,9 |
| ago/12 | 68,6 | 10,1 | 43,8 |
| ago/13 | 75,7 | 9,4 | 51,8 |
| ago/14 | 82,6 | 14,2 | 53,1 |
| ago/15 | 94,5 | 20,9 | 57,5 |
| ago/16 | 99,2 | 29,3 | 53,3 |
| ago/17 | 108,8 | 28,4 | 63,1 |
| ago/18 | 111,9 | 32,1 | 62,6 |
| ago/19 | 115,9 | 39,0 | 58,6 |
| ago/20 | 129,6 | 52,8 | 58,6 |
| ago/21 | 131,7 | 59,1 | 55,1 |
| ago/22 | 134,7 | 64,7 | 52,1 |
| ago/23 | 145,1 | 74,5 | 52,1 |
| ago/24 | 151,6 | 82,3 | 50,1 |
| ago/25 | 169,6 | 92,0 | 56,5 |
| ago/26 | 202,0 | 113,4 | 65,2 |
A reinjeção não é nova: em 2000, a ANP já registrava 7,5 milhões de m³ por dia reinjetados, 21% da produção. O que mudou foi a escala. Em 2019, 35% do gás produzido voltava para o subsolo; nos 12 meses até agosto de 2026, foram 56%.
Para onde foi o gás a mais
Barras: produção total, de 2019 aos 12 meses mais recentes. CO₂ e gás natural: parcelas reinjetadas. Disponível: variação do gás disponível ao mercado. Outros usos: consumo nas instalações, queima e perda e ajuste do balanço aparecem juntos no gráfico e separados na tabela. Ajuste do balanço: desde 2023 os destinos publicados pela ANP somam um pouco mais que a produção (ver Metodologia).
Fonte: ANP, balanço de produção de petróleo e gás natural por estado e localização; coleta de 2026-09-30. Elaboração Hint-data. CO₂: ANP, produção por poço (igual à série “descontando CO₂” do Boletim Mensal da Produção).
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| Item | 2019 | 12 meses até ago/26 | Variação | Parcela do aumento | Parcela do aumento do gás natural |
|---|---|---|---|---|---|
| Produção | 122,5 | 202,0 | 79,4 | 100% | — |
| Produção sem CO₂ (gás natural) | 115,9 | 166,3 | 50,4 | 63% | — |
| Reinjetado (total) | 43,2 | 113,4 | 70,2 | 88% | — |
| CO₂ reinjetado | 6,7 | 35,7 | 29,0 | 37% | — |
| Gás natural reinjetado | 36,6 | 77,7 | 41,1 | 52% | 82% |
| Consumo nas instalações | 14,2 | 18,8 | 4,6 | 6% | 9% |
| Queima e perda | 4,4 | 5,2 | 0,9 | 1% | 2% |
| Disponível ao mercado | 60,8 | 65,2 | 4,4 | 6% | 9% |
| Ajuste do balanço | 0,0 | -0,7 | -0,7 | -1% | — |
O CO₂ explica uma parte. O gás do pré-sal sobe com uma proporção alta de gás carbônico, que é separado na plataforma e reinjetado, e o volume de CO₂ reinjetado passou de 6,7 para 35,7 milhões de m³ por dia. Mas o CO₂ não explica o resto: descontado ele, a produção de gás natural cresceu 50,4 milhões de m³ por dia desde 2019, e 41,1 milhões (82%) também foram reinjetados. O consumo nas próprias plataformas, que usam gás para gerar energia e movimentar compressores, subiu 4,6 milhões. A queima e perda ficou em 2,6% da produção.
Campo a campo
A reinjeção se concentra nos campos maiores e mais novos. Em Mero, as plataformas devolvem ao reservatório quase todo o gás que produzem. Em Tupi, onde as plataformas do mapa operam desde 2010, 64% do gás natural não é reinjetado.
Campos em ordem de produção de gás. Só gás natural: descontado o CO₂ do volume produzido e do reinjetado. Campos que a ANP divide em áreas (Búzios, Mero, Tupi, Sapinhoá e outros) aparecem somados.
Fonte: ANP, produção por poço no mar e relação de plataformas em operação; coleta de 2026-10-06. Elaboração Hint-data.
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| Campo | Produzido (milhões de m³/d) | Reinjetado (milhões de m³/d) | % reinjetado | % de gás natural reinjetado | CO₂ no gás reinjetado |
|---|---|---|---|---|---|
| Mero | 47,6 | 44,5 | 94% | 89% | 47% |
| Tupi | 42,9 | 17,7 | 41% | 36% | 19% |
| Búzios | 40,9 | 27,8 | 68% | 61% | 25% |
| Sapinhoá | 5,8 | 3,0 | 51% | 37% | 45% |
| Jubarte | 5,6 | 0,0 | 0% | 0% | — |
| Sépia | 4,7 | 2,5 | 54% | 36% | 50% |
| Bacalhau | 4,1 | 3,5 | 84% | 84% | 0% |
| Atapu | 4,0 | 3,7 | 90% | 87% | 28% |
| Berbigão | 3,8 | 2,8 | 76% | 68% | 33% |
| Roncador | 3,0 | 0,0 | 0% | 0% | — |
| Mexilhão | 2,8 | 0,0 | 0% | 0% | — |
| Lapa | 2,3 | 2,3 | 97% | 97% | 27% |
Cada círculo é uma plataforma, na posição da relação de plataformas da ANP; a área é proporcional ao gás produzido em 2026 (janeiro a agosto), plataformas com pelo menos 1 milhão de m³/d. Cor pela parcela do gás natural (sem CO₂) reinjetada. Bronze: 85% ou mais; azul: 50% a 85%; verde: menos de 50%. Linhas cinza: gasodutos de escoamento do pré-sal até a costa, no traçado do WebMap da EPE (relação de dutos da ANP; Rota 3, Petrobras). Quadrados: unidades de processamento que recebem esse gás, com a capacidade em milhões de m³ por dia (Anuário Estatístico da ANP 2025, via EPE).
Fonte: ANP, produção por poço no mar e relação de plataformas em operação; coleta de 2026-10-06. Elaboração Hint-data.
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| Plataforma | Campos | Início | Produzido (milhões de m³/d) | % reinjetado | % de gás natural reinjetado |
|---|---|---|---|---|---|
| FPSO Marechal Duque De Caxias | AnC_MERO / MERO | 2024 | 12,8 | 94% | 90% |
| FPSO Sepetiba | AnC_MERO / MERO | 2023 | 12,2 | 94% | 89% |
| FPSO Guanabara | AnC_MERO / MERO | 2021 | 12,1 | 93% | 87% |
| FPSO Almirante Tamandare | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2025 | 10,0 | 93% | 91% |
| FPSO Alexandre De Gusmão | AnC_MERO / MERO | 2025 | 7,7 | 94% | 90% |
| FPSO Almirante Barroso | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2023 | 6,2 | 70% | 63% |
| Petrobras 75 | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2018 | 6,1 | 63% | 56% |
| FPSO Cidade De Mangaratiba | TUPI | 2014 | 5,5 | 18% | 18% |
| FPSO Cidade De Saquarema | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2016 | 5,5 | 37% | 30% |
| FPSO Cidade De Itaguaí | TUPI | 2015 | 5,4 | 39% | 39% |
| FPSO Cidade De Maricá | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2016 | 5,4 | 39% | 32% |
| Petrobras 74 | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2018 | 5,4 | 59% | 53% |
| FPSO Carioca | SÉPIA / SÉPIA LESTE / SÉPIA_ECO | 2021 | 5,4 | 54% | 36% |
| Petrobras 69 | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2018 | 5,3 | 52% | 43% |
| Petrobras 66 | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2017 | 5,3 | 50% | 45% |
| Petrobras 77 | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2019 | 5,1 | 52% | 42% |
| Petrobras 70 | AnC_NORTE_ATAPU / ATAPU / ATAPU_ECO / OE | 2020 | 4,9 | 90% | 87% |
| Petrobras 67 | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2018 | 4,8 | 47% | 42% |
| Petrobras 76 | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2018 | 4,7 | 50% | 41% |
| FPSO Bacalhau | BACALHAU / BACALHAU NORTE | 2025 | 4,1 | 84% | 84% |
| FPSO Cidade De Paraty | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2012 | 4,1 | 56% | 50% |
| Petrobras 68 | BERBIGÃO / NORTE DE BERBIGÃO / SUL DE BE | 2018 | 3,8 | 76% | 68% |
| FPSO Cidade De São Paulo | NORDESTE DE SAPINHOÁ / NOROESTE DE SAPIN | 2013 | 3,3 | 52% | 39% |
| FPSO Pioneiro De Libra | AnC_MERO / MERO | 2017 | 2,8 | 90% | 83% |
| Plataforma De Mexilhão | MEXILHÃO | 2011 | 2,8 | 0% | 0% |
| Petrobras 71 | ITAPU / ITAPU_ECO | 2023 | 2,5 | 87% | 87% |
| FPSO Cidade De Ilhabela | NORDESTE DE SAPINHOÁ / NOROESTE DE SAPIN | 2014 | 2,5 | 50% | 33% |
| FPSO Maria Quitéria | AnC_Jubarte_Nordeste / AnC_Jubarte_Sudoe | 2024 | 2,4 | 0% | 0% |
| Petrobras 58 | AnC_Jubarte_Nordeste / AnC_Jubarte_Sudoe | 2014 | 2,4 | 0% | 0% |
| Petrobras 78 | BÚZIOS / BÚZIOS_ECO / TAMBUATÁ | 2025 | 2,3 | 70% | 64% |
| FPSO Cidade De Caraguatatuba - Ccg (Mv-27) | LAPA | 2016 | 2,3 | 97% | 97% |
| Petrobras 62 | RONCADOR | 2014 | 2,3 | 0% | 0% |
| Plataforma De Manati | MANATI | 2007 | 1,8 | 0% | 0% |
| FPSO Cidade De Angra Dos Reis | AnC_TUPI / SUL DE TUPI / TUPI | 2010 | 1,5 | 34% | 30% |
As plataformas que reinjetam 85% ou mais do seu gás natural produziram 38% do gás das plataformas do mapa em 2026.
Os caminhos até a costa
O gás do pré-sal da Bacia de Santos que não é reinjetado nem consumido nas plataformas chega à costa por três gasodutos de escoamento, até três unidades de processamento. Pela nota técnica da EPE sobre as tarifas de escoamento e processamento (junho de 2025), a Rota 1, até Caraguatatuba (SP), tem capacidade de 10 milhões de m³ por dia e opera desde 2011; a Rota 2, até Cabiúnas, em Macaé (RJ), tem 16 milhões e opera desde 2016; a Rota 3, até o Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ), tem 18 milhões. A Petrobras anunciou em 11 de novembro de 2024 que a unidade de processamento de Itaboraí já operava comercialmente com o primeiro módulo, de 10,5 milhões de m³ por dia, de um total previsto de 21 milhões.
(1) Novembro de 2024: a Petrobras anuncia a operação comercial da unidade de processamento de Itaboraí, na chegada da Rota 3. Disponível: produção menos reinjeção, queima e perda e consumo nas plataformas; inclui todos os campos marítimos, não só o pré-sal.
Fonte: ANP, balanço de produção de petróleo e gás natural por estado e localização; coleta de 2026-09-30. Elaboração Hint-data.
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| Mês | Disponível no mar | Produzido no mar | Reinjetado no mar |
|---|---|---|---|
| jan/19 | 50,1 | 92,9 | 24,8 |
| fev/19 | 47,2 | 90,3 | 26,7 |
| mar/19 | 47,9 | 91,8 | 26,5 |
| abr/19 | 46,2 | 93,8 | 29,8 |
| mai/19 | 49,2 | 98,8 | 32,6 |
| jun/19 | 43,7 | 89,8 | 30,2 |
| jul/19 | 46,7 | 99,7 | 36,8 |
| ago/19 | 49,8 | 108,1 | 41,7 |
| set/19 | 50,4 | 103,1 | 36,1 |
| out/19 | 49,5 | 105,6 | 39,2 |
| nov/19 | 48,6 | 110,4 | 45,0 |
| dez/19 | 48,5 | 112,1 | 46,6 |
| jan/20 | 49,8 | 112,0 | 44,6 |
| fev/20 | 46,7 | 106,8 | 43,2 |
| mar/20 | 38,7 | 104,0 | 48,4 |
| abr/20 | 41,0 | 106,6 | 49,3 |
| mai/20 | 38,9 | 98,3 | 43,7 |
| jun/20 | 44,4 | 110,2 | 49,0 |
| jul/20 | 43,4 | 111,6 | 50,7 |
| ago/20 | 43,6 | 114,2 | 52,8 |
| set/20 | 41,2 | 107,3 | 49,4 |
| out/20 | 37,9 | 106,3 | 51,8 |
| nov/20 | 37,9 | 102,8 | 49,0 |
| dez/20 | 40,8 | 103,5 | 46,9 |
| jan/21 | 43,6 | 111,2 | 51,3 |
| fev/21 | 39,9 | 109,3 | 53,1 |
| mar/21 | 40,3 | 109,1 | 52,7 |
| abr/21 | 43,0 | 113,5 | 54,2 |
| mai/21 | 42,3 | 111,9 | 53,5 |
| jun/21 | 41,5 | 111,9 | 54,5 |
| jul/21 | 38,1 | 114,8 | 59,7 |
| ago/21 | 36,9 | 111,9 | 58,8 |
| set/21 | 30,6 | 109,0 | 61,5 |
| out/21 | 38,9 | 106,7 | 51,1 |
| nov/21 | 43,8 | 111,8 | 51,2 |
| dez/21 | 41,4 | 111,6 | 53,8 |
| jan/22 | 41,6 | 120,0 | 60,9 |
| fev/22 | 40,6 | 116,6 | 59,5 |
| mar/22 | 42,2 | 116,8 | 58,2 |
| abr/22 | 42,0 | 118,4 | 60,2 |
| mai/22 | 37,1 | 114,1 | 59,8 |
| jun/22 | 36,8 | 108,6 | 55,5 |
| jul/22 | 38,4 | 114,6 | 59,8 |
| ago/22 | 38,7 | 117,9 | 62,7 |
| set/22 | 41,5 | 120,8 | 62,4 |
| out/22 | 40,8 | 126,6 | 69,0 |
| nov/22 | 36,9 | 118,9 | 65,0 |
| dez/22 | 38,3 | 118,1 | 62,8 |
| jan/23 | 38,5 | 123,1 | 66,8 |
| fev/23 | 38,9 | 127,7 | 71,4 |
| mar/23 | 37,7 | 119,1 | 64,7 |
| abr/23 | 37,7 | 119,7 | 65,1 |
| mai/23 | 40,1 | 125,1 | 68,1 |
| jun/23 | 38,5 | 126,6 | 70,4 |
| jul/23 | 40,5 | 132,3 | 73,5 |
| ago/23 | 39,7 | 127,3 | 69,8 |
| set/23 | 41,9 | 137,7 | 77,8 |
| out/23 | 35,9 | 131,4 | 77,5 |
| nov/23 | 40,7 | 138,1 | 79,2 |
| dez/23 | 37,2 | 133,7 | 78,6 |
| jan/24 | 35,6 | 129,3 | 74,5 |
| fev/24 | 39,4 | 128,4 | 69,1 |
| mar/24 | 27,5 | 125,3 | 78,2 |
| abr/24 | 33,1 | 117,4 | 66,9 |
| mai/24 | 35,0 | 125,5 | 73,1 |
| jun/24 | 35,9 | 130,3 | 77,0 |
| jul/24 | 35,4 | 126,9 | 74,4 |
| ago/24 | 37,5 | 133,8 | 79,4 |
| set/24 | 38,0 | 142,0 | 86,5 |
| out/24 | 37,1 | 131,2 | 77,2 |
| nov/24 | 34,1 | 132,3 | 78,2 |
| dez/24 | 34,5 | 135,8 | 81,0 |
| jan/25 | 36,6 | 137,7 | 81,7 |
| fev/25 | 36,8 | 138,3 | 81,6 |
| mar/25 | 35,6 | 145,5 | 88,5 |
| abr/25 | 42,6 | 146,3 | 83,6 |
| mai/25 | 42,3 | 150,9 | 89,2 |
| jun/25 | 43,7 | 155,0 | 89,8 |
| jul/25 | 46,5 | 164,3 | 96,1 |
| ago/25 | 49,2 | 161,2 | 90,8 |
| set/25 | 47,6 | 163,4 | 95,7 |
| out/25 | 44,3 | 168,8 | 102,5 |
| nov/25 | 42,7 | 156,5 | 93,1 |
| dez/25 | 46,3 | 168,1 | 100,3 |
| jan/26 | 45,1 | 168,1 | 101,2 |
| fev/26 | 49,9 | 173,5 | 100,8 |
| mar/26 | 51,7 | 179,2 | 104,7 |
| abr/26 | 48,1 | 182,0 | 111,6 |
| mai/26 | 46,6 | 183,2 | 113,3 |
| jun/26 | 46,0 | 190,3 | 119,8 |
| jul/26 | 50,7 | 190,8 | 117,6 |
| ago/26 | 52,0 | 194,8 | 120,6 |
O gás disponível no mar vinha caindo desde 2019, mesmo com a produção em alta, enquanto a reinjeção crescia mais depressa. A virada aparece no balanço da ANP alguns meses depois da Rota 3. O gás disponível no mar ficou entre 34 e 39 milhões de m³ por dia de janeiro de 2024 a março de 2025 e subiu para 43 milhões em abril de 2025. Em 2026, a média é de 49 milhões. Nos 12 meses até agosto de 2026, 37% do aumento da produção de gás natural em relação aos 12 meses imediatamente anteriores correspondeu a aumento do volume disponível, contra 9% no período desde 2019.
Reinjetar, consumir, importar
A série histórica do balanço do MME vai até junho de 2025. Demanda comercial: geração elétrica, indústria, refinarias e fertilizantes no balanço do MME. Não inclui o consumo próprio das instalações de produção. Importação: Bolívia, Argentina e GNL.
Fonte: MME, Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural (série histórica do balanço), e ANP. Elaboração Hint-data.
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| Ano | Gás natural reinjetado (ANP) | Demanda comercial (MME) | Importado (MME) |
|---|---|---|---|
| 2019 | 36,6 | 77,9 | 26,9 |
| 2020 | 43,7 | 72,1 | 26,3 |
| 2021 | 48,3 | 93,6 | 46,2 |
| 2022 | 52,8 | 67,9 | 24,0 |
| 2023 | 58,6 | 62,4 | 17,0 |
| 2024 | 61,8 | 66,2 | 22,1 |
| 2025 (jan–jun) | 65,2 | 61,2 | 17,0 |
De janeiro de 2024 a junho de 2025, o gás natural reinjetado superou a demanda comercial de gás medida pelo MME em 8 dos 18 meses, 4 deles no primeiro semestre de 2025. Um terço do que volta ao subsolo é CO₂: em agosto de 2026, dos 126,9 milhões de m³ reinjetados por dia, 40,0 milhões eram CO₂, segundo o Boletim Mensal da Produção da ANP.
Os números
Balanço do gás natural no Brasil, milhões de m³ por dia (média do período):
| Ano | Produzido | Reinjetado | dos quais CO₂ | Consumo nas instalações | Queima e perda | Disponível | % de gás natural reinjetado |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 122,5 | 43,2 | 6,7 | 14,2 | 4,4 | 60,8 | 32% |
| 2020 | 127,5 | 54,7 | 11,0 | 14,6 | 3,4 | 54,8 | 38% |
| 2021 | 133,8 | 60,8 | 12,5 | 14,3 | 3,4 | 55,2 | 40% |
| 2022 | 137,9 | 68,4 | 15,6 | 14,5 | 3,5 | 51,5 | 43% |
| 2023 | 149,8 | 78,8 | 20,2 | 15,6 | 3,9 | 52,1 | 45% |
| 2024 | 153,2 | 83,2 | 21,4 | 15,8 | 4,3 | 50,6 | 47% |
| 2025 | 179,2 | 97,5 | 29,6 | 17,6 | 5,1 | 59,8 | 45% |
| 2026 (jan–ago) | 207,7 | 118,1 | 37,0 | 19,3 | 5,3 | 65,6 | 48% |
O que observar
- A parcela que chega ao mercado, agora que a Rota 3 opera. A ANP publica o balanço por estado todo mês, com cerca de um mês de defasagem.
- Os campos que ainda vão crescer. Búzios e Mero recebem novas plataformas; a parcela de gás reinjetada por elas define quanto do gás novo chega à costa.
- O próximo boletim do MME, que permite comparar a reinjeção com a importação e o consumo depois de junho de 2025.
Metodologia e limitações
- Fontes: balanço mensal do gás natural da ANP por estado e localização (produção, reinjeção, queima e perda, consumo próprio e disponível), até agosto de 2026; produção por poço no mar e relação de plataformas da ANP, até agosto de 2026; Boletim Mensal da Produção da ANP; boletim mensal do gás natural do MME, até junho de 2025; WebMap da EPE, Anuário Estatístico da ANP 2025, nota técnica da EPE de junho de 2025 e Petrobras, para a infraestrutura.
- Conferência: o balanço da ANP bate com o do MME de janeiro de 2019 a junho de 2025, com diferença de até 0,07% em um mês na produção e na reinjeção.
- CO₂: a produção e a reinjeção publicadas incluem o CO₂ que sobe com o gás. "Gás natural" é o volume sem o CO₂, conferido com o Boletim Mensal da Produção. A separação só é possível a partir de 2019, e por isso a comparação parte daí.
- Limitações: desde 2023, os destinos publicados pela ANP somam de 0,3% a 0,6% a mais que a produção, sem explicação na documentação; usamos os números como publicados. Nos recortes por campo e plataforma, a reinjeção fica até 2,2% abaixo do total nacional em 2023–2025. Capacidade de escoamento, de processamento e de entrada na malha são medidas diferentes; para a Rota 2, a Petrobras informa "até 20 milhões" de m³ por dia e a EPE, 16 milhões.
- Unidades: milhões de m³ por dia, nas condições de referência da ANP. Médias ponderadas pelos dias. A comparação usa 2019 e os 12 meses mais recentes. Reinjeção superior à demanda comercial não significa oferta recuperável: escoamento, tratamento e operação do reservatório impõem limitações.
Correções
11/10/2026: a comparação dos 12 meses até julho de 2026 usava uma base de dois anos antes. Com os 12 meses imediatamente anteriores, a parcela do crescimento disponível ao mercado era 42%, e não 44%. Corrigimos o período, explicitamos o perímetro da demanda do MME e harmonizamos as médias pelos dias. Esta revisão incorpora os dados de agosto onde disponíveis.
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