Mercado de Petróleo: Brent se consolida a $90 após o melhor mês desde a primavera
O mercado global de petróleo encerrou julho em alta. No fechamento das negociações de sexta-feira, o barril do Brent subiu 1,3% – para $90,12, enquanto o WTI americano avançou 1,5%, alcançando $84,67. No mês, o padrão do Mar do Norte cresceu cerca de 24%, enquanto o WTI subiu 21%: o melhor resultado desde março, quando a escalada em torno do Irã trouxe os preços para três dígitos pela primeira vez. O petróleo russo Urals é cotado em torno de $85 por barril, com o desconto em relação ao Brent estreitando-se devido à escassez de oferta no mercado global.
Principais motores dos preços do petróleo para o início da semana:
- Prêmio geopolítico: o bloqueio do Estreito de Ormuz e o ongoing conflito militar em torno do Irã mantêm um prêmio de risco nas cotações de vários dólares;
- Redução na oferta real: a exportação do Golfo Pérsico está ocorrendo por rotas alternativas com capacidade limitada, e alguns volumes do Irã efetivamente desapareceram do mercado;
- Demanda resiliente: a onda de calor anômala no hemisfério norte sustenta o consumo de eletricidade e combustíveis, enquanto as refinarias operam com alta carga no auge da temporada de verão.
O consenso dos analistas dos principais bancos de investimento sobre o preço médio do Brent para 2026 foi elevado para $85 por barril. A faixa de variações semanais permanece ampla: no final de julho, as cotações oscilaram de $84 a $100, refletindo a sensibilidade do mercado de petróleo a cada notícia do Oriente Médio.
OPEP+: aumento final das cotas e pausa estratégica
O principal evento do fim de semana foi a reunião do "setor" da OPEP+ em 2 de agosto. As decisões-chave da aliança incluem:
- A partir de setembro, as cotas de produção de petróleo serão aumentadas em 188 mil barris por dia – encerrando a reversão gradual da redução voluntária de 1,65 milhão de bpd em vigor desde 2023;
- Após o aumento de setembro, a aliança fará uma pausa na ampliação da produção para avaliar o equilíbrio entre oferta e demanda;
- As limitações de aproximadamente 2 milhões de bpd, impostas em 2022, permanecem em vigor – a decisão sobre sua distribuição foi adiada.
De fevereiro a agosto de 2026, a cota total da aliança aumentou em cerca de 940 mil bpd – volume comparável à produção de Omã. O formato da aliança mudou: após a saída dos EAU da OPEP e OPEP+ em 1º de maio, as decisões agora são tomadas pelo “setor” – Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Kuwait, Cazaquistão, Argélia e Omã. A estratégia cautelosa da aliança é compreensível: com o Estreito de Ormuz bloqueado, a possibilidade física de aumentar as exportações para alguns participantes é limitada, e um aumento de cotas no papel não resulta em um crescimento proporcional da oferta.
Estreito de Ormuz: Teerã rejeita desbloqueio, negociações com Omã em fase final
O contexto geopolítico continua sendo um fator determinante para todo o setor energético. No domingo, Teerã negou oficialmente relatos sobre a reabertura da navegação no Estreito de Ormuz, chamando-os de infundados. Entretanto, o chefe do Ministério das Relações Exteriores do Irã informou que as consultas com Omã sobre a criação de um mecanismo conjunto de gerenciamento da navegação na área estão próximas do fim – um primeiro sinal tangível de possível desescalada nas últimas semanas.
As apostas para o mercado global estão excepcionalmente altas: antes da crise, cerca de um quinto do fornecimento mundial de petróleo passava pelo estreito, e a Europa recebia entre 12% a 14% do seu LNG importado do Catar por essa rota. Os investidores também estão acompanhando a ideia de uma possível bloqueio terrestre ao Irã discutida em Washington – sua implementação poderia provocar um novo aumento nas cotações de petróleo e gás. Qualquer progresso nas negociações, por outro lado, pode rapidamente reduzir parte do prêmio geopolítico: segundo estimativas de especialistas, com a assinatura de um acordo de paz, o Brent poderia retornar à faixa de $70.
Mercado de gás na Europa: estoques em mínimo de cinco anos antes do inverno
O mercado de gás europeu continua sendo o segmento mais vulnerável da energia global. Os preços no hub TTF em julho aumentaram cerca de 55%, mantendo-se acima de $500 por mil metros cúbicos. As razões para a tensão têm caráter estrutural:
- O armazenamento subterrâneo de gás (PSG) da UE, no início de agosto, estava pouco acima de 56% – o mínimo para esta época do ano desde 2021 e 18 pontos percentuais abaixo da média de cinco anos;
- Após o inverno rigoroso de 2025-2026, a temporada de retirada terminou com os estoques preenchidos em menos de 28%, e não foi possível compensar os volumes perdidos;
- Para atingir as metas antes da temporada de aquecimento, o armazenamento líquido deve ser de pelo menos 68 bilhões de metros cúbicos, no entanto, até o momento foi cumprido menos da metade do plano;
- A Europa está perdendo a competição de preços com a Ásia pelo LNG livre, e o calor de julho aumentou o consumo de gás para geração de eletricidade nos sistemas de ar-condicionado.
Os índices de injeção de gás em julho foram alguns dos mais baixos da história. Se a tendência não mudar em agosto-setembro, o inverno de 2026-2027 pode ser o mais desafiador para a energia europeia desde a crise de 2022 – com consequências correspondentes para a indústria, eletricidade e inflação na zona do euro.
LNG e Ásia: um bilhão de dólares em custos adicionais e um retorno ao carvão
Cinco meses de conflito no Oriente Médio custaram aos países do Sul da Ásia mais de $1 bilhão em custos adicionais de importação de LNG. O aumento nos custos logísticos e a reestruturação das rotas impactaram mais fortemente o Paquistão e Bangladesh, onde estão enfrentando interrupções no fornecimento de gás às indústrias e cortes de energia. Os preços spot do gás liquefeito na Ásia durante a crise mais que dobraram, levando os importadores a reconsiderarem sua matriz energética em favor do carvão. A China, por sua vez, está reduzindo a reexportação dos volumes de LNG do Ártico, direcionando-os para reabastecer seus próprios estoques antes da temporada de aquecimento, em meio a um calor anômalo e demanda recorde por eletricidade.
Carvão: um beneficiário discreto da crise do gás
O mercado de carvão se tornou um beneficiário óbvio do gás caro. As maiores economias da Ásia estão aumentando a geração de energia a carvão: a Coreia do Sul aumentou a produção em usinas térmicas a carvão em quase 40% – atingindo o máximo desde 2019, enquanto o Japão aumentou em 11%. As importações de carvão energético estão crescendo em todas as direções: a Coreia do Sul quase dobrou suas compras de carvão russo de janeiro a maio, e as entregas da Austrália também aumentaram significativamente. Os preços no hub europeu ARA mantêm-se na faixa de $118–124 por tonelada, enquanto o índice do carvão metalúrgico australiano ultrapassou $215. Para os exportadores – Indonésia, Austrália, Rússia, África do Sul – a situação permanece favorável: a demanda constante da Ásia garante vendas estáveis e sustenta os preços.
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