Maiores produtores de gás natural e importadores de GNL

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 Estatística chinês. Do lado comprador, China (67 MT), Japão (66 MT) e Coreia do Sul (49 MT) foram os maiores importadores de GNL, enquanto a Europa, com 126 MT de GNL mais cerca de 150 bcm por duto, 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 roda sobre dois sistemas fisicamente separados: os dutos, 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 num punhado de gargalos marítimos. Essa estrutura é a razão de o fechamento do estreito de Ormuz em 2026 ter reprecificado o gás em Tóquio, Roterdã e Déli em poucos dias.

Números-chave

Maiores produtores de gás natural: quem abastece o mercado

As posições 5 a 9 ainda estão na edição 2025 do Statistical Review, cujo detalhamento por país referente a 2025 não havia sido publicado até o fechamento desta página ⏳.

Produção e exportação são rankings diferentes. O Irã, terceiro produtor, exporta pouco gás (volumes por duto para Turquia e Iraque) porque as sanções bloqueiam o GNL. A Rússia, segunda produtora, perdeu a maior parte de seu mercado europeu por duto depois de 2022 e cortou a produção em 3% em 2025; o Power of Siberia alcançou sua capacidade de projeto de 38 bcm, mas não absorve os 150 bcm que a Europa costumava comprar. 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, sustentado por uma produção de xisto que cresceu 3,8% ao ano por uma década.

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

Importadores e consumidores de gás natural: quem compra e para quê

Estados Unidos (913 bcm, 21,8%), Rússia (480 bcm) e China (442 bcm) consumiram 44% do gás mundial em 2025. O crescimento está concentrado hoje na Europa (+4,2%), no Oriente Médio (+2,9%) e na África (+3,6%); a Ásia-Pacífico cresceu apenas 0,3%, com Índia (-5,9%) e Paquistão (-7,8%) recuando por preço. A geração térmica a gás cresceu só 0,6% no mundo, então a maior parte do avanço 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 importação para cerca de metade de seu gás, e a China para mais de um terço, segundo a revisão 2026 do Energy Institute. Japão, Coreia do Sul e Taiwan importam essencialmente tudo, na forma de GNL.

A GIIGNL reporta o ranking de importação de 2025 como segue.

A Europa como um todo importou 126,3 MT, 29% mais que em 2024, enquanto a Ásia levou 271 MT, 4% menos, segundo o GIIGNL Annual Report 2026.

O comércio por duto completa a outra metade do quadro: a Noruega entregou 89 bcm à UE e a Rússia 36 bcm em 2025 (dados da Comissão Europeia), a Rússia mandou 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 duto ao México. Veja a dependência de gás da Europa para a abertura da UE.

Gargalos da cadeia do gás natural

A liquefação é concentrada. EUA (109 MT), Catar (80,5 MT) e Austrália (78,8 MT) forneceram 62% do GNL em 2025. Os 77 MTPA inteiros do Catar ficam num único complexo, Ras Laffan, atingido por mísseis iranianos em 18 de março de 2026, o que tirou 12,8 MTPA de operação pelo que a QatarEnergy estima em três a cinco anos.

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

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

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

Controles de política. Autorizações de exportação americanas (a pausa de 2024 para países sem acordo de livre comércio congelou decisões finais de investimento por um ano), o Regulamento UE 2026/261 que bane o gás russo até 2027, o esquema australiano de reserva doméstica a partir de 2027 e as regras europeias de metano definem por onde o gás pode legalmente fluir.

Dinâmica de preços

Não existe um preço mundial do gás. Três referências regionais dão o tom: o Henry Hub nos EUA (média de US$ 3,52/MMBtu em 2025, numa faixa de US$ 2,65 a US$ 9,86, segundo a EIA), o TTF holandês para a Europa e o JKM para o GNL spot do Nordeste Asiático. Contratos asiáticos e catarianos de longo prazo ainda são majoritariamente indexados ao petróleo (JCC ou Brent), e é por isso que choques de petróleo chegam às contas de gás com defasagem. O spread entre Henry Hub e TTF ou JKM é o que torna a exportação americana de GNL rentável: as cargas saem dos EUA quando o preço no destino supera o Henry Hub mais liquefação e transporte, algo como US$ 3 a US$ 4/MMBtu.

Os choques são primeiro regionais e depois globais. 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 levou o JKM a cerca de US$ 25/MMBtu em março, ante US$ 9 a US$ 11 antes da guerra, puxou o TTF 60% no mês e a €84/MWh em setembro, e abriu os dois contra o Henry Hub, segundo a GIIGNL. A base de 2025 havia sido o oposto: o TTF caiu cerca de 45% no ano, para perto de €28/MWh, 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 no spot ou em curto prazo, então os sinais de preço movem cargas em semanas.

Disrupções históricas

Empresas e ativos ao longo da cadeia

Upstream. ExxonMobil, EQT e Expand Energy (xisto americano), Gazprom e Novatek (Rússia), QatarEnergy, CNPC e Sinopec (xisto de Sichuan, na 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 as maiores tradings de portfólio, Woodside, Santos e INPEX na Austrália.

Compradores. JERA e Tokyo Gas (Japão), KOGAS (Coreia do Sul), 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 (dutos e terminais na Europa); Kinder Morgan, Williams e Energy Transfer (dutos americanos).

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 participação catariana (Petronet, KOGAS, CPC) são as compradoras mais expostas. Apenas descritivo: a enciclopédia não publica recomendações.

O que monitorar

• Produção e estoques: EIA Natural Gas Monthly e o relatório semanal de estocagem (EUA); GIE AGSI+ (Europa); produção mensal do Escritório Nacional de Estatística chinês.
• Fluxos de comércio: relatórios anuais da GIIGNL e da IGU, rastreamento de cargas da Kpler ou da Vortexa e o Global Energy Security Data trimestral da EIA para volumes nos gargalos.
• Preços e spreads: Henry Hub, TTF e JKM, e o spread TTF-JKM que decide para onde vão as cargas do Atlântico.
• Carteira de capacidade: decisões finais de investimento e partidas (Golden Pass, Plaquemines fase 2, CP2, Rio Grande, North Field East no Catar, LNG Canada fase 2), mais o cronograma de reparo de Ras Laffan.
• Política: prazos do Regulamento UE 2026/261, autorizações americanas de exportação, o esquema australiano de reserva e sanções à logística do 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? Em GNL, 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 duto, a UE é o maior bloco importador, com cerca de 289 bcm em 2025 (cerca de metade como GNL), e a China é o maior país importador isolado quando se somam os 38 bcm de gás russo por duto 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 entre 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 mundial de GNL.

Qual é o preço do gás natural? Depende da região. A referência americana Henry Hub teve média de US$ 3,52/MMBtu em 2025 e negociava perto de US$ 3 em setembro de 2026; a referência europeia TTF chegou a €84/MWh (cerca de US$ 28/MMBtu) em meados de setembro de 2026, o maior nível desde 2022, por causa do fechamento de Ormuz; o GNL spot asiático (JKM) teve pico em torno de US$ 25/MMBtu em março de 2026. Contratos asiáticos de longo prazo continuam majoritariamente atrelados ao preço do petróleo.

Por que o estreito de Ormuz importa para o gás natural? Cerca de 20% do GNL mundial, todas as exportações de Catar e Emirados, passa por ali, e não existe alternativa por duto. O fechamento em 2026 retirou mais de 300 milhões de metros cúbicos por dia do mercado e, somado aos danos de míssil na planta catariana de Ras Laffan, levou o preço spot do GNL na Ásia e na Europa ao maior nível desde 2022.

Quanto do gás mundial é negociado como GNL? Entre 428 e 437 milhões de toneladas em 2025, equivalentes a cerca de 580 a 600 bcm, ou 14% do consumo mundial. O comércio por duto tem tamanho semelhante. A fatia do GNL está subindo: mais de 200 MTPA de nova capacidade de liquefação estão em construção, sobretudo nos EUA e no Catar.