Economia

Margem Equatorial pode gerar bilhões em PIB, empregos e royalties no Brasil

20/08/2026

A exploração de petróleo na Margem Equatorial tem potencial para acrescentar bilhões de reais à economia brasileira, ampliar a produção nacional de óleo e transformar a arrecadação dos seis estados abrangidos pela região.

Com cerca de 2.200 quilômetros de extensão, a área se estende do extremo norte do Amapá ao litoral do Rio Grande do Norte e é considerada uma das principais novas fronteiras de exploração de petróleo e gás natural no país, em uma região frequentemente comparada ao pré-sal.

Estimativas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apontam para um potencial de até 30 bilhões de barris de petróleo.

Produção pode adicionar R$ 175 bilhões ao PIB

Estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI) calcula que uma eventual produção na Margem Equatorial poderá acrescentar até R$ 175 bilhões ao PIB brasileiro.

O levantamento também estima a criação de aproximadamente 495 mil empregos formais e a geração de R$ 11,2 bilhões em impostos indiretos.

A consultoria Oxford Economics, por sua vez, projeta que a produção brasileira de petróleo poderia avançar dos atuais 3,8 milhões de barris por dia para cerca de 5 milhões de barris diários com o desenvolvimento de novas reservas.

Atualmente, Estados Unidos, Arábia Saudita e Rússia lideram a produção mundial, com cerca de 13 milhões, 9,9 milhões e 9,7 milhões de barris por dia, respectivamente.

Petrobras amplia investimentos na região

O potencial da Margem Equatorial brasileira ganhou novo destaque após a Petrobras identificar hidrocarbonetos no poço Morpho, localizado no bloco FZA-M-59, em águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas.

A descoberta confirma a presença de petróleo ou gás natural nas formações avaliadas, mas ainda não determina se existem reservas em quantidade suficiente para justificar uma produção comercial.

A Petrobras planeja investir US$ 3 bilhões na Margem Equatorial nos próximos cinco anos e prevê a perfuração de 15 poços.

A estratégia ganhou relevância diante da expectativa de que a produção do pré-sal alcance seu pico entre 2030 e 2032, aumentando a necessidade de buscar novas áreas produtoras.

Atualmente, a indústria de óleo e gás responde por aproximadamente 17% do PIB industrial brasileiro, enquanto os investimentos previstos para o setor chegam a cerca de US$ 165 bilhões.

Quanto a Margem Equatorial pode movimentar nos estados

O Observatório Nacional da Indústria (ONI) criou um simulador para estimar os efeitos econômicos da produção na região. A ferramenta considera variáveis como volume produzido, cotação do petróleo e taxa de câmbio.

Em uma hipótese de produção de 300 mil barris por dia em cada estado, com o barril cotado a US$ 80,20 e o dólar a R$ 5,20, o valor anual da produção chegaria a aproximadamente R$ 45 bilhões por unidade da federação.

Nesse cenário, o impacto estimado sobre o PIB seria próximo de R$ 34 bilhões em cada estado:

  • Ceará: R$ 34,005 bilhões;
  • Maranhão: R$ 33,846 bilhões;
  • Rio Grande do Norte: R$ 33,686 bilhões;
  • Amapá: R$ 33,490 bilhões;
  • Piauí: R$ 33,377 bilhões;
  • Pará: R$ 33,257 bilhões.

A projeção de geração de empregos varia entre 155.632 postos no Pará e 170.520 no Ceará. O Maranhão aparece com 170.390 empregos, seguido por Rio Grande do Norte, com 163.424; Amapá, com 162.261; e Piauí, com 158.997.

Na arrecadação de tributos indiretos, os valores projetados ficam entre R$ 1,901 bilhão no Amapá e R$ 2,022 bilhões no Ceará.

Impacto econômico será diferente em cada estado

Embora o impacto nominal estimado sobre o PIB seja semelhante entre os estados, o peso da atividade petrolífera muda de acordo com o tamanho de cada economia.

No Amapá, por exemplo, o valor adicionado bruto projetado pelo simulador representa um impacto equivalente a 193,5% da base de comparação estadual. O valor bruto da produção teria efeito de 296,3%, enquanto os tributos indiretos alcançariam 162,2%.

Nos estados com economias maiores, os efeitos relativos são menores. O impacto sobre o valor adicionado bruto é estimado em:

  • Piauí: 66,8%;
  • Rio Grande do Norte: 49,6%;
  • Maranhão: 37,8%;
  • Ceará: 22,3%;
  • Pará: 19,3%.

O mesmo ocorre com o mercado de trabalho. O impacto estimado sobre o emprego total chega a 44,6% no Amapá, enquanto fica em cerca de 11% no Piauí e no Rio Grande do Norte, 6,7% no Maranhão, 4,1% no Ceará e 4% no Pará.

Royalties podem alcançar R$ 6,85 bilhões por bloco

A futura produção também pode ampliar significativamente as receitas públicas por meio de royalties do petróleo e outras compensações.

Segundo as simulações do ONI, uma concessão com alíquota de 5% de royalties poderia gerar R$ 2,283 bilhões por ano. Com uma taxa de 10%, o valor subiria para R$ 4,567 bilhões.

Em um cenário de partilha com percentual de 15%, a arrecadação anual chegaria a R$ 6,850 bilhões para um único bloco.

O estudo também estima R$ 5,023 bilhões em participação especial, mecanismo de compensação financeira aplicado a campos com grande produção ou elevada rentabilidade, considerando um cenário de concessão com percentual de 11%.

Há ainda uma estimativa de R$ 342,49 milhões destinados a pesquisa, desenvolvimento e inovação (P&D&I), com base em uma alíquota de 0,75%.

A possibilidade de receitas bilionárias reforça a importância da gestão dos recursos. A CNI aponta desafios históricos em áreas como saneamento, educação, energia, transporte e conectividade nos estados da região, que precisarão ser considerados caso a produção avance.

Exploração ainda está longe da produção comercial

Apesar das projeções econômicas, a exploração na Bacia da Foz do Amazonas ainda está em uma fase inicial.

A licença concedida pelo Ibama permite atualmente apenas atividades exploratórias. Caso sejam identificados volumes economicamente viáveis, a Petrobras precisará delimitar a descoberta por meio de novos poços e estudos capazes de determinar o tamanho e as características do reservatório.

Depois de uma eventual declaração de comercialidade, será necessário apresentar à ANP um Plano de Desenvolvimento em até 180 dias. O documento deverá detalhar os investimentos, equipamentos e etapas necessários para iniciar a produção.

O projeto também dependerá de um novo processo de licenciamento ambiental, já que a autorização atual não permite a instalação e a operação de um campo produtor.

Produção comercial pode levar até dez anos

A experiência de outros projetos de exploração em águas profundas indica que o período entre a perfuração exploratória e o início da produção pode levar sete a dez anos, caso o projeto avance em todas as etapas previstas.

Com isso, uma eventual produção comercial na Margem Equatorial poderia ocorrer apenas na próxima década, possivelmente até 2035.

Até lá, será necessário confirmar o tamanho das reservas, avaliar sua viabilidade econômica, definir os investimentos e superar as etapas regulatórias e ambientais.

A identificação de hidrocarbonetos representa, portanto, apenas o início do processo. O impacto bilionário projetado para a Margem Equatorial dependerá, em última análise, da transformação das descobertas em reservas comercialmente viáveis e da capacidade de desenvolver uma cadeia produtiva capaz de sustentar a futura produção.

FONTE: Exame
TEXTO: Redação
IMAGEM: Agência Petrobras/Divulgação

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Informação

Amapá se prepara para nova fronteira de petróleo e gás na Margem Equatorial

19/08/2026

O avanço das atividades de exploração de petróleo na Margem Equatorial já influencia o planejamento econômico e de infraestrutura do Amapá. Com a atuação exploratória da Petrobras na Bacia da Foz do Amazonas, o governo estadual busca se antecipar às demandas que podem surgir com o desenvolvimento da indústria de petróleo e gás na região.

As ações envolvem áreas como logística, infraestrutura, qualificação profissional, tributação e serviços, além da construção de uma estratégia para atrair empresas interessadas em participar da cadeia de fornecedores do setor.

Segundo Wandenberg Pitaluga Filho, secretário de Desenvolvimento Econômico do Amapá, o planejamento estadual começou antes mesmo da confirmação do potencial petrolífero da região.

Estado prepara cadeia de óleo e gás

De acordo com o secretário, o governo trabalha há cerca de três anos e meio na estruturação de medidas voltadas à cadeia de óleo e gás. A estratégia inclui iniciativas tributárias, ambientais e de capacitação, além do fortalecimento da relação institucional com a Petrobras.

Uma das medidas adotadas foi a adesão do Amapá ao Repetro, regime tributário específico para atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo e gás. Em 2025, o estado anunciou a concessão do regime à Petrobras.

A intenção é aumentar a competitividade do Amapá na atração de empresas que possam fornecer equipamentos, serviços e soluções para a futura atividade petrolífera.

Qualificação profissional entra no planejamento

A formação de mão de obra também aparece entre as prioridades do governo estadual. A expectativa é preparar profissionais locais para atender uma eventual expansão da indústria de petróleo e reduzir a necessidade de buscar trabalhadores especializados fora do estado.

A qualificação é considerada estratégica diante da possibilidade de crescimento da demanda por serviços relacionados à exploração, transporte, logística e manutenção de estruturas.

BR-156 é um dos principais gargalos

A infraestrutura rodoviária está entre os pontos que exigem atenção. Um dos principais desafios citados pelo governo estadual é a conclusão da pavimentação da BR-156, rodovia federal que atravessa praticamente todo o Amapá.

Com aproximadamente 823 quilômetros, a estrada conecta Laranjal do Jari, no Sul, a Oiapoque, no extremo Norte, próximo à fronteira com a Guiana Francesa.

Um dos trechos ainda pendentes de pavimentação fica entre Macapá e Oiapoque e tem aproximadamente 98 quilômetros. A execução da obra é responsabilidade do Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes (DNIT).

O governo federal já mantém intervenções na rodovia. Entre elas está um trecho de 56 quilômetros entre Macapá e Oiapoque, contemplado pelo Novo PAC, com investimentos superiores a R$ 278 milhões.

Também estão previstas novas frentes de trabalho ao longo de 2026, incluindo obras de construção, pavimentação e licitação em diferentes segmentos dos troncos Norte e Sul.

Petróleo deve aumentar demanda por infraestrutura

O possível avanço da exploração exigirá estruturas capazes de suportar um fluxo maior de cargas e operações de apoio.

Além das estradas, o estado avalia a necessidade de ampliar áreas de suporte logístico e estruturas destinadas à movimentação de equipamentos e materiais utilizados pela indústria de óleo e gás.

Apesar dos desafios, o governo estadual considera que o Amapá possui condições favoráveis em determinados aspectos, especialmente pela posição geográfica e pelas conexões com outros mercados da região.

Amapá mira posição estratégica no Arco Norte

A localização é um dos principais ativos considerados pelo governo. O Amapá faz fronteira com a Guiana Francesa e está próximo de Guiana e Suriname, países que também ampliam suas atividades relacionadas ao petróleo e gás.

Nesse contexto, o estado busca fortalecer sua posição como possível hub logístico do Arco Norte.

O Porto de Santana, principal instalação portuária do Amapá, aparece como uma peça importante dessa estratégia. A expectativa é atrair empresas do setor de logística e de petróleo que possam utilizar a estrutura como base para operações.

A ampliação da atividade econômica também pode estimular investimentos em áreas de apoio, transporte, armazenagem e outros serviços associados ao setor.

Novos negócios começam a buscar o estado

A expectativa em torno da exploração de petróleo já repercute no ambiente empresarial. Segundo o governo estadual, empresas dos segmentos atacadista, varejista e de serviços passaram a procurar informações sobre as condições tributárias e as oportunidades de investimento no Amapá.

O estado pretende aproveitar também as vantagens associadas à condição de área de livre comércio de Macapá e Santana para ampliar sua capacidade de atrair novos empreendimentos.

A estratégia é fazer com que os efeitos econômicos da exploração de petróleo ultrapassem a atividade diretamente ligada à produção.

Comércio acompanha expectativa de crescimento

Os indicadores recentes apontam para um ambiente de expansão em parte do comércio local.

Em outubro de 2025, as vendas do varejo no Amapá cresceram 10,1% em relação ao mesmo mês do ano anterior, segundo a Pesquisa Mensal de Comércio do IBGE.

O desempenho positivo continuou no início de 2026. Em janeiro, enquanto o comércio varejista brasileiro registrou queda de 1,3% no mês e de 5,9% na comparação anual, o Amapá foi o único estado a apresentar crescimento na comparação com janeiro de 2025, com alta de 2,9%, segundo o Índice do Varejo Stone.

Alimentos concentram parte do comércio varejista

O comércio de alimentos possui participação relevante na estrutura empresarial do Amapá. Dados públicos de CNPJ indicam a existência de mais de 2,2 mil empresas ativas apenas nos segmentos de minimercados, mercearias e armazéns.

Macapá concentra a maior parcela desses estabelecimentos, seguida por cidades como Santana e Oiapoque.

O cenário reúne uma base de comércio local já estabelecida e a perspectiva de entrada de novos negócios impulsionados pelo avanço da infraestrutura e pela possível expansão da cadeia de petróleo e gás.

Para o governo estadual, a exploração na Margem Equatorial pode funcionar como um catalisador para investimentos em diferentes setores. A expectativa é que a atividade gere impactos não apenas na produção de petróleo, mas também em logística, comércio, serviços, transporte, hospedagem e alimentação.

FONTE: CNN Brasil
TEXTO: Redação
IMAGEM: HEIDER TORRES/ Assembleia legislativa do Amapá

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Informação

Petrobras confirma descoberta de petróleo na Foz do Amazonas, no Amapá

18/08/2026

A Petrobras confirmou a descoberta de petróleo na Foz do Amazonas, em águas profundas do litoral do Amapá. A confirmação foi feita na segunda-feira (17) pela presidente da companhia, Magda Chambriard, durante coletiva em Oiapoque (AP), que contou com a presença do presidente da República e de autoridades federais.

A descoberta ocorreu no poço Morpho, localizado no bloco FZA-M-59, a cerca de 175 quilômetros da costa do Amapá e em uma região com aproximadamente 2.886 metros de lâmina d’água.

Na sexta-feira (14), a estatal havia informado a identificação de hidrocarbonetos no poço, mas ainda tratava o resultado como um indício que precisava ser confirmado. A Petrobras agora afirma que há petróleo, embora o tamanho da acumulação ainda não tenha sido determinado. A própria companhia registra o Morpho como um poço exploratório em águas ultraprofundas do Amapá.

“Tem petróleo, tem descoberta. A gente ainda não sabe quanto. Nós vamos continuar investindo, vamos continuar explorando e o futuro vai dizer quanto o Amapá pode nos oferecer”, afirmou Magda Chambriard.

Petrobras ainda precisa dimensionar a descoberta

A perfuração do poço Morpho ainda não foi concluída. Segundo a presidente da Petrobras, os trabalhos devem continuar por mais 15 a 20 dias, período necessário para avançar na avaliação da estrutura encontrada.

Somente após essa etapa será possível estimar o volume de petróleo existente e determinar as características do reservatório.

“Nós temos que delimitar essa descoberta, ou seja, a gente tem que saber quanto de petróleo tem de fato nessa área”, explicou a executiva.

A companhia também pretende avançar com a campanha exploratória na Margem Equatorial brasileira. De acordo com Magda, há outros poços previstos para a região, que serão importantes para avaliar o potencial petrolífero da costa do Amapá.

A Petrobras já havia planejado uma campanha de exploração com múltiplos poços na Margem Equatorial, incluindo o bloco FZA-M-59.

Licenciamento ambiental prevê outros poços

Para dar continuidade à exploração, a Petrobras protocolou junto ao Ibama informações relacionadas à perfuração de novos poços na região.

Segundo o órgão ambiental, o processo de licenciamento do bloco FZA-M-59 contempla quatro poços, sendo um principal e três contingentes. A Licença de Operação emitida em outubro de 2025 autorizou a perfuração do Morpho.

A autorização para os demais poços permanece em análise. O Ibama informou que avalia informações complementares apresentadas pela Petrobras em 14 de agosto, necessárias para concluir a análise técnica.

O processo de licenciamento do bloco FZA-M-59 já havia sido objeto de decisões e avaliações específicas das autoridades ambientais e regulatórias.

Lula compara descoberta ao anúncio do pré-sal

Antes da confirmação pública, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva visitou o navio-sonda NS-42, responsável pela perfuração do poço Morpho.

Durante o discurso em Oiapoque, Lula relatou que recebeu a notícia da descoberta com uma reação semelhante à que teve em 2007, quando foi informado sobre a identificação do pré-sal.

“Eu senti a mesma sensação e a mesma emoção que eu senti no dia que […] entraram no meu gabinete para anunciar que a Petrobras tinha descoberto o pré-sal”, disse o presidente.

Lula também classificou a descoberta como resultado da continuidade dos investimentos em exploração de petróleo e defendeu a importância da atividade para o país, ao mesmo tempo em que destacou a expansão dos biocombustíveis e das fontes renováveis.

Próxima etapa é avaliar o potencial econômico

A confirmação da presença de petróleo não significa, neste momento, que a área já esteja pronta para produção comercial.

Os próximos estudos deverão responder principalmente a duas questões: quanto petróleo existe no reservatório e se o volume encontrado apresenta condições econômicas para futura produção.

A Petrobras ainda precisa concluir cerca de 1 mil metros de perfuração. A operação tem custo estimado em aproximadamente US$ 1 milhão por dia e já envolveu cerca de US$ 300 milhões em investimentos, segundo a companhia.

“Esperamos muitos reservatórios ao longo dessa jornada. Quanto mais, melhor”, afirmou Magda Chambriard.

Histórico recente inclui incidente com fluido de perfuração

A exploração na Foz do Amazonas também ocorre sob atenção ambiental. Em fevereiro de 2026, o Ibama aplicou uma multa de R$ 2,5 milhões à Petrobras após um incidente envolvendo a descarga de 18,44 metros cúbicos de fluido de perfuração de base não aquosa no mar.

O episódio ocorreu em 4 de janeiro, na instalação NS-42, a mesma sonda que atualmente realiza a perfuração do Morpho. Na ocasião, a Petrobras informou que interrompeu os trabalhos depois de identificar a perda de fluido em duas linhas auxiliares ligadas ao poço.

Segundo a empresa, o vazamento foi contido imediatamente, e as tubulações foram levadas à superfície para avaliação e reparo.

A Petrobras afirma que as determinações do Ibama relacionadas ao episódio estão sendo incorporadas ao planejamento das próximas operações como parte das exigências do licenciamento ambiental.

Petrobras destaca sistemas de segurança

Entre os equipamentos utilizados na operação está o BOP (Blowout Preventer), sistema instalado no fundo do mar que funciona como uma barreira de segurança durante a perfuração.

O equipamento reúne válvulas e sensores capazes de interromper o fluxo e, em situações de emergência, isolar o poço e cortar a coluna de perfuração.

A Petrobras também destaca o Plano de Emergência Individual (PEI), elaborado para estabelecer procedimentos de resposta a eventuais incidentes e reduzir impactos sobre a fauna e a flora da Margem Equatorial.

“O Plano de Emergência Individual é como um seguro: esperamos que ele nunca precise ser acionado”, afirmou Magda.

Com a descoberta do petróleo no Morpho, a Petrobras entra agora em uma nova fase de avaliação exploratória. O tamanho da acumulação e a viabilidade de uma futura produção dependerão dos resultados obtidos nas próximas etapas de perfuração e análise do reservatório.

FONTE: G1
TEXTO: Redação
IMAGEM: Reprodução/G1

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Economia

Dólar fecha no menor nível desde junho e Ibovespa dispara com apoio do petróleo e capital estrangeiro

23/07/2026

O dólar comercial encerrou a quarta-feira (22) em seu menor patamar de fechamento desde 2 de junho, refletindo um cenário favorável ao mercado brasileiro. A valorização do petróleo, o aumento do fluxo de investidores estrangeiros e a atratividade dos juros elevados no Brasil contribuíram para a desvalorização da moeda norte-americana.

O ambiente positivo também impulsionou o Ibovespa, que avançou mais de 2% e voltou a ultrapassar a marca dos 177 mil pontos, acompanhando a forte alta do petróleo no mercado internacional.

Indicadores do mercado no fechamento

  • Dólar à vista: R$ 5,053 (-0,42%)
  • Ibovespa: 177.547,57 pontos (+2,44%)
  • Petróleo Brent (setembro): US$ 94,07 (+3,36%)
  • Petróleo WTI (setembro): US$ 86,83 (+2,95%)
  • Dólar em 2026: queda acumulada de 7,95%
  • Ibovespa em 2026: valorização de 10,19%

Fluxo estrangeiro fortalece o real

A moeda norte-americana registrou a terceira queda consecutiva, encerrando o dia cotada a R$ 5,053. Apesar de iniciar o pregão em alta, o dólar perdeu força após a abertura da bolsa, acompanhando o desempenho positivo dos ativos brasileiros e de outras moedas de países emergentes. Entre os fatores que sustentaram o movimento está a entrada de recursos internacionais no mercado nacional, favorecida pelo diferencial entre os juros brasileiros e os praticados nos Estados Unidos.

Outro elemento relevante foi a valorização do petróleo, cujo barril voltou a se aproximar dos US$ 95. Como o Brasil é exportador líquido da commodity, preços mais elevados tendem a melhorar as perspectivas para a balança comercial e aumentar a entrada de divisas no país.

Mesmo com a entrada em vigor da tarifa de 25% aplicada pelos Estados Unidos sobre parte dos produtos brasileiros e com o anúncio de medidas de apoio às empresas afetadas, o mercado reagiu de forma limitada. Para os investidores, esses acontecimentos já estavam amplamente incorporados às expectativas.

Dados divulgados pelo Banco Central também reforçaram o cenário positivo. O fluxo cambial acumulado até julho apresentou saldo positivo de US$ 17,946 bilhões, resultado impulsionado principalmente pelo desempenho do segmento financeiro em relação ao mesmo período do ano passado.

Ibovespa interrompe sequência negativa

O principal índice da Bolsa de Valores brasileira subiu 2,44% e fechou aos 177.547,57 pontos, alcançando o maior nível desde o último dia 10 e encerrando uma sequência de cinco pregões consecutivos de perdas. O avanço foi liderado pelas ações de empresas dos setores de mineração, petróleo e financeiro. Os papéis da Petrobras acompanharam a valorização da commodity no exterior: as ações ordinárias avançaram 2,39%, enquanto as preferenciais registraram alta de 2,21%.

Na avaliação de analistas, o retorno do capital estrangeiro à bolsa brasileira também foi favorecido pela busca de investidores por ativos considerados mais descontados em comparação ao mercado norte-americano, mesmo com os principais índices de Nova York fechando em queda.

Tensões no Oriente Médio elevam preço do petróleo

Os contratos futuros do petróleo encerraram o quarto pregão consecutivo em alta, impulsionados pelo agravamento das tensões entre Estados Unidos e Irã e pelas preocupações com possíveis interrupções nas principais rotas marítimas utilizadas para o transporte da commodity.

O barril do Brent, referência internacional, avançou 3,36%, fechando cotado a US$ 94,07. Já o WTI, negociado nos Estados Unidos, registrou alta de 2,95%, encerrando o dia a US$ 86,83.

O mercado segue monitorando os riscos de bloqueios nos estreitos de Ormuz e Bab-el-Mandeb, corredores estratégicos para o comércio global de petróleo. As ameaças do grupo Houthi, no Iêmen, e novas declarações de autoridades iranianas elevaram as preocupações sobre a oferta mundial da commodity, mesmo após os Estados Unidos informarem um aumento nos estoques de petróleo acima das expectativas.

Tags: dólar, dólar hoje, Ibovespa, mercado financeiro, petróleo Brent, petróleo WTI, fluxo cambial, Banco Central, Petrobras, economia brasileira

Fonte: Agência Brasil / Com informações da Reuters

Texto: Redação

Imagem: Agência Brasil / Valter Campanato

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Informação

Petrobras reduz preço do querosene de aviação em 14,5% no mês de julho

02/07/2026

A Petrobras anunciou uma nova redução no preço do querosene de aviação (QAV) comercializado para as distribuidoras. O reajuste, válido a partir de julho, representa uma queda de 14,5%, equivalente a R$ 0,81 por litro, marcando o segundo corte consecutivo no valor do combustível utilizado por aeronaves.

Com a atualização, o preço praticado nas refinarias da estatal passa a variar entre R$ 4,67 e R$ 4,93 por litro, conforme a unidade de fornecimento.

Queda é atribuída à redução das tensões no mercado internacional

Segundo a companhia, a diminuição do preço foi possível graças à redução dos impactos provocados pelo conflito no Oriente Médio sobre as cotações internacionais dos derivados de petróleo.

Apesar do novo recuo, o querosene de aviação ainda acumula alta de 40,5% em relação ao encerramento de 2025. No período, o aumento corresponde a R$ 1,39 por litro.

O avanço dos preços ocorreu após o agravamento das tensões envolvendo Estados Unidos, Israel e Irã, que afetaram a cadeia global de abastecimento da indústria do petróleo.

Bloqueio do Estreito de Ormuz elevou preços do petróleo

Um dos principais fatores para a alta registrada nos últimos meses foi o bloqueio do Estreito de Ormuz, rota estratégica por onde circulava cerca de 20% da produção mundial de petróleo e gás antes do conflito.

Com a redução da oferta no mercado internacional, as cotações da commodity dispararam, refletindo diretamente nos preços dos combustíveis.

Mesmo sendo um grande produtor de petróleo, o Brasil acompanha essa dinâmica porque o petróleo e seus derivados são commodities, com preços definidos pelo mercado global.

Histórico recente dos reajustes do QAV

O comportamento dos preços do QAV em 2026 foi marcado por fortes oscilações. Em abril, a Petrobras promoveu um reajuste de 55%. No mês seguinte, houve nova alta de 18%.

Na ocasião, a estatal autorizou que as distribuidoras parcelassem o impacto do aumento para reduzir os efeitos financeiros sobre o setor aéreo.

Em junho, o combustível registrou queda de 14,2%, movimento que teve continuidade com a redução anunciada para julho.

A melhora nas condições do mercado internacional também levou o governo federal a iniciar a retirada gradual dos subsídios concedidos a produtores e importadores de combustíveis, mecanismo utilizado para evitar repasses mais intensos aos consumidores durante o período de maior instabilidade.

Como funciona a comercialização do combustível

A Petrobras fornece o querosene de aviação produzido em suas refinarias ou importado para as distribuidoras. Após a compra, essas empresas são responsáveis pelo transporte e pela revenda do combustível às companhias aéreas e demais consumidores finais nos aeroportos.

Embora detenha aproximadamente 85% da produção nacional de QAV, a estatal atua em um mercado aberto à concorrência, permitindo a participação de outras empresas na produção e importação do combustível.

FONTE: Modais em Foco
TEXTO: Redação
IMAGEM: Reprodução/Modais em Foco

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Sustentabilidade

Petrobras investirá R$ 6 bilhões em polo de biocombustíveis na Refinaria de Cubatão

29/06/2026

A Petrobras aprovou um investimento de US$ 1,2 bilhão, equivalente a cerca de R$ 6 bilhões, para implantar sua primeira unidade dedicada exclusivamente à produção de combustíveis renováveis. O projeto, denominado RPBC Biorrefino, será instalado na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão (SP).

A iniciativa representa um dos principais investimentos da estatal na expansão da produção de biocombustíveis, com foco no atendimento da crescente demanda por combustíveis de menor emissão de carbono.

Unidade terá capacidade para produzir 15 mil barris por dia

A nova planta industrial será voltada à fabricação de bioquerosene de aviação (BioQAV) e diesel renovável, com capacidade para produzir até 15 mil barris diários.

Segundo o cronograma da companhia, a operação comercial está prevista para começar em 2030. Antes disso, a Petrobras deverá concluir a fase final de contratação dos fornecedores e assinatura dos contratos, enquanto o início das obras está previsto para ocorrer até o final de 2026.

Projeto faz parte do plano estratégico da Petrobras

Em comunicado encaminhado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a empresa informou que o empreendimento integra o Plano de Negócios 2026-2030 e foi incluído na carteira de projetos em implantação após avaliação das condições financeiras da companhia.

A Petrobras destaca que o investimento reforça sua estratégia de ampliar a participação no mercado de combustíveis de baixo carbono e contribuir para a transição energética no Brasil.

Produção atenderá novas exigências ambientais da aviação

A implantação da unidade também acompanha as mudanças regulatórias previstas para o setor aéreo.

Entre elas está o Corsia (Esquema de Compensação e Redução de Carbono para a Aviação Internacional), programa coordenado pela Organização da Aviação Civil Internacional (OACI), que tornará obrigatória, a partir de 2027, a compensação das emissões de carbono em voos internacionais que envolvam o Brasil.

Nesse cenário, o BioQAV desponta como uma das principais alternativas para reduzir a pegada de carbono da aviação e cumprir as metas ambientais estabelecidas globalmente.

Lei do Combustível do Futuro impulsiona mercado de biocombustíveis

O projeto também está alinhado à Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024), que estabelece diretrizes para ampliar o uso de combustíveis renováveis e incentivar a mobilidade de baixo carbono no país.

A legislação criou o ProBioQAV, programa que determina a redução gradual das emissões de gases de efeito estufa pelas companhias aéreas. A exigência começa em 2027, com meta inicial de 1%, e será ampliada progressivamente até alcançar 10% em 2037.

Além disso, a norma estabelece objetivos para ampliar a participação do diesel verde e das misturas de biodiesel na matriz energética nacional.

Com o novo investimento, a Petrobras fortalece sua atuação no segmento de biocombustíveis, ampliando a capacidade de produção de combustíveis sustentáveis e acompanhando a transformação do mercado energético brasileiro.

FONTE: Infomoney
TEXTO: Redação
IMAGEM: Pedro Teixeira/Agência Brasil

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Agricultura

Fertilizantes no Brasil: dependência externa desafia agronegócio e coloca Petrobras diante de novo dilema

29/06/2026

O Brasil, uma das maiores potências do agronegócio mundial, ainda enfrenta um desafio estratégico: a forte dependência de fertilizantes importados. No caso da ureia, principal fonte de nitrogênio utilizada nas lavouras, cerca de 80% do consumo nacional é abastecido por fornecedores internacionais, especialmente da Rússia, China e Oriente Médio.

As recentes crises geopolíticas, como a guerra na Ucrânia, além da volatilidade dos preços e dos custos logísticos, evidenciaram a vulnerabilidade da cadeia de suprimentos. Nesse contexto, a decisão da Petrobras de retomar as obras da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III), em Três Lagoas (MS), reacendeu o debate sobre a produção nacional e o futuro dos fertilizantes no país.

Retomada da UFN-III busca reduzir dependência de importações

Paralisada desde 2014, a UFN-III deverá receber investimentos superiores a R$ 5 bilhões, com apoio do Novo PAC. A expectativa da Petrobras é concluir a planta entre o fim de 2028 e o início de 2029.

Quando entrar em operação, a unidade terá capacidade para produzir 3.600 toneladas diárias de ureia e 2.200 toneladas de amônia, volume suficiente para atender aproximadamente 15% da demanda nacional de ureia.

Para o governo, o projeto representa um avanço na estratégia de fortalecimento da segurança alimentar e da soberania na produção de insumos agrícolas. Já para o setor produtivo, a retomada pode ampliar a oferta nacional, mas ainda há dúvidas sobre sua competitividade.

Preço do gás natural é principal obstáculo

Especialistas avaliam que o maior desafio da produção nacional não está na capacidade industrial, mas no custo da matéria-prima.

Segundo Marcelo Soto, head de Operações e Inteligência de Suprimentos da SCA, o gás natural responde por 60% a 80% do custo de fabricação da ureia. Enquanto grandes exportadores, como Rússia, Irã e Catar, trabalham com preços próximos de US$ 3 por milhão de BTUs, no Brasil esse valor pode chegar a US$ 15, comprometendo a competitividade da indústria nacional.

Mesmo com a localização estratégica da planta, próxima ao Gasbol, ainda não há garantia de que o custo do gás permitirá competir com os fertilizantes importados sem subsídios ou mudanças estruturais no mercado energético.

Agronegócio prioriza custo e flexibilidade

Além da concorrência com a ureia importada, a produção nacional também disputa espaço com outras fontes de nitrogênio, como o sulfato de amônio, amplamente importado da China, e o nitrato de amônio, fornecido principalmente pela Rússia.

Na prática, o produtor rural escolhe o fertilizante com base no menor custo disponível, independentemente da origem do produto.

Outro fator apontado por especialistas é a falta de regularidade histórica da produção nacional. Segundo Marcelo Soto, a Petrobras costuma operar de forma pontual, dificultando contratos de fornecimento de longo prazo e obrigando distribuidores e agricultores a manterem a dependência do mercado internacional.

Amônia verde entra no debate sobre o futuro dos fertilizantes

Embora a retomada da UFN-III seja considerada positiva sob o ponto de vista da segurança de abastecimento, o projeto também desperta questionamentos sobre sua atualização tecnológica.

A unidade foi concebida há cerca de 15 anos com base em processos convencionais de produção de amônia e ureia a partir do gás natural. Entretanto, diversos países já investem em tecnologias de baixo carbono, como a amônia verde, produzida por meio do hidrogênio verde.

Especialistas ouvidos pelo setor avaliam que adaptar a planta para esse novo modelo poderia aumentar sua competitividade no longo prazo, embora os custos atuais da tecnologia ainda sejam elevados.

Transição energética depende da redução dos custos

O presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV), Luiz Viga, afirma que a produção de fertilizantes verdes representa uma alternativa estratégica para o Brasil.

Segundo ele, ao utilizar água e eletricidade renovável em vez de gás natural, o país pode aproveitar sua abundância de recursos energéticos para construir uma indústria mais competitiva no futuro.

No entanto, Viga alerta que o principal desafio não está na tecnologia, mas no custo da energia elétrica. Encargos setoriais e outros componentes tarifários ainda dificultam a viabilidade econômica dos projetos de hidrogênio verde.

Apesar disso, ele destaca que os custos internacionais vêm caindo rapidamente. Em mercados como China e Índia, projetos de amônia verde já apresentam valores significativamente inferiores aos registrados há poucos anos.

Brasil busca fortalecer produção nacional de fertilizantes

Programas federais de incentivo, como o Profert, também fazem parte da estratégia para ampliar a produção nacional e reduzir a dependência das importações.

A expectativa do setor é que os primeiros investimentos em fertilizantes produzidos com hidrogênio verde avancem até 2028, com unidades entrando em operação a partir de 2030. Para especialistas, a consolidação dessa tecnologia poderá transformar gradualmente o mercado brasileiro ao longo da próxima década.

Enquanto isso, a retomada da UFN-III representa um passo importante para ampliar a oferta nacional, mas especialistas ressaltam que sua efetividade dependerá de fatores como competitividade, custo do gás natural e evolução das tecnologias sustentáveis.

FONTE: NeoFeed
TEXTO: Redação
IMAGEM: Reprodução/NeoFeed

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Petrobras amplia presença no pré-sal com aquisição de 50% do bloco Itaimbezinho

10/06/2026

A Petrobras anunciou nesta quarta-feira (10) a compra de 50% de participação no bloco exploratório Itaimbezinho, localizado no Polígono do Pré-Sal, na Bacia de Campos, a aproximadamente 190 quilômetros do litoral do Rio de Janeiro. A operação foi realizada junto à Equinor Brasil Energia, subsidiária da estatal norueguesa Equinor.

Os valores envolvidos na transação não foram divulgados pelas empresas. O bloco ainda se encontra em fase exploratória e, por isso, não possui produção comercial de petróleo.

Estratégia reforça expansão das reservas de petróleo e gás

Segundo a Petrobras, a aquisição faz parte da estratégia de longo prazo da companhia para fortalecer sua atuação na exploração de petróleo e gás. A iniciativa busca ampliar as reservas da empresa por meio da exploração de novas áreas e da atuação em parceria com outras operadoras do setor.

A estatal destacou que o investimento reforça a importância da atividade exploratória para o desenvolvimento da indústria energética nacional.

Parceria com a Equinor ganha novo capítulo

A operação também amplia a cooperação entre Petrobras e Equinor na Bacia de Campos. As duas empresas já atuam em conjunto no projeto Raia, considerado o maior empreendimento de gás natural previsto para entrar em operação nesta década no Brasil.

Além disso, as companhias compartilham a licença exploratória de Jaspe, na qual a Petrobras possui participação majoritária de 60%.

Histórico do bloco Itaimbezinho

O bloco Itaimbezinho foi arrematado pela Equinor durante o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP), promovido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em outubro de 2025.

Na modalidade de partilha, vence a disputa a empresa que oferece o maior percentual de excedente em óleo para a União. Na ocasião, a Equinor conquistou a área com uma proposta de 6,95% de participação governamental sobre o excedente produzido.

Negócio ainda depende de aprovações regulatórias

Para que a transação seja concluída, o acordo ainda precisa receber autorização da ANP e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). Os órgãos são responsáveis pela regulação do setor e pela preservação da livre concorrência no mercado brasileiro.

Pré-sal responde por mais de 80% da produção nacional

O pré-sal brasileiro, localizado principalmente na região Sudeste, concentra os maiores campos produtores do país. Dados mais recentes da ANP apontam que, em abril de 2026, a camada pré-sal foi responsável por cerca de 82% de toda a produção nacional de petróleo e gás natural.

No período, foram produzidos aproximadamente 4,614 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe), indicador utilizado para padronizar a soma da produção de petróleo e gás natural com base em seu potencial energético.

FONTE: Agência Brasil
TEXTO: Redação
IMAGEM: Petrobras

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Preço do querosene de aviação cai 14,2% em junho, anuncia Petrobras

01/06/2026

A Petrobras anunciou uma redução de 14,2% no preço médio de venda do querosene de aviação (QAV) para as distribuidoras a partir deste mês de junho. De acordo com a estatal, o reajuste representa uma queda de R$ 0,93 por litro em relação ao valor praticado em maio.

A medida foi divulgada nesta segunda-feira (1º) e marca a primeira redução do combustível aeronáutico após uma série de aumentos registrados desde março.

Cenário internacional influencia queda nos preços

Segundo a companhia, a diminuição do valor do combustível de aviação está relacionada à desaceleração das pressões observadas no mercado internacional de petróleo.

A Petrobras destacou que a redução reflete a melhora das condições globais após o período de forte valorização das commodities energéticas, movimento que havia sido impulsionado pelas tensões geopolíticas no Oriente Médio.

Reajustes seguem contratos com distribuidoras

Os preços do querosene de aviação comercializado pela Petrobras são atualizados mensalmente, conforme previsto nos contratos firmados com as distribuidoras.

Esses ajustes acompanham fatores como a cotação internacional do petróleo, a variação cambial e as condições do mercado global de combustíveis.

Apesar da queda, combustível acumula alta no ano

Mesmo com a redução anunciada para junho, o preço do QAV ainda apresenta forte valorização em 2026.

Dados divulgados pela estatal mostram que, no acumulado do ano, o combustível registra aumento de 54,5% em comparação aos valores praticados em dezembro de 2025. O avanço corresponde a um acréscimo de R$ 1,98 por litro.

O comportamento dos preços continua sendo acompanhado de perto pelo setor aéreo, já que o combustível representa uma das principais despesas operacionais das companhias aéreas.

FONTE: CNN Brasil
TEXTO: Redação
IMAGEM: Shutterstock

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Petrobras quer ampliar produção de fertilizantes e mira até 75% da demanda nacional

29/05/2026

A Petrobras anunciou planos para expandir a produção de fertilizantes nitrogenados no Brasil e alcançar até 75% da demanda nacional nos próximos cinco anos. A estratégia envolve a ampliação de unidades industriais em Sergipe, Bahia e Mato Grosso do Sul, além da retomada de fábricas já existentes.

O anúncio foi feito pela presidente da estatal, Magda Chambriard, durante evento em Sergipe, onde também foram divulgados investimentos de R$ 72,5 bilhões no estado.

Petrobras aposta em expansão da produção de gás e fertilizantes

Segundo Magda Chambriard, a companhia vive um novo ciclo de crescimento, com foco na ampliação da produção de gás natural, petróleo e fertilizantes. A executiva destacou que a retomada de plantas industriais faz parte do plano para fortalecer a cadeia produtiva nacional e reduzir a dependência externa desses insumos.

A presidente também afirmou que a Petrobras registrou aumento de 16% na produção de petróleo no primeiro trimestre de 2026, na comparação com o mesmo período do ano anterior.

Sergipe receberá R$ 60 bilhões em exploração e produção

Dentro do plano de investimentos da estatal, Sergipe deve receber cerca de R$ 60 bilhões em projetos de exploração e produção nos próximos cinco anos.

Entre os empreendimentos previstos estão duas plataformas em águas ultraprofundas, cada uma com capacidade de produzir 120 mil barris de petróleo por dia. Juntas, as unidades também deverão processar 22 milhões de metros cúbicos de gás natural diariamente.

De acordo com a Petrobras, o projeto pode transformar Sergipe no maior produtor de petróleo do Nordeste, além de gerar aproximadamente 25 mil empregos diretos e indiretos.

Plataformas terão tecnologia inédita para processamento de gás

As novas plataformas anunciadas para Sergipe contarão com sistemas próprios de processamento de gás natural em alto-mar, modelo apontado pela companhia como inovador dentro da indústria petrolífera.

Magda Chambriard destacou que a tecnologia representa um avanço para o sistema Petrobras, especialmente em operações em águas ultraprofundas.

Reabertura da Fafen reforça estratégia de fertilizantes

A retomada da Fafen, em Sergipe, foi apresentada como peça central do plano de expansão da produção de fertilizantes nitrogenados no país.

Segundo a Petrobras, a unidade deverá responder sozinha por cerca de 7% da demanda nacional do segmento. A reativação da fábrica foi possível após o aumento da oferta de gás natural, considerado essencial para garantir a viabilidade econômica das operações.

A estatal informou ainda que a disponibilidade de gás passou de 29 milhões para 52 milhões de metros cúbicos, movimento que contribuiu para a redução dos custos do insumo.

Petrobras quer alcançar autossuficiência em fertilizantes

Além de Sergipe, a empresa também citou investimentos na Bahia, Paraná e Mato Grosso do Sul. Com os projetos já em andamento, a expectativa é atender inicialmente cerca de 35% da demanda brasileira de fertilizantes nitrogenados.

A Petrobras também avalia ampliar plantas existentes e construir novas unidades em regiões com maior oferta de gás natural. A meta da companhia é elevar gradualmente a produção nacional e buscar a autossuficiência do país nesse mercado estratégico.

Potássio e mineração entram nos estudos da estatal

Durante o evento, Magda Chambriard também mencionou o interesse da Petrobras em ampliar sua atuação no setor de energia, incluindo estudos relacionados à exploração de potássio e minerais críticos utilizados na fabricação de fertilizantes.

Apesar disso, a executiva ressaltou que a companhia atualmente não possui autorização em seu objeto social para atuar diretamente na mineração.

Descomissionamento de plataformas terá investimento bilionário

A Petrobras também anunciou investimentos de R$ 2,5 bilhões no processo de descomissionamento de 26 plataformas antigas localizadas no litoral sergipano.

Segundo a estatal, a medida busca recuperar ambientalmente áreas utilizadas há décadas na produção offshore, ao mesmo tempo em que novos projetos ampliam a produção de petróleo e gás no estado.

FONTE: Brasil 247
TEXTO: Redação
IMAGEM: Divulgação / Petrobras

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