Notícias do setor de petróleo e gás e energia, sábado, 14 de fevereiro de 2026: OPEC+ inclina-se para aumento da produção a partir de abril, petróleo em modo defensivo
Em 13 de fevereiro de 2026 (hora da fixação — não especificada), o mercado global de energia entrou em um modo de reavaliação de equilíbrio: as expectativas de retomar o aumento da produção da OPEC+ em abril aumentaram a pressão sobre o petróleo, enquanto as estatísticas da EIA mostraram um crescimento significativo nas reservas de petróleo nos EUA. Paralelamente, a AIE, em seu relatório de fevereiro, mantém um tom cauteloso sobre a demanda e alerta para o risco de superávit em 2026. Para os investidores em petróleo, gás e energia, isso desvia o foco para a sustentabilidade das margens das refinarias, as cadeias de suprimentos de produtos petroquímicos e a qualidade do investimento em eletricidade e energias renováveis.
- Petróleo: Brent cerca de $67/barril, WTI cerca de $62–63/barril; o mercado antecipa uma oferta mais alta no segundo trimestre.
- Gás: TTF cerca de €32/MWh; a Europa entra na temporada de injeção de gás armazenado com baixos níveis de reservas (exato em 13 de fevereiro — não especificado).
- Eletricidade: para entrega em 14 de fevereiro, em algumas regiões, os preços permanecem em níveis de três dígitos — investimentos em redes e regras de conexão tornam-se os principais motores para energias renováveis.
Mercado de petróleo: OPEC+, demanda e expectativas para 2026
A principal notícia do dia para o petróleo foi a discussão dentro da OPEC+ sobre o retorno do aumento da produção em abril de 2026, após uma pausa em janeiro-março. O mercado interpreta isso como uma tentativa de "fixar" a participação de mercado antes da demanda de verão, mesmo que o equilíbrio do segundo trimestre pareça mais suave do que a norma sazonal. Além disso, a AIE, em seu relatório de fevereiro, estima que a demanda global por petróleo em 2026 crescerá cerca de 850 mil barris/dia, enquanto a oferta global pode aumentar cerca de 2,4 milhões de barris/dia em 2026. Isso eleva a sensibilidade dos preços aos fluxos de exportação reais e ao cumprimento das quotas, o que é crítico para a estratégia de hedge e os investimentos em produção.
Para os investimentos em upstream, isso significa requisitos mais altos em termos de custo e sustentabilidade do fluxo de caixa. Projetos de longo prazo são avaliados mais rigorosamente, e o mercado tende a preferir empresas com forte fluxo de caixa livre e políticas de capital previsíveis. A geopolítica (Oriente Médio) continua a ser uma fonte de volatilidade, mas a sua contribuição para os preços em 13 de fevereiro de 2026 — não especificada.
Preços e indicadores em 13–14 de fevereiro
- Petróleo Brent: cerca de $67/barril.
- Petróleo WTI: cerca de $62–63/barril.
- Gás TTF (Europa): cerca de €32/MWh.
- Gás Henry Hub (EUA): cerca de $3,17/MMBtu.
- GNL JKM (Ásia): cerca de $11/MMBtu.
- Carvão Newcastle: cerca de $115–116/tonelada.
- Eletricidade (Nord Pool, entrega em 14 de fevereiro): Alemanha ~€103,5/MWh; Países Baixos ~€95/MWh; França ~€34/MWh; outras regiões — não especificado.
- EU ETS (carbono): cerca de €73/t CO₂ ao final de 12 de fevereiro; em 13 de fevereiro — não especificado.
EUA: reservas, refinarias e sinal para produtos petroquímicos
As estatísticas americanas da EIA definiram o tom da discussão sobre a "física" do mercado. Na semana encerrada em 6 de fevereiro, as reservas comerciais de petróleo cresceram 8,5 milhões de barris, totalizando 428,8 milhões de barris. As refinarias processaram cerca de 16,0 milhões de barris/dia, e a utilização da capacidade foi de cerca de 89%. Nesse contexto, as reservas de gasolina aumentaram em 1,2 milhão de barris, enquanto as reservas de destilados diminuíram em 2,7 milhões de barris.
Para o segmento de "produtos petroquímicos", isso significa um equilíbrio divergente: com reservas de petróleo confortáveis, o mercado pode enfrentar tensão local em diesel e combustível de aviação, especialmente se o clima sazonal aumentar a demanda. Isso é relevante para os investidores, uma vez que a margem das refinarias e a exportação de produtos petroquímicos dos EUA para a Europa frequentemente atuam como um "amortecedor" para o mercado global de combustíveis.
Refinarias e produtos petroquímicos: eventos operacionais e impacto no mercado
Os riscos operacionais na refinaria voltam ao foco. Na Rússia, segundo fontes, a refinaria de Volgogrado interrompeu a operação após um incêndio causado por um ataque de drone; uma grande unidade de refino primário foi danificada. Isso impacta o mercado global de petróleo indiretamente, mas para o equilíbrio regional dos produtos petroquímicos (sobretudo diesel), tais eventos aumentam o prêmio de risco, ampliando a demanda por importação e podem sustentar a margem das refinarias europeias.
Na Europa, a conformidade com sanções está mudando até mesmo modelos operacionais: a TotalEnergies assumiu controle operacional total sobre a refinaria Zeeland, na Holanda, mantendo a participação da Lukoil, concentrando compras de matérias-primas e vendas de produtos petroquímicos em uma única estrutura de gestão. Na África, um sinal importante vem da Nigéria: a Dangote reiniciou a operação de uma grande unidade de destilação atmosférica, e o teste do bloco de gasolina é esperado para os próximos dias — isso potencialmente reforça a substituição de importações de produtos petroquímicos na região e altera a demanda regional por petróleo.
Gás e GNL: Europa entre PCHs e novo regime de fornecimento
O mercado de gás da Europa continua sensível a reservas e à concorrência por GNL. O TTF se mantém em torno de €32/MWh, no entanto, para os investidores, a trajetória da injeção de PCH é mais importante: estimativas públicas indicam que o preenchimento dos armazenamentos europeus está em cerca de 35–36% (valor exato em 13 de fevereiro de 2026 — não especificado). Além disso, a UE aprovou uma proibição gradual de importação de gás russo até o final de 2027 (GNL — antes), consolidando a dependência estrutural da Europa do mercado global de GNL e aumentando o valor das entregas flexíveis.
Na Ásia, o marcador JKM em cerca de $11/MMBtu mostra uma demanda relativamente tranquila, mas a oferta depende dos cronogramas de megaprojetos. Foi relatado que o início da primeira fase da expansão das capacidades de GNL do Catar foi adiado para o final de 2026. Para os mercados da Europa e Ásia, isso sustenta um prêmio pela "molécula pronta" e aumenta a importância do investimento em regaseificação, infraestrutura de gás e flexibilidade na energia elétrica.
Eletricidade e energias renováveis: preços, redes e ciclo de investimento
Em 14 de fevereiro, os preços da eletricidade na Europa, segundo dados do Nord Pool, permanecem variados: Alemanha cerca de €103,5/MWh; Países Baixos cerca de €95/MWh; França cerca de €34/MWh. Essa variação é explicada pela estrutura de geração (nuclear, gás, renováveis), disponibilidade de conexões intersistemas e limitações de rede. O ciclo de investimento no setor de energia e Electricidade está cada vez mais concentrado em infraestrutura: no Reino Unido, contratos de subsídios foram concedidos para um volume recorde de geração solar, enquanto a disputa entre Londres e Paris sobre o financiamento de cabos intersistemas adicionais destaca que projetos de rede estão se tornando um fator político na velocidade da implementação de energias renováveis.
No continente, a "custo da rede" está aumentando: na Alemanha, está sendo discutido um mecanismo pelo qual os desenvolvedores de energia renovável pagarão mais pela conexão às redes elétricas. Para projetos de energias renováveis, isso pode significar uma revisão do IRR e uma escolha de locais mais pontuais. A França aposta em aumentar a eletricidade descarbonizada (nuclear e renováveis) e em estimular a eletrificação da demanda, o que reforça a demanda estrutural por investimentos em redes e flexibilidade (armazenamento, gestão da demanda).
Carvão: referência de preços, Ásia e riscos de carbono
O carvão continua sendo um recurso "de segurança" na energia global, principalmente na Ásia. O preço de Newcastle se mantém em torno de $115–116/tonelada, o que mantém sua relevância para a geração de eletricidade em margens e para a cobertura de portfólios. Na Europa, o papel do carvão é determinado pelo custo do CO₂ e pela operação do sistema energético: movimentos bruscos no preço do EU ETS alteram temporariamente a economia da geração de carvão, mas não eliminam as limitações de longo prazo sobre o financiamento de ativos e projetos de carvão.
Regulamentações, sanções e previsões
Riscos regulatórios e sancionatórios permanecem sistêmicos para o setor de energia. Na Europa, a instabilidade no preço do CO₂ aumenta a incerteza em investimentos em descarbonização, enquanto no setor de petróleo e gás, mudanças nos regimes de sanções podem rapidamente redirecionar os fluxos de petróleo e matérias-primas para refinarias (incluindo a direção da Venezuela). Para os próximos dias, o cenário básico para o petróleo é uma consolidação na faixa de $65–70 Brent, com o tema da oferta da OPEC+ dominando.
Cenários para os próximos dias:
- Base: petróleo em faixa, gás sob controle do clima e dinâmica de PCH, eletricidade sob influência de limitações de rede.
- Risco para cima: interrupções de infraestrutura e endurecimento das sanções aumentam o prêmio de risco para petróleo e diesel, sustentando a margem das refinarias e os preços dos produtos petroquímicos.
- Risco para baixo: aceleração das expectativas de crescimento da produção e aumento da disponibilidade de petróleo pesado pressionam os preços do petróleo e os investimentos em upstream.
Checklist para participantes do mercado de energia:
- comunicações da OPEC+ até a reunião de 1º de março;
- dados semanais da EIA sobre petróleo, gás e produtos petroquímicos;
- dinâmica dos PCHs europeus e a situação competitiva no mercado de GNL (até 13 de fevereiro — não especificado);
- notícias sobre refinarias (manutenções, incidentes) e sobre cadeias de suprimentos de produtos petroquímicos;
- decisões sobre redes, interconectores e carbono que afetam a eletricidade e energias renováveis.
