247 – A Rússia avalia a possibilidade de sair do mercado europeu de gás antes mesmo de qualquer proibição total da União Europeia (UE), interrompendo os fluxos “em um mês ou dois” caso a tendência de bloqueio se confirme. A sinalização foi feita pelo presidente Vladimir Putin em declaração na quarta-feira, após encontro no Kremlin com o ministro das Relações Exteriores da Hungria, Péter Szijjártó.
Segundo a RT, Putin disse que Moscou pode optar por encerrar as vendas para a UE e realocar o fornecimento a outros destinos, sem “esperar” que Bruxelas estabeleça um banimento geral de recursos russos.
<h2>“Pensando em voz alta” e ameaça de corte antecipado</h2>
Ao comentar a estratégia russa para o gás, Putin afirmou que não haveria motivação política no raciocínio, mas sim cálculo de risco diante do que descreveu como um provável desligamento europeu das importações russas. Em fala ao jornalista Pavel Zarubin, ele declarou: “Não há motivo político aqui. Mas se vamos ser desligados em um ou dois meses, seria melhor parar agora e ir para países que são parceiros confiáveis, e nos estabelecer lá. Mas isso ainda não é uma decisão, é só eu pensando em voz alta, por assim dizer. Eu definitivamente vou instruir o governo a trabalhar nesse tema com nossas empresas.”
A mensagem foi acompanhada de uma indicação sobre o possível destino desses volumes: Putin sugeriu redirecionamento a “mercados emergentes”, citando a intenção reiterada da UE de eliminar totalmente recursos russos de sua matriz de importação energética.
<h2>Energia e disputa de narrativas: crise “criada” por Bruxelas, diz Moscou</h2>
Putin também atribuiu a crise energética europeia ao que chamou de políticas equivocadas do bloco ao longo de muitos anos, reforçando a posição russa de que o problema seria consequência da orientação adotada por autoridades europeias.
Ao mesmo tempo, ele procurou sustentar a narrativa de confiabilidade do fornecedor russo, afirmando que a Rússia “sempre foi e continua sendo” uma fornecedora confiável para seus parceiros — incluindo países europeus —, desde que o outro lado também seja “confiável”.
Nesse ponto, Putin destacou explicitamente a Europa Oriental, com ênfase em Eslováquia e Hungria: “Por exemplo, com aqueles no Leste Europeu, Eslováquia e Hungria. Nós os abastecemos com nossos recursos energéticos, tanto petróleo quanto gás, e pretendemos continuar fazendo isso no futuro. E a liderança desses países seguirá a mesma política de hoje, isto é, ser confiável para nós.”
<h2>Hungria diz ter garantias e busca “rotas alternativas”</h2>
Após a reunião com Putin, Szijjártó afirmou que Budapeste obteve garantias de fornecimento de petróleo e gás e que os dois países concordaram em trabalhar para diversificar rotas de entrega.
Em vídeo publicado no Facebook, o chanceler húngaro disse: “Concordamos que, se as rotas de transporte ficarem indisponíveis por vários motivos, sempre buscaremos soluções alternativas. Por exemplo, se o transporte de petróleo por oleoduto continuar a enfrentar dificuldades, consideraremos opções de transporte marítimo.”
A movimentação diplomática reforça o esforço de Budapeste para preservar o abastecimento em meio à pressão europeia por uma ruptura acelerada com a energia russa e às tensões regionais envolvendo a Ucrânia.
<h2>Oleoduto Druzhba, Ucrânia e retaliações políticas no coração do impasse</h2>
O pano de fundo imediato para a escalada retórica é a instabilidade recente no fornecimento de petróleo por meio do oleoduto Druzhba, que abastece, entre outros, Hungria e Eslováquia. De acordo com o relato, houve interrupção após a Ucrânia interromper o fluxo no fim de janeiro. Kiev alegou que a infraestrutura teria sido danificada em ataques russos de longo alcance, o que Moscou nega.
O tema ganhou dimensão política. Budapeste e Bratislava acusaram Kiev de “chantagem”, sustentando que a interrupção teria sido deliberada por razões políticas e ameaçando retaliação. No mesmo contexto, a Eslováquia encerrou um esquema emergencial de fornecimento de eletricidade à Ucrânia, enquanto a Hungria vetou um empréstimo proposto de € 90 bilhões para Kiev e também o mais recente pacote de sanções contra a Rússia.
<h2>O que muda para a Europa se Moscou “sair” antes do banimento</h2>
A declaração de Putin adiciona um elemento novo ao tabuleiro: a possibilidade de a própria Rússia antecipar a ruptura, em vez de apenas reagir a medidas europeias. Na prática, isso tende a aumentar a volatilidade do mercado e ampliar o custo político interno para governos europeus que apostam numa transição rápida, especialmente nos países mais expostos a rotas e contratos ainda vinculados ao fornecimento russo.
Do ponto de vista político, a fala do presidente russo também funciona como recado direto às capitais europeias: se a UE pretende encerrar importações, Moscou pode escolher o momento e as condições, buscando fortalecer sua posição em outras regiões e reduzir a dependência de um comprador que anuncia publicamente a intenção de abandoná-la.
Ao mesmo tempo, Putin preservou uma porta entreaberta ao diferenciar “Europa” de governos específicos, citando Hungria e Eslováquia como parceiros “confiáveis” e sugerindo continuidade de fornecimento a esses países. Essa distinção aprofunda tensões internas no bloco, porque transforma energia em fator de fragmentação política — justamente quando a UE tenta projetar unidade em sanções, financiamento e estratégia de segurança energética.

Redação Brasil 247

Vladimir Putin em Moscou - 19 de dezembro de 2025

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Mundo

Rússia cogita interromper gás para a União Europeia “já”, diz Putin

247 - A escalada do conflito no Oriente Médio provocou forte turbulência nos mercados internacionais nesta segunda-feira (2). Os preços do petróleo e do gás natural dispararam, enquanto bolsas de valores na Europa e nos Estados Unidos registraram perdas expressivas diante do temor de interrupções no fornecimento de energia.Segundo a<a href="https://www.rfi.fr/br/mundo/20260302-guerra-no-oriente-m%C3%A9dio-pre%C3%A7os-do-g%C3%A1s-e-do-petr%C3%B3leo-disparam-e-mercados-de-a%C3%A7%C3%B5es-globais-despencam"> RFI</a>, os ataques dos Estados Unidos e de Israel contra o Irã reacenderam preocupações sobre segurança energética e estabilidade financeira global.
<h2>Custo de Energia dispara com risco no Estreito de Ormuz</h2>
O aumento das tensões colocou no centro das atenções o Estreito de Ormuz, corredor estratégico por onde transita cerca de 20% do petróleo consumido no mundo. Simone Tagliapietra, analista do think tank europeu Bruegel, afirmou que “os ataques dos Estados Unidos e de Israel contra o Irã reacenderam a questão mais crítica de segurança energética para a economia global: a interrupção do fluxo de petróleo e gás do Oriente Médio que transita pelo gargalo energético mais importante do mundo, o Estreito de Ormuz”.
Grandes companhias de navegação passaram a evitar a rota marítima, ampliando as preocupações com o abastecimento global.
No mercado europeu, o contrato futuro do gás natural TTF, referência no continente, avançou 44,18%, atingindo 46,08 euros, e depois superou 50%, chegando a 49,14 euros, o maior nível desde fevereiro de 2025. A alta ganhou força após a estatal QatarEnergy anunciar a suspensão da produção de gás natural liquefeito (GNL) depois de um ataque com drone iraniano.
Neil Wilson, analista da Saxo Markets, avaliou que a medida “sugere potenciais grandes interrupções no fluxo de energia para a Europa”. Ele acrescentou que “o Catar está entre os três maiores exportadores de GNL do mundo”.
O petróleo também registrou valorização expressiva. O barril do Brent subiu 8,67%, para 79,19 dólares, enquanto o WTI avançou 7,62%, para 72,13 dólares.
<h2>Bolsas caem e dólar ganha força</h2>
A disparada das commodities energéticas pressionou os mercados acionários. As bolsas europeias lideraram as perdas: Paris recuou 2,22%, Frankfurt caiu 2,67%, Londres perdeu 1,59% e Milão registrou baixa de 2,53%. Em Wall Street, o Dow Jones cedeu 0,89%, o Nasdaq caiu 0,64% e o S&amp;P 500 recuou 0,63% no início do pregão.
No mercado cambial, o dólar se fortaleceu diante da busca por ativos considerados mais seguros. Fawad Razaqzada, analista da Forex.com, explicou que “o contexto no mercado cambial é claramente favorável ao dólar”, devido à “alta dos preços da energia e ao aumento da demanda por ativos de refúgio, enquanto (...) as ações globais estão em queda”. Segundo ele, “os Estados Unidos permanecem em grande parte autossuficientes em energia, ao contrário da Europa e de grande parte da Ásia”.
Neil Wilson também destacou a vulnerabilidade da zona do euro. Para o analista, “as vendas em euros aumentaram (...), já que a zona do euro é a mais exposta ao conflito. A forte alta nos mercados de energia é crucial para entender o que esse conflito implica em termos de crescimento e da resposta da política econômica”.
<h2>Transporte marítimo sobe e turismo despenca</h2>
Após ataques a dois navios na costa dos Emirados Árabes Unidos e de Omã, a Organização Marítima Internacional orientou companhias a “evitarem” a região. A navegação no Estreito de Ormuz foi afetada, com aumento significativo dos custos de seguro.
Empresas de transporte marítimo registraram valorização. A Maersk subiu 6,60% em Copenhague, e a Hapag-Lloyd avançou 5,51% em Frankfurt. Grandes petrolíferas também foram beneficiadas pela alta dos hidrocarbonetos: a TotalEnergies ganhou 3,76%, a Eni subiu 3,10%, a Repsol avançou 5,39% e a Equinor disparou 8,63%.
Em sentido oposto, companhias aéreas e empresas de turismo sofreram fortes perdas com o cancelamento de voos e o fechamento de rotas. A Air France-KLM caiu 8,09%, a Lufthansa recuou 4,56% e a EasyJet perdeu 2,82%. No setor hoteleiro, a Accor registrou queda de 9,54%, enquanto a TUI caiu 8,69%, refletindo o impacto imediato da crise sobre viagens e lazer internacionais.

Paulo Emilio

Irã fecha estreito de Ormuz, responsável pelo trânsito de 20% do petróleo mundial

Guerra no Oriente Médio eleva preços do petróleo e gás e derruba bolsas pelo mundo

247 - A revisão das tarifas de transporte de gás natural no Brasil entrou em nova fase de tensão após as transportadoras NTS e TAG contestarem a metodologia proposta pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). As empresas, que concentram mais de 65% do volume nacional movimentado nas malhas de gasodutos, indicam que podem recorrer à Justiça para impedir mudanças que podem reduzir os valores cobrados pelo serviço.
As informações foram divulgadas pela agência Eixos, especializada na cobertura de gás e energia, em reportagem publicada na segunda-feira (23). Segundo a publicação, a Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e a Transportadora Associada de Gás (TAG), privatizadas pela Petrobras nos governos de Michel Temer (MDB) e Jair Bolsonaro (PL), atuam na esfera administrativa da ANP para barrar a adoção de nova metodologia de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA).
A definição sobre o tema está prevista para esta sexta-feira (27), em reunião extraordinária da diretoria da agência. Caso prevaleça o entendimento consolidado na resolução 991/2026, o texto seguirá para consulta pública e poderá resultar na redução das tarifas de transporte, pleito defendido por outros segmentos da cadeia do gás.
De acordo com a reportagem, NTS e TAG encaminharam questionamentos à área técnica e à diretoria colegiada da ANP, contestando a legalidade da metodologia. O movimento é interpretado como etapa prévia à judicialização.
<h2>Impacto bilionário nas tarifas</h2>
O impasse regulatório ocorre em um contexto em que o setor de gás é tratado como estratégico pelo governo federal. Em março de 2023, foi lançado o programa Gás para Empregar, com o objetivo de reduzir o custo do gás natural e estimular a reindustrialização do país.
Após diagnóstico conduzido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), o governo apontou os custos associados ao uso de infraestruturas já existentes de escoamento, processamento e transporte como um dos fatores que comprometem a competitividade da indústria brasileira. Esses encargos também impactam o consumidor final, refletindo nos preços de alimentos, bebidas e materiais de construção.
Relatório técnico divulgado em outubro de 2025 pelo Conselho de Usuários do Sistema de Transporte de Gás Natural indica que as tarifas deveriam cair no próximo ciclo regulatório. As estimativas apontam redução de cerca de 14% na malha Sudeste, operada pela NTS, e de 21% na malha Nordeste, administrada pela TAG, considerando a depreciação dos ativos.
O documento alerta para o risco de dupla remuneração nos contratos legados das malhas Sudeste e Nordeste. Caso as distorções não sejam corrigidas, o impacto pode chegar a R$ 8 bilhões nas tarifas já em 2026, uma vez que os investimentos teriam sido pagos pelos consumidores ao longo dos anos.
<h2>Gás para Empregar e reindustrialização</h2>
Os contratos legados foram firmados quando a Petrobras controlava as transportadoras e era responsável pela construção da infraestrutura original. Após a privatização de NTS e TAG, esses contratos foram mantidos.
Especialistas estimam que uma revisão integral da base de ativos poderia resultar em redução de até 50% nas tarifas. Simulação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao MME, apontou que o custo do transporte poderia cair de 2,04 dólares para 1 dólar por milhão de BTU movimentado.
<h2>Diretor da ANP rebate ameaça judicial</h2>
O tema foi debatido no Outlook São Paulo Gas Week, realizado na terça-feira (24/02), na capital paulista. No evento, o diretor da ANP Pietro Mendes classificou como “absurdo” o recurso à Justiça para impedir a consulta pública.
“Alguns representantes das transportadoras falam comigo assim: ‘ah, mas quando eu comprei esses ativos, eu tinha uma expectativa de que fossem além do contrato quando me venderam o ativo’. Então, eu falei: ‘mas quem te vendeu o ativo é que tem que responder, não é a ANP’. Não existe uma socialização de uma promessa”, afirmou.
Segundo Pietro Mendes, não cabe o argumento de insegurança jurídica levantado pelas transportadoras, pois a definição da metodologia de cálculo na revisão tarifária é atribuição legal da agência. “Isso é uma atividade da agência”, defendeu.

Economia

NTS e TAG ameaçam judicializar revisão do preço do gás transportado por gasodutos

247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural alcançou, em 2025, o maior nível já registrado, consolidando o país como um dos principais produtores globais. O avanço foi impulsionado sobretudo pela expansão das operações no pré-sal e pela entrada em funcionamento de novas plataformas offshore. Apesar disso, segundo o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), o Brasil ainda enfrenta desafios quanto ao fortalecimento do parque de refino nacional.
<h2>Novas plataformas ampliam produção no pré-sal</h2>
Em 2025, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) &nbsp;entraram em operação duas novas plataformas da Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos: o FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, e o FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero. No mesmo campo, o FPSO Marechal Duque de Caxias atingiu seu platô de produção, enquanto o Almirante Tamandaré registrou recordes operacionais.
Na Bacia de Campos, a Petrobras avançou no ramp-up dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, e Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador. Também teve início a produção do FPSO Bacalhau, no campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos, operado pela norueguesa Equinor.
<h2>Produção cresce 13,2% segundo a ANP</h2>
De acordo com a ANP, a produção média nacional de petróleo e gás atingiu 4,89 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em 2025, crescimento de 13,2% em relação a 2024. O resultado reflete a ampliação da capacidade instalada e o aumento da produção em unidades já em operação.
A produção de petróleo alcançou 3,7 milhões de barris por dia, alta de 12% frente ao ano anterior. Já o gás natural chegou a 1,1 milhão de boe/d, com expansão de 16,9%.
O pré-sal manteve-se como principal vetor do crescimento, com aumento de 15,1% e participação de aproximadamente 79,6% na produção nacional. O pós-sal respondeu por 15,4% do total, após crescimento de 7%, enquanto a produção em terra avançou 4,1%, representando cerca de 4,9%.
<h2>Petrobras mantém liderança, mas perde participação</h2>
A Petrobras permaneceu como a maior produtora do país, com média de 3,1 milhões de boe/d, volume 12,7% superior ao registrado em 2024. Ainda assim, sua participação relativa caiu para cerca de 63,4% da produção nacional, o menor patamar da última década.
As demais concessionárias produziram, juntas, 1,78 milhão de boe/d, alta de 14,1% na comparação anual. A Shell foi a segunda maior produtora, com 550,7 mil boe/d, seguida pela Total, com 264 mil boe/d, e pela CNOOC, com 148,6 mil boe/d. Assim como ocorre com a Petrobras, a maior parte da produção dessas empresas teve origem no pré-sal.
<h2>Exportações superam soja e minério</h2>
O aumento da produção refletiu-se diretamente nas exportações. Em 2025, o Brasil exportou, em média, 1,92 milhão de barris por dia, volume equivalente a 51% da produção nacional de petróleo, estabelecendo novo recorde histórico.
Foi o segundo ano consecutivo em que o petróleo bruto liderou a pauta de exportações brasileiras, superando produtos tradicionais como soja e minério de ferro.
Ao longo do ano, as exportações alcançaram 28 destinos. A China concentrou 45% do volume exportado, seguida pelos Estados Unidos, com 10,8%, Espanha, com 7,4%, Países Baixos, com 7%, e Índia, com 4,4%.
<h2>Expansão expõe desafio no refino</h2>
O desempenho de 2025 reforça a centralidade do pré-sal na produção nacional e confirma a trajetória de crescimento das exportações. Ao mesmo tempo, evidencia um descompasso estrutural: a ampliação acelerada da produção ocorre sem expansão equivalente da capacidade de refino.
Segundo o Ineep, o país tem se consolidado como exportador de petróleo bruto, enquanto permanece dependente da importação de derivados, mantendo o debate sobre a necessidade de fortalecimento do parque de refino nacional.

Visão aérea de uma plataforma da Petrobras na Bacia de Campos, a P-52

Produção de petróleo e gás bate recorde em 2025, mas Brasil ainda enfrenta desafios,aponta Ineep

247 - Um consórcio liderado pela petroleira norte-americana Chevron assinou novos contratos de concessão exclusiva para explorar gás natural em águas profundas no sul da Grécia, em uma movimentação que amplia a presença dos Estados Unidos no Mediterrâneo oriental e reforça a disputa geopolítica por fontes alternativas de energia na região.
O acordo, firmado nesta segunda-feira (16), prevê que a Chevron lidere atividades de prospecção em quatro blocos marítimos localizados ao sul da península do Peloponeso e da ilha de Creta, cobrindo uma área total de aproximadamente 47 mil quilômetros quadrados.
A concessão dobra a extensão das áreas marítimas gregas disponíveis para exploração energética e ocorre em um momento de reconfiguração do mercado europeu de gás. A União Europeia vem acelerando esforços para reduzir sua dependência do fornecimento russo, enquanto empresas dos Estados Unidos buscam ocupar espaço como potenciais fornecedoras de energia para o continente.
O avanço da Chevron acontece poucos meses após outro movimento relevante no setor: em novembro, a norte-americana ExxonMobil se uniu às empresas Energean e Helleniq para buscar gás em outro bloco no mar, desta vez no oeste do território grego. A sequência de acordos evidencia a intensificação do interesse de grandes grupos internacionais pelas reservas ainda não exploradas do país.
Segundo as informações divulgadas, o novo contrato foi possível após a Chevron e a Hellenic Energy — maior refinaria de petróleo da Grécia — vencerem uma licitação internacional realizada no ano passado, garantindo o direito de liderar o processo de pesquisa nos blocos concedidos.
A Grécia, que não possui produção doméstica de gás natural, depende integralmente de importações para abastecer tanto a geração de energia quanto o consumo interno. A retomada do interesse do país por exploração offshore ganhou força após o choque nos preços globais em 2022, provocado pela invasão da Ucrânia pela Rússia, que alterou profundamente o equilíbrio energético europeu.
Embora a União Europeia esteja ampliando rapidamente sua capacidade de geração por fontes renováveis para reduzir emissões de gases de efeito estufa, o bloco tem reconhecido a necessidade de manter o gás natural como combustível de transição. A avaliação é de que o recurso ainda será necessário para garantir estabilidade à rede elétrica em períodos em que a produção eólica e solar, por sua natureza intermitente, não esteja disponível.
Apesar do anúncio, a exploração ainda depende de etapas formais e de um cronograma prolongado. O parlamento grego precisará aprovar os contratos antes que o consórcio possa iniciar pesquisas sísmicas, previstas para ocorrer no fim deste ano.
O governo grego informou que o grupo liderado pela Chevron terá até cinco anos para localizar depósitos com potencial de recuperação comercial. Ainda assim, qualquer perfuração de teste não deve ocorrer antes do período entre 2030 e 2032, o que indica que a exploração efetiva, caso se confirme a viabilidade econômica, será um projeto de longo prazo.
Além disso, a ExxonMobil e a Helleniq já possuem licença para procurar hidrocarbonetos em outros dois blocos de águas profundas ao sul de Creta. As empresas ainda analisam dados sísmicos antes de decidir se avançarão para uma etapa de perfuração exploratória nessas áreas.
Com a assinatura do novo acordo, a Grécia consolida seu esforço para atrair investimentos internacionais no setor energético, ao mesmo tempo em que se posiciona como possível futura fornecedora de gás no Mediterrâneo oriental, região considerada estratégica para a segurança energética europeia.

Luis Mauro Filho

Negócios

Consórcio liderado pela Chevron amplia exploração de gás natural em águas profundas da Grécia

247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural alcançou em 2025 o maior patamar já registrado, consolidando um novo recorde histórico no setor energético. Ao longo do ano, o país produziu em média 4,897 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), resultado que superou com folga as marcas anteriores e reforçou o peso estratégico do pré-sal na matriz produtiva nacional.
As informações constam do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural referente a dezembro de 2025, divulgado nesta segunda-feira (2). O volume médio anual registrado em 2025 representou um crescimento de 12,7% em relação ao recorde anterior, alcançado em 2023, quando a produção foi de 4,344 milhões de boe/d. Na comparação com 2024, que havia totalizado 4,322 milhões de boe/d, o avanço foi ainda mais expressivo, chegando a 13,3%.
No recorte específico do petróleo, a produção média anual atingiu 3,770 milhões de barris por dia (bbl/d), também um recorde histórico. O número ficou 12,3% acima do registrado em 2024, quando o país produziu, em média, 3,358 milhões de bbl/d. Já a produção de gás natural alcançou a média anual inédita de 179 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), o que representa uma expansão de 17% em relação ao ano anterior.
O pré-sal manteve protagonismo absoluto ao longo de 2025. Os reservatórios dessa camada responderam, em média, por 79,63% de toda a produção nacional de petróleo e gás. As áreas do pós-sal contribuíram com 15,45%, enquanto a produção terrestre representou 4,92% do total.
Os dados de dezembro de 2025 reforçam a tendência de crescimento observada ao longo do ano. No último mês, a produção nacional somou 5,237 milhões de boe/d. A produção de petróleo chegou a 4,015 milhões de bbl/d, com aumento de 6,4% em relação a novembro e de 17,4% na comparação com dezembro de 2024. No caso do gás natural, o volume produzido foi de 194,33 milhões de m³/d, crescimento de 6,4% frente ao mês anterior e de 20,6% na comparação anual.
Somente no pré-sal, a produção total em dezembro alcançou 4,164 milhões de boe/d, equivalente a 79,5% de toda a produção brasileira no período. O volume representou alta de 6,4% em relação a novembro e de 19,7% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. Foram extraídos 3,211 milhões de bbl/d de petróleo e 151,56 milhões de m³/d de gás natural, a partir da operação de 175 poços.
Outro destaque do boletim foi o elevado índice de aproveitamento do gás natural. Em dezembro, 97,5% do gás produzido foi aproveitado. Do total, 64,53 milhões de m³/d foram disponibilizados ao mercado, enquanto a queima ficou em 4,86 milhões de m³/d. O volume queimado apresentou redução de 14,8% em relação a novembro e de 14% na comparação com dezembro de 2024.
Quanto à origem da produção, os campos marítimos concentraram 97,9% do petróleo e 86,5% do gás natural extraídos no mês. Os campos operados pela Petrobras, isoladamente ou em consórcio com outras empresas, responderam por 90,03% do total produzido no país. A produção teve origem em 6.048 poços, sendo 547 marítimos e 5.501 terrestres.
Entre os campos produtores, Tupi, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, manteve a liderança em dezembro, com produção de 838,98 mil bbl/d de petróleo e 41,79 milhões de m³/d de gás natural. A FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, foi a instalação com maior produção de petróleo, alcançando 238.960 bbl/d. Já a maior produção de gás natural foi registrada pela FPSO Guanabara, no campo de Mero, com 12,10 milhões de m³/d.

Otávio Rosso

Produção de petróleo e gás em 2025 atinge maior nível da história

Reuters - A Petrobras reduzirá em 7,8% o preço do gás natural para distribuidoras em fevereiro, afirmou a diretora de Transição Energética e Sustentabilidade da empresa, Angélica Laureano, durante apresentação em evento no Rio de Janeiro.
Os contratos com as distribuidoras preveem atualizações trimestrais da parcela do preço relacionada à molécula do gás e vinculam esta variação, para cima ou para baixo, às oscilações do preço do petróleo Brent e da taxa de câmbio R$/US$.

Fachada de prédio da Petrobras no Rio de Janeiro 04/2025

Petrobras reduzirá em 7,8% preço do gás natural para distribuidoras, diz diretora

247 - A Eneva informou nesta terça-feira (21) que apresentou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a Declaração de Comercialidade da descoberta de Colinas. A área está localizada nos blocos PN-T-102A e PN-T-103, na Bacia do Parnaíba, no Maranhão, uma das principais regiões onshore de gás natural do país.
A companhia também solicitou que a acumulação passe a se chamar Gaviãozinho. Com a formalização da declaração, o ativo poderá ser enquadrado como campo de produção, desde que haja a aprovação do Plano de Desenvolvimento pela ANP, etapa regulatória necessária para o início das operações.
Após o reconhecimento da comercialidade, a Eneva terá prazo de até 180 dias para protocolar o Plano de Desenvolvimento junto à agência reguladora. O documento definirá as diretrizes técnicas e operacionais para a exploração e a produção do gás natural na área.
Gaviãozinho é a 13ª área declarada comercial pela Eneva na Bacia do Parnaíba. Para a avaliação do ativo, foram adquiridos 877,5 quilômetros de linhas sísmicas 2D e perfurados sete poços, incluindo o poço descobridor 1-ENV-44-MA, que confirmou a presença de gás no reservatório.
A estimativa de gás in place, que corresponde ao volume total de gás existente no reservatório, varia entre 2,23 bilhões de metros cúbicos (P90), 3,00 bilhões de metros cúbicos (P50) e 3,98 bilhões de metros cúbicos (P10), segundo a empresa. Os números sustentam a viabilidade econômica do campo e embasam o pedido de avanço para a fase de produção.
A decisão da ANP sobre o Plano de Desenvolvimento será determinante para que a área avance operacionalmente, ampliando a produção de gás natural onshore e reforçando a importância da Bacia do Parnaíba no setor energético brasileiro.

Eneva declara área comercial de gás na Bacia do Parnaíba

Reuters - A Petrobras informou que sua produção de óleo alcançou 2,4 milhões de barris de óleo por dia (bpd) em 2025, segundo comunicado divulgado nesta quinta-feira.
De acordo com a empresa, o resultado ultrapassou 0,5 ponto percentual o limite superior da meta (+4%) estabelecida em seu Plano de Negócios 2025-2029 e representa um crescimento de 11% em relação à produção de 2024.
A produção total de óleo e gás natural superou em 2,8 ponto percentual o limite superior da meta (+4%), alcançando 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), aumento de 11% em relação à produção de 2024, disse a companhia.

Produção de óleo alcançou 2,4 mi de barris por dia em 2025, diz Petrobras

247 - A Eneva concluiu, em dezembro, suas primeiras operações de importação de gás natural da Argentina, em um movimento estratégico voltado à ampliação da oferta e à diversificação de sua carteira de suprimentos no Brasil. A iniciativa sucede a primeira importação de gás da Bolívia realizada pela companhia em outubro, reforçando a atuação integrada no mercado sul-americano de energia.
Maior operadora privada de gás natural do país, a Eneva busca se consolidar como protagonista na integração energética regional. Ao ampliar o número de fornecedores, a empresa fortalece o atendimento a clientes industriais por meio de sua Mesa de Gás e reduz riscos de abastecimento em regiões conectadas à malha nacional de transporte.
Segundo a companhia, a estratégia contribui para o fortalecimento do mercado brasileiro de gás. “Ao diversificar as fontes de suprimento, contribuímos para a construção de um mercado brasileiro de gás mais competitivo, seguro e resiliente”, afirmou o gerente-geral de Originação e Comercialização da Eneva, Glauco Campos.
A operação envolveu uma articulação logística e comercial considerada complexa, conectando Brasil, Bolívia e Argentina para assegurar eficiência e confiabilidade no fornecimento. Para o gerente Comercial da Eneva, Brian Van Kregten, o movimento amplia as possibilidades do setor no país. “Essa conquista reforça a integração entre mercados sul-americanos e amplia as oportunidades no setor de gás natural brasileiro”, declarou.
Em comunicado, a empresa destacou que a iniciativa está alinhada à sua estratégia de longo prazo, baseada na diversificação das fontes de abastecimento e na promoção da segurança energética. “A iniciativa está alinhada à visão de futuro da Eneva, que segue investindo na diversificação das fontes de abastecimento, contribuindo para a segurança energética, gerando oportunidades e levando desenvolvimento e transformação social às diversas regiões do país onde atua”, informou a companhia.

Planta de produção de gás natural da Eneva no Maranhão

Eneva inicia importação de gás argentino e amplia oferta no Brasil

SÃO PAULO, 5 Jan (Reuters) - A produção de petróleo do Brasil alcançou 3,773 milhões de barris por dia em novembro, um aumento de 13,9% em relação a igual mês do ano anterior, segundo dados divulgados pela agência reguladora ANP nesta segunda-feira.
Já a produção de gás natural somou 182,57 milhões de metros cúbicos por dia no mês, alta de 15,7% sobre o ano anterior.
Ao todo, o país produziu 4,921 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) de petróleo e gás natural em novembro, apontou a ANP.
(Por Letícia Fucuchima; Edição Michael Susin)

Produção de petróleo do Brasil cresce 13,9% em novembro, diz ANP

247 – A produção brasileira de gás natural deverá crescer 95% nos próximos dez anos, consolidando um cenário de oferta superavitária em todo o período até 2035. A projeção está no Caderno de Gás Natural do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035), divulgado nesta sexta-feira (5/12) pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). As informações foram divulgadas pela Agência Gov.
O documento reúne uma análise detalhada da oferta, da demanda e da infraestrutura do setor. Segundo o MME, o avanço é impulsionado pela expansão da produção no pré-sal e por novos projetos com processamento offshore, que deverão transformar o gás natural em um dos pilares do crescimento econômico nacional.
<h2>Silveira destaca gás como vetor da industrialização</h2>
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que as projeções confirmam a eficácia do planejamento energético conduzido pelo Governo Federal.
“As projeções apresentadas demonstram que o Brasil reúne condições favoráveis para ampliar sua produção nacional, fortalecer a infraestrutura de escoamento e garantir um abastecimento seguro e competitivo de gás natural. O governo do presidente Lula sempre defendeu o gás natural como vetor de industrialização, e temos avançado nesse planejamento com o programa Gás Para Empregar”, destacou.
<h2>Crescimento acelerado da produção e da oferta</h2>
De acordo com o estudo, a produção líquida de gás natural deverá passar de 65 para 127 milhões de metros cúbicos por dia entre 2025 e 2035 — um aumento de 95%. Já a oferta potencial nacional na malha integrada crescerá cerca de 85% no mesmo intervalo.
A oferta nacional deverá representar aproximadamente 70% da produção líquida, com forte predominância da região Sudeste, onde se encontram os principais hubs de processamento. O estudo também detalha a infraestrutura de importação, que hoje conta com oito terminais de GNL em operação e prevê um novo terminal em Suape (PE), além das rotas do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL).
O PDE projeta, entretanto, uma queda progressiva da oferta boliviana: de 13 milhões de m³/dia em 2025 para 5 milhões de m³/dia em 2035, reforçando a necessidade de integração das malhas regionais e da ampliação da infraestrutura de transporte.
<h2>Demanda deve avançar puxada pela indústria</h2>
A demanda total de gás natural poderá crescer 6,2% ao ano até 2035, impulsionada principalmente pela indústria, responsável por cerca de 65% da demanda não termelétrica. O consumo também deve aumentar nos segmentos:
<ul>
 <li>&nbsp;Comercial: 5,3% ao ano</li>
 <li>&nbsp;Residencial: 4,1% ao ano</li>
 <li>&nbsp;Transportes: 3,6% ao ano</li>
</ul>
Já o downstream — refinarias e fábricas de fertilizantes — deverá crescer 5,36% ao ano, especialmente nos primeiros anos, com a retomada e entrada de novas unidades industriais.
No caso da demanda termelétrica, o PDE considera as usinas existentes, previstas e indicativas, mantendo coerência com os critérios de suprimento e com o comportamento esperado das UTEs ao longo da década.
<h2>Oferta supera demanda e garante superávit</h2>
As projeções indicam um balanço superavitário em todos os anos do horizonte decenal. A capacidade de oferta supera a demanda máxima prevista, embora o estudo ressalte a existência de gargalos na malha integrada, que exigem investimentos para permitir maior flexibilidade e o escoamento dos volumes disponíveis.
As simulações apontam necessidade de ampliações estruturais, sobretudo para viabilizar o transporte de gás da região Sudeste para o Centro-Oeste, Sul e parte do interior paulista.
<h2>Investimentos previstos somam R$ 16 bilhões; indicativos chegam a R$ 34 bilhões</h2>
O caderno apresenta ainda estimativas de investimentos no setor. Os projetos classificados como previstos, próximos de entrar em operação, totalizam R$ 16 bilhões e incluem:
<ul>
 <li>&nbsp;Gasoduto de escoamento Raia</li>
 <li>&nbsp;Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP)</li>
 <li>&nbsp;Terminal de GNL de Suape (PE)</li>
</ul>
Já os projetos indicativos, analisados no âmbito do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB), instituído pelo Decreto nº 12.153/2024, somam aproximadamente R$ 34 bilhões.
Além disso, planos estudados pela EPE — que ainda dependem da definição dos agentes — acrescentam R$ 135 bilhões em potenciais investimentos de longo prazo.

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