Revisão das notícias do setor de energia e combustíveis (TEC) em 4 de novembro de 2025: decisões da OPEP+, sanções contra a Rússia, exportação recorde de GNL dos EUA, política climática da UE e desenvolvimento de ER. Análise dos principais eventos do mercado global de energia.
Mercado de petróleo: decisões da OPEP+ e dinâmica de preços
O mercado mundial de petróleo apresenta um otimismo cauteloso diante das recentes decisões da OPEP+. **A Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados** acordaram no domingo um leve aumento na produção em dezembro (cerca de 137 mil barris por dia), mas decidiram fazer uma pausa no primeiro trimestre de 2026. Essa medida visa prevenir um possível excesso de oferta no início do próximo ano. Ao mesmo tempo, os *preços do petróleo* se estabilizaram em níveis relativamente baixos: **Brent** permanece em torno de US$ 64-65 por barril, enquanto o **WTI** americano está na faixa de US$ 60. O mercado está equilibrando a influência de barris adicionais da OPEP+ de um lado e a decisão de pausa na produção do outro, além de considerar preocupações sobre estoques excessivos e dados econômicos fracos da Ásia.
- A OPEP+ aumenta a produção em dezembro: oito participantes da aliança conseguiram autorização para elevar a cota total para cerca de 33,15 milhões de barris/dia, compensando as restrições anteriores.
- Pausa em 2026: de janeiro a março, a OPEP+ não aumentará a oferta, sinalizando o desejo de sustentar os preços e evitar um "colapso" do mercado no início do ano.
- Estabilização dos preços: as notícias sobre a pausa ajudaram a evitar uma forte queda nas cotações; analistas notam que a aliança monitora de perto a situação do mercado e está pronta para mudar rapidamente sua tática por causa da estabilidade dos preços.
Um número de bancos de investimento revisou suas previsões para o petróleo para cima: a decisão da OPEP+ foi vista como um sinal de que o cartel protegerá **os preços do petróleo** contra quedas excessivas. Assim, alguns analistas esperam que o preço médio do **Brent** na primeira metade de 2026 se mantenha em torno de US$ 60 por barril. Uma opinião semelhante é compartilhada dentro da OPEP - o Secretário-Geral da organização observou que vê "sinais saudáveis de demanda" e não espera surpresas no mercado, uma vez que os produtores estão comprometidos em manter o equilíbrio entre oferta e demanda.
Pressão das sanções e reestruturação dos fluxos de exportação
Fatores geopolíticos continuam a ter um impacto significativo nos mercados de combustíveis. No final de outubro, países ocidentais ampliaram as sanções contra o setor petrolífero russo, o que leva à **reestruturação dos fluxos de exportação de petróleo**. Pela primeira vez, as maiores empresas petrolíferas da Rússia - "Rosneft" e "Lukoil", que juntos representam cerca de 5% da produção mundial de petróleo - foram incluídas sob as restrições dos EUA e Reino Unido. As novas sanções obrigam as contrapartes a interromper a cooperação com essas empresas em 30 dias, sob pena de medidas secundárias. Em resposta, os maiores importadores começaram a reduzir as compras de petróleo russo:
- Refinarias chinesas abandonam o petróleo russo: segundo fontes do setor, as empresas estatais **Sinopec** e **PetroChina** cancelaram parte das cargas de petróleo russo em novembro após a imposição das sanções. Além disso, várias refinarias independentes chinesas ("teapots") na província de Shandong suspenderam compras, temendo perder o acesso a pagamentos em dólares. Como resultado, os suprimentos diários de petróleo bruto da Rússia para a China caíram cerca de 400 mil barris/dia (quase 45% do nível recente) – a maior queda desde o início do conflito em 2022.
- Índia e Turquia buscam alternativas: as refinarias indianas, anteriormente ativas na compra de petróleo russo barato, reduziriam suas importações em cerca de 50% no último mês. Em vez disso, as empresas indianas aumentaram as compras de petróleo do Oriente Médio – do **Iraque**, **Cazaquistão** e **Brasil**. Uma tendência semelhante é observada na Turquia: as refinarias turcas diversificam suas fontes de petróleo para não correr riscos de sanções e preservar seus mercados de exportação.
- Queda nas exportações e preços: as exportações de produtos petrolíferos da Rússia também diminuíram. Os ataques de drones ucranianos durante o verão danificaram a infraestrutura – refinarias e portos, o que já reduziu os envios marítimos de diesel e óleo da Rússia. Agora, as sanções agravaram a situação: segundo negociantes, as exportações de produtos petrolíferos em setembro caíram para cerca de 2 milhões de barris/dia – o mínimo em mais de cinco anos. Os preços dos tipos de petróleo russo (como o ESPO para a APAC) estão sob forte pressão e são negociados com um desconto ainda maior, reduzindo a receita em moeda estrangeira de Moscovo.
No entanto, autoridades na Rússia tentam manter o otimismo. O vice-primeiro-ministro Alexander Novak afirmou em entrevista que "apesar da pressão sancionadora sem precedentes, as entregas de petróleo à República Popular da China permanecem no nível do ano passado", e a exportação de gás russo para a China pelo gasoduto "Força da Sibéria" aumentou 31% nos primeiros 9 meses de 2025. No entanto, especialistas notam que o endurecimento das sanções já está forçando os parceiros tradicionais da Ásia a reduzir a cooperação. A partir de 1º de janeiro de 2026, entrará em vigor o embargo da **União Europeia** ao petróleo refinado proveniente da Rússia – esta medida fechará a brecha que permitia que o petróleo russo chegasse indiretamente aos mercados europeus através de processamento em terceiros países. Tudo isso significa que o setor petrolífero russo precisará se reorientar para caminhos de venda mais complexos e custosos. Os maiores concorrentes ocidentais, por outro lado, estão se beneficiando: a redução da oferta da Rússia apoia as margens globais de refino, e os comerciantes de petróleo estão lucrando com a volatilidade nas entregas.
Previsões de demanda: confiança no crescimento, apesar das preocupações com o excesso
Apesar das conversas sobre um excesso de petróleo em 2026, muitos participantes do mercado estão convincentes de que a **demanda global por recursos energéticos** continuará alta. Executivos de empresas de petróleo e gás de destaque que se reuniram no fórum do setor ADIPEC em Abu Dhabi contestaram as previsões de saturação do mercado de petróleo em breve. O CEO da italiana Eni, Claudio Descalzi, enfatizou que, durante os últimos 10-12 anos, o setor mundial de petróleo viu uma subinvestimento de cerca de metade dos recursos necessários à produção: "A demanda está crescendo, mas não temos oferta nem investimentos suficientes para atendê-la". Segundo Descalzi, é prematuro falar em "exotermia" do petróleo em 2026 – ao contrário, a falta de investimentos pode limitar a oferta.
O otimismo também é compartilhado pela francesa **TotalEnergies**. O CEO Patrick Pouyanné destacou que a demanda global por petróleo continua a aumentar cerca de 1% anualmente. Embora o crescimento do consumo na China tenha diminuído pela metade em comparação com os níveis de cinco anos atrás, a **Índia** emerge como um novo motor de crescimento da demanda por petróleo. Assim, a desaceleração da economia chinesa é parcialmente compensada pelo desenvolvimento ativo de outros mercados asiáticos. Pouyanné também alertou que, se os preços do petróleo caírem demais devido a preocupações de saturação e os investimentos forem novamente reduzidos, o mundo pode enfrentar uma escassez e um novo ciclo de preços – a ciclicidade do setor não pode ser ignorada.
O chefe da **BP**, Murray Auchincloss, acrescentou que o crescimento acelerado das entregas de petróleo fora da OPEP+, observado este ano, pode chegar ao fim na primavera de 2026. Segundo a BP, o aumento da oferta de produtores independentes (principalmente da América do Norte e do Sul) deve cessar entre março e abril, após o qual a produção fora da OPEP+ tende a estabilizar ou cair. Nesse contexto, o equilíbrio de longo prazo no mercado dependerá muito da política da própria OPEP+ e das ações dos maiores consumidores. O cartel, segundo Auchincloss, possui uma reserva de capacidade restrita, mas está tentando gerenciá-la de maneira eficaz. Vale a pena notar que a OPEP preve exclusivamente um mercado de petróleo relativamente equilibrado em 2026: o crescimento da demanda global é esperado robusto, enquanto o aumento da produção fora da aliança, contra intensamente, desacelerará. Em contraste, especialistas da **AIE** (Agência Internacional de Energia) advertiram, um mês atrás, sobre a possibilidade de superávit de petróleo no próximo ano de até 4 milhões de barris/dia, caso todos os projetos anunciados sejam ativados em plena capacidade. A realidade, como sempre, estará em algum lugar no meio, mas o sentimento dos líderes de empresas de petróleo e gás indica que o setor atualmente acredita mais em demanda sustentável do que em excesso de oferta.
Investimentos em energia: novos desafios e infraestrutura
O tema central da indústria é a falta de investimentos e as novas necessidades de infraestrutura energética. De acordo com especialistas, a **demanda de longo prazo por energia** crescerá em todos os segmentos, embora o setor enfrente o problema de investimentos insuficientes para atender às necessidades. No mesmo fórum da ADIPEC nos Emirados Árabes Unidos, o ministro de energia e tecnologia, Sultan al-Jaber (chefe da ADNOC), declarou que a energia está entrando em uma era onde "a volatilidade se tornou a nova norma". A tensão geopolítica e a incerteza econômica tornam as flutuações de preços e demanda um fenômeno cotidiano, mas o vetor geral continua apontando para cima: de acordo com Al-Jaber, o consumo global de **petróleo** permanecerá acima de 100 milhões de barris por dia mesmo após 2040, e a demanda por todos os tipos de energia deverá aumentar à medida que a população e a economia crescerem.
Para atender a essa demanda e se adaptar às mudanças tecnológicas, são necessários investimentos colossais. Al-Jaber estima que **globalmente são necessários cerca de US$ 4 trilhões em investimentos anualmente** no setor de energia – desde a extração de hidrocarbonetos e o desenvolvimento de fontes renováveis até a modernização das redes elétricas e a criação de infraestrutura para armazenamento de dados. Novas tendências, como o crescimento acelerado das tecnologias digitais, apenas aumentam a pressão sobre o sistema de energia: centros de dados, inteligência artificial, eletrificação generalizada – tudo isso requer cada vez mais eletricidade. Por exemplo, o rápido aumento no número de data centers e capacidades computacionais leva a uma explosão no consumo de eletricidade, criando uma demanda adicional por *gás e carvão* para geração, caso as capacidades de ER não sejam suficientes.
No entanto, o desenvolvimento da infraestrutura até agora não está acompanhando esse crescimento. Al-Jaber deu um exemplo alarmante: há uma escassez mundial de turbinas a gás para usinas elétricas, o que resulta em "pontos críticos" na geração em várias regiões. Isso já causou um aumento local nos preços da eletricidade, pois os produtores não conseguem aumentar a capacidade em resposta à demanda. Países e empresas se vêem forçados a buscar um equilíbrio entre disciplina financeira e investimentos de capital – pois a falta de investimentos hoje pode acarretar uma escassez de energia amanhã. Especialistas instam que os governos criem condições para atrair capital para o setor energético, reduzindo riscos para investidores. A discussão gira em torno da "liberação de capital" que atualmente está preso em ativos tradicionais e sua realocação para novos projetos: modernização das redes elétricas, construção de geradores flexíveis, desenvolvimento de sistemas de armazenamento de energia. Somente assim, segundo especialistas, será possível manter o equilíbrio entre a crescente demanda e a oferta de energia no futuro.
Mercado de gás e GNL: exportação recorde e perspectivas de inverno
No mercado global de gás natural, ocorrem mudanças notáveis: **Os Estados Unidos** estabeleceram um novo recorde de exportação de gás natural liquefeito (GNL). Segundo a empresa de análise LSEG, em outubro os EUA exportaram pela primeira vez mais de 10 milhões de toneladas de GNL em um mês (cerca de 10,1 milhões de toneladas, em comparação com 9,1 milhões de toneladas em setembro). O setor de GNL americano está rapidamente aumentando suas vendas devido à introdução de novas capacidades: a principal contribuição para a aceleração em outubro veio da inauguração do novo terminal de exportação **Venture Global Plaquemines** na Louisiana e da expansão da capacidade da **Cheniere Energy** (projeto Corpus Christi Stage 3). Esses dois operadores garantiram cerca de 72% de todas as exportações de outubro dos EUA, enviando quase 7,2 milhões de toneladas de GNL para o mercado global no mês.
A **Europa** continua sendo o principal destino – 6,9 milhões de toneladas de GNL americano foram exportados para lá em outubro, o que representa 69% do total. Os consumidores europeus estão comprando gás ativamente no mercado à vista, preenchendo os estoques para o período de inverno. Os níveis de gás armazenados nos reservatórios dos países da UE estão próximos de seus níveis recordes, o que deve ajudar a Europa a atravessar a próxima temporada de aquecimento com relativa confiança. A participação da Ásia na exportação americana também aumentou (cerca de 1,96 milhões de toneladas de GNL em outubro foram enviados para países asiáticos, em comparação com 1,63 milhões de toneladas no mês anterior), no entanto, o *fator de preços* mantém o fluxo principal de gás direcionado à Europa. Os preços médios do gás nos principais hubs estão quase iguais: em outubro, o preço à vista no **TTF** europeu foi de cerca de US$ 10,9 por milhão de unidades térmicas britânicas, enquanto o índice asiático **JKM** estava em torno de US$ 11,1. Essa pequena diferença de prêmio não incentiva os fornecedores a enviar GNL para o distante mercado asiático quando há demanda mais próxima na Europa. Além disso, na América Latina (Outro mercado de venda), a demanda sazonal diminuiu – em outubro, apenas cerca de 0,6 milhão de toneladas de GNL americano foram enviadas para lá, pois os países da América do Sul estão entrando em seu período de verão e reduzindo as importações.
Assim, a **União Europeia** consolidou seu status de principal cliente dos EUA em gás liquefeito, especialmente após os envios de gás da Rússia terem praticamente cessado. A busca pela diversificação das fontes de abastecimento de energia na UE continuará: além dos EUA, cresce o papel do Catar, da África e de outros exportadores. Na entrada do inverno, a Europa está bem posicionada com estoques elevados e infraestrutura expandida para receber GNL (novos terminais flutuantes foram inaugurados na Alemanha e em outros países nos últimos anos). No entanto, especialistas alertam que a *situação no mercado de gás* ainda é vulnerável a possíveis condições climáticas severas ou novos imprevistos. Em caso de um inverno rigoroso, os preços podem aumentar, mas em condições amenas, a Europa espera atravessar a temporada sem grandes problemas, considerando os estoques recordes e o fluxo sustentável de GNL.
Exigências climáticas da UE e reação dos fornecedores
A interação entre a agenda climática global e os interesses das empresas de energia está se intensificando. **A União Europeia** está promovendo novas normas legislativas em matéria de sustentabilidade que geram críticas por parte dos maiores fornecedores de recursos energéticos. O foco é a Diretiva da UE sobre a Sustentabilidade Corporativa (Corporate Sustainability Due Diligence), que estipula que todas as grandes empresas que operam na Europa devem apresentar um plano para alcançar as metas do Acordo de Paris (manter o aquecimento dentro de 1,5 °C) e levar em conta riscos ambientais e de direitos humanos em toda a sua cadeia produtiva. O não cumprimento das exigências pode resultar em multas de até 5% da receita global da empresa.
No fórum do setor em Abu Dhabi, líderes de dois dos principais fornecedores de gás para a Europa – **ExxonMobil** e **QatarEnergy** – alertaram que, se a diretiva for aprovada em sua forma rígida, eles poderão reavaliar suas operações na Europa, até mesmo sair completamente do mercado. O presidente da ExxonMobil, Darren Woods, afirmou que as novas regras, na forma atual, podem ter "consequências catastróficas" para os negócios: segundo ele, a exigência de alinhar as operações com as metas de *Net Zero* em todo o mundo é tecnicamente inviável dentro dos prazos estipulados. Woods expressou preocupação especial quanto à disposição que permite a aplicação das normas europeias às operações da empresa, mesmo **fora da Europa**, caso a Exxon conduza negócios lá. "Se nos criarem condições sob as quais é impossível operar com sucesso, seremos forçados a sair", resumiu Woods, ressaltando que o setor de petróleo e gás é essencialmente global, e as decisões da UE não devem paralisar o trabalho das empresas em todo o mundo.
Uma posição semelhante foi expressa pelo ministro da Energia do Catar, Saad al-Kaabi (também chefe da QatarEnergy). Ele reafirmou que a ameaça de suspender as exportações de GNL do Catar para a Europa "não é uma bluff". Segundo Al-Kaabi, a introdução de exigências excessivamente rigorosas para a redução da pegada de carbono torna impossível a continuidade dos negócios na União Europeia: "Não conseguiremos atingir o net zero nas entregas – isso é uma das condições inatingíveis, sem mencionar várias outras". O ministro do Catar enfatizou que **a Europa precisa de gás** – tanto do Catar, quanto dos EUA e de outros países, portanto, a UE deve levar as preocupações dos fornecedores "muito a sério". Al-Kaabi destacou ainda que o Catar tem sido um parceiro confiável da Europa por muitos anos e deseja continuar sendo, mas apenas em condições de competição justa e regulamentação razoável. Curiosamente, os governos do Catar e dos EUA já se dirigiram à liderança da UE pedindo a revisão das disposições dessa diretiva, alegando que elas ameaçam a estabilidade do abastecimento energético na Europa. Bruxelas, em resposta, sinalizou disposição para dialogar: está previsto que o texto da lei seja revisado até o final do ano, suavizando os pontos mais controversos.
Fornecedores e autoridades concordam em um ponto: a **transição energética** deve ser realista. Alcançar as metas climáticas é muito importante, mas exigir que os gigantes do petróleo e gás transformem todos os processos de negócios instantaneamente representa o risco de interrupções no fornecimento. Os próprios consumidores europeus dependem fortemente dos fornecedores como a ExxonMobil e a QatarEnergy. Atualmente, os produtores americanos respondem por cerca da metade das importações de GNL da UE, enquanto o Catar responde por mais 12 a 15%. Após a saída da Rússia do mercado, a importância desses países apenas aumentou. Assim, a UE deve encontrar um equilíbrio entre uma política climática rigorosa e a garantia da segurança energética: é provável que as regras sejam suavizadas para garantir que parceiros-chave não abandonem o mercado europeu.
Integração de ER: a experiência da China e limitações de infraestrutura
Os **recursos energéticos renováveis** estão desempenhando um papel cada vez mais importante no balanço energético mundial, mas sua implementação em grande escala enfrenta limitações de infraestrutura. Um exemplo é a **China**, que lidera na introdução de novas capacidades de geração solar e eólica. No entanto, um recente relatório da consultoria Wood Mackenzie alerta: na próxima década, a China deve enfrentar um aumento do chamado "curtailment" (restrição) da produção em instalações de ER, o que representa riscos para a rentabilidade dos projetos. Para manter a estabilidade da rede, os operadores muitas vezes precisam desligar parte da produção das usinas solares e eólicas em períodos de excesso de geração ou baixa demanda. Como resultado, os analistas preveem que o nível médio de restrição da **energia solar** pode superar 5% em 21 províncias da China ao longo dos próximos 10 anos (para comparação: em 2025, tal nível foi atingido em apenas 10 províncias). A situação com a energia eólica é um pouco melhor, mas também desafiadora: perdas de geração de vento superiores a 5% são esperadas em sete províncias (em comparação com 14 regiões onde isso foi observado este ano).
Altos índices de curtailment significam que parte da energia "verde" gerada é desperdiçada devido à infraestrutura de rede limitada. Isso afasta os investidores: regiões com frequentes desligamentos da geração de ER atraem menos novos projetos, especialmente com a transição da China para um novo sistema tarifário (modelo de leilão em vez de tarifas fixas para eletricidade renovável). Reconhecendo o problema, **Pequim** ajustou a regulamentação: o nível aceitável de não utilização das energias renováveis foi aumentado de 5% para 10%, reconhecendo a dificuldade de uma integração total das capacidades crescentes. No entanto, mesmo 10% é uma proporção significativa, e as autoridades pretendem se concentrar na resolução desse problema em seu próximo plano quinquenal (2026-2030). Em uma recente coletiva de imprensa, representantes da Administração Estatal de Energia da China destacaram que a prioridade será garantir a máxima integração da *geração renovável* na rede. Entre as medidas estão a promoção de contratos diretos entre produtores de ER e grandes consumidores (PPAs corporativos), a construção de linhas de transmissão adicionais para levar energia das regiões ricas em ER aos centros de carga e o desenvolvimento do conceito de "usinas elétricas virtuais". Este último implica na união de fontes de energia distribuídas e armazenadores em um único sistema gerenciável, para que a rede possa responder com mais flexibilidade às flutuações de geração.
A experiência da China destaca um desafio global: paralelamente à construção de parques solares e eólicos, é necessário modernizar as **redes elétricas** e implementar sistemas de armazenamento de energia. Sem isso, a participação das ER crescerá de forma lenta, e a dependência de fontes tradicionais (gás, carvão) permanecerá por mais tempo. Até agora, apesar da velocidade recorde em que novas capacidades limpas estão sendo integradas, a maior economia do mundo ainda é obrigada a manter um reservatório significativo de geração tradicional para atender aos picos de demanda, quando a luz solar ou o vento são insuficientes, ou quando o excesso não pode ser consumido. Analistas observam que a demanda global por **carvão** e **gás** permanece alta exatamente devido a essas limitações: até que a infraestrutura permita substituir completamente os combustíveis fósseis, as antigas fontes de energia continuarão a desempenhar um papel de segurança. No entanto, de acordo com as previsões da AIE, a demanda global por carvão está próxima de seu pico e deve se estabilizar nos próximos anos, com uma eventual queda. Muitos países - da China a potências europeias - estão focados na redução gradual do uso do carvão por razões ecológicas. Mas a transição será suave: no curto prazo, a geração de carvão ainda atende a necessidades básicas em muitas regiões.
Assim, o setor global de energia enfrenta um duplo desafio: é necessário acelerar simultaneamente a **transição energética** e evitar a escassez de energia. Os investimentos em redes, armazenadores e tecnologias de gestão moderna devem avançar em sincronia com o aumento da participação das ER. Exemplos tanto da Europa quanto da China mostram que, sem uma abordagem abrangente, é difícil alcançar um desenvolvimento sustentável do setor. Contudo, como pode ser observado em todos os segmentos – de petróleo e gás a eletricidade e ER – a demanda por energia continuará a crescer globalmente. Portanto, empresas e estados precisam encontrar novos pontos de equilíbrio entre as metas ambientais e as necessidades reais da economia, continuando a investir na confiabilidade e diversificação do sistema energético.
