O fechamento efetivo do Estreito de Ormuz por mais de 30 dias consolida o maior choque energético desde a crise do petróleo de 1973.
Trata-se de um evento com implicações profundas para o mercado global, mas com efeitos particularmente relevantes para o GNL.
A interrupção prolongada dos fluxos provenientes do Golfo Pérsico, especialmente do Catar, retira do mercado cerca de 12,8 milhões de toneladas por ano por um período estimado entre três e cinco anos. Em um ambiente já tensionado desde 2022, essa ruptura redefine o equilíbrio global do gás natural.
O GNL, que já operava com margens de segurança estreitas, agora passa a funcionar sob um regime de escassez estrutural. A diferença em relação a choques anteriores está na baixa capacidade de resposta no curto prazo.
Ao contrário do petróleo, cuja oferta pode ser parcialmente ajustada via estoques estratégicos ou redirecionamento de fluxos, o gás liquefeito depende de uma cadeia rígida, intensiva em capital e com ciclos longos de investimento. A perda de volumes relevantes do Catar não pode ser rapidamente compensada, e isso amplia a pressão sobre preços e disponibilidade.
Esse contexto ajuda a explicar a magnitude da reação do mercado. O GNL internacional já registra elevações entre 40% e 100%, refletindo não apenas a redução física da oferta mas também a incorporação de um prêmio de risco mais duradouro. A lógica de formação de preços deixa de ser exclusivamente marginal e passa a refletir a disputa por segurança de suprimento. Em termos práticos, quem consegue pagar mais garante acesso à molécula.
Para o Brasil, os impactos são relevantes. Mesmo importando GNL majoritariamente dos EUA, estamos expostos à formação de preços global. A origem da carga não protege o consumidor doméstico da volatilidade internacional. O primeiro efeito aparece no despacho térmico, especialmente nas usinas contratadas nos Leilões de Reserva de Capacidade.
O LRCAP 2026 contratou aproximadamente 19 GW de potência, com cerca de 80% desse volume associado a usinas a gás natural.
Do ponto de vista sistêmico, o instrumento é correto e necessário, pois responde à necessidade crescente de lastro em um sistema com maior participação de fontes intermitentes. Mas o momento atual também expõe uma fragilidade importante: a dependência crescente do GNL importado em um cenário de elevada instabilidade global.
Essa dependência se traduz diretamente em custo. Com o gás mais caro, o custo marginal de operação das térmicas sobe de forma expressiva, pressionando tarifas e ampliando o risco de despacho prolongado. Em paralelo, o Brent acima de US$ 90 o barril pressiona o diesel e a gasolina, com efeitos diretos sobre inflação, logística e atividade econômica.
Outro ponto sensível está nos fertilizantes. O gás natural é insumo essencial para a produção de amônia e ureia, e a alta de cerca de 50% nesses produtos já indica um risco concreto para a próxima safra. Em um País que ainda depende de importações relevantes nesse segmento, a escalada de preços tende a impactar custos agrícolas e cadeias produtivas associadas.
Diante desse cenário, a discussão deixa de ser apenas conjuntural e passa a exigir respostas estruturais. A diversificação das fontes de suprimento ganha centralidade. O gás argentino, via Bolívia, surge como alternativa relevante, oferecendo uma solução on-grid, menos exposta à volatilidade do mercado global e com maior previsibilidade de custos.
No ambiente doméstico, projetos como a Rota 3 e o desenvolvimento da área de Raia reforçam a importância de ampliar a produção nacional. A expansão da infraestrutura de escoamento e processamento é fundamental para reduzir a dependência externa e aumentar a resiliência do sistema e reduzir a reinjeção. Ainda assim, são soluções que exigem tempo, previsibilidade regulatória e coordenação de investimentos.
No setor elétrico, cresce também a importância de soluções complementares. O avanço de sistemas de armazenamento, especialmente baterias, aliado à expansão de fontes renováveis, pode reduzir a necessidade de despacho térmico em momentos críticos. O objetivo não é substituir o gás, mas otimizar seu uso, reservando-o para situações em que sua flexibilidade é realmente imprescindível.
Mesmo com essas alternativas, o curto prazo exige medidas mais imediatas. A criação de uma reserva estratégica nacional de GNL pode ser uma resposta relevante. Neste ambiente de volatilidade recorrente, a capacidade de armazenar volumes e suavizar choques pode ser determinante para a estabilidade do sistema.
Além disso, ganha força a necessidade de implementar mecanismos de hedge para os contratos de gás associados ao LRCAP. A exposição direta ao preço spot internacional amplia a volatilidade de custos e dificulta o planejamento. Estruturas de proteção de preço podem trazer maior previsibilidade para geradores e consumidores, reduzindo riscos financeiros em cenários adversos.
Estamos em meio a uma mudança clara de paradigma. O GNL deixou de ser apenas uma solução operacional para flexibilidade do sistema e passou a ocupar uma posição central na segurança energética. Essa transição exige uma abordagem mais integrada, que combine diversificação de fontes, expansão de infraestrutura e instrumentos de gestão de risco.
O fechamento de Ormuz não é apenas um evento isolado, mas um sinal claro das fragilidades de um sistema global altamente interdependente. Para o Brasil, a principal lição está na necessidade de alinhar expansão com resiliência. A utilização do gás natural continuará sendo essencial, mas sua incorporação precisa vir acompanhada de uma estratégia robusta de mitigação de riscos.
Sem esse ajuste, o País corre o risco de transformar uma solução técnica eficiente em um vetor de vulnerabilidade econômica. A agenda energética precisa evoluir, incorporando não só crescimento e expansão mas também segurança, previsibilidade e capacidade de resposta a choques externos cada vez mais frequentes.
Adriano Pires é fundador do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE).
Adriano Pires