Notícias do petróleo e gás e energia em 25 de julho de 2026: Brent acima de $100 por barril, gás TTF em máxima desde janeiro de 2023, parada nas remessas do CPC, cotas da OPEC+, mercado de combustíveis na Rússia, carvão, eletricidade e energias renováveis. Visão para investidores e participantes do mercado de energia.
O complexo global de petróleo e energia entra nos fins de semana em um estado de máxima tensão nos últimos quatro anos. A escalada do conflito entre os EUA e o Irã, que se espalhou do Estreito de Ormuz para o Mar Vermelho, levou as cotações do petróleo Brent acima da marca psicológica de $100 por barril pela primeira vez desde maio, enquanto o gás europeu no hub TTF alcançou máximas desde janeiro de 2023. Ao mesmo tempo, as exportações de petróleo do Cazaquistão através do consórcio de dutos do Mar Cáspio foram suspensas, e o mercado interno russo de combustíveis apenas começa a sair da fase aguda de escassez. A seguir, um panorama detalhado dos principais eventos dos setores de petróleo, gás, carvão e energia elétrica para investidores e participantes do mercado de energia.
Principais notícias até a manhã de sábado, 25 de julho de 2026
- Petróleo: o Brent fechou na quinta-feira a $100,69 por barril (+7%), e o WTI a $92,19 (+6,2%). Na sexta-feira, o mercado corrigiu cerca de 5% — o Brent estava sendo negociado a cerca de $95–96, e o WTI próximo a $88.
- Dinâmica mensal: de $71,57 por barril em 1º de julho, o Brent ganhou mais de 30% — um dos mais acentuados impulsos mensais desde 2022.
- Gás: os futuros do TTF subiram para mais de €63/MWh — o máximo desde janeiro de 2023; uma alta de mais de 45% desde o início de julho e quase o dobro em relação ao ano anterior.
- Logística: o CPC suspendeu as exportações em Novorossiysk; o Cazaquistão reduziu a produção.
- Carvão: o Newcastle se mantém em torno de $130 por tonelada em meio à substituição do LNG perdido.
- Energia elétrica: a AIE prevê um crescimento da demanda mundial por eletricidade de 3,6% em 2026.
Mercado de petróleo: o prêmio pelo risco geopolítico voltou às cotações
O mercado de petróleo vive sua quinta semana em modo de reação a relatos de conflitos. A ruptura do nível de $100 para o Brent ocorreu após relatos de ataques a dois petroleiros sauditas no Mar Vermelho e declarações de preparação dos EUA para desferir um ataque em larga escala ao Irã. Isso culminou em um rali, no qual o setor de commodities ganhou mais de 30% em três semanas.
Fatores que impulsionam as cotações para cima
- Redução física do tráfego no Estreito de Ormuz, que tradicionalmente representa cerca de um quinto do comércio mundial de petróleo.
- Ameaça de bloqueio do Estreito de Bab el-Mandeb — uma rota alternativa para as exportações sauditas contornando Ormuz.
- Suspensão das remessas de petróleo do Cazaquistão pelo Mar Negro, que remove mais de 1% da oferta mundial do mercado.
- Estoques comerciais de petróleo e derivados nos países da OCDE esgotados após a fase de conflito na primavera.
- Aumento do custo do frete e do seguro, que se reflete nos preços finais para as refinarias.
Fatores que limitam o crescimento
- Rota diplomática: informações sobre tentativas do Paquistão, com apoio da China, de retomar as negociações entre os EUA e o Irã rapidamente retiraram cerca de 5% do prêmio do mercado.
- Interesse da China na desescalada: interrupções no Golfo Pérsico afetam os interesses do maior importador de petróleo do mundo.
- Capacidades ociosas da OPEC+ e a recuperação contínua das cotas.
A divergência das previsões é recorde. O RBC Capital Markets admitiu que, em caso de nova escalada, o Brent poderia ultrapassar o pico de 2022 de $128 por barril. Por outro lado, o UBS espera uma queda para $85 até o final do ano, salientando que a recuperação da produção no Oriente Médio está ocorrendo mais lentamente do que o previsto pelo mercado, o que manterá o equilíbrio do mercado de petróleo no déficit.
OPEC+: cotas em crescimento, mas barris reais chegam mais devagar
A aliança continua a recuperação gradual da produção. A cota de julho do "grupo de oito" foi de 30,633 milhões de barris/dia, correspondendo a um aumento de mais de 1 milhão de barris/dia em relação a junho; o aumento mensal das restrições foi mantido em 188 mil barris/dia. A política geral da aliança está confirmada até 31 de dezembro de 2026, e o nível máximo de produção está fixado em 39,725 milhões de barris/dia. Paralelamente, continua a avaliação das capacidades máximas de produção dos participantes — esta será a base para as cotas base em 2027.
O principal problema da OPEC+ hoje não são as cotas em papel, mas a logística: uma parte significativa das capacidades ociosas está localizada nos países do Golfo Pérsico e depende fisicamente do próprio Estreito de Ormuz, cujos riscos fazem com que os preços aumentem. A saída dos Emirados Árabes Unidos da aliança em 1º de maio de 2026 reduziu ainda mais o pool controlado da oferta.
Mercado de gás: TTF em máximas, Europa corre o risco de não preencher os GPGs
O mercado europeu de gás tornou-se o segundo epicentro da crise. Os preços do TTF subiram mais de 45% desde o início de julho e superaram €63/MWh. As razões são de natureza estrutural:
- redução das remessas de LNG do Catar e restrições às exportações do Golfo Pérsico;
- reorientação das cargas de LNG americanas para os mercados asiáticos com preços mais altos;
- calor anômalo na Europa, aumentando a demanda por eletricidade para ar-condicionado e, consequentemente, gás na geração;
- aumento das taxas de frete e seguros nas rotas através de zonas de conflito.
O maior fornecedor de gás para a Europa, a Equinor, alertou que a região tem alta probabilidade de não alcançar a meta de preenchimento dos depósitos subterrâneos em 80% até o início da temporada de aquecimento. O atraso na taxa de enchimento em relação à média de cinco anos transforma o inverno de 2026-2027 em um grande risco para a indústria europeia. Uma dimensão adicional do problema — inflacionária: em meio ao choque energético, o BCE manteve em 23 de julho a taxa de depósito em 2,25%, mas muitos economistas esperam um novo aumento até o final do ano.
Consórcio de Dutos do Cáspio: golpe nas exportações do Cazaquistão
Em 19 de julho, o CPC suspendeu o carregamento de petróleo no terminal marítimo perto de Novorossiysk após ataques de drones a dois petroleiros. Desde 21 de julho, o Cazaquistão interrompeu a bomba do produto no sistema do consórcio: os armadores se recusam a enviar embarcações para o terminal. O CPC fornece cerca de 80–90% das exportações de petróleo do Cazaquistão e mais de 1% da oferta mundial de petróleo; em 2025, cerca de 63 milhões de toneladas de petróleo passaram pelo sistema.
Em 23 de julho, o Ministério da Energia do Cazaquistão confirmou a redução forçada da produção diária para evitar a saturação dos tanques. Parte dos volumes está sendo redirecionada pelo duto Baku — Tbilisi — Ceyhan, mas suas capacidades não permitem compensar totalmente a exportação perdida. Para as refinarias europeias, focadas na variedade CPC Blend, isso significa a necessidade urgente de buscar lotes substitutos de petróleo leve de baixo teor de enxofre.
Rússia: mercado de combustíveis gradualmente sai da fase crítica
O mercado interno de produtos petrolíferos da Federação Russa enfrenta o verão mais difícil dos últimos anos. A escassez de gasolina e diesel, observada desde o final de maio, foi provocada por uma combinação de fatores: paradas inesperadas em refinarias, pico sazonal de demanda durante o período de férias e safra, além de restrições logísticas nas regiões do sul.
Um conjunto de medidas foi adotado, incluindo:
- proibição total da exportação de gasolina, diesel, combustível marítimo, querosene e óleo diesel;
- redução do percentual obrigatório de vendas em bolsa de gasolina de 15% para 10% entre 1º de julho e 30 de setembro;
- isenção do imposto de importação e aumento das importações de produtos petrolíferos da Bielorrússia;
- máxima utilização das capacidades existentes, redução dos prazos de manutenção e adiamento das manutenções planejadas;
- ativação do potencial de refinarias pequenas e médias.
Em 21 de julho, o vice-primeiro-ministro Alexander Novak anunciou que o mercado começou a estabilizar, observando que em algumas regiões a situação está sendo resolvida "manualmente, de forma pontual". A prioridade é dada ao abastecimento dos agricultores durante a colheita e ao transporte norte. A FAS abriu 15 processos contra participantes do mercado, e em 23 de julho, o Ministério da Energia e as empresas petrolíferas receberam a tarefa de agilizar a exclusão dos limites regionais na venda de combustível com volume inferior a 50 litros — um sinal de que as autoridades acreditam que o pico da crise foi superado.
Exportação de petróleo russo: volatilidade dos descontos
A dinâmica do tipo de exportação russo Urals em 2026 demonstra uma amplitude incomum. Em abril e maio, no auge da crise do Oriente Médio, o Urals nas remessas para a Índia e China estava sendo negociado com um prêmio sobre o Brent, refletindo uma aguda escassez de tipos sulfurados. Em junho e julho, as cotações retornaram ao desconto de $2–3 por barril, em meio a uma diminuição da atividade dos processadores asiáticos e a compressão das margens das refinarias independentes chinesas. O atual aumento dos preços de referência melhora novamente a receita de exportação, mas a infraestrutura sancionatória — restrições ao frete, seguro e pagamentos — continua a manter os preços de venda abaixo dos indicadores de bolsa.
Mercado de carvão: revanche em meio à escassez de LNG
O carvão retorna à pauta da energia global como combustível de última instância. O carvão energético australiano Newcastle é negociado por cerca de $130 por tonelada. A queda nas remessas de LNG para a Ásia gera uma demanda adicional: segundo analistas do setor, o consumo adicional de carvão na região Ásia-Pacífico em 2026 pode chegar a cerca de 70 milhões de toneladas, e com a retomada de ações de combate em larga escala — até 90 milhões de toneladas.
O líder no crescimento da geração de carvão é o Japão, onde a produção em usinas térmicas a carvão está aumentando em dois dígitos, enquanto a geração de gás está diminuindo. A Coreia do Sul e Taiwan também aumentam a carga de suas capacidades a carvão. A Índia, por outro lado, restringe a importação devido ao aumento da produção interna e altos estoques, enquanto a China se mantém relativamente protegida devido à baixa proporção do gás em seu balanço energético. É notável que as maiores empresas de mineração não estão apressadas para sancionar novos projetos, considerando o aumento da demanda como cíclico e não estrutural.
Energia elétrica e energias renováveis: ano recorde em meio à crise
O paradoxo de 2026 é que o choque energético não retardou, mas acelerou a transição energética. Segundo uma atualização recente das previsões da Agência Internacional de Energia, a demanda mundial por eletricidade deve crescer 3,6% em 2026 e mais 3,8% em 2027 — de 28.600 TWh em 2025 para 30.700 TWh até 2027. Os motores dessa demanda são a indústria, o transporte elétrico, ar-condicionado e centros de dados.
Os principais pontos da previsão de geração incluem:
- A geração renovável em 2026 superará pela primeira vez a geração de carvão em escala global.
- A produção de energias renováveis aumentará mais de 8%, e a parcela na geração mundial crescerá de 33% em 2025 para 37% até 2027.
- A geração solar adicionará cerca de 600 TWh e superará a geração eólica, tornando-se a segunda fonte de energia renovável, após a hidroeletricidade.
- A demanda por eletricidade na Índia aumentará em 7%; o país ultrapassou pela primeira vez os 100 GW de geração renovável variável.
O cenário de investimento confirma essa tendência: os investimentos totais em energia global em 2026 estão estimados em $3,4 trilhões, dos quais cerca de $2,2 trilhões são direcionados a tecnologias de baixo carbono e infraestrutura de redes elétricas. As energias renováveis representam cerca de $665 bilhões, incluindo $365 bilhões em energia solar — efetivamente $1 bilhão diariamente, $200 bilhões em energia eólica e $75 bilhões em hidrogeração. Os investimentos em sistemas de armazenamento de energia devem pela primeira vez superar $100 bilhões, aumentando mais de 35% em um ano. A lógica dos investidores é simples: a produção própria é uma forma de seguro contra choques geopolíticos nas cadeias de suprimento de hidrocarbonetos.
O que isso significa para os participantes do mercado de energia
O mercado entrou em uma fase em que a formação de preços não é determinada pelo equilíbrio entre oferta e demanda, mas por avaliações probabilísticas de cenários de conflito. Implicações práticas para investidores, empresas de energia e petróleo:
- Hedge se tornou obrigatório. A amplitude de movimentos de 5–7% por sessão torna as posições não cobertas em petróleo, gás e derivados uma fonte de risco inaceitável.
- A margem de refino está sob pressão de ambos os lados. O aumento do custo das matérias-primas, junto com limitações administrativas ou competitivas nos preços de venda, comprime as margens das refinarias.
- Logística é mais importante que geologia. Ormuz, Bab el-Mandeb e Novorossiysk mostraram que o custo do barril hoje é determinado pela navegabilidade de gargalos, e não pelo volume de reservas no subsolo.
- Carvão e energia nuclear recebem prêmio pela previsibilidade. Ativos com longo horizonte contratual e base de recursos interna estão sendo reavaliados para cima.
- O risco de inverno na Europa não foi eliminado. O atraso no preenchimento dos GPGs cria potencial para um novo salto de preços no TTF no quarto trimestre.
Os próximos pontos de referência para o mercado são a dinâmica da rota diplomática em torno do Irã, a retomada das remessas do CPC, as taxas de enchimento de gás nos depósitos europeus e a próxima decisão da OPEC+ sobre as cotas. Qualquer um desses eventos pode mover os preços em $5–10 por barril em uma única sessão. Os investidores e participantes do mercado de energia devem partir do princípio de que a volatilidade aumentada nos setores de petróleo e gás e energia permanecerá pelo menos até o final do terceiro trimestre de 2026.
