EPE projeta 308 milhões de m³ de gás por dia até 2036 e estuda centro de processamento no campo de Mero para ampliar a oferta nacional.
No fundo do Oceano Atlântico, as plataformas do pré-sal brasileiro retiram petróleo e grandes volumes de gás natural de reservatórios localizados a milhares de metros de profundidade. Parte desse gás, porém, não chega às indústrias nem às redes de distribuição. Ele precisa ser utilizado nas próprias operações ou devolvido aos reservatórios por causa de limitações técnicas e da presença de dióxido de carbono. Agora, um novo estudo do governo brasileiro aponta uma alternativa para aproveitar melhor esse combustível. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em levantamento divulgado em 5 de novembro de 2026, a produção bruta nacional poderá alcançar 308 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia em 2036, crescimento de 72% em relação a 2025.
O estudo também apresenta a possibilidade de instalar um centro de processamento no campo de Mero, na Bacia de Santos, com potencial para disponibilizar até 15 milhões de metros cúbicos diários. A estrutura, chamada Gas HUB, ainda é uma proposta técnica e não possui construção confirmada.
Brasil poderá produzir 308 milhões de metros cúbicos de gás por dia até 2036
O Ministério de Minas e Energia e a EPE divulgaram o novo levantamento como parte do Plano Decenal de Expansão de Energia 2036, conhecido como PDE 2036.
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O documento analisa como a produção brasileira de petróleo e gás poderá crescer durante os próximos dez anos. As projeções consideram os campos existentes, a entrada de plataformas e possíveis descobertas.
No cenário apresentado, a produção bruta de gás natural alcançará 308 milhões de metros cúbicos diários em 2036. O aumento estimado é de 72% em comparação com o volume produzido em 2025.
Nem todo o gás produzido chegará às indústrias brasileiras
Apesar do crescimento previsto, existe uma diferença importante entre o gás retirado dos reservatórios e o combustível disponível para o mercado.
Parte da produção é utilizada pelas próprias plataformas. Outra parcela é reinjetada nos poços para ajudar a manter a pressão dos reservatórios ou por causa das características do gás.
Depois desses descontos, além das perdas e da queima, a EPE projeta uma produção líquida de 135 milhões de metros cúbicos diários em 2036. Esse volume representa crescimento de 125% em relação a 2025, mas não equivale automaticamente ao gás entregue aos consumidores.
Campo de Mero poderá receber centro de processamento de gás natural
Entre as alternativas analisadas está a instalação de uma estrutura chamada Gas HUB no campo de Mero, localizado no pré-sal da Bacia de Santos.
O projeto permitiria reunir e processar gás proveniente de plataformas que não possuem equipamentos próprios suficientes para separar determinados componentes, especialmente o dióxido de carbono.
A EPE considera que a instalação poderia disponibilizar até 15 milhões de metros cúbicos de gás por dia para exportação do campo. Nesse contexto, exportar significa retirar o gás da área produtora, não necessariamente enviá-lo para outro país.
Novo centro poderá aproveitar gás que atualmente enfrenta limitações de processamento
O campo de Mero possui petróleo associado a grandes quantidades de gás natural. Entretanto, parte desse gás apresenta concentrações elevadas de dióxido de carbono, conhecido como CO₂.
Para comercializar o combustível, é necessário atender às especificações de qualidade. Isso pode exigir equipamentos capazes de separar o CO₂ de outros componentes presentes na mistura.
Esses sistemas ocupam espaço e precisam de energia para funcionar. Nas plataformas marítimas, onde cada equipamento disputa uma área limitada, essa necessidade representa um desafio para ampliar o aproveitamento do gás.
Gas HUB poderá concentrar processamento em uma única estrutura industrial
A proposta estudada pela EPE considera um centro capaz de receber gás de diferentes unidades produtoras do campo de Mero.
Em vez de exigir que todas as plataformas realizem individualmente as mesmas etapas de tratamento, parte do processamento poderia ser concentrada em uma instalação compartilhada.
Essa possibilidade ainda precisa de estudos sobre localização, equipamentos, transporte do gás e custos. Não existe anúncio de contrato assinado ou início das obras do Gas HUB no levantamento divulgado em novembro.
Petrobras já opera cinco plataformas de petróleo no campo de Mero
O campo de Mero está entre as principais áreas produtoras do pré-sal brasileiro. Sua operação é conduzida pela Petrobras em parceria com empresas internacionais.
Atualmente, o campo conta com cinco unidades: Pioneiro de Libra, Guanabara, Sepetiba, Marechal Duque de Caxias e Alexandre de Gusmão.
No terceiro trimestre de 2026, essas plataformas registraram produção média conjunta de aproximadamente 760 mil barris de petróleo por dia, segundo informações divulgadas pela Petrobras. Mero ocupa a terceira posição entre os maiores campos produtores do Brasil.
Plataforma Alexandre de Gusmão já alcançou produção de 190 mil barris diários
A unidade mais recente de Mero, o FPSO Alexandre de Gusmão, começou a operar em maio de 2025. Sua capacidade originalmente prevista era de 180 mil barris de petróleo por dia.
Depois de ajustes e autorizações, a plataforma alcançou um pico de 190 mil barris diários em 3 de setembro de 2026.
O navio também possui capacidade para comprimir e reinjetar até 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Essa estrutura faz parte do sistema utilizado para controlar a produção e as condições dos reservatórios.
Petrobras desenvolve tecnologia para separar gás e CO₂ no fundo do mar
Além da possibilidade de um Gas HUB, a Petrobras trabalha em outra solução para lidar com o gás rico em dióxido de carbono produzido em Mero.
A tecnologia recebe o nome de HISEP, sigla em inglês para separação em alta pressão. Seu objetivo é separar componentes da produção ainda no fundo do oceano.
O sistema foi desenvolvido pela Petrobras e está em processo de qualificação para aplicação no campo. A proposta prevê reinjetar o gás rico em CO₂ diretamente no reservatório, reduzindo a quantidade que precisaria ser levada até a plataforma para processamento.
Pré-sal deverá concentrar 76% da produção brasileira de gás natural
A EPE prevê que a maior parte do crescimento da produção continue acontecendo no pré-sal. Em 2036, essa região deverá responder por aproximadamente 76% da produção bruta nacional de gás.
As bacias de Santos e Campos estarão entre as principais áreas produtoras. O estudo também considera contribuições de Sergipe-Alagoas e Parnaíba.
Quando observada a produção líquida, a participação prevista do pré-sal cai para aproximadamente 55%. Essa diferença está relacionada ao aproveitamento do combustível e às necessidades operacionais dos campos marítimos.
Produção de gás em terra poderá chegar a 26 milhões de metros cúbicos por dia
Embora as plataformas marítimas concentrem a maior parte da produção brasileira, os campos terrestres também aparecem no planejamento.
A EPE estima que essas operações possam alcançar 26 milhões de metros cúbicos de produção líquida diária em 2036. O volume corresponderia a aproximadamente 20% da produção líquida nacional.
Os campos terrestres possuem características diferentes das instalações offshore. Em determinadas regiões, a produção pode ficar próxima de consumidores industriais, mas ainda depende de infraestrutura para processamento e transporte.
Indústrias brasileiras poderão ampliar acesso ao combustível nacional
O gás natural é utilizado por fábricas de fertilizantes, cerâmicas, vidros, produtos químicos e diferentes materiais industriais.
Também pode alimentar usinas termelétricas, que produzem eletricidade a partir da queima de combustível. O atendimento depende da quantidade disponível e das condições do sistema de transporte.
O crescimento da produção nacional poderá aumentar as possibilidades de fornecimento. Entretanto, os preços pagos pelas empresas dependerão de contratos, tarifas de transporte, impostos e condições de mercado.
Novos gasodutos poderão ser necessários para transportar a produção adicional
Retirar o gás do reservatório é apenas uma das etapas necessárias para abastecer os consumidores. O combustível também precisa passar por processamento e transporte. Nas áreas marítimas, isso pode exigir instalações submarinas, tubulações de escoamento e unidades em terra.
Por isso, a expansão projetada pela EPE poderá criar demanda por equipamentos e serviços de engenharia. O levantamento, porém, não apresenta uma contratação específica de gasoduto vinculada à proposta do Gas HUB de Mero.
Investimentos de até R$ 2,4 trilhões poderão sustentar expansão do petróleo e gás
O Plano Decenal de Expansão de Energia também apresenta uma estimativa de até R$ 2,4 trilhões em investimentos na exploração e produção brasileira de petróleo e gás entre 2027 e 2036.
O valor considera o conjunto das atividades do setor, incluindo desenvolvimento de campos, infraestrutura de produção e novas plataformas.
A projeção considera a entrada de 29 novas unidades estacionárias de produção durante o período. Parte desses empreendimentos ainda dependerá de contratos, construção e decisões de investimento.
Novas plataformas poderão movimentar estaleiros e fornecedores offshore
A expansão das operações marítimas exige equipamentos industriais, embarcações de apoio, tubulações, sistemas elétricos e estruturas de processamento.
Esses serviços podem envolver empresas de engenharia, manutenção, construção naval e instalação submarina. Também podem surgir oportunidades para fornecedores instalados próximos aos polos de petróleo e gás.
Os investimentos e os empregos dependerão de projetos efetivamente aprovados. No caso do Gas HUB, a EPE ainda não apresentou orçamento, quantidade de trabalhadores ou cronograma de implantação.
O mesmo levantamento prevê que o Brasil alcance aproximadamente 4,9 milhões de barris de petróleo por dia em 2036.
Antes disso, a produção poderá chegar perto de 5 milhões de barris diários em 2028, acompanhando a entrada de novas plataformas no pré-sal.
A Petrobras já opera grandes unidades nos campos de Mero, Búzios e Tupi. A continuidade dessa expansão dependerá da manutenção dos investimentos e da capacidade de transformar novas descobertas em projetos produtores.
Expansão do gás brasileiro dependerá do aproveitamento da produção offshore
Nos próximos anos, novas plataformas poderão aumentar a quantidade de gás retirada dos reservatórios brasileiros. A projeção da EPE aponta crescimento expressivo tanto na produção bruta quanto na líquida.
O desafio será ampliar o volume que poderá ser processado e enviado ao mercado, especialmente nos campos marítimos com elevados teores de CO₂.
Em Mero, a proposta de um Gas HUB aparece ao lado de tecnologias submarinas que já estão sendo desenvolvidas pela Petrobras.
As próximas decisões indicarão quais soluções serão utilizadas para aproveitar uma parcela maior do gás produzido no pré-sal.
