Com a pressão da Guerra do Irã sobre o mercado de petróleo, diferentes indústrias e países passaram a buscar um plano B como fonte de energia. E um dos beneficiados tem sido o setor de painéis solares. As exportações da China, principal fornecedora global, dobraram em março.
Foram 68 gigawatts em capacidade de equipamentos para geração solar embarcados no mês, segundo dados de exportação analisados pelo think tank internacional Ember. Para comparar: em termos de escala, isso equivale a seis usinas hidrelétricas de Belo Monte, no Pará. Ou praticamente toda a capacidade solar instalada na Espanha.
Cinquenta países bateram seus recordes de importação de painéis chineses em março. E outros sessenta alcançaram o maior nível em pelo menos seis meses.
Na Ásia, a Malásia ampliou as importações em 384%, e a Índia, em 141%. Na África, Nigéria, Quênia e Etiópia superaram pela primeira vez a marca do equivalente a 1 GW importado em um único mês. Ao mesmo tempo, países como Japão e Austrália, além da União Europeia, também registraram volumes recordes.
Desde o início da guerra entre Estados Unidos, Israel e Irã no fim fevereiro, o fluxo de navios vem sendo limitado no Estreito de Ormuz, o que compromete o escoamento de petróleo do Golfo Pérsico. Por ali passam cerca de 20 milhões de barris por dia, algo como 25% do comércio marítimo global.
Estimativas de bancos e consultorias indicam que entre 13 milhões e 14,5 milhões de barris por dia ficaram fora do mercado em abril, seja por restrições logísticas ou por cortes preventivos de produção.
Diante de tantas limitações, o barril do tipo Brent já acumula alta superior a 20% desde fevereiro e voltou a ser negociado acima de US$ 100 por barril.
Com a busca global por alternativas ao combustível, não foram apenas os painéis solares que ganharam tração nas exportações chinesas.
O país também ampliou os embarques de baterias e veículos elétricos, de marcas como a BYD. Juntos, as exportações desses três segmentos avançaram 70% em março na comparação anual e 38% frente a fevereiro.
As baterias puxaram em valor: foram US$ 10 bilhões exportados em março, alta de 44% em relação a fevereiro, com demanda forte especialmente de União Europeia, Austrália e Índia.
No Brasil
Os dados da Ember não detalham o papel do Brasil nas exportações chinesas de painéis solares em março. Ainda assim, o movimento tem impacto direto no mercado local: mais de 90% dos módulos fotovoltaicos usados no país vêm da China.
Em 2025, esses produtos foram o quarto item chinês mais importado pelo Brasil, somando US$ 1,5 bilhão e 990 mil toneladas.
Na última década, a presença de painéis solares avançou de forma meteórica no sistema elétrico brasileiro. Hoje, o país tem quase 4 milhões de sistemas espalhados por telhados e fazendas. Em 2015, eram apenas 600.
A fonte já responde por cerca de 23% da capacidade instalada brasileira, ante pouco mais de 2% em 2019.
Enquanto os investidores se concentraram no frágil cessar-fogo iraniano esta semana, uma busca desesperada por cargas tomou conta do mercado de petróleo, com negociantes e refinarias vasculhando o globo atrás de suprimentos disponíveis para entrega imediata.
No Mar do Norte, o mercado físico de petróleo mais importante do mundo, os traders apresentaram 40 lances de compra por cargas nesta semana, dos quais apenas quatro foram atendidos por ofertas de venda.
Cargas para entrega nas próximas semanas trocaram de mãos a preços sem precedentes, acima de US$ 140 o barril. Em outros lugares, as refinarias têm buscado suprimentos em regiões cada vez mais distantes, resultando em uma série de transações incomuns e prêmios exorbitantes para qualquer petróleo que esteja pronto para embarque agora.
Operadores afirmam que os movimentos de pânico nos principais mercados físicos globais demonstram a escala da escassez de óleo bruto que será sentida nas próximas semanas, à medida que a interrupção dos suprimentos do Oriente Médio deixa um vácuo crescente.
A disparada dos preços sinaliza que algumas refinarias europeias provavelmente precisarão seguir o exemplo das asiáticas e reduzir a produção — uma medida que pode ajudar a equilibrar o mercado de petróleo bruto, mas que agravaria a escassez de produtos vitais, como diesel e combustível de aviação.
“Há simplesmente uma falta de óleo bruto”, afirmou Neil Crosby, chefe de pesquisa da Sparta Commodities AS. “O Brent físico está um caos e subiu demais. Nesse ritmo, até as refinarias europeias terão que reduzir a utilização, talvez já no próximo mês.”
Contraste entre Papel e Realidade
O frenesi no comércio físico contrasta com o mercado de futuros, onde o petróleo para entrega em junho caiu 13% esta semana, fechando em cerca de US$ 95 o barril, impulsionado pelo otimismo em relação ao cessar-fogo.
Houve alguns sinais precoces de aumento da atividade no Estreito de Ormuz no fim de semana, com dois superpetroleiros chineses e um grego atravessando a via, mas o tráfego ainda permanece muito abaixo dos níveis anteriores à guerra. Mesmo que as negociações deste fim de semana levem à retomada dos fluxos normais pelo estreito, é improvável que o alívio chegue a tempo de evitar um colapso. O petróleo do Golfo leva semanas para chegar às refinarias na Ásia e na Europa.
“As últimas cargas que transitaram pelo Estreito de Ormuz antes do conflito estão chegando agora aos seus destinos. É aqui que o mercado de papel encontra a realidade física, e o hiato de 40 dias nos fluxos globais de energia fica verdadeiramente exposto”, disse Sultan al Jaber, CEO da Abu Dhabi National Oil, em uma postagem no LinkedIn na quinta-feira.
Prêmios Recordes
Esse vácuo pode ser visto no prêmio que as refinarias estão dispostas a pagar para garantir cargas disponíveis no curto prazo. Operadores de algumas refinarias asiáticas, falando sob condição de anonimato, disseram que não estão mais focados no preço, mas simplesmente buscando garantir barris onde quer que possam para assegurar a segurança energética.
O Dated Brent — a referência mais importante no mercado físico, usada para precificar milhões de barris por dia — atingiu o recorde de US$ 144 o barril antes do cessar-fogo desta semana, superando as máximas de 2008, mesmo com os futuros permanecendo bem abaixo de seus níveis recordes.
Até sexta-feira, o preço havia caído para US$ 126 o barril, ainda assim mais de US$ 30 acima dos futuros do Brent para entrega em junho. Enquanto isso, tradings como Trafigura Group e Gunvor Group ofereciam lances de mais de US$ 22 o barril acima do Dated Brent para cargas no Mar do Norte com entrega entre o final de abril e o início de maio. Suprimentos da Nigéria para carregamento no próximo mês chegaram a ser oferecidos com ágio de US$ 25 por barril sobre a referência, comparado a menos de US$ 3 antes do início da guerra com o Irã.
Dois superpetroleiros chineses carregados com óleo bruto pareceram transitar pelo Estreito de Ormuz horas após um navio grego atravessar a via. O movimento sinaliza um aumento significativo no tráfego de petróleo dias após o anúncio de um frágil cessar-fogo entre os Estados Unidos e o Irã.
Se os três navios completarem a travessia neste sábado (11) — uma jornada que leva cerca de oito horas —, este será o dia de maior saída de petróleo por Ormuz desde que a guerra paralisou quase todo o tráfego na região no início de março.
Nenhuma das embarcações transporta petróleo iraniano ou possui ligações diretas óbvias com o país. Desde o início do conflito, a vasta maioria do petróleo que deixou a região teve como origem a República Islâmica.
A reabertura de Ormuz é crítica para o comércio global de energia, pois seu fechamento resultou na perda de milhões de barris de oferta para os mercados mundiais. Uma retomada aliviaria a pressão sobre os mercados físicos, que estão cada vez mais apertados globalmente. EUA e Irã devem realizar negociações de paz em Islamabad nos próximos dias.
Os dois superpetroleiros chineses seriam os primeiros da nação asiática observados retirando barris da região — um benefício para Pequim, mas que ressalta como o país também foi pressionado pelo conflito.
Em termos de fluxo, as saídas são significativas, mas ainda estão longe dos níveis de tempos de paz. Juntos, os três navios têm capacidade de transporte de cerca de 6 milhões de barris. Somado a isso, o Irã exportou a uma taxa de 1,7 milhão de barris por dia no mês passado. Isso implicaria cerca de metade da taxa normal de embarques pela via — e apenas por um único dia.
Há também um terceiro navio chinês que não emitiu sinais neste sábado, mas que aguardava próximo aos outros dois antes de iniciarem a saída do Golfo Pérsico.
O navio grego sinalizava destino a Malaca, na Malásia, cujos meios de comunicação informaram na sexta-feira uma permissão para a partida dos cargueiros do país. Malaca também serve como ponto de passagem para navios que se dirigem a outras partes da Ásia. O Irã afirmou que as embarcações estão autorizadas a navegar pela via, mas que devem obter permissão para isso.
Os dois superpetroleiros chineses são o Cospearl Lake e o He Rong Hai. O grego é o Serifos. Chamadas para os operadores dos navios fora do horário comercial não foram atendidas ou retornadas de imediato. O Serifos e o He Rong Hai carregaram seus suprimentos na Arábia Saudita, enquanto o Cospearl Lake carregou no Iraque, mostram os dados de rastreamento.
Todos os três parecem ter seguido uma rota ao norte pelo estreito, conforme exigido por Teerã. Esse caminho passa por águas iranianas e ao longo das costas das ilhas Qeshm e Larak, afastando-se das rotas tradicionais de navegação de Ormuz que margeiam a costa sul da hidrovia.
Além deles, dois contratorpedeiros de mísseis guiados da Marinha dos EUA atravessaram o Estreito de Ormuz, de acordo com três funcionários americanos ouvidos pelo jornal Wall Street Journal, marcando a primeira vez que embarcações do país transitaram pela via desde o início da guerra, em 28 de fevereiro.
Não foram relatados problemas, e a operação foi descrita como uma missão de navegação livre. Os navios não escoltavam embarcações comerciais, disseram as autoridades.
Quase todo o tráfego pela via, que normalmente movimenta cerca de um quinto do petróleo mundial e uma parcela semelhante de gás natural liquefeito (GNL), foi interrompido logo no primeiro dia da guerra.
Embora o rastreamento digital de navios possa estar sujeito a manipulações, os sinais das três embarcações parecem consistentes com movimentos reais de navegação.
O clima da sexta-feira (20) reprisa aquele que prevaleceu durante a semana inteira: mercados sob pressão. O petróleo resiste acima de US$ 110 o barril, nível que inspira temores sobre a volta da inflação. Os bancos centrais globais sinalizam ver a Guerra no Irã como a principal variável de curto prazo para o juros e a persistência do choque pode levar as autoridades a pausarem por mais tempo os ciclos de queda de taxas ou até mesmo darem uma guinada altista. Por aqui, o nosso BC fez eco às preocupações, mas sustentou a indicação de que vai continuar a cortar na próxima reunião. A subida dos preços do diesel passou a alimentar a possibilidade de uma greve de caminhoneiros, evento que, no passado, chegou a tirar mais de 0,2 ponto percentual do PIB.
Enquanto você dormia…
O desenvolvimento da Guerra no Irã ainda está no foco dos mercados. Os futuros das bolsas de Nova York seguem em queda, prenunciando mais uma sessão de cautela: às 7h25, o S&P 500 futuro recua -0,68% e o Nasdaq futuro cai -0,93%.
Na Europa, as bolsas europeias ficam levemente negativas. O Stoxx 600 recua -0,28%.
Na Ásia, as bolsas tiveram queda, sensíveis ao choque de energia e à reprecificação de juros. O índice Nikkei, de Tóquio, terminou com recuo de -3,38%. O Hang Seng, de Hong Kong, teve queda de -0,88%.
O índice dólar (DXT) está em alta de +0,34% aos 99,56 pontos. O petróleo Brent tem alta de +1,67%, aUS$ 110,47 o barril. Os juros da Treasury de 10 anos sobem para 4,306% ao ano.
O principal tema continua sendo o choque de energia ligado à escalada no conflito do Oriente Médio. Apesar de esforços dos EUA e aliados para elevar oferta e aliviar gargalos logísticos, o Brent se sustenta acima de US$ 110 e mantém a pressão inflacionária no radar global.
Esse cenário tem deixado bancos centrais mais cautelosos: Fed, BCE, Banco da Inglaterra e outros BCs mantiveram juros recentemente, mas o mercado já revisa a possibilidade de cortes mais lentos — ou até novas altas em alguns casos.
No Brasil, isso conversa diretamente com a Selic em 14,75% e com o tom mais conservador do Banco Central após o último corte.
E daí? Petrobras e Prio seguem no radar com petróleo forte. Por outro lado, juros globais elevados e risco de desaceleração podem pesar em cíclicas como Vale, Gerdau e CSN.
Giro pelo mundo
BYD na vitrine: a alta dos combustíveis está acelerando a demanda por veículos elétricos na Ásia; o mercado observa se vira tendência estrutural.
Japão em alerta: governo avalia reforçar estoques e importação de petróleo para reduzir vulnerabilidade energética.
Giro pelo Brasil
IR 2026: a Receita liberou o programa nesta sexta; o prazo começa na segunda e vai até 29 de maio — o clássico “deixa para depois” já está no radar.
Sem greve, por enquanto: lideranças de caminhoneiros decidiram suspender a proposta de greve que estava prevista para esta semana e serão recebidas em Brasília, pelo ministro da Secretaria-Geral da Presidência, Guilherme Boulos.
Diesel na conta: reajuste recente da Petrobras segue no radar por seus efeitos sobre inflação e percepção política. Combustível já sobe mais de 7% na bomba.
Canetas emagrecedoras no foco: A patente da semaglutida, princípio ativo do Ozempic e do Rybelsus, expira hoje, 20 de março. Versões potencialmente mais baratas do medicamento e a maior disponibilidade da tirzepatida — base do Mounjaro, da Eli Lilly — cria o cenário para uma expansão acelerada do mercado.
Giro corporativo
Santander/B3: CEO da B3, Gilson Finkelsztain, foi escolhido para suceder Mario Leão no Santander Brasil; atenção agora se volta para a sucessão na bolsa.
Hapvida no foco: após forte volatilidade pós-balanço, o papel virou termômetro de confiança em turnaround no setor de saúde.
A guerra contra o Irã provocou uma interrupção recorde na oferta de petróleo e fez disparar os preços do barril e de outras commodities. Ainda assim, economistas duvidam que os EUA estejam sob grande risco de recessão.
O consenso de economistas ouvidos nesta semana pelo The Wall Street Journal é de que a inflação deve subir temporariamente, enquanto crescimento e desemprego devem permanecer praticamente inalterados — assumindo que o choque do petróleo seja passageiro.
“Diante da guerra em curso no Oriente Médio, da disparada dos preços do petróleo, das tarifas elevadas, da inteligência artificial e das fortes restrições à imigração, vale destacar o quanto a economia dos EUA tem se mostrado resiliente até agora”, disse Bernard Baumohl, do Economic Outlook Group. “Mas não devemos tomar essa resiliência como garantida.”
A pesquisa reuniu respostas de 50 economistas de instituições que vão de bancos de Wall Street e universidades a pequenas consultorias, entre os dias 16 e 18 de março. Nem todos responderam a todas as perguntas.
Os economistas estimam em 32% a probabilidade de recessão nos próximos 12 meses, levemente acima dos 27% registrados em janeiro. Questionados sobre até que nível o petróleo precisaria subir para elevar essa probabilidade acima de 50%, as respostas variaram de US$ 90 a US$ 200 por barril, com média de US$ 138. Sobre o tempo necessário com preços elevados, as estimativas vão de quatro a 55 semanas, com média de 14 semanas. Os contratos futuros de petróleo nos EUA fecharam a US$ 96,32 o barril na quarta-feira, ante média de cerca de US$ 65 em fevereiro.
Robert Fry, da Robert Fry Economics, que atualmente vê 40% de chance de recessão, afirmou que petróleo a US$ 125 por oito semanas é seu ponto decisivo.
“Minha projeção depende da hipótese de que o Estreito de Ormuz estará totalmente aberto ao tráfego de petroleiros até meados de abril”, disse. “Se isso não acontecer, os preços do petróleo subirão muito mais e passarei a incluir uma recessão no meu cenário.”
Em média, os economistas projetam que o Produto Interno Bruto (PIB), ajustado pela inflação, crescerá 2,1% no quarto trimestre deste ano em relação ao mesmo período do ano anterior — ligeiramente abaixo dos 2,2% estimados em janeiro. A taxa de desemprego deve encerrar dezembro em 4,5%, em linha com a previsão anterior. No mês passado, estava em 4,4%.
Em contraste com o crescimento, os economistas ficaram mais pessimistas em relação à inflação. Eles agora esperam que o índice de preços ao consumidor suba 2,9% em dezembro de 2026 na comparação anual, acima dos 2,6% projetados em janeiro.
Essa revisão não reflete apenas o aumento da gasolina: o núcleo do índice de gastos com consumo pessoal (PCE), que exclui itens voláteis como alimentos e energia, deve subir 2,8% no quarto trimestre — acima dos 2,6% previstos anteriormente. O Federal Reserve usa esse indicador como referência.
Com a inflação mais alta, diminuíram as expectativas de cortes de juros. Na quarta-feira, o Fed manteve a taxa entre 3,5% e 3,75%. Em média, os economistas veem o ponto médio dessa faixa encerrando o ano em 3,26%, o que implica entre um e dois cortes de 0,25 ponto percentual. Em janeiro, a projeção era de 3,08%, sugerindo dois cortes.
Isso aproxima os economistas da visão dos dirigentes do Fed. Projeções divulgadas após a reunião indicam que os formuladores de política monetária esperam, em média, um corte de 0,25 ponto neste ano. As previsões de crescimento e desemprego pouco mudaram desde dezembro, mas a expectativa de inflação aumentou.
O presidente do Fed, Jerome Powell, afirmou que essas projeções têm menor relevância diante das incertezas sobre o desfecho da guerra.
“Simplesmente não sabemos”, disse. “As pessoas estão colocando números que parecem fazer sentido, mas sem convicção.”
Muitos economistas expressaram incerteza semelhante. Beth Ann Bovino, do U.S. Bank, afirmou que sua projeção foi concluída quando a guerra começava e que “as condições mudam a cada hora”.
Cerca de 20 milhões de barris de petróleo — o equivalente a 20% da oferta global — costumam passar diariamente pelo Estreito de Ormuz. Esse fluxo caiu drasticamente. Como resultado, o petróleo chegou a ser negociado acima de US$ 100 por barril recentemente. O preço médio da gasolina nos EUA atingiu US$ 3,84 por galão na quarta-feira, ante US$ 2,92 um mês antes, segundo a AAA. Os contratos futuros indicam que o preço pode ultrapassar US$ 4 nas próximas semanas.
Os economistas esperam que o petróleo termine junho em US$ 86,70 e o ano em US$ 73,54. Já economistas da California Lutheran University destacaram: “Os EUA são o maior produtor de petróleo do mundo desde 2018… Do ponto de vista econômico geral, preços entre US$ 80 e US$ 100 não são totalmente negativos. Em 2008, o petróleo chegou ao equivalente a US$ 200 por barril em valores atuais.”
Escreva para Anthony DeBarros em anthony.debarros@wsj.com e Justin Lahart em Justin.Lahart@wsj.com
Preços do petróleo, imposto sobre exportações, riscos com as eleições presidenciais e aquisições potenciais são temas da vez para o cenário de quem investe na Petrobras. #petrobras#petróleo#investimentos
Preços do petróleo, imposto sobre exportações, riscos com as eleições presidenciais e aquisições potenciais. Esses são temas fundamentais hoje para o cenário de quem investe na Petrobras.
Esses elementos indicam que ainda há espaço para novas altas para as ações da estatal, mas tudo depende da concretização de um cenário favorável, conforme tem acontecido até agora. Não se trata de algo garantido, especialmente com o risco de ingerência política na gestão, algo que potencialmente pode levar a estatal a represar reajustes no mercado local antes das eleições.
No acumulado deste ano, as ações preferenciais da companhia (PETR4) acumulam ganhos de 49,4%. Já o papel preferencial (PETR3) sobe 56,3% até agora. O Ibovespa avança 12,6% no mesmo período.
Nos cálculos de analistas do setor e gestores, o petróleo do tipo Brent, referência global para a commodity, precisa estar no preço mínimo de US$ 70 o barril para manter a Petrobras com forte geração de caixa e, portanto, como boa alternativa no setor de óleo e gás brasileiro.
Esse também é o piso para garantir que a empresa mantenha o pagamento dos dividendos ordinários. Com o Brent na casa dos US$ 80, analistas do BTG Pactual estimam um dividend yield (rentabilidade dos dividendos) de cerca de 9%.
Nesse contexto, a geração de caixa livre sobre o patrimônio (quanto caixa a empresa produz para cada real de patrimônio dos acionistas) fica em aproximadamente 10% para 2026. São números que se destacam frente a pares globais, que negociam com retorno total médio ao acionista de 5,5%.
Com a Guerra do Irã e os riscos que envolvem a produção de petróleo no Oriente Médio, a cotação da matéria-prima ultrapassou os US$ 100.
Se houver uma solução no curto prazo para o conflito, os preços devem se estabilizar em níveis mais baixos, mas não tão baixos a ponto de prejudicar a geração de caixa da Petrobras, sobretudo porque levaria tempo até que a produção global voltasse ao normal.
Imposto, aquisições e ‘efeito Braskem’
Outro tema relevante para quem investe na empresa é o recém-anunciado imposto sobre exportações. O governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva adotou medidas para aliviar o impacto dos preços dos combustíveis com a alta do petróleo, entre elas um imposto de 12% sobre exportações de óleo cru.
Isso representa um custo direto para a Petrobras, grande exportadora da commodity, já incorporado nos modelos dos analistas.
Ao mesmo tempo, o aumento do preço do diesel nas refinarias em 11,6%, anunciado na última semana para aproximar os preços locais dos internacionais — representa uma receita adicional relevante para a empresa.
O aumento não resolve a defasagem em relação aos preços globais, mas, dado que os custos de extração de petróleo e de refino seguem iguais, compensa em parte a incidência do novo imposto.
Além disso, considerados em conjunto, o ambiente atual de preços mais altos e o ajuste nos combustíveis melhoram materialmente a geração de caixa da Petrobras, o que mais do que compensa os custos adicionais.
Analistas também observam o movimento da Petrobras em torno de aquisições de usinas de etanol de milho e da necessidade de participar da reestruturação da Braskem.
Esse envolvimento poderia se dar por meio de uma injeção direta de recursos ou via ajuste de preços de nafta, em que a estatal precisaria rever quanto cobra pela matéria-prima vendida à Braskem.
Os dois fatores podem gerar impactos importantes sobre o fluxo de caixa e nos pagamentos de dividendos no curto prazo – um dos maiores riscos para o investimento na empresa agora porque os preços das ações não estão “embutindo” esses eventos atualmente.
Eleições: a maior dúvida
Como uma estatal, a Petrobras está sujeita ao risco de ingerências do governo, especialmente em relação ao repasse das variações dos preços do petróleo para o mercado interno – exatamente como aconteceu recentemente.
Com a alta de dois dígitos registrada neste ano, é possível afirmar que parte do otimismo já está refletida nos preços, o que torna os riscos ainda mais relevantes de serem monitorados.
Esse tema é o que mais divide opiniões no mercado. Enquanto alguns dos grandes fundos de investimento no país mantêm posição vendida, ou short – que ganha com a queda das ações – exatamente por causa desse risco, há aqueles que enxergam pouca mudança de cenário.
Ou o atual governo vence as eleições e, tal qual até aqui, não interfere tanto na companhia, ou muda-se o governo para uma linha mais liberal, o que significa um cenário potencial melhor.
Nesse segundo caso, analistas do BTG Pactual estimam que uma eventual compressão no custo de capital da empresa poderia levar o preço-alvo das ações a US$ 26 por ADR (o recibo de ação negociado no mercado americano), contra os US$ 21 do cenário-base atual.
“Acreditamos que é menos provável que o atual governo faça mudanças significativas para a Petrobras se reeleito”, afirmam os analistas do BTG Pactual em relatório.
“Na verdade, as medidas anunciadas na semana passada reforçam a abordagem cautelosa do governo em relação à governança e aos preços dos combustíveis no mercado interno.”
De um lado, o barril acima de US$ 100 – um patamar que ninguém esperava até o início da guerra com o Irã. De outro, o pacote do governo para aliviar os preços internos dos combustíveis em meio à alta do petróleo; que incluem um imposto de exportação de 12% para o óleo cru.
O imposto, anunciado na quinta (12) e válido a princípio por quatro meses, entra para compensar o PIS/Cofins zerado sobre o diesel e também um auxílio financeiro de R$ 0,32 por litro para produtores e importadores do combustível.
Vejamos aqui como essa realidade, de petróleo em alta e imposto surpresa, impacta cada uma das nossas petroleiras de capital aberto: Petrobras, Prio, Brava Energia e PetroReconcavo.
Petrobras
A estatal ganha por conta do parque de refino. Ela aumentou o diesel na boca das refinarias em 11,6%, para aproximar os preços locais dos internacionais. Ainda que a defasagem siga alta, o custo de extração de matéria-prima (petróleo) e de refino permanecem os mesmos. Logo, o aumento compensa em parte o novo imposto sobre a fatia de óleo cru que a petroleira exporta.
O custo de extração da Petrobras, vale notar, é particularmente baixo: US$ 9 por barril. No quarto trimestre de 2025, a estatal fez um Ebitda equivalente a US$ 10,9 bilhões com o Brent, o preço de referência para o barril, entre US$ 60 e US$ 65.
Antes mesmo do conflito, o barril já estava em um patamar superior, US$ 73. Caso venha um cessar fogo, a produção dos países árabes ainda levaria algum tempo até voltar ao normal. Eles já cortaram a produção em 30% (10 milhões de barris por dia, o equivalente a um décimo do consumo global).
A Agência Internacional de Energia estima que um retorno aos níveis pré-guerra pode levar semanas e, em alguns casos, meses – religar poços de forma apressada poderia danificar equipamentos, gerando novas paradas.
Ou seja: a pressão sobre a oferta não terminaria da noite para o dia, favorecendo as petroleiras daqui. Somando isso à margem maior do refino, o cenário para a Petrobras segue positivo mesmo com o imposto.
Prio
A Prio exporta toda sua produção e não tem refino para compensar a taxa de 12%. Por conta disso, o Safra prevê uma redução de 15% no lucro operacional previsto para 2026 caso o imposto de exportação se mantenha até dezembro.
O cálculo, porém, leva em conta uma eventual realidade com o Brent a um preço médio de US$ 70. Caso o barril permaneça a um patamar mais elevado do que esse, o impacto arrefece.
Também vale lembrar que o barril em alta vem num momento de expansão da Prio. Ela acaba de colocar um novo campo em operação, Wahoo, com capacidade para extrair 40 mil barris por dia. O Itaú BBA estima que a produção chegue a 201 mil bpd neste ano – praticamente o dobro dos 106 mil bpd de 2025.
Brava Energia e PetroReconcavo
A Brava exporta só um terço de sua produção. Diante disso, os analistas do Safra vêem um impacto menor do novo imposto ali: redução de 7% do lucro operacional em 2026. Também ajuda o fato de ela trabalhar com refino – a petroleira opera a refinaria de Camarão (RN). As margens maiores no diesel, então, mitigam o efeito do imposto.
A Brava é a segunda maior junior oil do país (80 mil barris por dia em 2025) e passa por um momento de virada. Aumentou produção em 46% no ano passado e reverteu o prejuízo de R$ 1,1 bilhão em lucro de R$ 1,5 bilhão. O plano interno é aumentar a produção para 100 mil bpd em 2027.
Já na PetroReconcavo o efeito do imposto seria desprezível. Focada em campos maduros e em terra no Nordeste, com produção de 24 mil bpd, a empresa tem escala menor e perfil pouco exposto à exportação. De acordo com o Safra, ela praticamente não sofre impacto da taxa de 12%.
O que mais preocupa, para o setor como um todo, nem é o impacto financeiro imediato, mas o precedente aberto pelo governo. Para os analistas do Morgan Stanley e do Bradesco BBI, a criação do imposto aumenta a incerteza regulatória na exploração de petróleo no Brasil, o que pode reduzir o apetite de investidores.
Na outra ponta, a vantagem geopolítica conta a favor das brasileiras. Não estamos, afinal, numa região sujeita a conflitos militares capazes de interromper a produção.
Países que dependem fortemente de petróleo importado, especialmente China, Índia e Japão, agora tendem a buscar mais fontes de suprimento alternativas ao Oriente Médio. E, definitivamente, somos uma delas.
A semana do petróleo começa às 20h deste domingo – com a abertura das negociações do Brent, às 23h de Londres. Será a primeira sessão após o ataque americano ao principal hub de exportação iraniano, que vem operando apesar do conflito. Na sexta (13), o barril fechou a US$ 103.
Forças americanas atingiram alvos militares na estratégica Ilha de Kharg e ameaçou estender os ataques à infraestrutura de energia caso Teerã continue bloqueando o Estreito de Ormuz – a estreita passagem que liga o Golfo Pérsico ao resto do mundo.
Kharg é uma ilha a 25 km da costa iraniana. Ela serve como um hub de exportação porque o mar profundo ao redor da massa de terra é bom para receber superpetroleiros, que não navegam em águas rasas. O petróleo chega do continente via oleodutos e daí flui para os berços de atracação do lugar.
E mesmo com a guerra em andamento o Irã continua exportando petróleo, principalmente para a China – navios chineses e, claro, iranianos, têm passagem liberada pelo estreito de Ormuz. Seguem, portanto, indo e voltando à ilha de Kharg. Também foram identificados recentemente dois navios com destino à Índia, carregados de gás liquefeito de petróleo (GLP), e um petroleiro grego.
Caso esse fluxo pare também, o suprimento global de petróleo sofrerá mais uma baixa. Até agora, cortes nos países árabes já reduziram o output global em 10%.
O Irã afirmou que ataques à infraestrutura de petróleo em Kharg provocarão retaliação contra instalações de energia ligadas aos EUA na região.
Nos Emirados Árabes, as operações de carregamento no porto de Fujairah – outro hub estratégico – foram interrompidas após um ataque de drone nas primeiras horas de sábado (14), bloqueando os embarques pela única rota de exportação do país que não passa por Ormuz (fica de cara para o Oceano Índico, fora do Golfo). As atividades foram retomadas no domingo (15).
“Não acho que os mercados vão reagir bem aos últimos desdobramentos”, disse Tim Waterer, analista-chefe de mercado da KCM Trade. “Espero mais um início de semana tenso, com o destino da Ilha de Kharg ainda incerto, dada sua importância para o fornecimento global de energia.”
O Brent subiu 11% na semana passada, chegando a bater US$ 119,50 o barril, antes de fechar um pouco acima de US$ 103. Foi a semana mais volátil para o marcador europeu desde que os contratos futuros começaram a ser negociados, em 1988.
“Seguimos em disparada na rodovia, na faixa da esquerda, sem nenhum sinal de quando vamos conseguir pegar a saída”, disse Stephen Schork, fundador da Schork Group, com sede em Radnor, Pensilvânia, acrescentando que não ficaria surpreso de ver o petróleo abrir acima de US$ 117 o barril — “ou até além disso.”
Giovanni Staunovo, analista de commodities do UBS, concorda: “Com o fluxo de petróleo por Ormuz ainda restrito, o caminho de menor resistência para os preços do petróleo segue sendo o de alta”.
Para o Brasil, duas consequências diretas. De um lado, somos grandes exportadores de petróleo – e, obviamente, nenhum cliente que compra daqui precisa passar pelo Estreito de Ormuz.
Petrobras sobe 13% desde o início do conflito. Prio, 10%. Petroreconcavo vem mais atrás, com 5%. A exceção é a BravaEnergia, que cai 4% no mesmo intervalo – ela vinha subindo também, mas entregou os pontos após divulgar um balanço mal visto pelo mercado na quinta (12).
O mercado global de petróleo foi jogado ao caos. A Agência Internacional de Energia alertou que a interrupção no abastecimento é sem precedentes, e os países-membros concordaram na semana passada em liberar 400 milhões de barris de reservas de emergência para tentar conter a alta dos preços.
O número pode impressionar, mas equivale a apenas quatro dias do consumo global.
Com o fechamento efetivo de Ormuz cortando as exportações marítimas dos demais países do Golfo, os tanques de armazenamento da região foram enchendo, forçando alguns produtores a reduzir a extração. A Arábia Saudita, o peso-pesado da região, vem aumentando o fluxo por um oleoduto que cruza o país até o litoral do Mar Vermelho, o que pode permitir exportações de cerca de 5 milhões de barris por dia.
A Ilha de Kharg é uma instalação vital para Teerã, pois por ela passa a maior parte das exportações de petróleo bruto do país. Ao anunciar o ataque, Trump disse que as instalações militares do local foram “destruídas por completo”. A agência de notícias estatal iraniana Fars informou que as exportações seguem normalmente após o ataque.
Donald Trump, intensificou os apelos para a reabertura do vital Estreito de Ormuz, afirmando “ter esperança” de que que navios de guerra de outros países também serão enviados à região para garantir a passagem de petroleiros.
Seus comentários, no Truth Social, vieram horas depois de ele ordenar ataques a instalações militares na Ilha de Kharg, de onde o Irã exporta quase todo o seu petróleo, escalando um conflito no Oriente Médio que dura duas semanas e não dá sinais de arrefecimento.
O presidente afirmou que as instalações militares na ilha do Golfo Pérsico foram “destruídas por completo”, acrescentando que optou por não atacar a infraestrutura petrolífera “por uma questão de decência”. Ele ameaçou fazer exatamente isso caso o Irã “tome qualquer atitude para interferir na passagem livre e segura de navios pelo Estreito de Ormuz.”
“Muitos países, especialmente os afetados pela tentativa do Irã de fechar o Estreito de Ormuz, enviarão navios de guerra em conjunto com os Estados Unidos da América para manter o Estreito aberto e seguro”, escreveu em sua publicação mais recente. Ele deu poucos detalhes além de expressar a esperança de que China, França, Japão, Coreia do Sul e Reino Unido também enviem navios de guerra.
Trump declarou que, embora as forças militares do Irã estivessem “já 100% destruídas”, era “fácil” para Teerã continuar ameaçando navios com drones, minas e mísseis de curto alcance. Os EUA, disse ele, irão “bombardear pesado” o litoral iraniano para tentar conter essas ameaças.
Quase ao mesmo tempo, o chanceler iraniano Abbas Araghchi afirmou que o estreito — por onde normalmente passa cerca de um quinto do suprimento mundial de petróleo — estava fechado apenas para navios de “países inimigos”.
Durante a noite e ao longo do sábado, Israel e os EUA continuaram atacando o Irã, que por sua vez seguiu bombardeando países árabes do Golfo.
O Irã, claramente inferior em poderio militar frente aos EUA e a Israel, está atacando países vizinhos, além de rotas marítimas e instalações de energia, numa tentativa de semear o caos na região e nos mercados de petróleo e gás — esperando pressionar Trump a encerrar os combates. O presidente americano enfrenta críticas internas à medida que os preços da gasolina disparam, com muitos opositores alegando que ele subestimou a resposta e a resiliência do Irã.
A incerteza sobre a duração da guerra cresce diante dos sinais contraditórios de Trump e da contínua resistência iraniana. Na sexta-feira, o presidente disse que os EUA manteriam sua campanha “pelo tempo que for necessário” e sinalizou que a Marinha americana começaria em breve a escortar navios pelo Estreito de Ormuz — uma mudança de tom em relação a declarações anteriores de que os objetivos militares americanos estavam “praticamente cumpridos.”
No sábado, o ministro da Defesa de Israel, Israel Katz, elogiou o ataque a Kharg e afirmou que a guerra está entrando em sua “fase de vitória”, acrescentando que os combates durarão “o tempo que for preciso.”
Ataque nos Emirados
Nos Emirados Árabes Unidos, as operações no estratégico porto petrolífero de Fujairah, no Golfo de Omã, foram suspensas após um ataque de drone e um incêndio na manhã de sábado, segundo pessoas familiarizadas com o assunto.
O carregamento de petróleo bruto e derivados em Fujairah, localizado logo fora do Estreito de Ormuz, foi interrompido por precaução enquanto os danos são avaliados, de acordo com as fontes, que pediram anonimato por não estarem autorizadas a falar com a imprensa.
Fujairah é um importante hub de exportação tanto de petróleo bruto quanto de combustíveis, e ganhou relevância ainda maior para os Emirados e para os mercados globais por ser um dos poucos pontos de escoamento de petróleo do Golfo que contorna Ormuz.
O barril de petróleo fechou a US$ 103 na sexta-feira (13), atingindo seu nível mais alto desde 2022. Arábia Saudita, Iraque, EAU e Kuwait tiveram de reduzir a produção de petróleo bruto em razão do fechamento de fato de Ormuz, enquanto o Catar suspendeu as operações de gás natural liquefeito — sendo um dos três maiores fornecedores mundiais do combustível.
Dois petroleiros estavam atracados na Ilha de Kharg horas após o ataque americano às instalações militares, segundo o Tankertrackers.com, empresa especializada em monitoramento de embarcações. A mídia estatal iraniana afirmou que as exportações continuam normalmente.
Ainda assim, o Irã advertiu que atacará instalações de petróleo e energia ligadas aos EUA no Oriente Médio caso sua própria infraestrutura petroleira seja atingida. A mídia iraniana informou que todos os trabalhadores da indústria do petróleo na ilha — situada a cerca de 25 quilômetros do continente — estão sãos e salvos.
“Todas as instalações de petróleo, econômicas e energéticas pertencentes a empresas petrolíferas na região que sejam parcialmente de propriedade dos Estados Unidos ou que cooperem com os Estados Unidos serão imediatamente destruídas e reduzidas a cinzas” caso os ativos energéticos e econômicos do Irã sejam atacados, noticiou a agência Fars News, citando o comando central militar do país.
O veículo informou que mais de 15 explosões sacudiram a Ilha de Kharg, com alvos incluindo sistemas de defesa antiaérea, uma base naval, a torre de controle do aeroporto e um hangar de helicópteros — sem especificar a extensão dos danos.
Os militares americanos afirmaram ter destruído infraestruturas de armazenamento de mísseis e minas navais.
Nos dias anteriores aos ataques americano-israelenses, o Irã acelerou as exportações a partir de Kharg para níveis próximos ao recorde, acima de 3 milhões de barris por dia — quase o triplo do ritmo habitual —, segundo analistas do JPMorgan Chase, incluindo Natasha Kaneva, em nota de pesquisa.
Um ataque às instalações petrolíferas de Kharg “interromperia imediatamente a maior parte das exportações de petróleo bruto do Irã, provavelmente desencadeando uma retaliação severa no Estreito de Ormuz ou contra a infraestrutura energética regional”, avaliaram os analistas do JPMorgan.
Desde o início da guerra, há 15 dias, o diesel no mercado internacional sobe 50% – ainda mais do que os 42% do petróleo. E boa parte do diesel que abastece os caminhões brasileiros vem de fora.
O Brasil, apesar de ser um grande exportador de petróleo, não tem capacidade de refino para atender a demanda interna por diesel. As importações suprem 25% do nosso consumo.
Daí as altas nos postos. De acordo com a ANP, o preço médio do diesel nos postos subiu 12% na última semana. E dados do sistema de monitoramento TruckPag,levantados pelo Valor, mostram um acréscimo de 18,75% desde o dia 27 de fevereiro, o último antes da eclosão do conflito.
Foi nesse contexto que a Petrobras anunciou na sexta (13) o primeiro reajuste do diesel em refinarias após 312 dias: alta de R$ 0,38 por litro, ou 11,6%, com o preço passando de R$ 3,27 para R$ 3,65 a partir deste sábado (14).
O reajuste, de qualquer forma, não cobre nem de longe a defasagem ante o preço internacional. Para isso, o preço teria de subir a R$ 5,61 por litro, de acordo com a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom).
Essa diferença é central para entender como a guerra pesa no mercado brasileiro. Quando a cotação internacional dispara, os importadores passa a trazer diesel a um custo muito mais alto que o da Petrobras – a estatal controla 84% do nosso parque de refino.
Isso aumenta a pressão sobre a Petrobras para abastecer o mercado. A estatal chegou a rejeitar pedidos extras de diesel. O aumento no preço, então, é uma forma de tentar conter a demanda e evitar uma crise de abastecimento.
O governo busca amortecer o choque de forma indireta. Na quinta (12), o Brasil zerou tributos federais sobre o diesel e anunciou uma subvenção para produtores e importadores, numa tentativa de conter o avanço dos preços domésticos.
Em grande parte porque altas no diesel significam altas no frete, o que afeta basicamente todos os setores da economia e joga a inflação para cima.
Mas enquanto não houver um cessar-fogo no Irã qualquer medida será como enxugar gelo. O barril fechou ontem (13) acima de US$ 100 pelo segundo dia consecutivo – o que não acontecia desde 2022, com a invasão da Ucrânia. Cortesia do fechamento do Estreito de Ormuz. O bloqueio da passagem marítima de apenas 3,7 km de largura entre Irã e Omã tira de circulação 20 milhões de barris por dia. Um quinto do suprimento global.
Na gasolina, o efeito para o Brasil é menor. Importamos entre 6% e 7%, apenas. E a frota de carros flex, que roda com etanol, dá um refresco para a demanda do derivado de petróleo. Com o diesel, porém, não há escapatória. A alta nos preços internacionais bate por aqui de forma automática, como o preço nas bombas deixa claro.
A sexta-feira (13) começa com o mercado fazendo contas. A inflação segue como uma das principais preocupações. Todos querem entender qual será o impacto sobre os preços de diversos setores globais, se o petróleo permanecer acima de US$ 100 por mais tempo. As incertezas em torno da Guerra no Irã reforçam o dólar globalmente. Nesta sexta-feira, sai um dado visto como um dos mais importantes para o Federal Reserve (Fed, o banco central americano), a poucos dias da decisão sobre juros: os números da inflação pelo PCE, a medida preferida do BC dos EUA. Por aqui, a combinação é parecida, mas com sotaque local: governo tentando amortecer o impacto da guerra sobre o diesel e evitar uma potencial greve de caminhoneiros, além, é claro, de aliviar o peso sobre a inflação.
Enquanto você dormia…
O humor lá fora segue cauteloso: ninguém está em pânico, mas também não parece disposto a bancar qualquer aposta sobre os rumos da Guerra no Irã e os impactos sobre a inflação. Às 7h20, os futuros das bolsas de Nova York seguem em leve alta: o S&P 500 futuro sobe +0,10% e o Nasdaq futuro avança +0,08%.
Na Europa, as bolsas caminham para a segunda semana seguida no vermelho. O Stoxx 600 cai -0,31%.
Na Ásia, o tom também foi negativo, com o petróleo acima de US$ 100, reacendendo o medo de inflação. O índice Nikkei, da bolsa de Tóquio, terminou em queda de -1,16%. O Hang Seng, de Hong Kong, recuou -0,98%.
O índice dólar (DXY) ultrapassa a marca dos 100 pontos, com alta de +0,48% a 100,15 pontos. O petróleo Brent segue em alta de +0,36% cotado aUS$ 100,83 o barril. Os juros da Treasury de 10 anos alcança 4,271% ao ano, mas seguem estáveis.
Brasília tenta segurar o diesel enquanto o petróleo esquenta: o barril da commodity voltou a operar acima de US$ 100 nesta sexta-feira, mas passou a recuar após os EUA liberarem parte do petróleo russo de sanções tomadas na guerra contra a Ucrânia.
O preço do Brent segue próximo dos três dígitos acima de US$ 99 o barril. O problema é que o bloqueio do Estreito de Ormuz ainda permanece apesar do discurso de vitória do governo americano.
Por aqui, o governo brasileiro anunciou um pacote que incluiu zerar PIS/Cofins do diesel, criar subvenção para importadores e produtores e cobrar imposto temporário de 12% sobre exportações de petróleo e de 50% sobre exportações de diesel. A equipe econômica estima alívio de R$ 0,64 por litro nas bombas.
E daí? Para a bolsa local, o tema deixa Petrobras (PETR4), PRIO (PRIO3) e demais exportadoras de óleo no radar por causa do imposto, enquanto transporte e agro tendem a acompanhar de perto o efeito real do diesel mais barato na cadeia.
Giro pelo mundo
PCE na vitrine: o dado de inflação preferido do Fed mostra a inflação acima da meta de 2% ao ano. A leitura de fevereiro trouxe uma alta mensal de 0,4% e anual de 3,1% para o núcleo do PCE, enquanto o índice cheio veio com avanço de 0,3% no mês passado e subida de 2,8% em um ano.
Petróleo manda no humor: com o Brent perto de US$ 100, o mercado reduz apostas de cortes de juros diante da pressão inflacionária.
Giro pelo Brasil
Diesel no centro da mesa: governo zerou PIS/Cofins e anunciou subvenção para tentar segurar a alta nas bombas para o diesel. No total, a previsão é de que haverá um alívio de R$ 0,64 por litro no preço do combustível.
Conta do pacote: a compensação vem com imposto temporário de 12% sobre exportações de petróleo e de 50% sobre diesel.
Giro corporativo
Sabesp amplia posição: a companhia comprou por R$ 171,6 milhões uma fatia de 23,17% das ações ordinárias da Emae que pertenciam ao fundo Oceania, ligada ao controlador da Ambipar, Tercio Borleghi Jr, com liquidação prevista para esta sexta-feira.
Gol muda de altitude: a aérea anunciou cinco Airbus A330, classe executiva e expansão internacional via Galeão, mirando elevar a fatia internacional de 17% para 25% até 2029.
Raízen ganha fôlego: a Justiça aceitou a recuperação extrajudicial da companhia para renegociar R$ 65,1 bilhões em dívidas e suspendeu cobranças por até 180 dias.
09:30: PCE de janeiro — EUA. É a inflação que o Fed mais acompanha. A leitura de fevereiro trouxe uma alta mensal de 0,4% e anual de 3,1% para o núcleo do PCE, enquanto o índice cheio veio com avanço de 0,3% no mês passado e subida de 2,8% em um ano.
09:30: PIB do 4º trimestre — EUA. Termômetro do crescimento. O PIB americano cresceu a uma taxa anualizada de 0,7% no quarto trimestre de 2025, bem abaixo das estimativas de +1,4%.
O petróleo voltou ao centro das atenções do mercado internacional com a escalada da guerra que envolve Irã, Estados Unidos e Israel. A cotação do barril do Brent, referência global da commodity, encerrou esta quinta-feira (12) acima da marca de US$ 100, pela primeira vez desde 2022.
Em meio às tensões no Oriente Médio e aos riscos em rotas estratégicas como o Estreito de Ormuz, dois tipos de petróleo ganham destaque neste momento: Brent e WTI, as principais referências globais para o preço da commodity.
Apesar de aparecerem frequentemente lado a lado nas cotações internacionais, o petróleo Brent e o WTI possuem características diferentes de origem, produção e formação de preço.
Além das referências globais, existem também classificações utilizadas para caracterizar diferentes tipos de petróleo produzidos em países específicos.
No caso do Brasil, a indústria nacional utiliza denominações próprias para identificar a qualidade e a origem do óleo extraído em campos locais e também recorre aos padrões internacionais para se posicionar dentro do mercado global da commodity.
A diferença entre os dois tipos de barril começa pela origem da extração.
O Brent, principal referência internacional da commodity, é extraído de campos petrolíferos no Mar do Norte, em uma região situada entre o Reino Unido e a Noruega.
Por se tratar de um petróleo marítimo, isto é, extraído do fundo do mar, o Brent possui maior facilidade logística para ser transportado para diferentes portos internacionais.
Devido a essa flexibilidade logística, o petróleo Brent tornou-se a principal referência do mercado, utilizada para precificar cerca de 80% do petróleo comercializado globalmente.
Já o WTI (West Texas Intermediate), produzido onshore (em terra) nos EUA, também é uma referência importante, porém com particularidades diferentes.
A extração da commodity é feita em campos localizados no Texas e em outras regiões produtoras do país, sendo o armazenamento centralizado na região de Cushing, localizada em Oklahoma, que funciona como ponto central de estocagem e entrega física do petróleo.
A logística nesse hub é feita por meio de tanques de armazenamento conectados a diversos oleodutos que distribuem o petróleo para refinarias ou outros pontos da rede energética dos EUA.
Com isso, o petróleo WTI está mais associado ao mercado norte-americano e serve como principal parâmetro de preços para o mercado energético dos EUA, maior economia do mundo.
Composição química do petróleo Brent e WTI
Na composição química, as diferenças entre o petróleo Brent e o WTI também aparecem de forma mais técnica.
O WTI é classificado como um petróleo leve e “doce”, com teor de enxofre em torno de 0,24%, característica que facilita o processo de refino e permite uma produção maior de derivados como gasolina e diesel.
O termo “doce” (sweet) é usado para indicar baixo teor de enxofre na composição do óleo bruto, enquanto o tipo com alto teor é chamado de “ácido” (sour).
O Brent também possui baixo teor de enxofre e densidade considerada média a leve, mas costuma apresentar uma classificação ligeiramente mais pesada na escala API quando comparado ao WTI.
API é uma escala que indica a densidade do óleo em relação à água, utilizada para classificar diferentes tipos de petróleo bruto. Quanto mais leve, melhor a qualidade do petróleo.
A diferença de composição influencia diretamente a eficiência do refino: petróleos mais leves e com menos enxofre exigem menos etapas de processamento e demandam menos processos adicionais para a produção de combustíveis.
Cotação do petróleo Brent e WTI
Além disso, o Brent e o WTI também se diferenciam pelos ambientes em que são negociados, ligados a diferentes centros financeiros do mercado de energia.
O Brent tem seus contratos futuros e derivativos negociados principalmente na Bolsa de Londres, que reúne operações ligadas ao mercado internacional de energia.
Sua cotação é mais influenciada por fatores geopolíticos, econômicos e logísticos, sendo especialmente sensível a mudanças no ambiente político internacional.
Conflitos em regiões produtoras, especialmente no Oriente Médio, costumam ter impacto direto sobre as cotações do petróleo Brent, uma vez que elevam o risco de interrupção no abastecimento e adicionam um prêmio de risco ao barril.
Decisões da OPEP+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados) que alteram a oferta global, eventos climáticos extremos e variações cambiais — especialmente do dólar — também podem afetar os custos de produção, transporte e importação do petróleo.
Já o WTI é negociado na Nymex (Bolsa de Mercadorias de Nova York), que concentra as operações ligadas ao mercado de energia nos Estados Unidos.
Os estoques de petróleo em Cushing são centrais na formação do preço do WTI. A relação segue a lógica básica de oferta e demanda.
Estoques elevados tendem a pressionar os preços da commodity para baixo. Já quedas nos níveis de armazenamento costumam impulsionar a cotação do barril.
Em condições normais de mercado, o petróleo WTI tende a ser negociado por um valor ligeiramente superior ao Brent, devido à sua composição química e ao menor custo de refino.
No entanto o aumento das tensões no Oriente Médio e os riscos de interrupção nas rotas marítimas internacionais tendem a pressionar mais a cotação do Brent, devido ao seu uso como padrão internacional.
Como a alta do Brent e do WTI podem afetar o petróleo produzido no Brasil?
As variedades de petróleo produzidas no Brasil também seguem a dinâmica do mercado internacional.
Os barris de petróleo Tupi e Marlim têm seus preços influenciados diretamente pelas cotações globais, principalmente pelo Brent, que serve de referência para decisões comerciais de empresas como Petrobras e PRIO.
Extraído das reservas do pré-sal, o petróleo Tupi é classificado como um óleo leve, por apresentar características semelhantes às de petróleos de alta qualidade no mercado internacional.
Com isso, sua cotação tende a acompanhar a valorização do Brent quando os preços globais sobem.
O petróleo Marlim, por sua vez, é classificado como um óleo pesado, produzido na Bacia de Campos, localizada no litoral entre o norte do Rio de Janeiro e o sul do Espírito Santo.
Seu preço também segue os movimentos de alta do Brent, mas normalmente é negociado com “desconto” em relação aos óleos mais leves, devido à maior complexidade no processo de refino.
O WTI também influencia os preços locais, embora o Brent seja a principal referência utilizada no Brasil.
Por ser um petróleo mais leve e com menor teor de enxofre, o WTI costuma ser negociado por valores mais altos que o Brent.
Quando a cotação do WTI atinge níveis elevados, isso pode indicar mudanças de oferta ou demanda nos Estados Unidos, com reflexos nas cotações globais.
O diretor-executivo da Saudi Aramco, Amin Nasser, alertou que o impacto sobre os mercados globais de petróleo será “catastrófico” quanto mais tempo durar a interrupção causada pela guerra com o Irã.
Em seus primeiros comentários públicos desde que o conflito prejudicou os embarques de energia do Oriente Médio, o chefe da maior produtora de petróleo da região disse que a Aramco pode redirecionar mais petróleo para uma rota alternativa que evita o Estreito de Hormuz. Ainda assim, a empresa não consegue exportar seus volumes normais devido a limitações de capacidade.
A Arábia Saudita está reduzindo a produção em até 2,5 milhões de barris por dia, juntando-se a Emirados Árabes Unidos, Iraque e Kuwait no aprofundamento dos cortes, informou a Bloomberg. Nasser não revelou os níveis de produção, mas disse em uma teleconferência que a Aramco “não está utilizando por enquanto” algumas de suas variedades mais pesadas de petróleo.
“Haverá consequências catastróficas para o mercado mundial de petróleo quanto mais tempo durar essa interrupção, e consequências ainda mais drásticas para a economia global”, disse Nasser. “Embora já tenhamos enfrentado interrupções no passado, esta é de longe a maior crise que a indústria de petróleo e gás da região já enfrentou.”
Interrupções de energia no Oriente Médio
As hostilidades na região interromperam a produção e o tráfego de petroleiros.
A Aramco está correndo para desviar petróleo da rota habitual pelo Estreito de Hormuz para Yanbu, na costa do Mar Vermelho. A companhia pode transportar até 7 milhões de barris por dia por um oleoduto que liga o leste ao oeste do país e pretende atingir esse nível nos próximos dias, disse Nasser.
Cerca de 2 milhões de barris por dia desse volume serão enviados para refinarias domésticas ao longo da costa do Mar Vermelho. A empresa continua exportando produtos refinados, como diesel, a partir dessas refinarias.
Normalmente, a Aramco exporta cerca de 7 milhões de barris por dia de petróleo. A maior parte dos embarques atuais pelo oleoduto East-West é do tipo Arab Light, o mais abundante da empresa, além de algum volume de Extra Light, disse Nasser.
Segundo ele, certos campos com petróleo médio e pesado não estão sendo utilizados temporariamente, pois a companhia tem capacidade suficiente para atender às necessidades atuais com outras variedades. A empresa também está usando sua rede global de armazenamento, inclusive fora do reino, para abastecer o mercado.
A Aramco também foi forçada a fechar a maior refinaria de petróleo da Arábia Saudita após um ataque de drone, e trabalha para reiniciar a operação, disse Nasser. Alguns outros campos de petróleo também foram alvo de ataques, segundo o governo saudita.
Na terça-feira, a Aramco anunciou seu primeiro plano de recompra de ações, no valor de US$ 3 bilhões. A empresa pretende recomprar até 350 milhões de ações ordinárias nos próximos 18 meses, a partir de março, podendo mantê-las por até 10 anos.
O programa é pequeno para uma empresa avaliada em cerca de US$ 1,7 trilhão e deve reduzir ainda mais o já limitado free float da companhia. A recompra ocorre em um momento em que as ações da Aramco subiram quase 12% neste ano, embora tenham ficado atrás de outras supermajors globais, como Shell e Exxon Mobil Corp.
A Aramco também está aumentando seu dividendo base para US$ 21,9 bilhões no trimestre encerrado em 31 de dezembro, alta de 3,5% em relação aos três meses anteriores. O pagamento maior beneficia o governo saudita e o fundo soberano do país, que juntos detêm mais de 97% da empresa.
O fluxo de caixa livre da companhia — recursos que sobram após investimentos e despesas — subiu para US$ 27,5 bilhões no trimestre, valor suficiente para cobrir o dividendo total pelo segundo trimestre consecutivo, após um período prolongado em que isso não ocorria.
O lucro líquido ajustado no período caiu 1,9%, para US$ 25,1 bilhões, em linha com as estimativas de analistas compiladas pela Bloomberg.
A guerra no Irã deu um golpe em uma das apostas favoritas de Wall Street: os mercados emergentes. Isso não significa que o cenário esteja perdido, mas os riscos aumentaram e continuam se acumulando.
Ações e moedas registraram fortes perdas recentes, com o índice de ações MSCI de mercados emergentes marcando sua maior queda semanal em seis anos, enquanto os rendimentos dos títulos subiram, em um tradicional movimento de busca por proteção.
Até aqui, gestores de recursos de empresas como Pimco, Barings e T. Rowe Price Group afirmam que o argumento de longo prazo a favor dos mercados emergentes permanece intacto. Alguns estão fazendo ajustes pontuais em seus portfólios, enquanto a maioria evita mudanças mais profundas – ao menos por enquanto.
A convicção desses investidores se baseia no que eles veem como os principais motores da alta recente dos emergentes: a busca por diversificação em relação aos ativos dos Estados Unidos, avaliações de preço mais atraentes e crescimento econômico sólido.
A expectativa é que esses fatores voltem a ganhar peso quando o choque geopolítico diminuir e parte do mercado já começa a aproveitar as quedas recentes para ampliar posições. Investidores injetaram US$ 12,6 bilhões em ações e títulos de mercados emergentes na semana até quarta-feira (4), segundo relatório do Bank of America, citando dados da EPFR Global.
Os rendimentos dos títulos em moeda local de mercados emergentes atingiram os níveis mais altos desde abril. A queda das moedas desses países levou investidores a vender esses papéis, o que derrubou seus preços e elevou os juros.
“Estamos esperando mais clareza“, disse Nick Eisinger, chefe de estratégia de crédito soberano de mercados emergentes da J.P. Morgan Asset Management. “Gostamos da história fundamental de muitos emergentes, mas infelizmente os fundamentos não contam muito neste momento, então precisamos que esse choque passe.“
Nesse ambiente, a percepção é de que os riscos estão aumentando, com o petróleo Brent superando US$ 90 por barril e o conflito no Oriente Médio se intensificando. A preocupação é que a alta dos preços do petróleo pressione o crescimento econômico em países que dependem de importações de energia.
Ao mesmo tempo, o dólar mais forte – que voltou a ser visto como um ativo de proteção em momentos de turbulência, especialmente frente às moedas emergentes – tende a apertar as condições financeiras globais e reduzir os retornos para investidores nesses mercados.
O J.P. Morgan reduziu suas recomendações para ativos de mercados emergentes três vezes na última semana, à medida que a incerteza aumentou em relação às perspectivas para essa classe de ativos.
Os estrategistas do banco reduziram suas posições otimistas para posição neutra em câmbio e juros locais e passaram a recomendar “subexposição tática” — quando a indicação é vender e permanecer com menos exposição no curto prazo — em títulos soberanos e corporativos denominados em dólar.
Eric Fine, chefe de dívida ativa de mercados emergentes da VanEck Associates, avalia que a queda nas moedas emergentes que abriu oportunidade de compra: a gestora aumentou exposição a países como África do Sul, Colômbia e Chile.
Segundo Fine, muitos mercados emergentes são exportadores de commodities, o que pode beneficiar regiões como América Latina e África Subsaariana em um cenário de preços elevados de matérias-primas.
A Ásia, por sua vez, pode enfrentar desafios econômicos maiores, embora ainda apresente oportunidades de investimento devido à solidez de suas políticas econômicas e à valorização do yuan chinês.
O fator decisivo agora é quanto tempo o conflito vai durar. “Se o mercado começar a estimar que a guerra será mais longa, aumentará também a probabilidade de recessão global”, disse.
Para Samy Muaddi, chefe de renda fixa de mercados emergentes da T. Rowe Price, os fundamentos dos emergentes continuam relativamente sólidos. A preocupação está na combinação de petróleo mais caro e política fiscal mais expansionista nos Estados Unidos, que pode alterar o cenário para taxas de juros globais e aumentar a volatilidade.
“Qualquer coisa que mude as taxas básicas, a volatilidade ou o risco nos mercados acionários tende a afetar os mercados emergentes”, disse. A gestora tem preferido ativos de maior qualidade e maior liquidez, reduzindo exposição a países considerados mais arriscados.
Nos mercados locais, Muaddi afirma que prefere países onde não há eleições importantes nos próximos meses e onde as taxas de juros reais permanecem elevadas, citando México, Romênia e Turquia como exemplos. Segundo ele, a América Latina tende a ser menos vulnerável do ponto de vista das condições financeiras globais e pode se beneficiar de uma rotação de portfólio de investidores internacionais.
Onde está o otimismo?
Se a crise permanecer contida, o ambiente global de crescimento e a convergência entre economias emergentes e desenvolvidas devem continuar favorecendo os ativos desses países. É a visão de Bill Campbell, gestor de portfólio da DoubleLine Group, para quem o conflito não altera os fundamentos de longo prazo dos emergentes.
“Não estou no grupo que acha que isso muda tudo fundamentalmente e que é hora de sair completamente dos mercados emergentes. Vejo isso muito mais como um choque externo”, disse. “Os mercados emergentes oferecem muito valor e formas diversificadas de investir.”
Campbell afirma que muitos dos movimentos recentes foram provocados pelo desmonte de posições muito populares no mercado, o que pode abrir oportunidades. “Se tivermos mais clareza sobre a situação no Irã, pode ser um excelente momento para voltar a investir em moedas e títulos locais de mercados emergentes.”
Para Pramol Dhawan, chefe de gestão de portfólios de mercados emergentes da Pimco, o episódio atual mostra justamente uma das principais fragilidades para a classe de ativos: tensões geopolíticas.
Ainda assim, ele acredita que os emergentes continuam sustentados por fatores estruturais, como maior credibilidade fiscal dos governos, inflação mais controlada graças à atuação dos bancos centrais e maior interesse de investidores globais em diversificar suas carteiras.
“Esse ciclo de mercados emergentes parece mais durável do que altas anteriores, incluindo o ciclo de 2008”, disse.
O efeito dos preços mais altos do petróleo de fato pode prejudicar os países importadores de energia, mas isso vale tanto para economias desenvolvidas, como as emergentes, segundo Ghadir Cooper, chefe global de ações da Barings. Ele acredita que os mercados emergentes seguem apoiados por avaliações atrativas e por ainda estarem sub-representados nas carteiras globais de investimento.
Como os emergentes tiveram desempenho inferior por mais de uma década, o argumento de diversificação ganha força: investidores podem migrar parte de seus recursos de ativos americanos para esses lugares agora.
A guerra com o Irã elevou os preços do petróleo em 27% desde que começou, com o benchmark internacional ultrapassando US$ 90 na sexta-feira (6) pela primeira vez desde 2024. A maior parte desses ganhos ocorreu por causa do receio de que a demanda global começaria a superar a oferta, mesmo com os produtores de petróleo mantendo a produção nas mesmas taxas que antes da guerra. Isso está começando a mudar.
O mercado de petróleo entrou em um novo estágio de crise: a oferta está começando a desaparecer, ameaçando uma escassez que poderia rapidamente levar os preços acima de US$100 por barril. O Irã está ampliando seus ataques na região, e a infraestrutura de petróleo está entre os alvos.
O Iraque disse que está reduzindo mais da metade de sua produção e o Kuwait foi forçado a fazer o mesmo depois que seus tanques de armazenamento de petróleo atingiram o limite, de acordo com uma reportagem publicada na sexta-feira no The Wall Street Journal.
Esses países não conseguem exportar petróleo porque o Estreito de Ormuz, no Golfo Pérsico, foi efetivamente bloqueado devido à guerra. Cerca de 20% do petróleo mundial é transportado através desse estreito.
“O cenário energético de pesadelo está chegando”, escreveu na sexta-feira o economista da Capital Economics David Oxley, que acredita que uma interrupção prolongada no estreito resultará em petróleo a US$ 100 por barril. Isso também elevaria ainda mais os preços da gasolina, depois de já terem subido 34 centavos por galão na última semana.
Os produtores vinham conseguindo manter o fluxo de petróleo e armazenar qualquer excesso em tanques em terra ou em navios no mar. Não mais. Cerca de 1,5 milhão de barris por dia de petróleo estão fora de operação no Iraque, segundo Natasha Kaneva, chefe de estratégia global de commodities do J.P. Morgan.
Kaneva diz que o Kuwait reduziu a produção de suas refinarias em 600 mil barris por dia, retirando barris que normalmente seriam exportados. Para colocar isso em contexto, a oferta global total de petróleo é de cerca de 107 milhões de barris por dia, mas pequenas mudanças na produção têm grande impacto nos preços.
Além disso, apenas cerca de 78 milhões de barris são petróleo bruto, a fonte dos combustíveis que mantém o mundo funcionando (grande parte do restante são líquidos de gás natural, que são usados principalmente na produção de produtos químicos).
Os cortes de produção no Oriente Médio derrubam uma suposição fundamental que os operadores do setor de petróleo tinham antes da guerra.
A maioria dos analistas acreditava que o Irã não atacaria a infraestrutura regional de petróleo e nem bloquearia o estreito. Se as exportações de petróleo fossem interrompidas, isso prejudicaria sua própria receita e suas relações de longo prazo com potências regionais como a Arábia Saudita.
Claramente, agora todas as apostas estão suspensas. O Irã está ampliando seus ataques na região, e a infraestrutura de petróleo está entre os alvos.
“O regime iraniano está lutando por sua sobrevivência”, escreveu Robin Brooks, pesquisador sênior da Brookings Institution. “Como não tem esperança de se igualar militarmente aos Estados Unidos e Israel, sua única estratégia é elevar os preços do petróleo o máximo possível, na esperança de que a opinião pública nos Estados Unidos se volte contra esta guerra.”
As ações de empresas de petróleo não subiram de forma generalizada com a escalada da guerra. As grandes petrolíferas – algumas das quais têm operações no Oriente Médio – registraram ganhos modestos ou nenhum ganho.
Entre as grandes empresas, a francesa Total Energies parece ter a maior produção no Oriente Médio, e suas ações na verdade têm caído. A ExxonMobil estava ligeiramente em queda na semana, embora tivesse subido fortemente para novos recordes em antecipação à guerra. A principal empresa de serviços petrolíferos SLB, que opera no Oriente Médio, caiu quase 9%.
Os grandes vencedores no setor de energia incluem as refinarias, que se beneficiaram da escassez global de combustíveis. Navios-tanque estrangeiros não conseguem chegar aos seus destinos por causa da guerra, e refinarias asiáticas começaram a limitar suas próprias exportações para garantir que haja oferta doméstica suficiente.
Além disso, compradores estão pagando mais por combustível de processadores americanos, elevando as margens. As ações da refinaria americana Valero Energy, por exemplo, subiram 10%.
Entre os produtores de petróleo, empresas de shale – petróleo extraído de rochas de xisto, formações rochosas muito compactas – dos Estados Unidos têm subido na bolsa devido à sua presumida segurança. Os produtores de shale podem entrar para compensar parte da produção perdida no Oriente Médio, embora poucos tenham se comprometido com isso até agora.
A partir daqui, a situação pode se tornar muito mais drástica. A Arábia Saudita tem mais capacidade de armazenamento do que o Kuwait, mas sua capacidade disponível também pode começar a se esgotar.
“Estamos em contagem regressiva para a próxima onda de paralisações de produção, impulsionadas por gargalos nas exportações e restrições nas refinarias”, escreveu Kaneva.
“Na trajetória atual, interrupções de cerca de 1,5 milhão de barris por dia podem subir para cerca de 3 milhões até o fim de semana; até o final da próxima semana, os cortes podem ultrapassar 4 milhões e potencialmente se aproximar de 6 milhões se o armazenamento de produtos refinados atingir a capacidade.”
No caso de a oferta desses produtores maiores do Golfo ser interrompida, os preços poderiam subir mais US$ 30 por barril, estima Kaneva. Há precedentes para que subam ainda mais. Nos primeiros dias do ataque da Rússia contra a Ucrânia, os preços saltaram para US$ 127.
Argumenta-se que esta guerra é mais perigosa para o mercado de petróleo do que a russa. Em 2022, a produção russa continuou fluindo. Desta vez, as torneiras estão começando a ser fechadas.
A Venezuela e os Estados Unidos examinam dezenas de contratos confidenciais de petróleo assinados durante o regime do líder deposto, Nicolás Maduro, de acordo com pessoas familiarizadas com a situação.
Os acordos, concebidos como um meio de contornar as sanções dos EUA para financiar o regime socialista, envolviam campos de petróleo em todo o país, disseram as fontes.
Os acordos conhecidos como contratos de participação produtiva permitiam que investidores bombeassem e comercializassem petróleo bruto, mantendo seus nomes em segredo para evitar represálias econômicas por parte dos EUA, disseram as pessoas, que pediram anonimato por se tratar de assunto confidencial.
Os contratos também permitiam que o governo trabalhasse com empresas privadas, apesar das restrições legais à venda de petróleo por entidades não estatais.
Agora, sob pressão do governo Trump, o governo venezuelano está auditando as empresas envolvidas, enquanto autoridades americanas inspecionam a documentação de exportação, disseram as fontes. As investigações podem desacelerar qualquer recuperação do setor petrolífero venezuelano, especialmente se fizerem com que outras empresas relutem em assinar novos contratos para perfuração de petróleo bruto.
“Há muitas preocupações sobre como esses contratos foram concedidos”, disse Juan Fernández, ex-executivo da estatal petrolífera PDVSA que agora assessora a líder da oposição, María Corina Machado, em política petrolífera. “Mas, por outro lado, se eles estão produzindo barris de petróleo atualmente, precisamos desses barris. Portanto, precisamos equilibrar como vamos lidar com isso”.
Também não está claro se a Venezuela resistirá ao apelo dos EUA. Na terça-feira, a Petróleos de Venezuela (PDVSA) anunciou que havia assinado contratos de fornecimento com empresas que comercializam petróleo bruto e produtos refinados destinados aos EUA, poucos dias após a presidente interina, Delcy Rodríguez, pedir que os acordos firmados durante o governo de Maduro “sejam respeitados”.
A PDVSA e o Ministério da Informação não responderam a pedidos de comentários.
A PDVSA não publicou uma lista oficial das empresas que detêm contratos assinados antes da captura de Maduro pelas forças dos EUA, em 3 de janeiro.
Rodriguez tem afirmado que havia um total de 31 desses acordos. Apenas alguns, de fato, bombeiam e comercializam petróleo, de acordo com documentos analisados pela Bloomberg. Oito deles produziam juntos, em média, 210.000 barris por dia em meados de fevereiro.
Muitos dos contratos cobrem partes da prolífica região do Lago Maracaibo e da Faixa do Orinoco. Os contratos foram uma iniciativa da PDVSA para preencher o vazio deixado quando os produtores ocidentais tiveram ativos retirados durante uma campanha de nacionalização, ou que posteriormente foram pressionados a deixar o país sob pressão dos EUA.
A guerra com o Irã tem destacado o valor geopolítico da produção de petróleo na América Latina, que fica próxima tanto da Europa quanto dos EUA e que não depende de rotas comerciais que atravessem a zona de conflito.
A Venezuela é única na região por possuir vastas quantidades de campos petrolíferos ainda pouco desenvolvidos que poderiam gerar um aumento sustentado da produção na próxima década. Muitos outros produtores de petróleo bruto na região estão em declínio ou atingirão o pico de produção até meados da década de 2030, sem grandes novas descobertas.
“O petróleo bruto pesado venezuelano, que pode abastecer as refinarias da Costa do Golfo nos EUA, torna-se ainda mais estratégico e valioso”, disse Theodore Kahn, diretor da Control Risks, em Bogotá. “Temos eleições legislativas se aproximando e Trump não quer que os preços da gasolina aumentem nos EUA”.
Também há joint ventures com entidades russas e chinesas, países que Trump quer afastar da Venezuela, que agora estão incertas.
Petróleo em alta, aumento da produção e novos projetos prestes a entrar em operação ajudam a explicar por que a Prio virou uma das ações mais procuradas por grandes investidores locais e estrangeiros. Agora, com geração de caixa crescente, começa a ganhar espaço no mercado a expectativa de que a companhia entre em uma fase de retorno direto ao acionista.
No acumulado do ano, a Prio já sobe 33%, superando até mesmo o Ibovespa. Em 12 meses, 45%. É um desempenho melhor do que todo mundo no setor, caso da Brava, PetroReconcavo e da própria Petrobras.
Parte do mercado começa a enxergar que a próxima etapa da história da Prio pode vir de um novo elemento: a distribuição de lucros para os investidores.
Historicamente, a Prio concentrou seus esforços em crescer: adquirir campos maduros, aumentar a eficiência operacional e elevar a produção. Essa estratégia permitiu à empresa ampliar rapidamente sua escala nos últimos anos.
Agora, com novos projetos entrando em operação e a produção atingindo um novo patamar, a empresa começa a se aproximar de uma fase em que crescimento e geração de caixa podem ocorrer ao mesmo tempo.
Quando isso acontece, muda também a forma como a empresa é avaliada. A companhia deixa de ser vista apenas como uma história de expansão e passa a ser avaliada também pela sua capacidade de devolver capital aos acionistas.
Essas percepções foram coletadas em uma pesquisa realizada pelo BTG com hedge funds, os nossos multimercados (que compram várias classes de ativos), e fundos long only, que investem apenas em ações e em prazos maiores. No levantamento, 48% dos participantes citaram a Prio como o consenso de melhor investimento no setor de óleo e gás.
Além dessa leitura sobre o potencial de retorno ao acionista, os gestores também deram ênfase aos preços do petróleo e ao início da produção no campo de Wahoo, na Bacia de Campos, como grande ponto de virada para a empresa.
Em contraste, a maioria dos fundos está com exposição baixa ou short (os “vendidos”, que ganham com a queda do papel) em Petrobras. Isso porque as ações dependem dos preços do petróleo e do fluxo estrangeiro, mas não só isso. Existe a parte que atrapalha: as eleições e o ciclo político, que começarão a se desenhar ao longo deste ano.
A vantagem operacional da Prio
Diferentemente de outras companhias de energia que também atuam em refino ou gás natural, a Prio tem praticamente toda a sua produção concentrada em petróleo bruto. Isso significa que suas receitas reagem mais rapidamente quando o preço do barril sobe.
Esse tipo de perfil tende a se tornar mais atrativo em períodos de incerteza no mercado de energia, como o atual. O acirramento dos conflitos no Oriente Médio impulsionou ainda mais os preços da commodity, que já sobe 32% desde o começo do ano.
Nos últimos anos, a Prio ficou conhecida por adquirir campos maduros de petróleo e aumentar sua eficiência operacional nesses ativos.
Esse modelo fez a empresa crescer rapidamente. No fim de 2025, a produção atingiu cerca de 128 mil barris de petróleo por dia, avanço expressivo em relação aos trimestres anteriores.
Parte desse crescimento veio da ampliação da participação da companhia no campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Com uma fatia maior no ativo, a empresa passa a capturar uma parcela maior da produção e da receita gerada ali.
Esse aumento de escala é relevante porque muda a estrutura da empresa. Quanto maior for a produção, maior tende a ser a geração de caixa quando o preço do petróleo está elevado. E, agora, Wahoo deve representar o próximo salto.
Com a licença ambiental concedida, a expectativa é que cada poço produza cerca de 10 mil barris por dia, com potencial de chegar a aproximadamente 40 mil barris diários conforme novos poços sejam conectados.
Se esse volume se confirmar, o campo pode representar uma adição relevante à produção atual da empresa. É justamente esse aumento de escala que faz o mercado acompanhar de perto o início das operações. Em empresas de petróleo, novos campos costumam ser o principal motor de crescimento.
Bom dia! A quarta-feira (4) começa com um humor dos investidores um pouco melhor após a queda generalizada das bolsas no mundo e da subida do dólar. Os mercados reagiram ontem à escalada da guerra no Oriente Médio, com as ameaças do Irã de fechar o Estreito de Ormuz, por onda passa um quinto do petróleo global. O dia também está cheio de indicadores. Na agenda dos EUA, saem dados de emprego privado pela ADP, que são vistos como uma prévia do “payroll”, o relatório de emprego oficial, que sai na sexta-feira (6). O Federal Reserve (Fed, o banco central americano) divulga ainda o seu Livro Bege, com dados de atividade regionais, o que pode fornecer pistas sobre a visão da autoridade sobre os rumos dos juros.
Enquanto você dormia…
Lá fora, os investidores monitoram a escalada de tensões no Oriente Médio e seus possíveis impactos sobre o petróleo e a inflação global. Os futuros das bolsas de Nova York mantêm-se em leve alta, indicando recuperação parcial após as quedas de ontem: às 7h20, o S&P 500 futuro tinha alta de +0,16% e o Nasdaq futuro seguia no mesmo ritmo com +0,16%.
Na Europa, os principais índices operam em alta nesta manhã. O Stoxx 600 sobe +0,74%.
Na Ásia, as bolsas asiáticas fecharam em queda. O índice Nikkei, da bolsa de Tóquio, terminou com recuo de -3,61%. O Hang Seng, de Hong Kong, caiu -2,01%.
O índice dólar (DXY) opera em queda de -0,21% aos 98,82 pontos. O petróleo Brent sobe mais +1,24% para US$ 82,41 o barril. O rendimento da Treasury de 10 anos tem leve alta para 4,075% ao ano.
Destaques do dia
A Guarda Revolucionária do Irã afirmou ter “controle total” sobre o Estreito de Ormuz, rota estratégica por onde passa cerca de um quinto do petróleo comercializado globalmente.
E daí? Petróleo mais caro tende a beneficiar empresas do setor de energia e pressionar expectativas de inflação. No Brasil, petroleiras como Petrobras, que divulga seu balanço amanhã, e companhias ligadas à cadeia de óleo e gás tendem a se manter no radar.
Giro pelo mundo
Estreito de Ormuz fechado: declaração da Guarda Revolucionária do Irã sobre controle do Estreito de Ormuz elevou o risco geopolítico e impulsionou o petróleo.
Dados dos EUA no radar: investidores aguardam ADP de emprego e o Livro Bege do Fed para calibrar expectativas sobre atividade e juros.
Giro pelo Brasil
Compulsório liberado: o Banco Central liberou cerca de R$ 30 bilhões em compulsório em 2026 para ajudar bancos a recompor o Fundo Garantidor de Créditos (FGC), após efeitos ligados ao caso Master.
Giro corporativo
Reestruturação no GPA: a companhia contratou o escritório Munhoz Advogados para auxiliar na reestruturação de sua dívida.
Investimento na Raízen: a Shell pretende investir cerca de R$ 3,5 bilhões na empresa no Brasil, segundo o CEO da companhia. A Raízen é uma joint venture entre a empresa holandesa e a brasileira Cosan.
Agenda do dia
09:15 — Relatório ADP de emprego (EUA): indicador antecede o payroll e ajuda a medir o ritmo do mercado de trabalho.
O petróleo já se valorizou cerca de 30% no acumulado de 2026. Em apenas dois dias, com a escalada de conflitos no Oriente Médio, a alta é de 8%. Esse movimento levanta questionamentos da parte de investidores sobre a melhor forma de buscar tirar proveito da alta das cotações.
As maneiras mais acessíveis são ETFs negociados no exterior, atrelados aos preços do petróleo ou a empresas do setor de petróleo e gás; BDRs de ETFs negociados na B3, também ligados a petrolíferas estrangeiras; BDRs de empresas estrangeiras; e ações brasileiras do setor, em que a exposição ao petróleo existe, mas com particularidades operacionais que precisam ser levadas em conta.
ETFs fora do Brasil
Por meio de uma conta internacional, o investidor brasileiro que procura ativos americanos tem à disposição alternativas com grande liquidez. Uma delas é o USO, sigla para United States Oil Fund. O fundo acompanha o desempenho do WTI, a principal referência de preço do petróleo bruto nos Estados Unidos.
Há também o BNO, ou United States Brent Oil Fund. Nesse caso, o investidor tem exposição ao desempenho do Brent, referência global para os preços do petróleo, utilizada em grande parte dos contratos internacionais e nas exportações de diversos países.
Nos dois casos, o investidor não compra petróleo físico. A exposição ocorre por meio de contratos futuros, que precisam ser renovados periodicamente. Como esses contratos têm vencimento, o fundo precisa vender um contrato que está para expirar e comprar outro mais adiante no tempo.
O custo dessa troca pode influenciar o retorno final, fazendo com que o desempenho do ETF não seja exatamente igual ao do preço do barril à vista. Ainda assim, é uma forma de se expor à commodity.
BDRs de ETFs
Quem não quer alternativas fora do Brasil encontra algumas opções na B3, com dois BDRs de ETFs que oferecem exposição ao setor nos EUA.
Um deles é o BIYE39, BDR que acompanha um ETF atrelado ao índice Dow Jones U.S. Oil & Gas. Esse índice reúne grandes empresas americanas do setor, como as gigantes ExxonMobil e Chevron, além da ConocoPhillips e de outras menos conhecidas, caso da EOG Resources, da Occidental Petroleum e da Phillips 66.
Há também o BIEO39, BDR que replica um ETF focado principalmente em empresas de exploração e produção de petróleo nos EUA. Nesse grupo estão companhias mais diretamente expostas ao preço da commodity, como a ConocoPhillips, e a outras menos conhecidas (EOG Resources, Occidental Petroleum e Marathon Oil, por exemplo).
Nos dois casos, porém, vale destacar que a liquidez é muito baixa, ou seja, o investidor deve encontrar dificuldades de comprar e vender rapidamente os ativos na bolsa. Nesse caso, uma saída é negociar os ETFs diretamente lá fora em vez dos BDRs que os replicam aqui no Brasil.
Empresas americanas
Para quem deseja ir diretamente a empresas beneficiadas pelo movimento do petróleo, é possível buscar BDRs na B3 ou ações no mercado americano, via corretoras internacionais. Entre as mais relevantes estão a ConocoPhillips (Nova York:COP; B3:COPH34), a Chevron (Nova York:CVX; B3:CHVX34) e a ExxonMobil (Nova York:XOM; B3:EXXO34).
A ConocoPhillips é uma empresa focada em exploração e produção (upstream). Isso significa que sua geração de caixa depende diretamente do preço do petróleo e do gás natural. Por não contar com operações relevantes de refino e distribuição que amortecem ciclos, seus resultados tendem a ser mais sensíveis às oscilações da commodity.
Já Chevron e ExxonMobil são empresas com cadeias integradas. Além da produção de petróleo, atuam em refino, distribuição e petroquímica. Isso tende a suavizar parcialmente os efeitos das oscilações do petróleo sobre os resultados, já que as margens de refino (o que sobra da receita depois dos custos e dos investimentos) podem se comportar de maneira distinta do preço do barril.
Ainda assim, para as duas empresas, o segmento de exploração e produção continua sendo determinante para a rentabilidade em ciclos de alta da commodity.
Empresas brasileiras
No campo das empresas brasileiras, a Petrobras é a alternativa mais evidente, embora o futuro da empresa esteja muito mais ligado à sua capacidade de execução do que simplesmente à direção do petróleo.
De qualquer forma, o preço da commodity interfere diretamente na receita no segmento de exploração e produção, que responde pela maior parte do lucro operacional da companhia. Ou seja, a correlação com a matéria-prima existe, mesmo não sendo o único fator a ser levado em conta.
A estatal brasileira é uma das maiores produtoras globais em águas profundas e no pré-sal, com custo de extração considerado competitivo internacionalmente. Quando o Brent sobe, a receita por barril vendido aumenta, ampliando a geração de caixa.
Mas existe um componente adicional a ser levado em conta: os eventos políticos. Isso porque, em ano eleitoral como é o caso de 2026, começam a pesar as dúvidas para o futuro da política de preços de combustíveis, câmbio e decisões de alocação de capital. É o período em que os papéis podem apresentar ainda mais volatilidade do que o normal.
Entre as empresas brasileiras independentes, aquelas que tendem a responder de forma mais direta ao movimento do petróleo é a Prio, segundo analistas. A companhia atua predominantemente em exploração e produção e não possui operações relevantes de refino ou distribuição.
Sua receita é diretamente ligada ao preço do Brent e ao volume produzido nos campos em que opera. Por ser uma empresa focada em ativos maduros adquiridos de grandes operadoras, sua geração de caixa tende a ser altamente sensível às variações da commodity, o que pode potencializar ganhos em ciclos de alta — mas também ampliar a volatilidade em momentos de queda.
O geólogo Ricardo Savini, CEO da Fluxus, empresa que pertence ao grupo J&F, é visto por seus pares no mercado de óleo e gás como uma figura-chave para destravar os investimentos dos irmãos Batistana “nova Venezuela” que deve emergir após a retirada de Nicolás Maduro do poder.
Figura respeitada no setor, Savini viveu no país entre meados dos anos 1990 e 2000, período em que atuou nas operações da Petrobras e da argentina Pérez Companc, chegando a comandar a unidade de negócios da empresa na Venezuela. O histórico lhe deu um conhecimento profundo — e raro — do mapa de ativos de petróleo no território venezuelano.
Após as passagens por Petrobras e Pérez Companc, Savini foi um dos fundadores da 3R Petroleum, hoje Brava Energia, antes de criar a Fluxus em 2023. “O Savini conhece bem a Venezuela. Imagino que esse seja um dos motivos para a J&F tê-lo mantido à frente da operação após a compra [da Fluxus]”, diz uma fonte do setor ouvida pelo InvestNews.
Ricardo Savini, CEO da Fluxus (Foto: Divulgação)
Em declarações públicas recentes, o CEO da Fluxus já deixou escapar que a empresa firmou contrato com um escritório de advocacia no país e que estava prospectando possíveis negócios na Venezuela. As oportunidades seriam, sobretudo, em campos de petróleo onshore (em terra).
Mas os movimentos por lá são calculados, bem ao estilo dos Batista de fazer negócio. “Com a Fluxus, o Savini pode fazer basicamente o que fazia quando foi sócio da 3R Petroleum: comprar campos de petróleo defasados para recuperá-los”, prossegue uma das fontes.
Em 2024, Savini já traçava os planos do grupo da família Batista para a Venezuela. “Nós já estamos lá. A gente já tem escritório, está prospectando, mas nada que possamos divulgar. Temos gente trabalhando. As oportunidades existem, mas somente no médio prazo. As reservas são gigantescas, tem muito óleo. Eles precisam do apoio da iniciativa privada”, disse o executivo, no Fórum de Energia Rio, evento promovido pela S&P Global, em agosto daquele ano.
Oportunidade
Com a ofensiva liderada pelo presidente Donald Trump que resultou na remoção de Nicolás Maduro do poder, agentes econômicos passaram a trabalhar com o cenário de uma reabertura gradual da economia venezuelana ao capital internacional.
No centro dessa leitura está o setor de óleo e gás, diante das maiores reservas comprovadas de petróleo do mundo — e da sinalização explícita de Trump de que empresas americanas devem ter protagonismo na retomada da produção local.
Ainda assim, o tamanho das reservas sugere espaço para outros operadores. Entre eles está a Fluxus, cujos controladores mantêm boa interlocução com o entorno do governo Trump.
Além de terem doado US$ 5 milhões para a cerimônia de posse do presidente americano, os irmãos Batista tiveram papel ativo no ano passado ao facilitar a abertura de um canal direto de diálogo com Donald Trump, que posteriormente se reuniu com Luiz Inácio Lula da Silva, nas negociações que resultaram na retirada de tarifas sobre produtos brasileiros.
O potencial, porém, vem acompanhado de obstáculos relevantes. Especialistas ouvidos pela reportagem apontaram que a retomada da produção venezuelana exigirá volumes elevados de capital, além de tempo e estabilidade regulatória, para que os campos voltem a operar de forma eficiente e rentável.
“O óleo venezuelano é muito pesado e exige uma série de processos adicionais para se tornar comercializável”, afirma um especialista do setor. “O petróleo da Petrobras do pré-sal, por exemplo, costuma ser negociado a preço de Brent e, em alguns momentos, até com prêmio, por ser mais leve e ter baixo teor de enxofre. Já o petróleo venezuelano é vendido com desconto significativo, que pode chegar a até US$ 20 por barril em relação ao Brent.”
Família Batista na Venezuela
Há tempos circulam no mercado rumores de que a Fluxus já mantém ativos na Venezuela — algo que é oficialmente negado pela J&F.
A desconfiança ganhou força após o jornal O Globo revelar que o Ministério das Relações Exteriores impôs sigilo de cinco anos sobre telegramas diplomáticos trocados entre o Itamaraty e a embaixada do Brasil na Venezuela, que tratariam de interesses e movimentações empresariais dos irmãos Joesley Batista e Wesley Batista no país.
Entre os temas cobertos pelo sigilo está o registro de uma visita da dupla ao então ministro do Petróleo e presidente da estatal PDVSA (Petróleos de Venezuela), Pedro Tellechea, em 27 de fevereiro de 2024.
Mas, seja sob Donald Trump ou Nicolás Maduro, os Batista se mantêm em posição estratégica.
Além de ser um empresário com portas abertas na Casa Branca, Joesley Batista construiu uma relação direta com Nicolás Maduro, o que lhe garantiu acesso ao núcleo do poder em Caracas. Segundo apuração da Bloomberg, essa interlocução chegou ao ponto de viabilizar uma conversa sobre uma eventual renúncia do ditador, em meio à crise política e econômica do país.
Aposta no óleo e gás
A Fluxus é, junto com a geradora Âmbar, uma das apostas recentes da J&F no setor de energia. A companhia nasceu após Ricardo Savini deixar o cargo de CEO da 3R Petroleum no início de 2023, quando decidiu montar um novo negócio ao lado de outros dois ex-diretores da 3R: Jorge Lorenzón e Vitor Abreu. Em novembro daquele ano, o trio negociou 100% das ações da empresa recém-criada com o grupo dos irmãos Batista.
Alguns meses se passaram e os empresários Joesley e Wesley Batista lançaram a primeira investida no comando da Fluxus: a aquisição da Pluspetrol Bolívia, que detém três campos de gás. Para ampliar a produção no país, a companhia anunciou um investimento de US$ 100 milhões até 2028. Com a operação, a Fluxus passou a ser uma fornecedora de gás natural para as termelétricas da Âmbar.
A Fluxus já mantém operações de exploração e produção na Argentina, com ativos localizados principalmente na província de Neuquén, no entorno da formação de Vaca Muerta, uma das maiores fronteiras de petróleo e gás não convencional do mundo. Além dos países já citados, o Peru é um potencial mercado para a empresa. A empresa não possui ativos no Brasil.
Os contratos futuros de petróleo quase não oscilaram no início da segunda-feira, na primeira sessão de negociação desde que os Estados Unidos derrubaram o líder venezuelano Nicolás Maduro e o presidente Donald Trump prometeu enviar perfuradores americanos para reativar a produção de petróleo do país.
Os futuros nos EUA para entrega ainda neste mês subiam 0,4%, sendo negociados em torno de US$ 58 o barril em Nova York. Os contratos futuros do Brent avançavam em magnitude semelhante, para cerca de US$ 61 o barril.
Os mercados financeiros, em geral, começaram a semana com pouca movimentação. Os futuros das ações americanas subiam levemente — os contratos atrelados ao S&P 500 avançavam 0,35%. Os futuros do ouro subiam cerca de 2,5%, enquanto a prata dava continuidade à sua forte valorização recente, com alta superior a 5%.
O comportamento do mercado de petróleo refletiu a avaliação, entre traders, de que ainda existem obstáculos relevantes antes que o petróleo venezuelano possa chegar com mais facilidade aos mercados globais.
As sanções impostas para pressionar o regime de Maduro têm sido um pilar de sustentação dos preços do petróleo, que vêm sendo deprimidos por um excedente crescente de oferta.
Os preços de referência nos Estados Unidos caíram 20% no ano passado e estão próximos dos níveis mais baixos em quase cinco anos, ameaçando a rentabilidade da indústria petrolífera americana. Ainda assim, produtores de xisto nos EUA continuaram a bombear volumes recordes de petróleo. Ao mesmo tempo, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados vêm revertendo cortes de produção.
É improvável que haja um aumento significativo das exportações de petróleo da Venezuela enquanto as sanções não forem flexibilizadas.
O secretário de Estado dos EUA, Marco Rubio, disse no domingo, em entrevista ao programa “Face the Nation”, da CBS, que o país continuará a aplicar o bloqueio a navios-tanque iniciado no mês passado, como forma de pressionar os novos líderes da Venezuela, em vez de assumir a gestão cotidiana do país, como Trump havia sugerido anteriormente.
“Continuamos com essa quarentena, e esperamos ver mudanças, não apenas na forma como a indústria do petróleo é administrada em benefício do povo, mas também para que o tráfico de drogas seja interrompido”, afirmou Rubio.
Navios-tanque com destino à Venezuela mudaram de rota ou ficaram parados após a incursão realizada antes do amanhecer de sábado.
A Venezuela afirma que suas reservas de petróleo bruto superam 300 bilhões de barris. Se isso for verdade, trata-se da maior reserva do mundo. Ainda assim, as sanções e duas décadas de má gestão, subinvestimento e abandono reduziram a produção de petróleo do país a um volume relativamente pequeno.
Analistas alertam que, mesmo em uma transição de poder ordenada, serão necessários anos e investimentos de grande magnitude para que a produção venezuelana retorne ao pico histórico de cerca de 3 milhões de barris por dia, ante níveis atuais em torno de 900 mil barris diários.
Para efeito de comparação, a produção dos Estados Unidos vem registrando novos recordes, aproximando-se de 14 milhões de barris por dia, segundo a Energy Information Administration (EIA). Apesar da produção doméstica recorde, muitas refinarias americanas — especialmente nas costas do Golfo e Oeste — são projetadas para processar petróleo pesado e ácido do México e da Venezuela, e não o petróleo leve e doce produzido em grande escala pelos frackers.
Em um cenário de transição ordenada, analistas do Jefferies estimam que a Venezuela poderia, em três a cinco anos, produzir cerca de 500 mil barris adicionais por dia por meio de suas atuais joint ventures com empresas globais de energia. Entre elas está a Chevron, a única grande petroleira americana que ainda opera no país.
“Avanços além desse nível podem ser muito mais complexos e caros”, escreveram os analistas em relatório a clientes no domingo. “O potencial de elevar a produção venezuelana depende de capital, o que, por sua vez, está condicionado à estabilidade política e provavelmente exigirá garantias do governo dos EUA.”
Empresas americanas de energia — que, segundo o The Wall Street Journal, não tiveram aviso prévio da incursão dos EUA — agora precisam decidir se atenderão ao apelo de Trump para “entrar, gastar bilhões de dólares, consertar a infraestrutura gravemente deteriorada, a infraestrutura do petróleo, e começar a gerar dinheiro para o país”.
Além de um ambiente seguro para operar, analistas do RBC afirmam que executivos do setor atualmente atuando na Venezuela estimam que seriam necessários cerca de US$ 10 bilhões por ano para recuperar o setor energético.
“Isso impõe um peso significativo às empresas petrolíferas americanas e pode forçá-las a desempenhar um papel quase governamental no fortalecimento de capacidades e no desenvolvimento do país”, disseram.
Escreva para Ryan Dezember em ryan.dezember@wsj.com
O petróleo operava perto da estabilidade nesta segunda-feira (5), enquanto investidores avaliavam as consequências da captura do presidente venezuelano Nicolás Maduro por forças dos Estados Unidos e o impacto mais amplo do episódio sobre a geopolítica do mercado de petróleo.
O WTI era negociado em torno de US$ 57,03 o barril, operando dentro de uma faixa entre cerca de US$ 56,30 e US$ 57,70 na sessão, enquanto o Brent girava em torno de US$ 60,99, após oscilar entre aproximadamente US$ 60,50 e US$ 61,20. O contrato de referência do Brent chegou a tocar o patamar de US$ 61, refletindo um mercado sem direção definida, com leves altas e baixas ao longo do pregão.
“Qualquer interrupção de curto prazo na produção venezuelana pode ser facilmente compensada por um aumento da produção em outros lugares”, escreveu Neil Shearing, economista-chefe do grupo da Capital Economics, em nota.
Apesar da turbulência ocorrida no fim de semana na Venezuela, o país que é membro da Opep responde por apenas uma pequena parcela da oferta global. A Venezuela já foi uma potência produtora de petróleo, mas a produção despencou ao longo das últimas duas décadas e hoje representa menos de 1% da oferta global, em sua maior parte exportada para a China.
Excedente de petróleo
O mercado enfrenta um grande excedente neste ano, à medida que a Opep+ e outros produtores adicionam mais barris enquanto a demanda perde força. No domingo, a Opep+ manteve os planos de pausar os aumentos de oferta no primeiro trimestre. O grupo, liderado por Arábia Saudita e Rússia, não discutiu a Venezuela durante a videoconferência de 10 minutos, segundo delegados, que afirmaram ser prematuro avaliar como responder à situação em desenvolvimento.
Na conta de padaria, os EUA não precisam de petróleo. Eles já produzem 40% a mais do que a Arábia Saudita. São 13,4 milhões de barris por dia. Isso mais a extração de outros hidrocarbonetos, que também vão para a produção de combustível, dá e sobra para o consumo interno, de 20 Mbpd.
Para ilustrar o colosso: o Brasil figura como grande exportador global tirando “só” 3,8 Mbpd.
Por que o interesse óbvio no petróleo venezuelano, então? Porque “quanto mais melhor”? Também. Mas não é só isso. O ponto é que o óleo venezuelano cai como uma luva para resolver um problema da indústria americana de óleo e gás.
É o seguinte: petróleo não é exatamente uma “commodity”, no sentido de ser algo igual no mundo todo. Não. Cada lugar produz um tipo diferente. Vamos nos concentrar aqui na maior dessas distinções: a viscosidade.
Isso divide o reino do petróleo em três gêneros: leve, médio e pesado. O leve é o mais parecido com gasolina pura. Fácil de refinar, portanto – e justamente por isso ele é mais caro no mercado internacional. O pesado exige refinarias especializadas. E o médio, bem, fica no meio termo. O do pré-sal, só para ilustrar, é médio. O da Arábia Saudita, leve – “de grau API alto” no jargão.
Nos EUA, é quase tudo leve também. Veja aqui:
Se o leve é mais caro, então, eles estão bem servidos, certo? Em termos. A produção de óleo leve em quantidades brutais é um fenômeno recente nos EUA – começou no século 21, com a exploração do óleo de xisto, enfurnado em rochas.
Mas boa parte das refinarias americanas é especializada no refino de óleo pesado. Não lidam com óleo leve, já que, historicamente, quem garantia boa parte do abastecimento de petróleo nos EUA eram Canadá, México e Venezuela (antes das sanções). Todos os três produzem óleo pesado.
Como os EUA não têm parque de refino suficiente para seu óleo leve, eles vendem uma parte desse no mercado internacional e importam óleo de grau API baixo para as refinarias de óleo pesado (que ficam há décadas posicionadas no Golfo do México, justamente para receber esse produto das latitudes mais ao sul).
E a importação de óleo pesado tem crescido. Em 2010, ela representava menos da metade. Agora, 65%. Veja o progresso:
Também há importação de óleo leve e médio, por questões logísticas e de mercado. Mas a de óleo pesado é fundamental: os EUA praticamente não produzem, ao mesmo tempo em que têm um parque de refino especialmente dedicado a essa variante.
E isso nos leva à Venezuela. O país tem a maior reserva provada de petróleo do mundo, 303 bilhões de barris – 17% das reservas globais. Basicamente tudo na forma de óleo pesado, aquele que os EUA mais precisam.
Garantir o acesso das empresas americanas a esse tesouro é, portanto, uma questão estratégica pelo prisma dos negócios – não necessariamente pelo ponto de vista da diplomacia, mas esse é assunto para outra análise.
Tão estratégica que a importação de óleo venezuelano continuou mesmo depois das sanções americanas, que proibiram o comércio com o país de Maduro. A partir de 2019, no governo Trump 1, o petróleo venezuelano não podia mais entrar nos EUA.
Mas a Chevron, uma das gigantes americanas do setor, conseguiu em 2022 uma autorização especial do governo americano. Passou a operar uma joint venture com a PDVSA (a Petrobras da Venezuela) e vender óleo pesado do país de Maduro para as refinarias dos EUA.
Ainda assim, a produção da Chevron lá é pequena, na faixa de 200 mil barris por dia. O equivalente a uma junior oil – a Petrobras, para comparar, extrai sozinha 2,5 milhões de barris por dia no Brasil.
A queda na produção venezuelana
O resto da produção venezuelana fica por conta da PDVSA mesmo e de joint ventures dela com outras empresas de fora – desde 2007, o regime venezuelano só permite a exploração se a estatal entrar como sócia, com 60%. Essa foi a “nacionalização do petróleo”, que tirou as americanas Exxon e a ConocoPhillips do país.
A produção venezuelana já foi robusta, de 3,5 Mbpd antes da nacionalização. Mas decaiu ano após ano, por mau gerenciamento da PDVSA, corrupção e falta de investimentos (países sancionados basicamente não têm acesso a capital). Sem investimento, a estrutura corrói – literalmente. Tanto que a anglo-holandesa Shell, que tinha topado virar sócia da PDVSA em 2007, acabou saindo em 2020 porque a sócia estatal não fazia sua parte na manutenção dos poços.
E a produção total foi caindo. Em 2020, chegou a pífios 500 mil barris por dia. Desde lá, porém, ela tem aumentando. Está em 1,1 milhão de barris. Um pouco com a ajuda da Chevron, mas também das potências amigas do regime venezuelano: Rússia e China.
O país de Xi Jinping está lá com a estatal CNPC, que também extrai no Brasil – é dona de 3,7% do campo de Búzios, o maior do país, em parceria com a Petrobras.
E a Rússia opera ali uma estatal chamada Roszarubezhneft. Essa sopa de letrinhas diz tudo: significa “petróleo” (neft), “russo” (ros) “no exterior” (zarubezh). Trata-se de um programa voltado a produzir o suco de dinossauro em países sancionados pelos EUA.
Ou seja: os dois antagonistas dos EUA no tabuleiro geopolítico estavam arrumando a cama para explorar as reservas monstruosas da Venezuela. Agora, com a deposição de Maduro, quem deve se deitar nesse berço esplêndido são as petroleiras americanas. Caso o plano de Trump dê certo, claro.
Por quase duas décadas, a teimosa insistência da gigante do petróleo Chevron na Venezuela parecia uma tolice: investimentos de bilhões de dólares constantemente ameaçados pelo cabo de guerra entre Caracas e Washington.
Agora, porém, essa estratégia colocou o maior prêmio do petróleo mundial ao alcance da Chevron.
Enquanto as tensões aumentam entre Venezuela e Estados Unidos, a Chevron segue como a única grande petroleira global com acesso às imensas reservas de petróleo bruto do país — as maiores já conhecidas.
Se o presidente americano Donald Trump, que deslocou uma frota de navios de guerra para a costa venezuelana, atacar e derrubar o governo, nenhuma empresa estaria em melhor posição para ajudar a reconstruir a indústria petrolífera devastada do país. Se Trump e o presidente venezuelano Nicolás Maduro chegarem a um acordo, a Venezuela precisará exportar o máximo possível de petróleo para gerar caixa — novamente beneficiando a Chevron.
A posição única da empresa de Houston traz riscos enormes — inclusive para seus funcionários — se as hostilidades se intensificarem. A Chevron ainda pode acabar expulsa do país tanto por Maduro quanto por Trump, um destino que já atingiu várias petroleiras estrangeiras na Venezuela ao longo dos anos.
Mas tanto Trump quanto Maduro têm motivos para ver a Chevron como uma aliada útil, e nenhum dos lados se moveu para interromper as operações da companhia no atual impasse. Até quinta-feira (17), a Chevron se preparava para exportar 1 milhão de barris de petróleo venezuelano, segundo dados de rastreamento de navios da Bloomberg — um dia depois de Trump classificar o governo do país como uma “organização terrorista estrangeira”. A Chevron produz cerca de 200 mil barris por dia em diversas joint ventures com a estatal venezuelana PDVSA e exporta sua parte da produção para refinarias americanas na Costa do Golfo.
“São águas muito difíceis de navegar”, disse Francisco Monaldi, diretor de política energética da América Latina na Universidade Rice, em Houston. “Mas a Chevron é uma parceira muito atraente para a Venezuela e para o governo dos EUA. Ela está em uma posição estratégica muito forte em praticamente qualquer cenário possível.”
Os escritórios da Chevron Corp. em Caracas, Venezuela, em 1º de dezembro de 2022. Fotógrafo: Matias Delacroix/Bloomberg
A situação para a maior parte da indústria petrolífera venezuelana é sombria.
O bloqueio de Trump no sul do Caribe significa que a estatal PDVSA não consegue mais exportar petróleo por meio de sua frota paralela de “navios fantasmas” para a China e pode ter de começar a fechar poços em até dez dias. Um ataque cibernético atingiu o principal terminal de exportação do país em dezembro, enquanto as viagens aéreas de e para a Venezuela praticamente cessaram após interferências em sinais e alertas dos EUA sobre aumento da atividade militar.
Governos americanos sucessivos impuseram sanções à Venezuela à medida que Maduro apertava seu controle sobre o poder. Mas a Chevron, que começou a explorar petróleo no país em 1923, obteve licenças especiais para contornar as sanções. E, embora o governo venezuelano tenha prendido (e depois libertado) dois funcionários da Chevron em uma investigação de suposta corrupção em 2018, Maduro frequentemente elogia a empresa, dizendo que quer que ela fique por “outros 100 anos”.
Um arranjo único
É um arranjo incomum que acumula inimigos tanto em Caracas quanto em Washington. Críticos americanos, que em alguns momentos incluíram o secretário de Estado Marco Rubio, acusam a empresa de canalizar bilhões de dólares para um regime brutal e corrupto. Alguns setores mais duros dentro do partido governista venezuelano, por sua vez, veem a Chevron como símbolo do imperialismo americano e querem acabar com a influência estrangeira sobre a maior indústria do país.
A empresa, por sua parte, afirma que suas operações na Venezuela ajudam a estabilizar a economia local e toda a região, ao mesmo tempo em que cumprem todas as sanções e leis dos EUA. Pessoas a par das discussões internas dizem que os executivos da Chevron não gostam da exposição pública adicional que a posição na Venezuela traz, mas acreditam que a estratégia de permanecer é correta diante do potencial ganho extraordinário. Isso também envia uma mensagem a outros governos ricos em petróleo ao redor do mundo de que a Chevron é uma parceira de longo prazo — mesmo em circunstâncias difíceis, dizem.
“Estivemos lá nos altos e baixos, e como em muitos lugares do mundo, temos de adotar uma visão de longo prazo sobre nossa presença em países como este”, disse o CEO Mike Wirth neste mês à Bloomberg TV.
As reservas gigantes da Venezuela sempre atraíram empresas internacionais de petróleo. Isso mudou depois que Hugo Chávez, protegido do revolucionário cubano Fidel Castro, venceu a eleição presidencial em 1998. O paraquedista de personalidade grandiosa que virou ícone socialista aprovou leis exigindo que o Estado tivesse 51% de qualquer joint venture com empresas estrangeiras — na prática, nacionalizando a indústria. A ConocoPhillips, então maior investidora estrangeira no país, recusou os novos termos e saiu no início dos anos 2000. A Exxon Mobil fez o mesmo.
Nicolas Maduro, presidente da Venezuela, durante coletiva de imprensa no Palácio Miraflores em Caracas, Venezuela, em 2024. Fotógrafo: Gaby Oraa/Bloomberg
A Chevron decidiu ficar. Ali Moshiri, então chefe da empresa para a América Latina, tinha uma relação próxima com Chávez e buscou construir uma parceria em vez de sair. Em um evento da indústria em meados dos anos 2000, Chávez percebeu que Moshiri não tinha cadeira e, em tom de brincadeira, ofereceu a sua. Moshiri aceitou após um abraço e alguns tapinhas nas costas.
“Você não pode ter uma atitude de ‘entra e sai’”, disse Moshiri à Bloomberg News em 2005. “Temos de ir aonde o petróleo está.”
A aposta deu certo, ao menos no início. Os preços do petróleo subiram de US$ 25 o barril em 1999 para o recorde de US$ 146 em 2008, o que significava que Chevron e Venezuela dividiam um bolo muito maior, ainda que a fatia da empresa americana fosse menor. A relação continuou sob Maduro após a morte de Chávez, em 2013.
As relações entre Maduro e o governo dos EUA, porém, se deterioraram de forma constante. Trump, em seu primeiro mandato, impôs sanções à indústria petrolífera venezuelana, e o presidente Joe Biden as manteve, desencadeando um período de intenso lobby da Chevron em Washington. A empresa argumentava que o petróleo venezuelano era crítico para a segurança energética dos EUA, porque as refinarias da Costa do Golfo foram projetadas para processar o petróleo pesado que a Venezuela produz. Deixar o país apenas entregaria mais ativos a Maduro e criaria um vazio que empresas russas e chinesas poderiam explorar, disseram pessoas familiarizadas com o lobby à época.
Diante de uma disparada nos preços da gasolina em 2022 após a invasão da Ucrânia pela Rússia, Biden afrouxou as sanções, permitindo que a Chevron aumentasse a produção. Para preservar a imagem diante de um regime com histórico deteriorado de direitos humanos, o governo Biden determinou publicamente que a Chevron não poderia pagar impostos ou royalties a estatais venezuelanas. Uma licença secreta, no entanto, revelada pela Bloomberg News em março, permitia esses pagamentos.
O petróleo da Venezuela continuou fluindo — ajudando a baixar os preços da gasolina nos EUA — enquanto as operações da Chevron permaneciam dentro da lei. O episódio mostrou o quanto os EUA ainda se beneficiam da presença da Chevron no país, mesmo enquanto tentam aumentar a pressão sobre Maduro.
O jogo de longo prazo
A Venezuela não é o primeiro país em que a Chevron aplica sua estratégia de “ficar onde está o petróleo”.
Como Standard Oil of California, fez a primeira descoberta comercial na Arábia Saudita em 1938 e manteve presença produtiva ali por sete décadas, mesmo com a maior parte da produção hoje nas mãos da estatal Saudi Aramco. A Chevron foi a primeira grande petroleira no Cazaquistão após o fim da União Soviética e enfrentou desafios técnicos e políticos ao elevar a produção para mais de 1 milhão de barris por dia ao longo de três décadas.
Mas a estratégia não vem sem custos. Ela expõe a Chevron a interrupções provocadas por conflitos ao redor do mundo. Ao mesmo tempo, críticos atacam a empresa por fazer parcerias com governos antidemocráticos que usam o dinheiro do petróleo para reprimir direitos humanos — incluindo a Venezuela.
“Empresas como a Chevron estão, na prática, colocando bilhões de dólares nos cofres do regime”, disse Rubio em janeiro. “E o regime não cumpriu nenhuma das promessas que fez.”
Embora Trump e Rubio evitem dizer que querem derrubar Maduro, eles vêm aumentando gradualmente a pressão. E os preços fracos do petróleo, agora perto do menor nível em quatro anos, deram espaço para uma postura mais agressiva dos EUA, segundo Carlos Bellorin, vice-presidente executivo da Welligence Energy Analytics.
Campo de exploração de petróleo da Chevron, em San Ardo, Califórnia (David Paul Morris/Bloomberg)
Trump “pode se dar ao luxo de interromper os fluxos venezuelanos com muito menos risco de uma disparada de preços, especialmente algo que afete a gasolina nos EUA”, disse ele. Bloquear petroleiros sancionados no sul do Caribe ajuda Trump a eliminar uma fonte-chave de receita de Maduro, cujo governo se tornou especialista em usar uma “frota escura” de navios que desligam ou adulteram seus sinais para exportar petróleo apesar das sanções.
Se houvesse uma mudança de regime na Venezuela, é improvável que a Chevron fosse a única grande petroleira interessada. A Exxon olharia qualquer oportunidade potencial, mas com cautela, já que seus ativos no país foram expropriados no passado, disse o CEO Darren Woods em entrevista no mês passado.
“Eu não colocaria na lista nem tiraria da lista”, disse Woods. “Teríamos de ver quais seriam as circunstâncias no momento.”
Wirth, CEO da Chevron, em contraste, segue firme na convicção de que a empresa vai permanecer, apesar das dificuldades.
“Nós não escolhemos onde está o recurso”, disse ele na cúpula de CEOs do Wall Street Journal no início deste mês. “Se saíssemos toda vez que discordamos de um governo, acabaríamos saindo de todos os lugares — inclusive deste país.”
A Exxon Mobil entrou em contato com o Ministério do Petróleo do Iraque para expressar seu interesse em comprar a participação majoritária da empresa russa Lukoil no gigantesco campo petrolífero de West Qurna 2, disseram à Reuters cinco fontes oficiais iraquianas com conhecimento direto do assunto.
A Lukoil está tentando vender seus ativos internacionais após sanções impostas pelos EUA à empresa, e a medida da Exxon representaria uma grande expansão do retorno da gigante norte-americana ao Iraque, enquanto Moscou tenta se desfazer de importantes ativos energéticos.
A Exxon se recusou a comentar, enquanto a Lukoil não respondeu ao pedido de comentário da Reuters.
O Departamento do Tesouro dos EUA autorizou potenciais compradores a negociar com a Lukoil até 13 de dezembro, mas eles precisarão de aprovação para acordos específicos. A Reuters noticiou no mês passado que a Exxon se juntou à Chevron na análise de opções para adquirir partes do portfólio da Lukoil.
O maior ativo estrangeiro da Lukoil é uma participação operacional de 75% no campo petrolífero de West Qurna 2, no Iraque, um dos maiores do mundo, com uma produção de cerca de 470.000 barris por dia. O campo responde por cerca de 0,5% da oferta mundial de petróleo e 9% da produção total do Iraque, o segundo maior produtor da OPEP, depois da Arábia Saudita.
A Lukoil declarou força maior no campo depois que o Iraque suspendeu os pagamentos em dinheiro e de petróleo bruto à empresa.
A Exxon foi operadora do projeto vizinho West Qurna 1 por muitos anos, antes de se retirar no ano passado, quando essa parte do campo produzia cerca de 550.000 barris por dia. Na época que antecedeu a saída da Exxon, o então presidente da estatal Basra Oil Company afirmou que a Exxon havia avaliado sua participação de 32,7% em West Qurna 1 em US$ 350 milhões. As duas partes do campo de West Qurna estão localizadas no sul do Iraque, perto da cidade de Basra.
Em outubro, a Exxon assinou um acordo não vinculativo com o Iraque para ajudar o país a desenvolver seu gigantesco campo petrolífero de Majnoon e expandir as exportações de petróleo, marcando o retorno da gigante petrolífera norte-americana ao país.
A decisão da Exxon de retornar ao Iraque ocorreu após uma série de acordos com outras companhias petrolíferas, incluindo a Chevron, BP e TotalEnergies, visto que o Iraque procura acelerar a produção de petróleo e gás, oferecendo condições mais favoráveis.
Iraque prefere Exxon para aquisição
A Exxon é a nossa opção preferida para substituir a Lukoil. A empresa tem a capacidade e a experiência necessárias para gerir um campo tão grande e complexo como o de West Qurna 2″, afirmou um autoridade de alto escalão do setor petrolífero iraquiano que supervisiona as operações de empresas estrangeiras no sul do país.
Um autoridade de alto escalão do Ministério do Petróleo corroborou a declaração.
O Ministério do Petróleo do Iraque afirmou na segunda-feira que convidou diversas empresas petrolíferas norte-americanas para iniciar negociações sobre a possível aquisição do campo de West Qurna 2.
O ministério afirmou que pretende transferir a operação do campo para uma das empresas por meio de um processo de licitação competitivo.
A Opep+ vai manter os planos de pausar os aumentos de produção no primeiro trimestre, em meio a sinais crescentes de excesso de oferta no mercado global de petróleo.
Membros importantes do cartel liderado pela Arábia Saudita confirmaram a pausa de três meses no aumento da oferta – anunciada pela primeira vez no começo deste mês – durante uma videoconferência neste domingo, após uma série de reuniões com a aliança ampliada.
Em comunicado, o grupo reiterou que a decisão reflete suas expectativas para condições de mercado mais fracas.
Os membros da Opep+ também concordaram em manter inalteradas, no próximo ano, as cotas de produção do grupo como um todo e aprovaram um mecanismo para uma próxima revisão das capacidades individuais de bombeio de petróleo, informou o grupo em nota separada. A revisão deve ajudar a definir as cotas de produção em 2027.
Embora a pausa nas elevações de produção indique alguma cautela por parte da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus parceiros, depois de terem retomado rapidamente a oferta mais cedo neste ano, a decisão ainda deixa o mercado mundial no caminho de um excedente significativo no início de 2026, o que provavelmente colocará mais pressão sobre os preços.
“A Opep+ optou por segurar o gatilho e manter a estratégia atual”, disse Jorge Leon, analista da consultoria Rystad Energy AS. “A mensagem do grupo foi clara: estabilidade pesa mais do que ambição em um momento em que as perspectivas para o mercado estão se deteriorando rapidamente.”
Os barril acumila queda de 15% neste ano, perto de US$ 63, à medida que a oferta crescente nas Américas, somada ao aumento da Opep+, supera o crescimento da demanda. A Agência Internacional de Energia (AIE), em Paris, prevê um recorde de excesso de oferta em 2026, enquanto Goldman Sachs e JPMorgan projetam novas quedas para os preços futuros.
Congelar a produção por três meses dá algum tempo à Opep+ para avaliar riscos geopolíticos mais intensos ao fornecimento por parte de seus membros, bem como as novas tentativas de pôr fim à guerra na Ucrânia.
O presidente Donald Trump aumentou as tensões com a Venezuela no sábado ao advertir que as companhias aéreas devem considerar o espaço aéreo do país como fechado, enquanto seu governo continua a reprimir o tráfico de drogas.
A queda do petróleo ocorre em meio aos repetidos apelos de Trump por preços mais baixos de combustíveis, diante da preocupação dos eleitores com o custo de vida. O presidente recebeu calorosamente o príncipe herdeiro saudita Mohammed bin Salman na Casa Branca no início deste mês, e seu governo aprovou a compra, pelo reino, de caças F-35 e chips de inteligência artificial.
Oito países-chave da Opep+ surpreenderam os operadores de petróleo em abril, quando começaram a acelerar a retomada da produção interrompida desde 2023. Autoridades descreveram o movimento como uma tentativa de Riad de recuperar participação de mercado cedida a rivais como os produtores de xisto dos EUA e punir membros da própria Opep+ que haviam desrespeitado suas cotas.
Embora os sauditas tenham conseguido reconquistar parte dessa fatia de mercado, a queda subsequente dos preços trouxe desafios financeiros ao reino, ampliando o déficit orçamentário e forçando a redução de alguns projetos econômicos emblemáticos. A situação também pressiona produtores fora da Opep+, como as empresas de xisto norte-americanas.
A Opep+ já reverteu cerca de 70% de duas camadas de cortes de produção implementados em 2023 — pelo menos no papel —, restando ainda cerca de 1,1 milhão de barris por dia para retornar ao mercado (o equivalente a um terço da produção brasileira). Os aumentos efetivos têm sido menores que os volumes anunciados, já que alguns países compensam excessos de produção anteriores e outros enfrentam dificuldades físicas para elevar o bombeio.
Essas dificuldades estão no centro da revisão de longo prazo da capacidade de produção dos membros do grupo, anunciada pela primeira vez em maio.
Alguns países buscam o reconhecimento de nova capacidade instalada, enquanto outros não conseguem produzir tudo o que está autorizado. Esclarecer a capacidade plena ajudaria a alinhar as cotas mais de perto com a realidade — e tornaria quaisquer cortes futuros mais críveis.
Por Salma El Wardany, Grant Smith, Fiona MacDonald e Ben Bartenstein
Um dos maiores exportadores de soja brasileira para a China é a própria China, de certa forma. O grosso das exportações acontece via traders agrícolas: Cargill, Bunge, Louis Dreyfus… Elas compram das fazendas e vendem para os clientes de fora, cuidando da parte logística no meio do caminho.
Acontece que, hoje, a segunda maior trader de grãos do mundo é a Cofco, uma estatal chinesa, que só fica atrás da americana Cargill. A China é o grande destino da soja brasileira, lógico – perto de 80% das nossas exportações embarcam para lá. E das 72,5 milhões de toneladas que o Brasil vendeu para China em 2024, 6,65 milhões foram transportadas da lavoura para o mar pela Cofco. 9% do total.
Terminal de grãos. Foto: Wirestock/Getty Images
Não é apenas soja, nem só para a China. A Cofco é a maior exportadora de produtos agrícolas no Brasil. Foram 17 milhões de toneladas no ano passado – principalmente soja, milho e açúcar. Para dezenas de países.
E essa capacidade está aumentando. A estatal operava dois terminais no Porto de Santos (além de alugar instalações de outras empresas). Em março deste ano, inaugurou parcialmente seu terceiro, o TEC (Terminal Exportador Cofco), também conhecido pelo nome técnico da área que ele ocupa no maior porto da América Latina: STS11.
O TEC entra em operação plena no ano que vem. Quando isso acontecer, a capacidade da empresa no Porto de Santos vai saltar de 4,5 milhões de toneladas por ano para 14 milhões. Será o maior terminal da Cofco fora da China.
Não significa que vão exportar exatamente 9,5 milhões de toneladas extras. Boa parte será realocada dos terminais de terceiros para o STS11. O ponto é que isso diminui os custos de exportação para a empresa.
Essa não foi a única medida na linha de “verticalizar” a logística, ou seja, de controlar mais fases do ecossistema de exportação. A Cofco também comprou 23 locomotivas e 979 vagões de carga, por R$ 1,2 bilhão. Os trens, operados pela Rumo, vão levar quatro milhões de toneladas de grãos e açúcar por ano das regiões produtoras até o Porto de Santos, a partir de 2026.
As peças de Lego
A fauna de terminais portuários de carga é vasta, mas se divide basicamente em dois reinos.
Um é o dos terminais de granéis – caso do STS11. Vai tudo solto, sem embalagem individual. Em vez de sacas de soja empilhadas, o navio recebe um rio de grãos caindo pela correia.
O outro reino portuário é o dos terminais de contêineres. iPhones, blusinhas, peças de avião, remédios… Tudo vai nesses caixotes de tamanho padrão. É como se o comércio global fosse feito de Lego: o mesmo contêiner que está empilhado em um navio vira um vagão de trem ou a traseira de um caminhão, e segue viagem sem ninguém ter de abrir a porta para desempacotar tudo.
Por essas, os contêineres padronizados são uma invenção não muito menos importante do que a roda.
Terminal de contêineres. Foto: John Lamb/Getty Images
Pois bem. 11% dos 14 milhões de contêineres que se movimentam pelo Brasil (para importação, exportação ou cabotagem) passam pelo TCP – o Terminal de Contêineres de Paranaguá (PR).
E desde 2018 o TCP é parte do portfólio de outra estatal do país de Xi Jinping, a China Merchants Port Holdings (CMPorts). Trata-se da maior operadora de contêineres da China. E agora uma das maiores daqui também. Mais precisamente, a número três: em volume de contêineres (1,6 milhão/ano) só fica atrás da Santos Brasil (2,3 milhões) e da BTP, um consórcio de empresas europeias de logística (1,8 milhão).
Talvez ela até suba uma posição nesse ranking. A CMPorts assinou no início de novembro um acordo com o governo se comprometendo a investir R$ 1,5 bilhão na ampliação do terminal.
E esse não é o único investimento dela no Brasil. Vamos agora para o outro.
O ‘porto do Eike’
Lembra do Eike Batista? Então. No começo do século, ele queria montar um complexo de mega empresas que se retroalimentassem. Começava com mineradora (a MMX) e petroleira (OGX). Para fornecer energia às instalações, criou uma companhia de termelétricas (MPX). O combustível das plantas viria de sua mina de carvão (CCX). Projetou também um estaleiro (OSX) e o Porto do Açu (LLX), no Estado do Rio de Janeiro, que teria terminais de granéis para escoar o petróleo da OGX e o minério de ferro da MMX.
O tempo passou, as coisas mudaram, mas o porto vingou. O fundo americano EIG comprou o controle de Eike em 2013 e criou a Prumo Logística, que desenvolveria o Porto do Açu. Hoje ele tem 11 terminais, e o de petróleo responde por 30% das exportações brasileiras da commodity – o porto recebe embarcações vindas das plataformas marítimas e transfere o líquido preto para os petroleiros que fazem a exportação.
O que nos leva de volta à CMPorts.
Petroleiros atracados em um terminal. Foto: Luciana Floriano/Getty Images
Em fevereiro de 2025, a estatal chinesa assinou um acordo para a compra de 70% do terminal de petróleo – com os 30% restantes permanecendo com a Prumo. O negócio não está concluído. Precisa da aprovação dos órgãos reguladores e do cumprimento de certas exigências contratuais.
Caso o negócio feche, de qualquer forma, a CMPorts responderia pela parte logística de 21% das exportações brasileiras de petróleo (ou seja, 70% do que está hoje nas mãos da Prumo).
Ainda assim, um dos maiores investimentos recentes da China no Brasil na área de infraestrutura não tem a ver com exportação de commodities. Mas com o transporte de gente: um trem de passageiros entre São Paulo e Campinas.
O trem São Paulo-Campinas
A ideia de ligar São Paulo e Campinas por trem é tão antiga quanto os trens. E foi concretizada há mais de 150 anos. A primeira ferrovia entre a capital do Estado e a maior cidade do interior paulista começou a operar em 1872. No fim do século 20, porém, o serviço ainda era lento, precário. E deixou de existir em 1999.
Mas o sonho de um trem moderno ligando as cidades nunca deixou de existir, claro. Passou pelo nunca concretizado trem bala Rio-SP-Campinas. Mas deve sair do papel, finalmente, com o Trem Intercidades – uma concessão leiloada pelo poder público em 2024.
E quem arrematou? 60% ficou com a família Constantino (via Grupo Comporte, a holding de transportes terrestres deles) e 40% com outra estatal chinesa, a CRRC. Trata-se da maior fabricante de trens do mundo, e que tem 90% do mercado na China.
A previsão é que o Trem Intercidades consuma R$ 14 bilhões em investimentos. R$ 8,98 bilhões ficarão com o governo do Estado. Considerando que a CRRC cuidará de 40% do restante, estamos falando em R$ 2 bilhões. A inauguração está planejada para 2031.
Trem intermunicipal de passageiros. Foto: Den Belitsky/Getty Images
É fácil imaginar a motivação do governo chinês, o controlador das estatais, em algo como o suprimento de petróleo e de soja, ou a movimentação de contêineres em Paranaguá – é dentro deles que boa parte dos importados chineses entram no Brasil, afinal. Mas qual é a estratégia da China com o Trem Intercidades? A receita ali, afinal, virá da venda de passagens para brasileiros, algo distante dos interesses de Pequim.
Mas não é só na bilhetagem que está o faturamento ali. “Sob a perspectiva do governo chinês, há retornos maiores. Quando você entra numa concessão como essa, também ganha fornecendo os trens, colocando uma construtora chinesa…”, diz Juan Landeira, diretor para Infraestrutura na consultoria Alvarez & Marsal. “Você vende tecnologia. Você vende know-how.”
De fato. A CRRC vai construir os trens do Intercidades. E não só eles. A estatal venceu neste ano uma concorrência para fabricar 44 trens para o Metrô de São Paulo, batendo a francesa Alstom, tradicional fornecedora do governo paulista. O contrato é de R$ 3,1 bilhões.
Para montar as composições, a CRRC passou a operar uma fábrica em Araraquara. Ela pertencia à sul-coreana Hyundai Rotem (que fez os trens da Linha Amarela de São Paulo). A ocupação da planta foi agora em outubro, e é de lá que vão sair também os trens do Intercidades.
As interconexões vão mais longe. A energia elétrica que alimenta os projetos da China aqui vem, em parte, da própria China. A State Grid, do governo de lá, controla a CPFL, responsável por 15% da distribuição aqui. A China Three Gorges (CTG) cuida de 3,5% da geração brasileira. E as duas compram painéis solares da China, que responde por 80% da produção global. Com o petróleo é a mesma coisa. Parte do que chega ao Porto do Açu, alvo da CMPorts, vem da CNOOC, da CNPC e da Sinopec – petroleiras da China que atuam nas águas brasileiras.
Enfim. É a mesma lógica que Eike Batista sonhava para si: um ecossistema de empresas gigantes, no qual uma alimenta a outra, multiplicando a receita do controlador por trás de todas. Só tem duas diferenças. Com o governo chinês nesse papel, a escala é monumental. E está dando certo.
O preço do barril cai 15% no ano, mas a receita das duas maiores junior oils do país segue em expansão. A Prio viu seu faturamento líquido subir 18%, para US$ 557,6 milhões, enquanto o da Brava alcançou US$ 561 milhões, o melhor resultado da companhia desde sua criação (em agosto de 2024, com a fusão entre 3R Petroleum e Enauta).
A PetroReconcavo, terceira maior, foi por outro caminho. Registrou uma queda de 8% na receita líquida, R$ 786 milhões (o equivalente a US$ 150 milhões pelo câmbio médio do trimestre, para termos uma comparação mais simétrica com as rivais).
Para o economista Roberto Castello Branco, ex-presidente da Petrobras, a diferença aí tem a ver com uma questão de estratégia: “A PetroReconcavo tem uma política de não priorizar a expansão da produção de petróleo. Ao contrário da Brava e da Prio, que acertadamente buscam chegar a níveis mais elevados de produção”.
De qualquer forma, especialistas do setor entendem que há um amadurecimento das junior oils. “Todas as três são empresas bem geridas. E mesmo com a queda no preço do petróleo, trabalha-se com margens grandes”, diz David Zylbersztajn, ex-diretor geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e professor do Instituto de Energia da PUC Rio. “Até onde eu sei, não tem ninguém triste com essas empresas”.
Mas o momento de baixa do petróleo, com o barril rondado os R$ 60, obviamente pede cuidados, já que o buraco pode ficar mais embaixo em 2026.
Custos de extração
Com a pressão do Brent, cresce a importância do lifting cost – o custo operacional para a exploração de um barril de petróleo. A Prio salientou como destaque negativo que o dela avançou para a faixa de US$ 17,4, valor mais alto desde 2019.
A Brava, por sua vez, conseguiu trilhar um caminho oposto. Se no primeiro trimestre deste ano, seu custo operacional para exploração por barril era de US$ 20, os últimos resultados demonstraram uma queda para US$ 15,7. Já a PetroReconcavo, viu seu custo de exploração por barril subir 13% na mesma base de comparação, para US$ 15,5.
O CEO da Prio, Roberto Monteiro, enfatizou que o aumento dos custos de extração por barril se deu por conta da paralisação do campo de Peregrino. A operação ainda pertencia em sua maioria à Equinor, que vendeu sua fatia de 60% para a Prio em maio, por US$ 3,5 bilhões, mas a conclusão do negócio ainda está sujeita a aprovações regulatórias da ANP e do Cade.
A ANP suspendeu a produção do campo após identificar falhas em medidas de segurança, como estudos de risco desatualizados, tempo de escape inadequado e deficiências em sistemas de detecção e alarme. A produção ficou suspensa por quase nove semanas, e foi autorizada a ser retomada em 17 de outubro de 2025, após a Equinor implementar as melhorias solicitadas. A Prio avalia a possibilidade de buscar uma compensação pela perda não planejada no campo.
Para Roberto Castello Branco, é possível garantir boas margens com o atual patamar do óleo, mas há limites. “[O negócio] se paga até bem num cenário de preços acima de US$ 60. Mas, numa situação em que o preço do petróleo caia para menos de US$ 50, a situação fica bem apertada”, diz ele, que também foi presidente do conselho da 3R Petroleum, antes da criação da Brava.
“A Petrobras consegue operar com o pré-sal, que tem custos abaixo de US$ 5. A diferença é muito grande. Com o lifting cost a US$ 17, pode-se dizer que os custos são muito elevados. Mas isso reflete a natureza dos campos que eles [Brava e Prio] estão operando: não tão competitivos quanto os da Petrobras”, reforça Castello Branco.
Com o petróleo em queda, é natural que o lucro das empresas do setor fiquem mais espremidos. Tanto Prio como Brava, embora tenham mantido o nível da produção e expandido em receita, vacilaram com o lucro líquido. O da Brava ficou em R$ 120,7 milhões (US$ 22 milhões) no terceiro trimestre, queda de 75,8%. a A Prio apresentou recuo de 59% na comparação anual, para US$ 92 milhões. E o lucro da PetroReconcavo cedeu 23%, para R$ 158,8 milhões (US$ 29 milhões ).
Os progressos recentes
Segundo o analista Vicente Falanga, do Bradesco, a Prio tem um cronograma positivo para entrega de projetos, como a entrega de Wahoo e a aceleração da integração de Peregrino, além da continuidade das melhorias de confiabilidade em Albacora Leste.
“Com a contribuição desses dois novos ativos, a produção deverá ultrapassar 200 mil barris por dia em poucos meses, posicionando a Prio como a maior produtora independente de petróleo do Brasil”, diz o analista em relatório. Ele também projeta que a alavancagem da empresa deva cair para 1,1 vez no final de 2026.
Empresa
Produção (boepd)
Variação vs. 3T24
Brava
91,8k
+77,5%
Prio
88,2k
+25%
PetroReconcavo
26,4k
0%
Boepd = barril de óleo equivalente por dia
A Brava, por sua vez, tem dado tração a seu plano de reestruturação, reduzindo custos e cargos duplicados, como mostrou o InvestNews. O corpo diretivo foi reduzido de cinco para quatro, com o anúncio de um novo CFO, e simplificaram a estrutura gerencial. As mudanças foram costuradas pelo bloco de acionistas que hoje compõe mais de 20% do capital da Brava: Yellowstone, Jive e Queiroz Galvão formaram um grupo nos últimos meses com o intuito de tomar as rédeas do futuro da companhia.
O CEO da Brava Energia, Décio Oddone, disse em conferência para analistas que o foco da empresa está na desalavancagem para ter em 2027 “uma companhia com uma posição mais robusta e com uma geração de caixa mais forte”. “No ano que vem, a gente já tem um compromisso de Capex (investimento) forte com esses quatro poços que vamos perfurar, os dois de Atlanta e os dois de Papa-Terra. E vamos ter uma redução significativa de Capex para 2027”, disse ele.
Na PetroReconcavo o avanço é o seguinte: a empresa terminou uma rodada de perfuração de poços profundos, para alcançar camadas com mais óleo e gás, e começou a parte de perfuração horizontal dentro do reservatório, que expande a área de produção.
Mais um sinal de que o universo das junior oils está ficando mais sênior. Mas os desafios agora, com os estoques de petróleo se acumulando mundo afora, são, definitivamente, de gente grande.
Não é por acaso que a China lidera em produção de carros elétricos. Trata-se de uma política nacional para diminuir a dependência de petróleo.
A China produz até mais do que o Brasil: 4,2 milhões de barris por dia (contra 3,8 mbpd por aqui), mas consome quase tanto quanto os Estados Unidos. São 16 milhões de barris por dia.
Dá só 3 mbpd menos que os americanos, com uma diferença: enquanto os EUA chegaram à autossuficiência, com sua extração de 20 milhões de barris por dia, a China depende de petróleo importado para manter seu coração batendo. É o maior comprador do mundo, de longe.
A participação chinesa nas nossas exportações de petróleo é absurda. Dos 1,7 milhões de barris por dia que o país exportou em 2024, 750 mil foram para a China. Ou seja: 44%. Só que uma fatia cada vez maior desse bolo parte de empresas chinesas que atuam na extração de petróleo por aqui.
Em agosto de 2025, data dos dados mais recentes, elas tiraram 221,7 mil barris por dia dos nossos mares. Dá 5,7% da produção total.
Não chega a ser um absurdo. O Reino Unido fica com 11% (por ser o país-sede da Shell, a segunda maior concessionária de campos de petróleo brasileiros, atrás apenas da Petrobras). Mas a proporção que mais cresce entre os players relevantes é a da China mesmo, que passou a ser o terceiro país com mais presença na produção nacional, atrás do Reino Unido e, claro, do próprio Brasil.
O país da Muralha atua por aqui com três estatais: Sinopec, CNPC (China National Petroleum Corporation) e CNOOC (China National Offshore Oil Corporation). Até outro dia, em 2021, elas respondiam por apenas 2% da produção brasileira. Ou seja: a fatia chinesa triplicou de lá para cá:
Mesmo assim, o objetivo da China não é fazer volume a qualquer custo. As petroleiras de lá prezam mais pela qualidade dos campos do que pela quantidade de áreas de exploração. É o que vamos ver agora.
Mandato duplo
Rivaldo Moreira Neto, diretor de infraestrutura da consultoria Alvarez & Marsal, tem uma boa analogia para descrever a estratégia chinesa: ‘mandato duplo’.
Trata-se de um paralelo com a missão dupla do Fed, o banco central americano: de um lado, controlar a inflação (o que pede altas nos juros); de outro, combater o desemprego (tarefa que exige baixar os juros) – no Brasil também é assim, mas a tradição vem do Fed. É de “mandato duplo” que os economistas chamam esse equilíbrio de interesses.
Pois bem. “Claro que a China busca rentabilidade, mas com um mandato duplo”, diz Rivaldo. “De um lado, retorno financeiro, de outro, segurança de acesso ao petróleo”.
“Segurança” significa escolher os maiores campos, que garantem produção por décadas. E aqui dá pra desenhar a estratégia chinesa.
O pré-sal tem 31 campos de petróleo. Mas os três maiores concentram, sozinhos, 70% da produção. São eles:
E é justamente nesse trio de megacampos que as chinesas concentram o grosso de suas atividades. Em Búzios, elas têm uma participação de 11,1% (3,7% com a CNPC e 7,4% com CNOOC, especializada em águas profundas). O resto fica com a Petrobras. Veja abaixo as participações das chinesas nesses três campos:
Em tempo. Enquanto CNOOC e CNPC atuam por conta própria no Brasil, a Sinopec entra por meio de joint-ventures. No campo de Tupi, ela atua com a portuguesa Galp, num esquema 70-30: 70% pertence à Galp; 30%, à Sinopec.
Essa joint-venture possui 10% de Tupi. Na prática, então, a Sinopec tem 3% do campo – como mostramos ali na tabela. Além desse campo, essa sociedade sino-lusa também opera em outros quatro de menor porte.
Essa não é a única joint-venture da qual a Sinopec participa. Eles têm outra, com a espanhola Repsol, que opera em outros sete campos menores. No total, ela atua em 12 campos. Dos 31 do pré-sal, ela está em 11 – 35% de presença.
Mas a Sinopec, cheia de tentáculos em campos menores, é meio que a exceção que confirma a regra. Porque CNOOC e a CNPC seguem à risca a estratégia de focar em campos gigantes e longevos: atuam apenas em Búzios e Mero. E mesmo assim a produção delas é bem maior que a da Sinopec. Aqui, com números de agosto (os mais recentes):
Para dar uma ideia: a produção que cabe à CNOOC no Brasil é superior à da Prio, a maior das petroleiras independentes do país. Faça você mesmo suas comparações entre a tabela de cima, com os números das chinesas, e a de baixo, com a produção das brasileiras de capital privado.
Em tempo. O movimento chinês no Brasil não é totalmente expansionista. No jogo de fusões e aquisições petrolíferas, uma das estatais deles saiu do país. Foi a Sinochem. Ela tinha 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Em setembro do ano passado, vendeu essa participação para a Prio, pro US$ 1,9 bilhão.
Em maio deste ano, a junior oil brasileira completaria a aquisição do campo todo, comprando por US$ 3,5 bilhões os demais 60%, que pertenciam à Equinor, da Noruega.
‘Bons em aprender’
Além de focar em megacampos, as petroleiras chinesas têm outra característica: participar sempre como não operadoras. A empresa que opera o campo é a que manda. Desenha o projeto, faz a extração, define o ritmo dos trabalhos.
Em Búzios, Tupi e Mero, os grandes campos do pré-sal, esse papel é da Petrobras. As chinesas entram como investidoras coadjuvantes.
Plataforma P-74 no campo de Búzios, operado pela Petrobras com duas sócias chinesas. Foto: Divulgação/Petrobrás
Existe um motivo para isso. Primeiro, que 70% da produção de petróleo na China é em terra. O mar não é exatamente a praia da Sinopec e da CNPC. E mesmo a CNOOC, nascida e criada para o offshore, prefere ir de mansinho. “O pré-sal é uma província muito particular. Não é trivial chegar num país novo e operar campos dessa complexidade”, diz Rivaldo Moreira Neto, da A&M.
“Então existe também esse componente estratégico de aprendizado: estarem juntas de quem opera agora para talvez, no futuro, se tornarem operadores também”, completa o consultor. “Eles são bons em aprender.”
De fato. Na indústria automobilística aconteceu algo parecido, de certa forma. Entre os anos 1980 e 2000, as montadoras estrangeiras que quisessem entrar no mercado chinês eram obrigadas a fazer joint ventures com estatais de lá.
Surgiram aí SAIC-Volkswagen, Dongfeng-Peugeot, Beijing-Benz, GAC-Honda… E no fim os chineses aprenderam tão bem sobre como produzir carros que, hoje, são eles quem dão aula. Nada indica que no petróleo será diferente.
A produção de petróleo da Petrobras no Brasil cresceu 18,4% no terceiro trimestre ante igual período do ano passado, permitindo um recorde de exportações da commodity pela estatal, com o avanço operacional de novas plataformas e menor volume de paradas programadas, apesar de declínio em campos maduros.
A Petrobras produziu uma média de 2,52 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) no país entre julho e setembro, versus 2,13 milhões de bpd nos mesmos três meses de 2024, mostrou a empresa em seu relatório de produção e vendas, nesta sexta-feira (24).
Na comparação com o segundo trimestre, houve uma alta de 8% na produção de petróleo da Petrobras no Brasil.
O avanço, segundo a Petrobras, ocorreu principalmente com o atingimento do topo de produção do FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, e aumento da capacidade de produção do FPSO Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero.
Além disso, houve avanço na produção dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador, e Alexandre de Gusmão, no campo de Mero.
Durante o terceiro trimestre, entraram em operação 11 novos poços produtores, sendo 7 na Bacia de Campos e 4 na Bacia de Santos, informou o relatório.
Somente no pré-sal, a Petrobras produziu 2,12 milhões de bpd nos meses de julho e setembro, alta de 16,2% na comparação com o mesmo período do ano passado e avanço de 6,6% em relação ao segundo trimestre.
As exportações de petróleo da estatal somaram recorde 814 mil bpd no terceiro trimestre, alta de 36,1% ante o mesmo período do ano passado e avanço de 18% na comparação com o segundo trimestre.
A China, principal destino das exportações de petróleo da Petrobras, representou 53% das vendas externas da empresa, contra 39% no mesmo período de 2024 e 51% no segundo trimestre.
Os países da Ásia (fora a China) somaram 19%, enquanto a Europa representou 15% e os Estados Unidos, 3%.
Produção e vendas totais
Considerando a produção total de óleo e gás natural no Brasil e no exterior, a Petrobras bombeou uma média diária de 3,14 milhões de barris de óleo equivalente (boed) entre julho e setembro, alta de 16,9% ante o mesmo período de 2024 e avanço de 7,6% versus o segundo trimestre deste ano.
Como operadora, a companhia produziu 4,54 milhões de boed no terceiro trimestre, alta de 17,3% ante igual período do ano passado e avanço de 8% na comparação com o trimestre anterior, considerando o volume total produzido pelos campos operados pela empresa, incluindo parcelas que pertencem a eventuais parceiros nos ativos.
A Petrobras também informou que suas vendas totais de petróleo, gás e derivados cresceram 9,8% no terceiro trimestre ante o mesmo período do ano passado, para 3,26 milhões de bpd, com vendas domésticas respondendo por 2,18 milhões de bpd.
Bom Dia! Quinta, 23 de outubro de 2025. Lá fora, a manhã começa morna, com futuros de NY levemente positivos e o dólar um pouco mais forte. Ontem a Tesla deu o pontapé inicial aos resultados das sete magníficas. Mas os resultados vieram mais fracos que o esperado. Petróleo sobe com sanções do governo dos EUA a gigantes do setor na Rússia, o que pode reduzir a oferta da commodity. Na sequência: giro global, ouro em correção, política externa e um radar corporativo mais apimentado.
Enquanto Você Dormia…
Futuros de NY: S&P 500 +0,08% 📈 e Nasdaq 100 +0,11%.
Europa e Ásia: Ásia cedeu com cautela (tecnologia e tensões comerciais no foco); Europa abre de lado a levemente positiva, puxada por energia.
Dólar DXY em alta leve (99 pontos); Petróleo WTI +5% e Brent +5%; Treasury UST10y perto de 4,0%.
Destaques do dia
BCB sinaliza “paciência” com Selic em 15%. O diretor de Política Monetária do BC, Nilton David, reforçou que cortes de juros não estão no radar imediato.
E o que isso pega? Juros altos por mais tempo tendem a manter pressão em crédito, construção e varejo; dólar e curva longa seguem sensíveis a fiscal e a dados de inflação.
Giro pelo mundo
Ouro em correção: o metal fechou –1,06% na quarta (US$ 4.065/oz) após realização de lucros recente; volatilidade do ouro subiu em outubro.
Trump x Lula: Casa Branca discute encontro no domingo na Malásia; status ainda não confirmado oficialmente. Radar para tarifas e comércio.
Os preços do petróleo sobem mais de 5%, após o governo Trump impor novas sanções às duas maiores empresas de petróleo da Rússia, Rosneft e Lukoil.
Dólar um pouco mais forte: investidores esperam dados de inflação dos EUA que ficou para a sexta-feira; iene recua.
Giro pelo Brasil
Juros: BC reitera que 15% “deve ser suficiente”, mas pede convergência sustentável dos dados antes de discutir afrouxamento.
Inflação/expectativas: meta contínua em 3% segue referência do Copom.
Giro Corporativo
Troca no GPA (PCAR3): o CEO Marcelo Pimentel renunciou após atritos no conselho; o CFO Rafael Russowsky assume interinamente. Ação fica sensível a próximos passos do board.
O que vem por aí 🗓️ ⏰ 09:00: Unilever ADR (UL) — antes da abertura (ET). 3T25, foco em pricing x volumes. ⏰ 09:00: Dow (DOW) — antes da abertura (ET). Ciclo de químicos e spreads. ⏰ 17:15: Intel (INTC) — após o fechamento (ET). Guia para data center/PCs e capex. ⏰ 17:15: Ford Motor (F) — após o fechamento (ET). Margens na linha “autos” e EVs. ⏰ 10:30: Estoques de petróleo — EUA. Sensível a WTI/Brent no intradiário. ⏰ Ao longo do dia: falas de dirigentes do Fed; seguro-desemprego nos EUA — leitura de inflação/emprego.
Os preços do petróleo ampliaram os ganhos após o fechamento desta quarta-feira (22), subindo mais de US$ 2 por barril, depois que o secretário do Tesouro dos EUA, Scott Bessent, disse que o país anunciaria mais sanções contra a Rússia.
Os contratos futuros do petróleo Brent saltaram US$2,44, ou 3,98%, para US$63,76, após o fechamento, e os contratos futuros do petróleo West Texas Intermediate dos EUA (WTI) subiram US$2,42, ou 4,23%, para US$59,66.
Os futuros do Brent haviam fechado com alta de US$1,27, ou 2,07%, a US$62,59 por barril, enquanto os futuros do petróleo West Texas Intermediate dos EUA subiram US$1,26, ou 2,20%, para US$58,50.
Bessent disse que as sanções dos EUA seriam anunciadas nesta quarta ou quinta-feira.
“Vamos anunciar após o fechamento desta tarde ou logo pela manhã de amanhã um aumento substancial nas sanções à Rússia”, disse Bessent a repórteres na Casa Branca nesta quarta-feira.
Os preços do petróleo também foram sustentados pela crescente demanda de energia dos EUA.
Os estoques de petróleo, gasolina e destilados dos EUA caíram na semana passada, com o fortalecimento da atividade de refino e da demanda, informou a Administração de Informações sobre Energia nesta quarta-feira.
O Brasil vendeu cinco dos sete blocos oferecidos em um leilão do pré-sal nesta quarta-feira (22) para grandes empresas, incluindo a Petrobras e a Equinor, em um sinal de interesse renovado na exploração de águas profundas na costa sul do país, apesar dos baixos preços do petróleo.
O leilão apresentou surpresas. A Karoon Energy, sediada em Melbourne, na Austrália, venceu sozinha o bloco Esmeralda.
As petrolíferas chinesas CNOOC e China Petroleum & Chemical, ou Sinopec, arremataram um bloco sem nenhum parceiro local.
“A rodada de licitações foi um sucesso”, disse Marcelo De Assis, consultor independente de petróleo, com base no Rio de Janeiro. “Um bloco operado pela China no pré-sal é o primeiro.”
Os campos estão localizados na chamada região do pré-sal, tão produtiva que o maior projeto individual produz mais petróleo do que toda a Colômbia.
Descobertas feitas na década de 2000 impulsionaram o Brasil a se tornar o maior produtor da América Latina, mas a exploração perdeu força por mais de uma década, até que a BP anunciou, neste ano, a descoberta de Bumerangue, também no pré-sal.
A Petrobras também anunciou uma série de descobertas de petróleo no bloco Aram, no pré-sal.
“O mais importante é que o pré-sal voltou a aquecer”, disse Pedro Zalan, geólogo e consultor que trabalhou anteriormente na Petrobras. “O pré-sal, que estava um pouco desanimado, ganhou fôlego extra.”
Ainda assim, as grandes empresas europeias que operam no Brasil, Shell, BP e TotalEnergies não apresentaram ofertas.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) recebeu compromissos de investimento, mesmo em meio aos preços baixos que estão levando as petroleiras a cortar gastos e reduzir o quadro de funcionários.
Décio Oddone, CEO da Brava Energia (Ilustração: Daniela Arbex)
A Brava Energia realizou uma reestruturação organizacional, aprovada pelo conselho de administração na segunda-feira (20), que consolidou diversas áreas sob a diretoria financeira e de relações com investidores. Diante da mudança, os executivos Rodrigo Pizarro e Pedro Medeiros, que ocupavam cargos, respectivamente, de diretor financeiro e de relações com investidores e de diretor de novos negócios, trading e downstream, renunciaram.
Segundo a petroleira, o CEO Décio Oddone assume interinamente as funções de diretor financeiro e de relações com investidores, além de assumir de forma definitiva a área de novos negócios.
A empresa também informou que a área de operações downstream – a fase final da cadeia de produção, que inclui o refino do petróleo bruto em produtos como gasolina, diesel, querosene, plásticos e petroquímicos e a distribuição desses derivados para os consumidores – será integrada ao onshore, ou seja, à área de exploração de óleo e gás em terra, sob a liderança de Jorge Boeri.
A Brava Energia planeja anunciar um novo CFO após a conclusão do processo de contratação, que ainda está em andamento.
A junior oil Brava Energia foi criada em 2024 a partir da fusão de 3R Petroleum e Enauta, tem como principais acionistas o Bradesco e a gestora Jive. É hoje uma das maiores produtoras independentes de petróleo do país.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
O melhor lugar para observar a mudança em curso no mercado global de petróleo é no mar. Mais de um bilhão de barris estão acumulados na frota mundial de petroleiros, parados no mar, segundo a consultoria Vortexa Ltd. É a maior quantidade de petróleo em armazenamento desde 2020, quando a pandemia derrubou os preços da commodity.
O fenômeno dá sustentação concreta às previsões de longa data de que a produção em alta empurraria o mercado para um excedente. Embora a China tenha mantido o excesso oculto por meses, comprando barris baratos para suas reservas estratégicas, o mercado parece finalmente ter chegado a um ponto de virada.
Cargas de petróleo cru do Oriente Médio estão começando a ficar sem compradores, e indicadores importantes apontam o fim da escassez de oferta. Os futuros internacionais caíram para o menor nível em cinco meses, próximos de US$ 60 o barril, e traders se preparam para novas quedas.
“Nos últimos 12 meses todos sabíamos que esse excedente estava chegando”, disse Ben Luckock, chefe global de petróleo da Trafigura Group, no Energy Intelligence Forum em Londres. “Acho que ele realmente está chegando agora.”
A transição para uma abundância de oferta deve trazer alívio aos consumidores após anos de inflação dos preços — e atender ao desejo persistente do presidente Donald Trump por gasolina mais barata. Mas representa uma ameaça para os produtores de xisto dos EUA e para a Arábia Saudita, que enfrenta um déficit orçamentário crescente.
A Agência Internacional de Energia (AIE) vem prevendo um excesso de oferta há mais de um ano, impulsionado por barris adicionais dos EUA, Brasil, Canadá e Guiana, superando o crescimento da demanda, que vem diminuindo à medida que a China adota veículos elétricos.
O volume projetado de excedente aumentou em abril, quando a Arábia Saudita e seus parceiros da Opep+ decidiram reativar rapidamente parte da produção ociosa, com o objetivo, segundo autoridades, de recuperar participação de mercado.
Os estoques globais vêm crescendo a um ritmo de 1,9 milhão de barris por dia neste ano, segundo a AIE — e o salto no petróleo armazenado no mar pode antecipar um acúmulo ainda maior em 2026.
“Isso se deve em grande parte à reversão acelerada dos cortes voluntários adicionais de produção acordados em 2023 por oito países da Opep+”, disse Toril Bosoni, chefe de mercado de petróleo da AIE. “Esses aumentos substanciais ocorrem em um contexto de crescimento fraco da demanda.”
Outros analistas também preveem um superávit em 2026 — o JPMorgan projeta um excedente médio de 2,3 milhões de barris/dia, e a Administração de Informação de Energia dos EUA, de 2,06 milhões.
Mesmo assim, os preços do petróleo não refletiram totalmente um excesso. Após queda inicial em abril, o Brent manteve-se resiliente, com média de US$ 70 por barril entre janeiro e setembro. Parte disso se deve ao estoque chinês, que desviou barris de centros ocidentais como Cushing (Oklahoma), e a riscos geopolíticos como o ataque de Trump às instalações nucleares do Irã.
“Na realidade, não acumulamos estoques nos principais centros ocidentais — o excesso foi todo parar na China”, disse Russell Hardy, CEO da Vitol Group, maior trader independente do mundo. “Mas a oferta aumentou na segunda metade do ano, porque a Opep tem ampliado gradualmente a produção.”
Isso começa a causar problemas: Emirados Árabes Unidos e Catar enfrentaram dificuldade para vender cargas para embarque em novembro; algumas foram negociadas tardiamente, e outras ainda não encontraram comprador.
A curva de preços também mudou. O prêmio pelos contratos de curto prazo desapareceu — o mercado passou de backwardation (escassez) para contango (excesso), quando a entrega imediata é mais barata.
Nos EUA, os estoques de petróleo cru subiram por três semanas seguidas, atingindo o nível sazonal mais alto desde 2023. Traders estão buscando capacidade de armazenamento para janeiro em Cushing, apostando em um excedente global.
A AIE prevê que, no ritmo atual, o mundo pode enfrentar em 2026 um excedente recorde de quase 4 milhões de barris por dia. Ainda assim, alguns analistas acham a projeção exagerada. A própria agência admite que o mercado pode se ajustar rapidamente.
A produção americana deve parar de crescer no próximo ano, e pode até cair pela primeira vez desde 2021, já que preços baixos reduzem a perfuração. Parte dos países da Opep+ também tem dificuldade em aumentar o bombeamento. Caso os preços desabem, Morgan Stanley prevê que o grupo pode voltar a cortar a produção.
Enquanto isso, a pressão de Trump para que a Índia reduza as compras de petróleo russo pode apertar o mercado novamente.
Traders como Gunvor e Vitol esperam uma queda de curto prazo nos preços, com a Trafigura projetando o barril na faixa dos US$ 50 em 2026 — mas uma recuperação para meados dos US$ 60 dentro de 12 meses.
“O discurso predominante está criando uma visão pessimista do mundo”, disse Ryan Lance, CEO da ConocoPhillips. “Mas, olhando o mercado físico, não vemos isso se materializar.”
Mesmo que o excedente real não atinja as proporções previstas — algo provável, segundo a AIE —, a mudança de ciclo é clara.
“Estamos entrando em um mercado diferente”, disse Torbjorn Tornqvist, CEO da Gunvor Group. “Já ouvimos isso antes, e muita gente se deu mal. Mas desta vez, neste estágio, acho que há mais fundamento na narrativa de excesso de oferta.”
Por Grant Smith, Yongchang Chin, Archie Hunter e Mia Gindis Foto: Stephen Swintek/Getty Imges
A Brava Energia, petroleira nascida da fusão entre a 3R Petroleum e a Enauta, comunicou ao mercado nesta segunda-feira (13) que a Agência Nacional do Petróleo, a ANP, decidiu interditar temporariamente um conjunto de instalações da companhia para realização de adequações na Bacia Potiguar.
O impacto da medida está estimado em 3.500 barris de óleo equivalente por dia (boepd) em relação à média do mês de outubro de 2025, o equivalente a 3,8% da produção média total registrada no terceiro trimestre de 2025.
As instalações já estavam paralisadas para o processo de auditoria pela ANP. Esse processo de análise foi concluído pela autarquia na última sexta-feira, dia 10 de outubro.
Em documento, a Brava disse que a produção média total dos últimos 30 dias se encontra acima de 90 mil barris por dia, já incorporando parte do impacto da interdição. A companhia reiterou ainda que o investimento para a realização das adequações necessárias na Bacia Potiguar está previsto para o ciclo de orçamento de 2025/2026.
“A Brava está mobilizada para executar, de forma segura e célere, a implementação de todas as adequações solicitadas pela ANP, de modo a melhorar as condições das suas instalações e possibilitar a retomada gradual das operações nos ativos interditados, com expectativa de concluir esses trabalhos ao longo do quarto trimestre de 2025”, afirmou a companhia em documento assinado pelo CFO, Rodrigo Pizarro.
Impacto limitado
O Safra estimou, em relatório, um impacto limitado da suspensão para as receitas previstas para 2025. “A Brava estima um impacto de 3,5 mil barris de óleo equivalente por dia na produção média em outubro de 2025, o que equivale a 3,8% do valor consolidado do 3T25. A Brava espera concluir os trabalhos de reparo no 4T25. Assumindo que esses volumes serão retomados apenas no início de 2026, estimamos um impacto negativo de aproximadamente 2% em nossa projeção de Ebitda da companhia para 2025”, disse.
Já o Bradesco calcula que o impacto da suspensão seja reduzido ao longo do trimestre. Dos atuais 3,5 mil boepd, esse número deve cair para cerca de 1,5 mil boepd em novembro e para 500 boepd em dezembro, o que resultaria, segundo estimativas da instituição financeira, em um impacto de perda geral estimado em 2% para a produção esperada da companhia para o último trimestre de 2025.
A PetroReconcavo concluiu, em 10 de outubro, a transação de “farm-out” ou seja a venda de 50% de participação e transferência em sete concessões para a Mandacaru Energia. S.A.(“Mandacaru”). A operação envolveu operações no Rio Grande do Norte, nas regiões de Acauã, Baixa do Algodão, Fazenda Curral, Fazenda Malaquias, Pajtotalleú, Rio Mossoró e Três Marias.
Segundo comunicado da empresa, o valor total da transação foi de US$ 5 milhões (R$ 27 milhões). Houve um pagamento de 20% até a data de fechamento e mais 15% serão pagos em seis meses após a conclusão. O saldo remanescente, de 65%, vai ser abatido da contrapartida da PetroReconcavo em investimentos voltados ao desenvolvimento da produção das concessões ao longo de dois anos.
Foi constituído um consórcio entre as partes, com a celebração de um Joint Operating Agreement (JOA), que vai organizar as operações conjuntas.
A Mandacaru já opera as concessões de Cardeal e Colibri em parceria com a Petroreconcavo. Com a conclusão da transação, a companhia expande a parceria de negócios com a Mandacaru, para um total de nove concessões sob modelo de gestão compartilhada.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) concluiu a auditoria na Bacia Potiguar, operada pela Brava Energia, e determinou a interdição temporária das instalações. A companhia prevê que as adequações necessárias para cumprir as exigências do regulador sejam concluídas até o fim do quarto trimestre. Isso significa que a interdição parcial pode durar até dezembro.
A suspensão vai impactar a produção em cerca de 3.500 barris de óleo equivalente por dia, representando 3,8% da produção média do terceiro trimestre de 2025.
As instalações já haviam sido paralisadas durante o processo de auditoria que começou em 29 de setembro e terminou no dia 10 de outubro.
Segundo a Brava Energia, a produção média dos últimos 30 dias se mantém acima de 90 mil barris diários, já considerando parte do impacto.
A empresa afirmou que os investimentos para as adequações necessárias estão incluídos no orçamento de 2025/2026.
A junior oil Brava Energia foi criada em 2024 a partir da fusão de 3R Petroleum e Enauta, tem como principais acionistas o Bradesco e a gestora Jive. É hoje uma das maiores produtoras independentes de petróleo do país.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
A Shell informou que o desempenho de sua operação de petróleo e gás se recuperou no terceiro trimestre, após enfrentar a volatilidade geopolítica no período anterior.
O desempenho da divisão foi significativamente melhor para gás e para petróleo no trimestre, informou a empresa nesta terça-feira (7) em comunicado.
Trata-se de uma recuperação para um negócio que costuma ser um dos maiores impulsionadores dos lucros da Shell.
O CEO Wael Sawan atribuiu os resultados comerciais excepcionalmente ruins do segundo trimestre a oscilações do mercado, que foram impulsionadas pela geopolítica, e não por fundamentos de oferta e demanda, levando a Shell a reduzir os riscos.
Com isso, as ações da Shell subiram 2,3% em Londres nesta terça, a maior alta em dois meses. A valorização de 12% das ações neste ano representa agora o melhor desempenho entre as maiores empresas de petróleo e gás.
“Vemos isso como uma forte atualização da empresa”, disse o analista do RBC, Biraj Borkhataria. Ele destacou o desempenho “melhor” das negociações no período de julho a setembro, após o resultado “decepcionante” das negociações no trimestre anterior.
Borkhataria também observou o aumento dos volumes de liquefação de GNL da Shell, que atingiram entre 7 milhões e 7,4 milhões de toneladas métricas, ante 6,7 milhões no trimestre anterior. A produção de petróleo e gás da Shell subiu para o equivalente a 1,89 milhão de barris por dia, dentro da faixa de projeção anterior.
As despesas operacionais subjacentes na exploração e produção de petróleo e gás podem exceder o trimestre anterior em até US$ 500 milhões, afirmou a Shell.
Melhoria nas negociações
A melhoria nas perspectivas de negociação ocorre após um período de relativa estabilidade nos preços do petróleo. Os contratos futuros do petróleo Brent foram negociados em uma faixa estreita entre US$ 65 e US$ 70 o barril no terceiro trimestre, proporcionando aos traders spreads mais previsíveis para explorar. Os preços médios no trimestre subiram mais de US$ 2.
Embora o terceiro trimestre não tenha sido isento de volatilidade, o período anterior foi marcado por uma guerra de curta duração no Oriente Médio — o coração do petróleo mundial — e por amplos anúncios de tarifas pelo governo do presidente dos EUA, Donald Trump.
A Shell está entre as primeiras empresas chamadas de supermajors a atualizar as projeções dos investidores sobre os resultados trimestrais, dando um pouco mais de visibilidade sobre o desempenho do setor como um todo.
Seus pares também enfrentaram volatilidade no segundo trimestre.
E embora a atualização da Shell sugira uma melhora na negociação de energia, a Agência Internacional de Energia (AIE) afirma que o mercado de petróleo está à beira de um excesso de oferta que pode pressionar os preços.
A TotalEnergies anunciou uma redução nas recompras de ações no mês passado, com a expectativa de que o petróleo Brent seja negociado em uma faixa mais baixa.
As margens de refino também melhoraram para a Shell.
Isso ecoa a atualização da Exxon Mobil Corp. na segunda-feira, que projetou um aumento de US$ 300 milhões a US$ 700 milhões nos lucros devido ao fortalecimento das margens de produção de combustível.
Problemas com produtos químicos
Nem todas as divisões estão se recuperando. A unidade química da Shell deve apresentar prejuízo no terceiro trimestre.
A unidade química tem sido um entrave ao desempenho da Shell há algum tempo, e a empresa afirmou estar explorando parcerias nos EUA e fechamentos seletivos na Europa.
Em julho, Sawan prometeu recuperar o negócio químico, que, segundo ele, vem sofrendo uma das quedas mais prolongadas do setor em muito tempo.
A petrolífera colombiana Ecopetrol está em busca de negócios de petróleo e gás no Brasil que podem incluir um polo de campos onshore da Petrobras na Bahia.
“Acreditamos que o onshore brasileiro tem grande potencial, especialmente em gás natural”, disse Jorge Martínez, chefe das operações da Ecopetrol no Brasil, em entrevista no Rio de Janeiro.
A Ecopetrol busca alavancar sua expertise em campos terrestres na Colômbia para expandir no Brasil, que é o maior produtor de petróleo da América Latina.
“A Petrobras e outras grandes petrolíferas têm se concentrado em megacampos em águas profundas, e há oportunidades de expansão da produção em áreas terrestres que têm sido negligenciadas”, disse Martínez. Ele espera que a demanda por gás natural cresça como fonte de eletricidade para projetos como os de data centers.
A estatal Ecopetrol está disposta a assumir riscos de exploração em regiões petrolíferas como os polos Potiguar e Recôncavo, no Nordeste do Brasil.
A Petrobras considera vender seu Polo Bahia Terra, um complexo de campos onshore, onde os custos operacionais são mais altos do que em campos de águas profundas na chamada região do pré-sal, disse a CEO Magda Chambriard anteriormente neste ano.
“Se Petrobras decidir vender seus ativos no Complexo Bahia Terra, ou buscar um parceiro, gostaríamos de participar desse processo”, disse Martínez.
Ecopetrol e Petrobras
As duas empresas já trabalham juntas na maior descoberta de gás natural offshore da Colômbia.
O projeto Sirius pode triplicar as reservas colombianas se o depósito for comercialmente viável, potencialmente aliviando a escassez do país. A Petrobras é a operadora.
Um programa de desinvestimento na gestão anterior da Petrobras deu às petroleiras brasileiras e estrangeiras a oportunidade de comprar campos em terra onde a estatal considerava de baixa prioridade.
A Ecopetrol está buscando fusões e aquisições com estas empresas para expandir suas reservas e a produção. A empresa também planeja participar de futuras rodadas de licitação onshore.
“Bons negócios sempre arranjam dinheiro”, disse Martínez.
A produção de petróleo e gás natural no setor onshore do Brasil começou a declinar no início dos anos 2000 e bateu na mínima de 206.792 barris de óleo por dia em 2022, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A agência espera que a produção cresça após a aquisição de ativos da Petrobras por novos operadores.
A Ecopetrol está no Brasil há quase 20 anos e tem participações minoritárias nos projetos de águas profundas Gato do Mato e Santos Sul, onde a Shell é a operadora.
As sanções americanas tornam quase impossível comprar petróleo do Irã. A China, porém, descobriu um jeito de fazê-lo de qualquer maneira, em um acordo secreto.
O canal oculto de financiamento aprofundou os laços econômicos entre os dois rivais americanos, desafiando os esforços de Washington para isolar o Irã.
De acordo com autoridades de vários países ocidentais, o sistema de escambo funciona da seguinte forma: o petróleo iraniano é enviado para a China, que é o maior cliente de Teerã. Em troca, empresas chinesas apoiadas pelo Estado constroem infraestrutura no Irã.
Completando o ciclo, estão uma seguradora estatal chinesa que se autodenomina a maior agência de crédito à exportação do mundo e uma entidade financeira chinesa, tão sigilosa que seu nome não pôde ser encontrado em nenhuma lista pública de bancos ou instituições financeiras chinesas.
O acordo, ao contornar o sistema bancário internacional, forneceu uma tábua de salvação para a economia iraniana, pressionada pelas sanções.
Até US$ 8,4 bilhões em pagamentos de petróleo fluíram pelo canal de financiamento no ano passado para financiar o trabalho chinês em grandes projetos de infraestrutura no Irã, de acordo com algumas das autoridades.
O Irã exportou US$ 43 bilhões, principalmente em petróleo bruto, no ano passado, de acordo com estimativas da Administração de Informação de Energia dos EUA. Autoridades ocidentais estimam que cerca de 90% dessas exportações vão para a China.
A China tem sido a principal compradora de petróleo iraniano desde 2018, quando o presidente Trump retirou os EUA do acordo nuclear de 2015 e restabeleceu as sanções americanas.
Duas semanas após retornar ao cargo, Trump ordenou o uso de “pressão máxima” para forçar Teerã a restringir seu programa nuclear e encerrar o apoio a grupos de milícias aliadas. A diretiva buscava reduzir as exportações de petróleo iraniano a zero.
Desde então, os EUA impuseram sanções a indivíduos e pequenas entidades chinesas, mas as exportações iranianas para a China continuaram praticamente inalteradas.
Pequim também fornece apoio político ao Irã. Em setembro, o líder chinês Xi Jinping recebeu o presidente iraniano Masoud Pezeshkian em uma cúpula multinacional e em um desfile militar com a presença dos líderes da Rússia e da Coreia do Norte — um grupo unido em oposição a uma ordem mundial liderada pelos EUA.
Nações ocidentais conseguiram recentemente reimpor sanções internacionais a Teerã, suspensas pelo acordo nuclear de 2015, uma resposta europeia às violações do acordo pelo Irã. China e Rússia afirmaram que a medida violava o direito internacional.
A China também considerou as sanções impostas por Washington ao Irã ilegais. No entanto, como as sanções ameaçam as empresas que fazem negócios com o Irã com penalidades que incluem o bloqueio do sistema financeiro internacional, Pequim tem se mostrado cautelosa em expor suas grandes empresas aos riscos de sanções. As autoridades alfandegárias chinesas não relataram nenhuma compra de petróleo bruto iraniano desde 2023.
Além de visar as exportações iranianas de produtos energéticos, Washington impôs sanções à maioria dos bancos iranianos, incluindo seu banco central, tornando extremamente difícil a transferência de dinheiro para o Irã.
Solução oculta da China
O sistema pelo qual o petróleo bruto iraniano é trocado por infraestrutura construída pela China envolve dois atores principais: a grande seguradora estatal chinesa Sinosure e um mecanismo de financiamento baseado na China, ao qual todas as autoridades se referiam como Chuxin.
As autoridades construíram sua compreensão do sistema por meio de documentos financeiros, avaliações de inteligência e canais diplomáticos.
No acordo, uma empresa controlada pelo Irã registra a venda de petróleo para um comprador chinês, que é controlado pela estatal Zhuhai Zhenrong, alvo de sanções dos EUA.
O comprador chinês, em troca, deposita centenas de milhões de dólares todos os meses na Chuxin, disseram as autoridades. A Chuxin então entrega os fundos a empreiteiras chinesas que realizam trabalhos de engenharia no Irã, em projetos cujo financiamento é assegurado pela Sinosure. A Sinosure atua como a cola financeira que mantém os projetos unidos.
A Chuxin não está nomeada entre as quase 4.300 instituições bancárias registradas pelo principal regulador do setor na China e não pôde ser encontrada em listas oficiais de instituições financeiras e registros de empresas disponíveis ao público.
O petróleo iraniano que chega à China segue uma rota indireta para mascarar sua origem, envolvendo transferências entre navios e, muitas vezes, misturando-o com petróleo de outras nações, afirmam o governo dos EUA e especialistas do setor.
Seguradora de Pequim
A Sinosure, conhecida como China Export & Credit Insurance, é uma ferramenta financeira do governo central da China que apoia as prioridades de desenvolvimento internacional de Pequim — um mandato com particular importância em um local politicamente sensível como o Irã.
A Sinosure investiu mais de US$ 9 trilhões em atividades de comércio em todo o mundo até o final do ano passado, de acordo com a própria empresa.
No Irã, os projetos de infraestrutura chineses tendem a ser grandes empreendimentos estatais, incluindo aeroportos, refinarias e projetos de transporte, administrados pelos maiores bancos estatais e grupos de engenharia da China.
A China assumiu mais de US$ 25 bilhões em compromissos financeiros para construir infraestrutura no Irã entre 2000 e 2023, de acordo com a AidData, um laboratório de pesquisa da William & Mary em Williamsburg, Virgínia.
A Sinosure teve um papel direto em 16 dos 54 negócios documentados.
Os EUA, que usaram sanções direcionadas contra empresas chinesas, não colocaram as empresas em uma lista por realizarem trabalhos civis no Irã. Nem miraram um grande banco chinês.
Não foi encontrada nenhuma documentação de domínio público que vincule diretamente a Sinosure ao acordo de petróleo por construção no Irã.
Em resposta a perguntas, o Ministério das Relações Exteriores da China afirmou desconhecer o acordo, opor-se a sanções unilaterais ilegais e que o direito internacional permite a cooperação normal entre as nações. Zhuhai Zhenrong e a Sinosure não responderam aos pedidos de entrevista sobre o acordo.
Autoridades da missão iraniana nas Nações Unidas não comentaram sobre o mecanismo de pagamento ou sobre as compras de petróleo da China.
A estrutura da China para a execução de obras de infraestrutura no Irã provavelmente reflete um acordo documentado com a Sinosure no Iraque, afirmou Brad Parks, diretor executivo da AidData. Sob esse acordo de 20 anos, a Sinosure garante empréstimos chineses para projetos locais em troca de petróleo.
“Todos os credores e empreiteiros de construção devem estar sob essa égide”, disse Parks. As obras de infraestrutura chinesas no Irã aumentaram desde o acordo de parceria de 25 anos firmado em 2021. Os projetos são essenciais para o Irã, que tem lutado para manter serviços básicos, como água e eletricidade.
O Irã também consegue recuperar parte de sua receita com a venda de petróleo comprando produtos diretamente da China. Autoridades americanas afirmam que o país consegue trazer parte dessa receita de volta à região.
“Entidades iranianas dependem de redes bancárias paralelas para driblar sanções e movimentar milhões”, disse John K. Hurley, subsecretário do Tesouro para terrorismo e inteligência financeira, no mês passado, anunciando sanções a pessoas e entidades nos Emirados Árabes Unidos e Hong Kong por supostamente coordenarem a transferência de fundos.
Nem a Sinosure, nem a Chuxin foram atingidas por sanções americanas. O Departamento do Tesouro se recusou a comentar a descrição das atividades das empresas chinesas.
A empresa de engenharia Azevedo & Travassos assinou um contrato com a Petrobras para o projeto UGH GasLub. O acordo, firmado por meio de um consórcio entre a controlada da A&T, Heftos Óleo e Gás, e a construtora Colares Linhares, tem valor total de R$ 1,76 bilhão e um prazo de execução de 40 meses.
As atividades incluem projeto executivo, suprimentos, construção, montagem, comissionamento e testes para a unidade de geração de hidrogênio, a ser realizada em Itaboraí, RJ.
A Heftos Óleo & Gás Construções detém 80% do projeto e a Colares Linhares participa com 20%.
A obra faz parta de um conjunto de seis grandes licitações da Petrobras nos moldes EPC (Engineering, Procurement, Construction) para as obras do Gaslub, rebatizado de Complexo de Energias Boaventura.
O projeto retoma as obras no polo deItaboraí (RJ), que foram paralisadas em 2015. As licitações incluem serviços de engenharia, projeto, equipamentos e montagem para construção de unidades de Hidrocraqueamento Catalítico (HCC), de Hidrotratamento (HDT), de Desparafinação por Isomerização por Hidrogênio (HIDW), para o laboratório e edificações do Gaslub e para Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH).
O Complexo de Energias Boaventura reunirá diferentes unidades de processamento e produção, de geração de energia a combustíveis, inclusive de fontes renováveis.
Além da própria Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), o complexo da Petrobras será composto por duas usinas termelétricas (UTEs), unidades de produção de combustíveis e lubrificantes, Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico (HCC) e várias outras.
Tradicional empresa brasileira de engenharia e construção, a Azevedo & Travassos tem forte atuação em infraestrutura, especialmente nos setores de saneamento, óleo e gás. Fundada em 1922, tem mais de um século de experiência no mercado.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
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