miniaturadaimagem|280x280px|Tanques da empresa Liquigás. A exploração, produção e utilização de gás natural do Brasil foram iniciadas em meados da década de 1940, e atualmente o país produz cerca de 120 milhões de m³ de gás natural por dia, sendo que em outubro de 2018, 58,8 milhões de metros cúbicos diários de gás natural vieram por meio de 88 poços na camada pré-sal. Mensalmente a Petrobras publica um relatório informando a produção de petróleo e gás natural no país.
Histórico A utilização do gás natural no Brasil começou modestamente por volta de 1940, com as descobertas de óleo e gás na Bahia, atendendo a indústrias localizadas no Recôncavo Baiano. Após alguns anos, as bacias do Recôncavo, Sergipe e Alagoas destinavam quase em sua totalidade para a fabricação de insumos industriais e combustíveis para a Refinaria Landulpho Alves e o Polo Petroquímico de Camaçari.
Com a descoberta da Bacia de Campos as reservas provadas praticamente quadruplicaram no período 1970-hoje (com a crise de 1970 no Oriente Médio e a descoberta da Bacia de Campos em seguida da camada pré-sal). O desenvolvimento da bacia proporcionou um aumento no uso da matéria-prima, elevando em 2,7% sua participação na matriz energética nacional.
Em 1948 foram iniciados os primeiros levantamentos sísmicos na Amazônia, com o objetivo de encontrar especificamente gás natural e petróleo. Essas pesquisas foram acompanhadas de perto pelo então Conselho Nacional de Petróleo (CNP), fundado em 1938. A primeira descoberta significativa de óleo e gás na região foi no Rio Juruá, próximo a Carauari-AM, em 1978. Só nos anos 80 foi concretizado o sonho perseguido em sete décadas de pesquisas. Em outubro de 1986, a Petrobras descobriu petróleo em quantidades comerciais na área do rio Urucu, Bacia do Solimões, município de Coari-AM. A descoberta provocou um crescimento das atividades da empresa na Amazônia e abriu novas perspectivas para a exploração e produção de petróleo em toda a região.
Campos terrestres A Província Petrolífera de Urucu é um campo de petróleo e gás natural brasileiro situado no município de Coari, no interior do estado do Amazonas. É a maior reserva provada terrestre de petróleo e gás natural do Brasil, segundo a Petrobras. Desde 2009, o Gasoduto Urucu–Coari–Manaus opera interligando a província petrolífera à capital do Amazonas, totalizando 663 quilômetros de extensão. O gasoduto tem capacidade de transportar até 5,5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, desde Urucu até a capital do Amazonas. Fornece gás para sete usinas termoelétricas: Manauara, Tambaqui, Jaraqui, Aparecida, Mauá, Cristiano Rocha e Ponta Negra - Urucu-Coari-Manaus, gerando 760 MW de energia elétrica.
Em 1999, foi constatada a existência de uma outra reserva de gás natural no Amazonas. O Campo do Azulão, localizado entre os municípios de Silves e Itapiranga, foi declarado comercial em 2004, e vendido pela Petrobrás para a Eneva em novembro de 2017 por US$ 54,5 milhões. A produção foi iniciada em 2021 e fornece combustível para a Usina Termelétrica Jaguatirica II, em Roraima .
Em 2013, é inaugurado o Complexo Termelétrico Parnaíba, um conjunto de parques térmicos de geração de energia, situados no Maranhão, O gás utilizando para a geração de energia o gás natural produzido em campos localizados nas proximidades do complexo.
Pré-sal A descoberta de indícios de petróleo no pré-sal foi anunciada pela Petrobras em 2006. A existência de petróleo na camada pré-sal em todo o campo que viria a ser conhecido como pré-sal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobras em fins de 2006. Em 2008 a Petrobras confirmou a descoberta de óleo leve na camada sub-sal e extraiu pela primeira vez petróleo do pré-sal."Petrobras acha óleo leve no Pré-Sal da Bacia de Campos", Globo, 08/06/2007, OLIVEIRA, Nielmar, 02/09/2008, "Petrobras inicia produção na região do pré-sal", Agência Brasil,
O pré-sal é uma sequência de rochas sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos com a separação do antigo continente Gondwana nos atuais continentes sul-americano e africano. Foram formadas grandes depressões, que deram origem a grandes lagos entre os dois atuais continentes. Ao longo de milhares de anos, acumularam-se grandes quantidades de matéria orgânica oriundas, principalmente, de algas microscópicas nas regiões mais profundas destes lagos A matéria orgânica, misturada a sedimentos, formou as rochas geradoras de óleo e gás do pré-sal. Sob altas temperaturas e pressões, a matéria orgânica transformou-se em óleo e gás.
Posteriormente, os grandes lagos foram conectados aos oceanos, ocasionando a formação de um extenso golfo. Em razão do clima árido predominante naquele tempo, a evaporação intensa da água marinha, que invadiu as depressões lacustres, levou à acumulação de sais, resultando na espessa camada de sal que funcionou como um selo ao impedir que o petróleo escapasse e chegasse à superfície.
A produção de gás natural no Brasil totalizou 48,8 bilhões de m³ em 2021. Em 2021, a produção do pré-sal correspondeu a 67,5% do total produzido no Brasil.
Importação Em 1999, o Brasil passou a importar gás natural da Bolívia por meio do gasoduto Gasbol.
O gás natural ganhou importância crescente na matriz energética brasileira por problemas hidrológicos que prejudicaram a geração hidroelétrica, levando à criação do Programa Prioritário de Termoelétricas (PPT), em 2000.
Com as descobertas na Bacia de Santos e na Bacia do Espírito Santo, as reservas brasileiras de gás natural tiveram um aumento significativo. Existe a perspectiva de que as novas reservas sejam ainda maiores e a região subsal ou "pré-sal" tenha reservas ainda maiores.
Apesar disso, o baixo preço do produto e a dependência do gás importado são apontados como um dos inibidores de novos investimentos. A insegurança provocada pelo rápido crescimento da demanda e interrupções intermitentes no fornecimento boliviano após o processo de produção do gás na Bolívia levaram a Petrobras a investir mais na produção nacional e na construção de infraestrutura de portos para a importação de GNL (Gás Natural Liquefeito). Principalmente depois dos cortes ocorridos durante uma das crisesSEBBEN, F. D. O. . Secessão Boliviana: Um Estudo de Caso Sobre Conflito Regional. In: Democracia em Debate: I Seminário Nacional de Ciência Política da UFRGS, 2008, Porto Alegre. Democracia em Debate: I Seminário Nacional de Ciência Política da UFRGS, 2008. resultantes da longa disputa entre o Governo Evo Morales e os dirigentes da província de Santa Cruz, obrigaram a Petrobras a reduzir o fornecimento do produto para as distribuidoras de gás do Rio de Janeiro e São Paulo no mês de novembro de 2006.
Assim, apesar do preço relativamente menor do metro cúbico de gás importado da Bolívia, a necessidade de diminuir a insegurança energética do Brasil levou a Petrobras a decidir por uma alternativa mais cara porém mais segura: a construção de terminais de importação de GNL "Lula visita terminal de regaseificação da Baía de Guanabara". TN Petróleo, 18/03/2009 http://www.tnpetroleo.com.br/noticia/19528/lula-visita-terminal-de-regaseificacao-da-baia-de-guanabara- e no Porto do Pecém (2008), no Ceará, e no Rio de Janeiro (2009)Petrobras: navio de GNL chega a Pecém http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Newsletter.asp?id=66130"Testes no terminal de GNL começam hoje no Pecém". Power: Petróleo, Eletricidade e Energias Renováveis 24/11/2008 http://www.power.inf.br/pt/?p=3037 Os terminais permitem ao Brasil importar de qualquer país praticamente o mesmo volume de gás que hoje o país importa da Bolívia.
Para ampliar a segurança energética do Brasil, a Petrobras pretendia, simultaneamente, ampliar a capacidade de importação de gás construindo novos terminais de GNL no Sul e Sudeste do país até 2012, e ampliar a produção nacional de gás natural nas reservas da Bacia de Santos. Em 2014, a Petrobras inaugurou o FSRU da Baía de Todos os Santos.
Em 2020 foi inaugurado o terminal de FSRU de Porto de Sergipe, da Eneva; em 2021, entrou em operação o terminal de FSRU do Porto do Açu, da GNA.
Com a aprovação da Nova Lei do Gás (Lei no 14.134/2021), algumas das mudanças sãoː alteração do regime de concessão para o regime de autorização; novas regras tarifárias; acesso de terceiros a gasodutos, unidades de processamento e terminais GNL.; autorização para a ANP adotar um programa de desconcentração do mercado, realização de leilões de gás natural, ou de cessão de capacidade de transporte para os concorrentes; tarifas de transporte serão propostas pelo transportador e aprovadas pela ANP; proibição de qualquer relação societária entre transportadores e outros segmentos do setor (produção, importação, comercialização); o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ANP deverão se articular com estados e o DF para harmonizar as regulações estaduais, inclusive para regular o consumidor livre.
Gasodutos Em 2022, o Brasil tinha, para a movimentação de gás natural, 113 gasodutos, com extensão de 11,6 mil km.
Garsol/Gascom O gasoduto Urucu-Coari-Manaus (Garsol/Gascom) iniciou as operações em 2009 e tem capacidade de transportar 5,5 milhões de metros cúbicos/dia. Liga as unidades de produção localizadas no Polo Arara, em Urucu, até a cidade de Manaus. A extensão deste caminho é de 663,2 km (trecho Urucu - Manaus), além de um total de 139,3 km em nove ramais para Coari. È operado pela Transportadora Associada de Gás (TAG)
Gasene miniaturadaimagem|300x300px|Gasene em Itabuna, Bahia. O Gasoduto da Integração Sudeste-Nordeste (Gasene) é um sistema de gasodutos brasileiro que conecta o Terminal de Cabiúnas (Macaé, Rio de Janeiro) ao município baiano de Catu, percorrendo, no total, 1.387 quilômetros.Seu último trecho foi inaugurado no dia 26 de março de 2010. Parte do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), a obra teve um custo final de 6,34 bilhões de reais, segundo a Petrobras, ou 8,8 bilhões de reais se incluídas as estações de compressão de gás. Sua capacidade de escoamento é de 20 milhões de metros cúbicos por dia. É operado pela Transportadora Associada de Gás (TAG).
O GASENE se inicia no Terminal Terrestre Cabiúnas (Tecab) e se encerra no município de Catu. Suas obras foram divididas em três trechos:PETROBRAS - Contrato de Serviço de Transporte Firme de Gás natural. Disponível em p://tag.petrobras.com.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8A9548882817AF3601286EA538771495. Acesso em 17 de maio de 2016.
Trecho Sul 1: Cabiúnas - Vitória (GASCAV) Trecho Sul 2: Vitória - Cacimbas Trecho Norte: Cacimbas-Catu (GASCAC)
Malha Nordeste A Malha Nordeste, operada pela Transportadora Associada de Gás S/A, é formada uma rede de gasodutos com 3.012 km de extensão, interligando a maioria dos estados da região, abrangendo os estados de Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia. O recebimento do gás pode ocorrer com GNL (Gás Natural Liquefeito) em São Gonçalo do Amarante/Pecém (CE) e São Francisco do Conde (BA), e também das Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Guamaré (RN), Pilar (AL), Atalaia (SE), Santiago (BA) e Candeias (BA). A Malha Nordeste abrange também aproximadamente 790 km de gasodutos do Sistema Gasene, no trecho do Gascac.
Alguns gasodutos do Nordeste sãoː
Gasfor I, ligando Pecém (CE) a Guamaré (RN), com 383 km, inaugurado em 1998; Gasmel (Ramal Açu-Serra do Mel), ligando Alto do Rodrigues (RN) a Serra do Mel (RN), com 31 km, inaugurado em 2008; Nordestão, ligando Guamaré (RN) a Cabo de Santo Agostinho (PE), com 424 km, inaugurado em 1986; Gasalp, ligando Cabo de Santo Agostinho (PE) a Pilar (AL), com 204 km, inaugurado em 2001; Gaspil, ligando Pilar (AL) a Ipojuca (PE), 187 km inaugurado em 2010; Gasoduto Pilar-Catu, ligando Pilar (AL) a Catu (BA), com 441 km, inaugurado em 2008; Gaseb, ligando Atalaia (SE) a Catu (BA), com 229 km, inaugurado em 1974;