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A exportação de petróleo do Brasil cresceu 13,3% em janeiro ante o mesmo mês do ano anterior, para o maior volume mensal em quase três anos, após a entrada de quatro novas plataformas em importantes campos do pré-sal em 2025, mostraram dados oficiais do governo nesta quinta-feira, 5. No total, o Brasil exportou 10,57 milhões de toneladas no primeiro mês do ano, contra 9,33 milhões de toneladas no mesmo período de 2025, informou a Secretaria de Comércio Exterior (Secex), do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços. Na história, o volume só perde para março de 2023, quando o Brasil exportou 11 milhões de toneladas de petróleo. Do lado da receita, entretanto, houve uma queda de 7,8% nas vendas externas de petróleo em janeiro na comparação anual, a US$4,3 bilhões, diante de um recuo nos preços da commodity. No primeiro mês de 2026, o preço do petróleo vendido pelo Brasil foi de US$407,4 por tonelada, um recuo de 18,6% ante o mesmo período de 2025. Na véspera, relatório da consultoria Rystad Energy apontou que o Brasil será o principal responsável pelo aumento da produção de petróleo na América Latina em 2026, com uma produção prevista acima de 4,2 milhões de barris por dia. O crescimento das vendas externas do Brasil vem após o país ter batido um recorde na produção de petróleo em 2025 de 3,770 milhões de barris por dia (bpd), com alta de 12,3% ante o ano anterior, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicados nesta semana. No ano passado, a Petrobras colocou três novas plataformas em operação, sendo duas no campo de Búzios e uma no campo de Mero, ambos os ativos importantes produtores do pré-sal da Bacia de Santos. A norueguesa Equinor, por sua vez, iniciou a produção em seu campo de Bacalhau, também em Santos. (Reuters)

Expansão das usinas de etanol de milho, preços atrativos e mudança no mix produtivo da cana impulsionam expectativa de crescimento recorde na produção do biocombustível no Brasil, segundo especialistas Produção de etanol deve crescer com nova safra e maior participação do milho O Brasil, segundo maior produtor mundial de etanol, deve registrar um aumento significativo na produção do biocombustível em 2026, impulsionado pela expansão das usinas de etanol de milho e pela recuperação da safra de cana-de-açúcar. A projeção foi apresentada por analistas e traders de commodities durante um painel da Conferência do Açúcar de Dubai, que destacou o otimismo do setor diante de um cenário de preços firmes e novas capacidades produtivas. Usinas priorizam etanol diante da queda no preço do açúcar Com o açúcar bruto sendo negociado nas menores cotações dos últimos cinco anos, as usinas flex endash; que podem direcionar a cana para a produção de açúcar ou etanol endash; tendem a priorizar o combustível renovável nesta safra. eldquo;Há um incentivo claro para as usinas iniciarem a nova safra focadas no etanolerdquo;, afirmou Guilherme Nastari, diretor da consultoria Datagro. Segundo ele, os preços atuais favorecem o biocombustível: o etanol anidro está equivalente a 19,73 centavos por libra-peso, e o etanol hidratado, a 17,96 centavos/libra-peso, enquanto o açúcar bruto encerrou a terça-feira a 14,63 centavos/libra-peso na bolsa de Nova York. Mix produtivo mais favorável ao etanol A nova safra de cana-de-açúcar brasileira deve começar em março, e a paridade de preços entre o açúcar e o etanol neste início de ciclo é amplamente favorável ao biocombustível, segundo Jeremy Austin, diretor-geral da Sucden no Brasil. A consultoria CovrigAnalytics projeta que as usinas manterão maior foco no etanol até pelo menos meados de junho, antes de reavaliar o mix de produção conforme o mercado evoluir. Expansão das usinas de milho deve impulsionar recorde histórico A produção de etanol de milho deve ganhar protagonismo nos próximos meses. O Rabobank estima que 3 bilhões de litros adicionais de capacidade produtiva entrem em operação até 2026, reforçando a oferta nacional. De acordo com projeções da StoneX, o Brasil deve alcançar uma produção recorde de 36,5 bilhões de litros no ciclo 2026/2027 (abril a março), representando um crescimento de 7,9% sobre o período anterior. Desse total, o etanol de cana deve subir 4,4%, enquanto o de milho tende a crescer 17%. Aumento da produção pode ampliar exportações brasileiras Com o forte crescimento previsto, especialistas alertam que a oferta interna pode ultrapassar a demanda nacional, abrindo espaço para novos fluxos de exportação. Segundo Ricardo Carvalho, diretor comercial da BP Bioenergy, a empresa, que opera 11 usinas no Brasil, deve ajustar o mix de produção ao longo do ano conforme as condições de mercado. A CovrigAnalytics também prevê que a produção extra de etanol poderá gerar excedentes destinados ao mercado externo, fortalecendo o papel do Brasil como exportador global de biocombustíveis. (Portal do Agronegócio)

As Frentes Parlamentares da Agropecuária, do Biodiesel, do Etanol e da Economia Verde lançaram, nesta quarta-feira (4), a Coalizão dos Biocombustíveis, iniciativa que reúne parlamentares e representantes do setor produtivo para acelerar a regulamentação e a implementação de políticas voltadas à transição energética. O grupo será coordenado pelo presidente da Comissão Especial da Câmara sobre Transição Energética, deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP). Segundo os organizadores, a proposta é integrar esforços políticos e econômicos para destravar a execução de marcos legais já aprovados, como a Lei dos Biocombustíveis (13.576/2017), a Lei do Hidrogênio Verde (14.948/2024) e a Lei dos Combustíveis do Futuro (14.993/2024). De acordo com Jardim, a regulamentação dessas normas pode mobilizar cerca de R$ 260 bilhões em investimentos. eldquo;Isso soma já, na sua implementação, cerca de R$ 260 bilhões de investimento. Hoje damos um passo para congregar essas ações em um esforço comum, reduzindo a dependência de combustíveis fósseis e ampliando o uso de biocombustíveiserdquo;, afirmou. Entre os eixos previstos estão o fortalecimento do papel dos biocombustíveis na matriz energética brasileira e a criação de um Fundo Nacional da Transição Energética, abastecido com recursos oriundos da exploração de combustíveis fósseis, como petróleo e gás natural, para financiar projetos de descarbonização, inovação tecnológica e expansão de energias renováveis. O parlamentar destacou ainda que países como Índia, Indonésia e Estados Unidos vêm ampliando suas políticas para o setor, seguindo modelo semelhante ao brasileiro. A iniciativa também recebeu apoio da Frente Parlamentar da Agropecuária. Para o deputado Sergio Souza (MDB-PR), o Brasil tem condições de liderar a produção global. eldquo;A Coalizão dos Biocombustíveis no Brasil é essencial: nós temos condições de liderar e contribuir para a transição energéticaerdquo;, disse.

Com o fim dos subsídios do mercado livre de energia, as janelas de oportunidade de migração dependerão mais dos preços oferecidos aos consumidores, na visão do diretor de comercialização da Armor Energia, Fred Menezes. No mercado livre de energia, o consumidor pode escolher o fornecedor, por meio da negociação direta com um gerador ou com uma comercializadora. Nesses contratos, os preços negociados têm como base o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que reflete a expectativa do custo da energia no futuro e depende, dentre outros fatores, de condições do sistema, como os riscos de escassez hídrica. Para Menezes, as janelas de oportunidade para ampliar as migrações para o mercado livre de agora em diante vão depender cada vez mais das projeções para o PLD. Até o fim de 2025, a grande vantagem da migração para o mercado livre eram os descontos nas tarifas de transmissão e distribuição (TUSD/TUST) para novos consumidores. O subsídio foi encerrado com a sanção da Lei 15.269/2025, que moderniza o marco regulatório do setor elétrico. eldquo;O consumidor se beneficiava muito desse desconto da energia incentivada (gerada por fontes renováveis) a 50% e 100% porque era em cima da TUST. (ehellip;) O mercado livre de energia começa a competir com o mercado cativo sem esse descontoerdquo;, afirmou Menezes. Com o fim dos descontos, os preços de tarifas, encargos e impostos dos mercados regulado e livre estão mais próximos, e a vantagem que o mercado livre pode oferecer ao consumidor é na projeção do PLD. Hoje, o mercado livre no Brasil está aberto apenas a consumidores de média e alta tensão. A abertura para os demais consumidores está prevista para começar apenas em 2027. Segundo a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), em novembro de 2025, 95% de toda a eletricidade consumida pelas indústrias brasileiras foi contratada no ambiente livre. No caso do comércio, o percentual foi de 47%. Previsão de preços mais elevados em 2026 Menezes projeta que o PDL em 2026 será maior que em 2025, com os reservatórios da hidrelétricas mais vazios do que no ano anterior. O período úmido vai até março e vai definir as condições de operação das hidrelétricas para o restante do ano. De acordo com o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), na semana encerrada em 30 de janeiro o preço médio da negociação de energia nos contratos para o segundo semestre do ano foi de R$ 340,91. O preço teve uma alta de 1,76% em relação à semana imediatamente anterior. Fim da onda de migração dos consumidores de média e alta tensão As migrações para o mercado livre de energia caíram 19,1% em 2025 na comparação com o ano anterior, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O número de novos consumidores foi de 21,7 mil no ano passado, ante 26,8 mil em 2024. Na visão de Menezes, a queda pode ter sido influenciada pelo aumento dos preços, assim como pelo fim da grande onda migratória dos consumidores de média e alta tensão após a abertura total para a média e alta tensão em janeiro de 2024. eldquo;Tem uma questão de que sim, realmente, o fim do desconto atrapalha, mas tem uma questão também de que comercialmente esses consumidores já foram muito explorados. Então, você também tem um decréscimo natural, o market share que sobrou é menor tambémerdquo;, disse o diretor. Menezes lembra, entretanto, que acontecerá uma nova aceleração com a abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão, prevista na lei 15.269/2025. A expectativa é que a migração esteja liberada para todos os consumidores, incluindo residenciais, até novembro de 2028.

Os recorrentes episódios de restrição de oferta de combustíveis registrados pela Refinaria de Mataripe acenderam um alerta em 2025, ano em que a refinaria parou ao menos cinco vezes por eldquo;paradas não-programadaserdquo;. O termo diz respeito a problemas que interrompem a operação das refinarias por falhas, quebras de equipamentos ou incidentes com dados na plantas. As refinarias da Petrobras e dos agentes privados emdash; caso da Acelen, em Mataripe emdash; mantém um cronograma de paradas para manutenção preventivas. A Refinaria de Mataripe desempenha papel estratégico no fornecimento de combustíveis na Bahia e em áreas próximas e, consequentemente, na logística de abastecimento da região. De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a refinaria responde por aproximadamente 89% do volume de óleo diesel (S10 e S500) do estado. Assim, paralisações imprevistas impactam na gestão de estoques dos agentes que operam na região endash; como a Petrobahia e a Vibra, que em função do episódio de dezembro, informaram à ANP sobre o risco de redução na capacidade de atendimento ao mercado, caso a situação não se normalizasse e as cotas de fornecimento fossem integralmente retomadas. Foi nesse contexto que a diretoria da ANP aprovou, no fim do ano passado, waiver para permitir o uso temporário de óleo diesel S10 para abastecimento de diesel 500 por parte de distribuidoras na Bahia. A medida vigorou eldquo;enquanto perdurarem os efeitos da situação decorrente da parada não programada da Refinaria de Mataripe S. A., ou até o dia 10 de janeiro de 2026, o que ocorrer primeiroerdquo;. Em maio, foi registrado um que limitou em aproximadamente 60% as ofertas de diesel S10 da cota diária aprovada para a refinaria. Em setembro, um princípio de incêndio afetou a unidade de craqueamento catalítico. O incidente foi controlado pela brigada da refinaria e não houve impactos entre os funcionários ou ao meio ambiente. Porém, a refinaria precisou reduzir as cotas de fornecimento de gasolina e gás liquefeito de petróleo (GLP), e os efeitos dos cortes perduraram no mês de outubro. Em outubro, um novo incidente na mesma unidade resultou na interrupção imediata das atividades. O episódio impactou as entregas de diesel S10 nos polos de São Francisco do Conde e Candeias, com o restabelecimento das cotas de fornecimento nos dias seguintes. Em dezembro, um incidente durante a realização de um serviço elétrico na U-27 deixou três trabalhadores terceirizados feridos e interrompeu as atividades da unidade. A causa ainda está em investigação. Com isso, foram afetadas as entregas de diesel (S10 e S500) e gasolina nos polos de São Francisco do Conde, Candeias, Jequié e Itabuna. Em nota à agência eixos, a Acelen, que opera a Refinaria de Mataripe, afirmou que eldquo;paradas não programadas correspondem à rotina de grandes operações industriais e seguem robustos protocolos de confiabilidade e integridade dos ativoserdquo;, e que a empresa investiu R$ 340 milhões em paradas de manutenção na refinaria em 2025 (veja a íntegra ao final da matéria). Petrobras reabre negociações para recompra Em meio às paralisações da refinaria, a Petrobras reabriu as negociações com o fundo árabe Mubadala, que controla a Acelen, para retomar a controle da unidade emdash; que foi vendida em 2021, então denominada Refinaria Landulpho Alves (RLAM). As negociações ocorrem desde 2023, e avançaram no final do ano passado. Segundo o Estadão, uma proposta preliminar já passou pelos governos do Brasil e dos Emirados Árabes, mas ainda não foi formalizada. Ela estabelece a retomada da refinaria pela Petrobras, enquanto Mubadala manteria apenas a Acelen Renováveis. Desde a mudança de governo, a Petrobras interrompeu o processo de venda de refinarias, e o próprio ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, já defendeu a recompra da antiga RLAM. Auditoria da Controladoria-Geral da União também constatou que refinaria foi vendida abaixo do preço de mercado, decorrente principalmente da escolha do momento do negócio endash; durante a pandemia de covid-19 endash; numa época em que a cotação internacional do petróleo estava em baixa. Veja a íntegra da nota da Acelen: A Refinaria de Mataripe atua com transparência e responsabilidade em todas as suas operações, mantendo diálogo permanente com autoridades reguladoras, clientes, comunidade do entorno e imprensa. Em 2025, a empresa investiu R$ 340 milhões em paradas de manutenção na refinaria. Paradas não programadas correspondem à rotina de grandes operações industriais e seguem robustos protocolos de confiabilidade e integridade dos ativos. Tais práticas asseguram a continuidade das atividades com eficiência e responsabilidade, sempre em conformidade com os requisitos técnicos e regulatórios aplicáveis endash; incluindo comunicação à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e ações para garantir o abastecimento do mercado. A Refinaria de Mataripe mantém rotinas permanentes de manutenção preventiva e preditiva, monitoramento contínuo dos ativos e análise técnica de cada evento operacional. Todas essas ações contribuem para fortalecer ainda mais confiabilidade da operação ao longo de 2026.

As distribuidoras de combustíveis querem que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) desautorize a venda direta das refinarias e formuladores para clientes finais, alegando concorrência desleal. O Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes (Sindicom) pediu à ANP que revogue resolução que autoriza essa venda direta de derivados. O motivo é que a venda direta não está prevista na lei 13.576/2017, que estabelece o RenovaBio, marco regulatório dos biocombustíveis, abrindo espaço para questões ambientais e de concorrência. O foco é o contrato recentemente firmado entre Petrobras e Vale para fornecimento de diesel B (com adição de biodiesel). A resolução da ANP em questão é a 852/2021. Até a edição dessa resolução, refinarias, formuladores, importadores e centrais petroquímicas eram impedidas de vender diretamente aos consumidores. Em janeiro deste ano, Petrobras e Vale assinaram contrato para fornecimento de diesel S-10 (com baixo teor de enxofre), já com adição de 15% de biodiesel. O acordo prevê também oportunidades de desenvolvimento de negócios de baixo carbono. Pela lei, as distribuidoras são obrigadas a adquirir certificados de descarbonização (CBios) em quantidade proporcional à participação de mercado de combustíveis fósseis.Os CBios comprovam a aquisição de produtos renováveis, a partir de metas que são definidas anualmente pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Só que a lei não prevê o mecanismo para a venda direta por refinarias, o que desobriga a Petrobras de adquirir CBios. O custo de aquisição dos CBios é repassado para os preços dos combustíveis, segundo o Sindicom, cujo impacto médio líquido é da ordem de até R$ 0,14 por litro. Como os produtores não têm, com a venda direta, a obrigação de cumprir metas de descarbonização, a regra da ANP garante eldquo;vantagem competitivaerdquo; às refinarias. No processo, o Sindicom alertou ainda para a ausência de análise de impacto regulatório sobre a medida, que poderia ter previsto tal situação. Para ler esta notícia, clique aqui.