Maiores produtores e importadores de gás natural no mundo

Os maiores produtores de gás natural e os maiores importadores estão em lados opostos de um mercado que movimentou 4.197 bcm em 2025, um recorde. Os Estados Unidos produziram 25,6% do gás mundial (1.074 bcm), a Rússia 14,5% (609 bcm), o Irã 6,3% (265 bcm) e a China 262 bcm, segundo o Energy Institute e o Escritório Nacional de Estatísticas da China. Do lado comprador, China (67 MT), Japão (66 MT) e Coreia do Sul (49 MT) foram os maiores importadores de GNL, enquanto a Europa, importando 126 MT de GNL mais cerca de 150 bcm por gasoduto, foi o mercado que mais cresceu.

O gás é o segundo maior combustível fóssil, um quarto da energia primária mundial, e o único cujo comércio internacional corre por dois sistemas fisicamente separados: os gasodutos, que amarram comprador e vendedor por décadas, e o GNL, que transforma o gás em commodity marítima mas concentra a oferta em três exportadores e em um punhado de chokepoints. É essa estrutura que explica por que o fechamento do estreito de Ormuz em 2026 reprecificou o gás em Tóquio, Roterdã e Nova Délhi em dias.

Números-chave

Maiores produtores de gás natural: quem supre o mercado

Produção e exportação são rankings diferentes. O Irã, terceiro produtor, exporta pouco gás (volumes por gasoduto para Turquia e Iraque) porque as sanções bloqueiam o GNL. A Rússia, segundo produtor, perdeu a maior parte do mercado europeu por gasoduto depois de 2022 e cortou a produção em 3% em 2025; o Power of Siberia para a China atingiu sua capacidade de projeto de 38 bcm, mas não absorve os 150 bcm que a Europa costumava levar. Os Estados Unidos são o único país que é ao mesmo tempo o maior produtor, o maior consumidor (913 bcm em 2025) e o maior exportador de GNL, graças à produção de shale crescendo 3,8% ao ano por uma década.

As reservas se concentram em outro lugar: Rússia, Irã e Catar têm as três maiores reservas provadas, com Catar e Irã dividindo o North Field/South Pars, o maior campo de gás do planeta.

Maiores importadores e consumidores de gás natural

Estados Unidos (913 bcm, 21,8%), Rússia (480 bcm) e China (442 bcm) consumiram 44% do gás mundial em 2025. O crescimento agora se concentra na Europa (+4,2%), no Oriente Médio (+2,9%) e na África (+3,6%); a região Ásia-Pacífico cresceu só 0,3%, com Índia (-5,9%) e Paquistão (-7,8%) reduzindo por causa do preço. A geração a gás cresceu apenas 0,6% no mundo, então a maior parte do crescimento da demanda veio da indústria e da química, segundo o Energy Institute.

A dependência de importação é o número-chave do lado da demanda: Europa e Índia dependem de importações para cerca de metade de seu gás, a China para mais de um terço, segundo a edição 2026 do Energy Institute. Japão, Coreia do Sul e Taiwan importam praticamente todo o seu gás, como GNL.

Fonte: GIIGNL Annual Report 2026. A Europa como um todo importou 126,3 MT (+29%), a Ásia 271 MT (-4%).

O comércio por gasoduto completa a outra metade do quadro: a Noruega entregou 89 bcm à UE e a Rússia 36 bcm em 2025 (dados da Comissão), a Rússia enviou 38 bcm à China pelo Power of Siberia, o Canadá exporta cerca de 80 bcm por ano aos Estados Unidos e os EUA, por sua vez, enviam gás por dutos ao México. Veja a dependência europeia de gás importado para o detalhamento da UE.

Gargalos da cadeia de suprimento

A liquefação é concentrada. EUA (109 MT), Catar (80,5 MT) e Austrália (78,8 MT) forneceram 62% do GNL em 2025. Todos os 77 MTPA do Catar ficam em um único complexo, Ras Laffan, que mísseis iranianos atingiram em 18 de março de 2026, tirando 12,8 MTPA de operação por três a cinco anos, segundo estimativa da QatarEnergy.

Rotas marítimas. Cerca de 20% do GNL mundial (todas as cargas catarianas e emiradenses) passa pelo estreito de Ormuz, fechado desde fevereiro de 2026; não há gasoduto alternativo para GNL. As cargas do Golfo e da África para o Nordeste Asiático cruzam o estreito de Malaca; as do Catar para a Europa normalmente usam Suez e Bab el-Mandeb, ambos expostos a ataques houthis desde 2023; as do Golfo do México para a Ásia dependem de vagas no Canal do Panamá ou da rota do Cabo.

Gasodutos são pontos únicos de falha. O Nord Stream (55 bcm/ano) foi destruído em setembro de 2022; o trânsito ucraniano acabou em 1º de janeiro de 2025; o TurkStream é agora a única rota russa para a UE; o Power of Siberia é a única linha russa da China. Uma única parada norueguesa em Troll ou Kollsnes move o TTF.

Insumos de transporte e infraestrutura. Os metaneiros saem quase todos de três estaleiros coreanos e da Hudong-Zhonghua, na China; há 343 navios encomendados contra uma frota de 899. Navios com classe de gelo são a restrição decisiva do Arctic LNG 2 russo. A capacidade de regaseificação (1.247 MTPA) não é a restrição: os terminais europeus operaram perto de 60% de utilização em 2025.

Controles de política. Autorizações de exportação nos EUA (a pausa de 2024 para países sem acordo de livre comércio congelou os FIDs por um ano), o Regulamento 2026/261 da UE banindo o gás russo até 2027, o esquema australiano de reserva doméstica a partir de 2027 e as regras europeias de metano moldam por onde o gás pode fluir legalmente.

Dinâmica de preços

Não existe um preço mundial único de gás. Três benchmarks regionais dão o tom: Henry Hub nos EUA (média de US$ 3,52/MMBtu em 2025, segundo a EIA), TTF nos Países Baixos para a Europa e JKM para o GNL spot do Nordeste Asiático. Os contratos asiáticos e catarianos de longo prazo ainda são em grande parte indexados ao petróleo (JCC ou Brent), e por isso os choques de petróleo chegam às contas de gás com defasagem. O spread entre Henry Hub e TTF ou JKM é o que torna as exportações de GNL dos EUA rentáveis: as cargas americanas saem quando o preço no destino supera Henry Hub mais liquefação e frete, algo em torno de US$ 3 a 4/MMBtu.

Os choques são regionais primeiro e globais depois. Em 2022 os cortes russos levaram o TTF acima de € 300/MWh enquanto o Henry Hub ficou abaixo de US$ 10. Em 2026 o fechamento de Ormuz elevou o JKM a cerca de US$ 25/MMBtu em março, contra US$ 9 a 11 antes da guerra, puxou o TTF 60% para cima no mês e a € 84/MWh em setembro, e alargou ambos contra o Henry Hub, segundo a GIIGNL. A base de 2025 tinha sido o oposto: o TTF caiu cerca de 45% no ano com a oferta americana crescendo e a demanda chinesa de GNL recuando 15%. A estrutura contratual pesa tanto quanto o volume: 35% do GNL já é negociado spot ou a curto prazo, então os sinais de preço movem cargas em semanas.

Rupturas históricas

Empresas e ativos ao longo da cadeia

Upstream. ExxonMobil, EQT e Expand Energy (shale dos EUA), Gazprom e Novatek (Rússia), QatarEnergy, CNPC e Sinopec (shale de Sichuan, China), Equinor (Noruega), Woodside e Chevron (Austrália), Petronas (Malásia).

Liquefação e portfólios de GNL. Cheniere e Venture Global (EUA), QatarEnergy com ExxonMobil, Shell, TotalEnergies e ConocoPhillips como sócias, Shell e TotalEnergies como maiores traders de portfólio, Woodside, Santos e INPEX na Austrália.

Compradores. JERA e Tokyo Gas (Japão), KOGAS (Coreia), CPC (Taiwan), Petronet e GAIL (Índia), CNOOC, PetroChina e ENN (China), Engie, Eni, Naturgy, SEFE e Uniper (Europa).

Midstream e transporte. Nakilat, MOL, NYK, GasLog, Flex LNG e CoolCo (metaneiros); Hanwha Ocean, Samsung Heavy e HD Hyundai (construção naval); Gassco, Snam, Fluxys e GRTgaz (gasodutos e terminais na Europa); Kinder Morgan, Williams e Energy Transfer (gasodutos nos EUA).

Exposição à crise de 2026. A frota da Nakilat e os compradores de longo prazo da QatarEnergy enfrentam risco de força maior; os exportadores americanos registraram volumes e margens recordes; as utilities asiáticas com alta parcela catariana (Petronet, KOGAS, CPC) são os compradores mais expostos. Apenas descritivo: a enciclopédia não publica recomendações.

O que acompanhar

• Produção e estoques: Natural Gas Monthly e relatório semanal de estoques da EIA (EUA); GIE AGSI+ (Europa); produção mensal do NBS chinês.
• Fluxos comerciais: relatórios anuais da GIIGNL e da IGU, rastreamento de cargas Kpler ou Vortexa e o Global Energy Security Data trimestral da EIA para volumes nos chokepoints.
• Preços e spreads: Henry Hub, TTF e JKM, e o spread TTF-JKM, que decide para onde vão as cargas do Atlântico.
• Pipeline de capacidade: FIDs e partidas (Golden Pass, Plaquemines fase 2, CP2, Rio Grande, North Field East no Catar, LNG Canada fase 2), além do cronograma de reparo de Ras Laffan.
• Política: prazos do Regulamento 2026/261 da UE, autorizações de exportação nos EUA, o esquema de reserva australiano e sanções à logística de GNL russo.

Perguntas frequentes

Qual país produz mais gás natural? Os Estados Unidos, com 1.073,7 bcm em 2025, 25,6% da produção mundial, segundo o Energy Institute. A Rússia é a segunda (609,4 bcm, 14,5%), o Irã o terceiro (264,8 bcm) e a China a quarta (262 bcm). Juntos, os quatro maiores produzem cerca de 53% do gás mundial.

Quais países mais importam gás natural? No GNL em 2025: China (67,0 MT), Japão (65,9 MT), Coreia do Sul (48,7 MT), Índia (25,3 MT) e Taiwan (23,5 MT), segundo a GIIGNL. Contando o gás por gasoduto, a UE é o maior bloco importador, com cerca de 289 bcm em 2025 (perto de metade como GNL), e a China o maior país importador individual quando se somam seus 38 bcm de gás russo por gasoduto e o suprimento da Ásia Central.

Quem são os maiores exportadores de GNL? Estados Unidos (109,1 MT, 26% do comércio), Catar (80,5 MT) e Austrália (78,8 MT) em 2025, seguidos por Rússia (cerca de 31 MT somando Yamal e Sakhalin), Malásia (27,3 MT), Indonésia (15,9 MT) e Nigéria (14,2 MT). Os três maiores respondem por cerca de 62% da oferta global de GNL.

Qual é o preço do gás natural? Depende da região. O benchmark americano Henry Hub teve média de US$ 3,52/MMBtu em 2025 e operava perto de US$ 3 em setembro de 2026; o benchmark europeu TTF chegou a € 84/MWh (cerca de US$ 28/MMBtu) em meados de setembro de 2026, o maior desde 2022, por causa do fechamento de Ormuz; o GNL spot asiático (JKM) teve pico perto de US$ 25/MMBtu em março de 2026. Os contratos asiáticos de longo prazo seguem majoritariamente atrelados ao petróleo.

Por que o estreito de Ormuz importa para o gás natural? Cerca de 20% do GNL mundial, todas as exportações do Catar e dos EAU, passa por ali, e não há alternativa por gasoduto. Seu fechamento em 2026 retirou mais de 300 milhões de metros cúbicos por dia do mercado e, combinado aos danos por míssil na planta de Ras Laffan, levou os preços spot de GNL na Ásia e na Europa aos maiores níveis desde 2022.

Que parcela do gás mundial é negociada como GNL? Cerca de 428 a 437 milhões de toneladas em 2025, o equivalente a 580 a 600 bcm, ou 14% do consumo global. O comércio por gasoduto tem tamanho semelhante. A parcela do GNL está crescendo: mais de 200 MTPA de nova capacidade de liquefação estão em construção, sobretudo nos EUA e no Catar.