247 - A Shell, uma das maiores petrolíferas do planeta, consolidou-se como a segunda maior produtora de petróleo no Brasil, atrás apenas da Petrobras, com produção superior a 500 mil barris diários, ao mesmo tempo em que decisões recentes colocam sob pressão seu discurso público de transição energética e descarbonização.
Ao longo das últimas décadas, a companhia construiu uma narrativa voltada à diversificação da matriz energética, mas sua principal vitrine nesse campo no Brasil — a Raízen, joint venture firmada com a Cosan, maior produtora global de etanol — vive hoje um momento crítico. Criada como um pilar estratégico para integrar distribuição de combustíveis, produção de etanol e investimentos em inovação, a parceria passou a ser vista como um símbolo das contradições entre a retórica ambiental e as decisões de alocação de capital da multinacional.
A operação foi estruturada para impulsionar projetos considerados centrais na agenda de combustíveis renováveis, como o etanol de segunda geração e combustíveis sustentáveis de aviação (SAF). No entanto, apesar de a Shell ter obtido ganhos expressivos ao longo dos cerca de 15 anos de existência da Raízen, a empresa tem resistido a aportar novos recursos na joint venture, que enfrenta elevado nível de endividamento.
A Shell já remeteu ao exterior mais de R$ 3 bilhões em dividendos originados da Raízen. No mesmo período, apenas no segmento de exploração e produção de petróleo no Brasil, a companhia teria enviado à matriz mais de US$ 20 bilhões.
Apesar desse histórico de remessas bilionárias, a empresa tem se recusado a participar de uma capitalização da Raízen, mesmo quando os valores solicitados representariam uma fração pequena do montante anteriormente transferido ao exterior. A postura ocorre em um cenário de juros elevados, retração global de incentivos à descarbonização e redução dos prêmios pagos por combustíveis sustentáveis, fatores que vêm afetando a atratividade econômica do setor.
<h2>Estratégia global e o bloqueio ao aporte</h2>
Internamente, a decisão de bloquear a capitalização da Raízen é atribuída à área de estratégia corporativa e alocação de capital da Shell. O setor é liderado por Mohammed Hamidi, vice-presidente executivo de Estratégia Corporativa, Planejamento e Relações com Investidores, responsável por direcionar investimentos e preservar a orientação fiscal da empresa diante dos acionistas globais.
A avaliação predominante na alta gestão da companhia seria a de que um eventual colapso do braço de biocombustíveis no Brasil não comprometeria o negócio de exploração e produção de petróleo no país. Essa leitura, porém, é apontada como frágil por especialistas.
No Brasil, o subsolo pertence constitucionalmente à União, e concessões para exploração dependem do cumprimento de obrigações legais, regulatórias e de compromissos ligados à segurança energética. Um eventual processo de recuperação judicial da Raízen, com risco de desabastecimento e enfraquecimento da política nacional de etanol, poderia gerar impactos institucionais e políticos relevantes para a Shell como um todo.
<h2>Declarações do CEO reforçam contradição</h2>
Declarações recentes do CEO da Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, ampliaram a percepção de desalinhamento entre o discurso corporativo de transição energética e a prática adotada no país. Em manifestação pública, ele afirmou que o petróleo seguirá como a principal fonte energética mundial na próxima década e declarou interesse da empresa na Margem Equatorial. Além disso, Cristiano Pinto da Costa sustentou que “a última gota de petróleo da Shell virá do Brasil”.
As falas foram interpretadas por analistas como um sinal de que a companhia estaria reforçando sua aposta em novas fronteiras de exploração, enquanto reduz sua exposição ao setor de biocombustíveis — justamente um dos eixos centrais da matriz energética brasileira.
<h2>Histórico internacional e riscos socioambientais</h2>
O histórico internacional da Shell alimenta preocupações sobre sua capacidade de administrar riscos socioambientais em mercados emergentes. Na Nigéria, a empresa enfrenta há décadas acusações relacionadas a derramamentos de petróleo no Delta do Níger, com impactos ambientais e sociais amplamente documentados.
Há ainda registros de falhas de segurança em plataformas offshore em outros países africanos, associadas a danos ambientais significativos.
No Brasil, a multinacional também esteve associada ao episódio de contaminação ambiental em Paulínia (SP), envolvendo exposição de trabalhadores e moradores a substâncias tóxicas, caso que permanece como uma referência negativa na história ambiental brasileira.
<h2>Pressão institucional e desgaste na transição energética</h2>
Diante desse conjunto de fatores, cresce a avaliação de que a estratégia atual da Shell — ampliar a extração de valor no upstream, reduzir compromissos no downstream e enfraquecer sua principal aposta em biocombustíveis no país — pode não apenas comprometer sua credibilidade no debate global sobre transição energética, como também expor a empresa a riscos institucionais concretos no Brasil.
Autoridades e instituições brasileiras vêm sinalizando maior disposição para aplicar a Constituição, a legislação ambiental e instrumentos regulatórios disponíveis. Nesse cenário, a percepção de que uma multinacional do porte da Shell permaneceria imune a um ambiente político e jurídico mais assertivo pode se revelar um cálculo estratégico arriscado, com potencial de gerar custos elevados para a companhia no país.

Redação Brasil 247

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Negócios

Shell remete bilhões ao exterior e trava socorro à Raízen, ampliando dúvidas sobre biocombustíveis

247 - O governo da Venezuela desmentiu na terça-feira (10) a informação sobre um suposto envio de petróleo venezuelano para Israel, classificada como falsa pelas autoridades do país. A alegação foi divulgada pela agência norte-americana Bloomberg e foi rebatida publicamente pelo vice-presidente setorial de Comunicação e Cultura, Miguel Pérez Pirela, que afirmou não haver qualquer comprovação oficial da narrativa, segundo a <a href="https://www.telesurtv.net/venezuela-desmiente-fake-news-israel-petroleo/">teleSUR</a>.
Pérez Pirela utilizou seu canal no Telegram para contestar o conteúdo, classificando-o como “fake news”. O dirigente publicou uma imagem da matéria com um selo vermelho contendo a palavra “FAKE”, destacando a inexistência de provas e fontes oficiais que sustentassem a acusação.
A manchete da agência afirmava que a Venezuela teria enviado “seu primeiro carregamento de petróleo a Israel em anos após captura de Maduro”. O texto também sustentava que o suposto carregamento seria destinado à refinaria Bazan Group, construindo uma narrativa que, segundo o governo venezuelano, busca comprometer a estabilidade, a soberania e a paz do país sul-americano.
A publicação mencionava ainda que as informações teriam sido obtidas por meio de pessoas com conhecimento do acordo que pediram anonimato. A teleSUR criticou esse procedimento, apontando ausência de fontes identificáveis e falta de evidências verificáveis.
Segundo o conteúdo citado, a Bloomberg teria argumentado que Israel não divulga a origem do petróleo que adquire e que petroleiros deixariam de aparecer em sistemas digitais de rastreamento ao se aproximarem de portos israelenses. O texto também mencionava um envio anterior de 470 mil barris em 2020, com base em dados da empresa Kpler. Ainda conforme a matéria, a Bazan Group e o Ministério da Energia de Israel teriam se recusado a comentar o caso.
O governo venezuelano reafirmou seu compromisso com a defesa da soberania nacional e denunciou o que considera campanhas de desinformação destinadas a afetar sua imagem internacional e gerar instabilidade política e econômica.
A teleSUR recorda que a Venezuela rompeu relações diplomáticas com Israel em 2009, durante o governo do presidente Hugo Chávez, em protesto contra a ofensiva militar israelense na Faixa de Gaza entre 2008 e 2009. Desde então, o país mantém posicionamento crítico às políticas do governo israelense e declara apoio à causa palestina, além de denunciar ações contra a população da Faixa de Gaza nos últimos anos.

Campo petrolífero perto do Lago Maracaibo, em Cabimas, Venezuela - 14/10/2022

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América Latina

Venezuela desmente envio de petróleo a Israel

247 - O Departamento do Tesouro dos Estados Unidos anunciou nesta terça-feira a emissão de uma licença geral que facilita atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás na Venezuela. A medida era aguardada pelo setor e poderá contribuir para ampliar a produção energética venezuelana. Segundo a agência Reuters, a nova autorização também permite o fornecimento de bens, tecnologia, software e serviços dos Estados Unidos para operações ligadas ao setor de óleo e gás no país.
<h2>Licença amplia fornecimento para o setor energético</h2>
A nova licença autoriza explicitamente a exportação de equipamentos e serviços necessários para projetos de exploração e produção na Venezuela. Empresas do setor dependem de permissões estadunidenses &nbsp;para utilizar equipamentos especializados no território venezuelano e para importar plataformas essenciais à expansão das operações. Atualmente, a produção de petróleo venezuelana está em quase 1 milhão de barris por dia, e a flexibilização das regras pode facilitar o aumento desse volume.
<h2>Produção pode crescer até 20%, segundo órgão dos EUA</h2>
De acordo com a Administração de Informação Energética dos Estados Unidos, a produção de petróleo bruto da Venezuela pode registrar aumento de até 20% nos próximos meses, caso a ampliação de serviços e equipamentos contribua para destravar investimentos e manutenção operacional.
<h2>Contratos com governo e PDVSA terão regras estadunidenses</h2>
A licença determina que contratos assinados no âmbito das transações autorizadas, seja com o governo venezuelano, seja com a estatal PDVSA, deverão seguir a legislação dos Estados Unidos. Além disso, eventuais disputas jurídicas relacionadas a esses acordos deverão ser resolvidas em território norte-americano. Outro ponto estabelecido é que pagamentos destinados a entidades sancionadas deverão ser feitos por meio de um fundo supervisionado pelos Estados Unidos.
<h2>Licença veta novas joint ventures na Venezuela</h2>
Apesar da flexibilização, a autorização não permite a criação de novas joint ventures ou de novas entidades no país voltadas à exploração ou produção de petróleo e gás. O texto limita a abertura de estruturas societárias adicionais, mantendo restrições em operações consideradas estratégicas.
<h2>Manutenção e reparos de equipamentos estão autorizados</h2>
A licença também libera transações voltadas à manutenção das operações já existentes. Entre elas estão serviços de reparo de equipamentos usados na exploração e produção de petróleo e gás, o que pode contribuir para a recuperação da infraestrutura operacional do setor.
Segundo a Reuters, Washington já vinha relaxando sanções contra o setor energético venezuelano desde o início de janeiro, quando forças militares estadunidenses sequestraram o presidente Nicolás Maduro. Antes disso, os Estados Unidos haviam concedido licenças gerais para facilitar exportações, armazenamento, importações e vendas de petróleo venezuelano.

Paulo Emilio

Bombas de extração de petróleo são vistas no Lago Maracaibo, em Cabimas, na Venezuela,

Após sequestro de Maduro, EUA liberam licença para exploração de petróleo e gás na Venezuela

247 - A produção industrial brasileira fechou o ano de 2025 com crescimento acumulado de 0,6% em relação a 2024, apesar da desaceleração observada nos últimos meses do período. O desempenho positivo foi registrado em 10 dos 18 locais analisados, refletindo um cenário regional heterogêneo e fortemente influenciado pela atividade extrativa, especialmente a ligada ao petróleo, gás natural e mineração, segundo dados da Pesquisa Industrial Mensal (PIM) Regional, divulgada pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).&nbsp;
Os resultados mais expressivos ao longo do ano vieram do Espírito Santo, que registrou alta de 11,6%, e do Rio de Janeiro, com crescimento de 5,1%. Em ambos os casos, o avanço esteve associado principalmente à expansão das indústrias extrativas. No Espírito Santo, o desempenho foi impulsionado pela extração de petróleo, minério de ferro e gás natural, enquanto no Rio de Janeiro o crescimento esteve concentrado na produção de petróleo e gás natural. Santa Catarina também teve papel relevante, com aumento de 3,2%, puxado sobretudo pelos setores de alimentos e de máquinas, aparelhos e materiais elétricos.
Outras unidades da federação também apresentaram resultados acima da média nacional no acumulado de 2025. Goiás e Rio Grande do Sul tiveram crescimento de 2,4% cada, Minas Gerais avançou 1,3% e o Pará registrou alta de 0,8%. Paraná e Bahia cresceram 0,3%, enquanto o Amazonas teve variação positiva de 0,1%, completando o grupo de regiões com saldo positivo no ano.
De acordo com o analista da pesquisa, Bernardo Almeida, o resultado anual reflete uma perda gradual de fôlego da indústria ao longo de 2025. “A indústria nacional encerrou 2025 com um avanço de 0,6%, resultado que reflete a perda de ritmo ao longo do ano, embora a maior parte das localidades pesquisadas (10 de 18) tenha registrado taxas positivas. A principal influência veio do Rio de Janeiro, cuja produção industrial cresceu 5,1%, impulsionada sobretudo pelo setor extrativo, com aumento na extração de petróleo e gás natural”, afirmou. Ele acrescenta que o Espírito Santo também teve papel central no resultado agregado: “Em seguida, destacou-se o Espírito Santo, com alta de 11,6%, também sustentada pelo setor extrativo, graças ao crescimento na extração de petróleo, minério de ferro e gás natural”.
Na outra ponta, São Paulo exerceu a principal influência negativa no acumulado do ano, com retração de 2,2%. Segundo Bernardo Almeida, o resultado paulista foi impactado principalmente pelos setores de derivados do petróleo e farmacêutico. “Entre os setores que mais contribuíram para esse desempenho estão o de derivados do petróleo, com quedas na produção de álcool etílico, óleo diesel, gasolina automotiva, asfalto de petróleo e naftas, e o setor farmacêutico, que também exerceu impacto significativo ao registrar redução na fabricação de medicamentos”, explicou.
As maiores quedas acumuladas em 2025 foram observadas em Mato Grosso do Sul (-12,9%) e no Rio Grande do Norte (-11,6%), ambos com recuos de dois dígitos. Também apresentaram resultados negativos Mato Grosso (-5,8%), Maranhão (-5,1%), Pernambuco (-3,8%), a Região Nordeste como um todo (-0,8%) e o Ceará (-0,6%).
No recorte mensal, a indústria nacional registrou queda de 1,2% na passagem de novembro para dezembro de 2025, com 12 dos 15 locais pesquisados apresentando retração. As perdas mais intensas ocorreram na Bahia (-10,1%) e no Pará (-9,2%). A indústria baiana teve o maior recuo desde março de 2021, eliminando o ganho acumulado nos dois meses anteriores. No Pará, o resultado marcou o quarto mês consecutivo de queda, acumulando perda de 13,4% no período.
Outras regiões também registraram retrações mais acentuadas que a média nacional em dezembro, como Amazonas (-5,2%), Região Nordeste (-5,1%), Espírito Santo (-5,0%), Minas Gerais (-4,7%) e Santa Catarina (-2,8%). São Paulo recuou 1,6%, acumulando a quarta taxa negativa seguida. “Tivemos um espalhamento de taxas negativas nessa passagem de novembro para dezembro. A taxa de juros em patamares elevados e uma política monetária contracionista ajudam a explicar os resultados, além de dezembro ser um mês no qual diversas plantas industriais aplicam férias coletivas, recaindo em queda no ritmo de produção”, avaliou Bernardo Almeida.
Apesar do cenário adverso no fim do ano, alguns estados apresentaram crescimento na comparação mensal. O Rio de Janeiro avançou 2,3% em dezembro, revertendo a queda registrada em novembro. Mato Grosso teve alta de 1,3% e Pernambuco cresceu 0,8% no mesmo período.
Na comparação entre dezembro de 2025 e o mesmo mês de 2024, a produção industrial nacional avançou 0,4%, com resultados positivos em oito dos 18 locais pesquisados. Espírito Santo (19,9%) e Rio de Janeiro (10,3%) novamente se destacaram, ambos com crescimentos de dois dígitos. Também apresentaram altas acima da média nacional Rio Grande do Sul (4,9%), Mato Grosso (2,9%), Minas Gerais (2,0%), Ceará (2,0%) e Pernambuco (1,5%).
A Pesquisa Industrial Mensal Regional é realizada desde a década de 1970 e acompanha, mensalmente, o desempenho da produção física das indústrias extrativas e de transformação em 17 unidades da federação e no agregado do Nordeste. Os próximos resultados da pesquisa estão previstos para divulgação em 13 de março, segundo o IBGE.

Guilherme Levorato

A FPSO P-78 é a sétima plataforma em operação no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos

Indústria

Indústria brasileira encerra 2025 com crescimento em mais da metade das regiões

WINDHOEK, 8 Fev (Reuters) - A Namíbia não reconhecerá a compra de participações offshore na Bacia de Luderitz anunciada na semana passada pela TotalEnergies e pela Petrobras até que as empresas petrolíferas sigam o processo adequado para aprovação, afirmaram autoridades governamentais neste domingo.
Jonas Mbambo, porta-voz da Presidência, confirmou que, até que um pedido formal seja apresentado e o processo legal prescrito seja concluído, “nenhuma transação pode ser reconhecida ou considerada válida”.
A gigante petrolífera francesa TotalEnergies e a brasileira Petrobras anunciaram na sexta-feira que adquiriram, cada uma, uma participação de 42,5% na licença de exploração PEL104 na costa da Namíbia, conforme ambas as empresas buscam desenvolver petróleo em uma das últimas fronteiras de exploração do mundo.
A aquisição, da Maravilla Oil and Gas e da Eight Offshore Investments Holdings, marca uma expansão das participações da Total no país da África Austral, onde espera ser a primeira a produzir petróleo até o final da década.
<h2>MINISTÉRIO EXIGE APROVAÇÃO PRÉVIA</h2>
Em comunicado divulgado neste domingo, o Ministério da Indústria, Minas e Energia afirmou que não foi notificado sobre os desenvolvimentos, conforme exigido por lei, e que só foi informado sobre o anúncio planejado do acordo “poucos minutos” antes de sua divulgação.
“O governo deixa claro que, de acordo com a lei, qualquer transferência, cessão ou aquisição de participações em licenças petrolíferas na Namíbia deve obter aprovação prévia do ministro”, afirmou o comunicado.
A TotalEnergies disse que a transação continuava sujeita à aprovação das autoridades namibianas, incluindo a aprovação prévia do ministro da Energia.
A Petrobras, que tem parceria com a TotalEnergies em ativos petrolíferos no Brasil há mais de uma década, também disse que o acordo continuava sujeito à aprovação local e que “avançará de acordo com a legislação e os requisitos regulatórios da Namíbia”.
<h2>NOVAS REGRAS PARA O SETOR DE ENERGIA</h2>
Os membros da Unidade de Petróleo Upstream proposta pelo governo não responderam, nem a comissária de Petróleo, Maggy Shino.
O comunicado de domingo surge num momento em que a Namíbia, um ponto nevrálgico da exploração global, visa a sua primeira produção de petróleo, ao mesmo tempo que introduz mudanças regulatórias de longo alcance que afetam o setor energético.
Além das novas regras sobre conteúdo local, o recém-empossado ministro da Energia, Modestus Amutse, apresentou na semana passada o Projeto de Emenda à Lei do Petróleo (Exploração e Produção), que estabelecerá a Unidade de Petróleo Upstream como uma nova autoridade reguladora, no gabinete do presidente.
O projeto de lei, que foi devolvido em dezembro após críticas dos partidos da oposição, visa modernizar o quadro jurídico do setor, ampliar as disposições sobre conflito de interesses para os funcionários e fortalecer a transparência fiscal, entre outras medidas.
Ele também elimina o cargo de comissário de Petróleo.

Logo da Petrobras no Rio de Janeiro
05/06/2025 REUTERS/Ricardo Moraes

Economia

Namíbia não reconhece investimento da Petrobras na África

RIO DE JANEIRO, 6 Fev (Reuters) - A Eneva avalia alternativas para atuar no setor de petróleo e gás natural da Venezuela e iniciou conversas com a sueca Maha Capital para a criação de uma joint venture, afirmaram duas fontes com conhecimento direto da situação nesta sexta-feira.
A Eneva não está conversando apenas com a Maha e busca outras empresas com quem poderia formar uma parceria, disse uma das fontes, na condição de anonimato.
O movimento da Eneva sinaliza que empresas brasileiras estão de olho no potencial do setor petrolífero da Venezuela, depois que os Estados Unidos iniciaram uma intervenção no país, que visa abrir o mercado para investimentos estrangeiros.
A Maha Capital, que tem como principal acionista a gestora brasileira Starboard, conta com uma opção que lhe permitiria deter uma participação em campos petrolíferos na Venezuela, operados pela estatal local PDVSA, o que despertou interesse da Eneva.
Para avançar na Venezuela, contudo, a Maha aguarda uma licença dos Estados Unidos.
Procuradas, as empresas não quiseram fazer comentários.
As fontes explicaram que as negociações realizadas pela Eneva são preliminares e ocorrem em sigilo.
O avanço para a criação da joint venture dependerá de avaliações sobre o potencial do mercado venezuelano para investimentos a partir da intervenção dos Estados Unidos.
"O interesse existe, mas tem que esperar o quadro decantar (após a ação dos EUA)... Tecnicamente é um negócio que vale a pena, mas tem que ter segurança jurídica. Isso tem que ser olhado com cuidado", afirmou uma das fontes.
"A Venezuela tem bons ativos que precisam de investimentos e contratos firmes."
Essa fonte ponderou, no entanto, haver uma visão de que as norte-americanas terão prioridade no mercado aberto da Venezuela, mas pode haver parcerias.
O secretário de Energia dos Estados Unidos, Chris Wright, disse nesta sexta-feira que em breve visitará a Venezuela para se encontrar com "toda a liderança" e obter uma melhor compreensão das operações de produção de petróleo e gás no país.
A eventual visita traz perspectivas para a obtenção da licença necessária pela Maha, pontuou uma das fontes.

Bomba de petroleo nos arredores de Scheibenhard, na França
6 de outubro de 2017
REUTERS/Christian Hartmann

Eneva avalia alternativas para atuar na Venezuela e conversa com Maha, dizem fontes

Reuters - O Brasil ampliou a venda de petróleo para China e Índia diante de uma menor demanda norte-americana pelo produto nacional, depois que os Estados Unidos passaram a exercer controle sobre o setor de petróleo na Venezuela e absorver a oferta daquele país, apontou uma análise da consultoria StoneX nesta sexta-feira.
Ao mesmo tempo, a China passou a buscar outras origens, como o Brasil, diante da atuação dos EUA na Venezuela.
As exportações de petróleo do Brasil para a China somaram uma média de 1,46 milhão de barris por dia (bpd) em janeiro, ou 56% do volume total exportado, o maior montante desde maio de 2020, apontou a consultoria, a partir de dados oficiais do governo brasileiro.
"O país asiático (China) passou a representar uma parcela ainda mais importante das exportações brasileiras... refletindo, provavelmente, a busca pelos compradores chineses por outros fornecedores da commodity após a redução dos fluxos de petróleo venezuelano ao país", disse o analista de Inteligência de Mercado da StoneX Bruno Cordeiro.
O especialista ressaltou, todavia, que a demanda da China também tem crescido, enquanto o país se aproveita dos preços mais baixos da commodity no mercado internacional para ampliar as suas reservas. Em dezembro, o país asiático registrou um recorde no volume de petróleo importado.
Cordeiro pontuou que o petróleo brasileiro não compete diretamente com o venezuelano porque é um petróleo médio, enquanto o da Venezuela é mais pesado. Dessa forma, ele afirmou acreditar que o petróleo ou está sendo usado para estoques ou será misturado com outros tipos para atender as refinarias.
A maior demanda chinesa contribuiu com um aumento de 13,3% das exportações brasileiras de petróleo em janeiro na comparação com o mesmo mês de 2025, a 2,6 milhões de barris por dia, maior volume em quase três anos, segundo dados publicados na véspera.
O crescimento das vendas externas do Brasil ocorre com o avanço da produção de petróleo do país, que bateu recorde em 2025, somando 3,770 milhões de barris por dia (bpd), com alta de 12,3% ante o ano anterior. Relatório da consultoria Rystad Energy apontou ainda que o Brasil lidera o aumento da produção de petróleo na América Latina.
Em contrapartida, os EUA registraram uma redução de 26% no volume de petróleo adquirido do Brasil, para média de 193,38 mil bpd, com o aumento da chegada de barris venezuelanos aos portos norte-americanos resultando nessa diminuição das aquisições do produto brasileiro, disse Cordeiro.
Pelo segundo mês consecutivo, a Índia passou a ocupar a segunda posição na matriz exportadora brasileira de petróleo, representando 8% (201,46 mil bpd) das vendas do Brasil, após a Petrobras ter fechado acordos com o país asiático.
Cordeiro afirmou que, para os próximos meses, existem incertezas sobre quais serão os principais destinos da commodity do Brasil. Entretanto, pontuou que a redução das compras de petróleo russo pela Índia pode resultar em um aumento dos fluxos da commodity brasileira ao mercado indiano, com uma maior parcela do produto da Rússia sendo destinado para a China.
Em janeiro, a Petrobras afirmou ter renovado e ampliado contratos de venda de petróleo para as principais refinadoras estatais indianas, com instrumentos comerciais que representam potencial venda de até 60 milhões de barris, com valor total que pode superar US$3 bilhões.
Entretanto, Cordeiro ponderou que o mercado chinês deve manter um maior apetite pelo energético, como resultado da busca contínua pela ampliação dos estoques e um setor de refino ainda aquecido, o que deve manter uma participação majoritária do país nas exportações brasileiras.

Navio petroleiro da Petrobras
04/01/2025


Brasil amplia venda de petróleo para China e Índia enquanto EUA priorizam fluxos da Venezuela

247 - A Petrobras anunciou a aquisição de 42,5% de participação no Bloco 2613, localizado em área offshore da República da Namíbia, na África. A operação foi realizada em parceria com a TotalEnergies, que também comprou 42,5% do ativo e será responsável pela operação do bloco.
Segundo a estatal, os direitos foram adquiridos junto às empresas Eight Offshore Investment Holdings (Eight) e Maravilla Oil &amp; Gas. Após a conclusão do acordo, a Eight permanecerá com 5% de participação, enquanto a Maravilla deixará completamente o ativo.
Com isso, o consórcio do Bloco 2613 passa a ser formado por TotalEnergies (42,5%), Petrobras (42,5%), Eight (5%) e Namcor Exploration and Production (PTY) Ltd (10%), empresa estatal vinculada ao governo namibiano.
O Bloco 2613 está situado na Bacia de Lüderitz, ao longo da costa da Namíbia, cobrindo uma área estimada em aproximadamente 11 mil quilômetros quadrados. A Petrobras informou que a entrada nesse ativo reforça seu planejamento de médio e longo prazo, com foco na manutenção e ampliação das reservas de óleo e gás.
A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, destacou que a aquisição faz parte do esforço estratégico da companhia para garantir sustentabilidade futura da produção.
"A aquisição de novos blocos é fundamental no planejamento de médio e longo prazo da Petrobras, visando à manutenção de reservas de óleo e gás. Temos avaliado com muito cuidado áreas que têm mostrado boas perspectivas, tanto no Brasil como em outras partes do do mundo. A atuação com parceiros nesse novo bloco marca a volta da Petrobras à Namíbia e será muito importante dentro da estratégia de busca de novas fronteiras pela companhia”, afirma Magda Chambriard.
A estatal também ressaltou que a aquisição representa seu retorno ao território namibiano, alinhado à estratégia corporativa de diversificação de portfólio e recomposição de reservas por meio da exploração em novas áreas.
A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, afirmou que a companhia avalia a costa oeste africana como região estratégica, destacando a semelhança geológica com áreas já conhecidas pela estatal no Brasil.
“Temos bastante conhecimento geológico da região, em grande parte análoga às nossas bacias sedimentares. Olhamos com atenção a costa oeste Africana e as boas oportunidades na África. Foi assim em São Tomé e Príncipe, África do Sul e, agora, Namíbia”, conclui Sylvia Anjos.
De acordo com a Petrobras, a transação passou por todos os procedimentos internos de governança corporativa e está em conformidade com o Plano de Negócios 2026-2030.
A companhia informou ainda que a conclusão do acordo depende do cumprimento de condições precedentes, incluindo aprovações governamentais e regulatórias, com destaque para a necessidade de aval do Ministério da Indústria, Minas e Energia da Namíbia.

Otávio Rosso

Edifício da Petrobras no Rio de Janeiro - 5/6/25 

Petrobras adquire participação em bloco exploratório na Namíbia

Reuters - 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.
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.

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

Exportação de petróleo pelo Brasil registra maior volume em quase 3 anos

247 - O ministro das Relações Exteriores da Rússia, Sergey Lavrov, afirmou que há uma ofensiva internacional para retirar empresas russas da Venezuela, intensificada após a ação militar conduzida pelos Estados Unidos em janeiro. A declaração foi feita em entrevista à <a href="https://rtbrasil.com/noticias/27858-lavrov-denuncia-tirar-empresas-russas-venezuela/">RT</a>, na qual o chanceler comentou o impacto das sanções norte-americanas e as tentativas de limitar a atuação russa no setor energético global.
Ao tratar das restrições impostas por Washington, Lavrov destacou que as medidas vão além das empresas russas e atingem também países que mantêm relações comerciais com Moscou. “Neste momento, como sabem, estão introduzidas tarifas contra os países que compram recursos energéticos da Rússia”, afirmou, citando a Índia como exemplo. Segundo ele, o objetivo é criar um bloqueio amplo ao petróleo e ao gás russos, abrindo espaço para a expansão das exportações energéticas dos Estados Unidos.
O chanceler relacionou esse cenário às sanções aplicadas às grandes petrolíferas russas Lukoil e Rosneft, classificadas por ele como “muito severas”. Lavrov ressaltou que as punições foram anunciadas poucas semanas após reuniões diplomáticas de alto nível entre Moscou e Washington. “As sanções permanecem em vigor. Além disso, novas sanções, muito severas, foram impostas pela primeira vez contra nossas maiores empresas petrolíferas, Lukoil e Rosneft”, declarou.
No mesmo contexto, Lavrov comentou a agressão militar realizada pelos Estados Unidos em território venezuelano no dia 3 de janeiro, sob a alegação de combate ao narcoterrorismo. A operação atingiu Caracas e os estados de Miranda, Aragua e La Guaira, afetando áreas de interesse militar e também regiões urbanas, com registro de vítimas civis. O governo venezuelano classificou a ação como uma “grave agressão militar” e denunciou a tentativa de controlar recursos estratégicos do país, especialmente petróleo e minerais.
A operação resultou no sequestro do presidente Nicolás Maduro e de sua esposa, Cilia Flores, levados para Nova York, fato que provocou reações internacionais. Rússia e China, entre outros países, exigiram a libertação do chefe de Estado venezuelano. O Ministério das Relações Exteriores russo defendeu que a Venezuela tenha assegurado o direito de decidir seu próprio destino, sem qualquer forma de intervenção externa.
Lavrov também abordou a política dos Estados Unidos em relação ao Caribe, mencionando a declaração de estado de emergência norte-americana baseada em uma suposta ameaça representada por Cuba. “Um documento sobre Cuba foi recentemente adotado (...) declarando estado de emergência devido à ameaça que Cuba representa para os interesses dos EUA no Caribe, inclusive por meio das ‘políticas hostis e maliciosas’ da Rússia”, disse o ministro.
Ao comentar a estratégia energética de Washington, Lavrov observou que as tarifas e sanções estão sendo usadas de forma simultânea contra países consumidores de energia russa. “A Índia está proibida de comprar petróleo russo. Todos estão proibidos de comprá-lo. Tanto o petróleo quanto o gás estão sendo proibidos, e por toda parte dizem: o petróleo e o gás russos serão substituídos por petróleo e gás natural liquefeito americanos”, afirmou.
Por fim, o chanceler avaliou que esse conjunto de medidas contradiz discursos sobre cooperação econômica e investimentos de longo prazo, ao impor restrições que redesenham à força o mercado global de energia e impactam diretamente países como a Venezuela, que mantêm parcerias estratégicas com a Rússia.

inistro das Relações Exteriores da Rússia, Sergei Lavrov, durante entrevista coletiva em Moscou
20/01/2026 REUTERS/Shamil Zhumatov

Lavrov acusa pressão para expulsar empresas russas da Venezuela após ação dos EUA

247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) autorizou a Petrobras a retomar a perfuração de um poço exploratório na Margem Equatorial. A atividade estava suspensa desde o início do ano, após a identificação de um vazamento de fluido de perfuração durante a operação.
Segundo a agência Reuters, a decisão foi tomada após a avaliação de análises técnicas e das medidas mitigadoras apresentadas pela Petrobras para lidar com o incidente registrado anteriormente.
<h2>Atividade havia sido suspensa após vazamento</h2>
A paralisação do poço ocorreu como medida preventiva, após o vazamento de fluido de perfuração. O episódio levou a ANP a exigir esclarecimentos técnicos e a adoção de ações corretivas antes de qualquer liberação para a continuidade dos trabalhos na região.
<h2>Avaliação técnica embasou decisão da ANP</h2>
No documento, a agência reguladora afirmou de forma literal: “Considerando as análises técnicas realizadas e as medidas mitigadoras propostas pela Petrobras, concluiu-se não haver óbice ao retorno das atividades de perfuração no referido poço, a partir do recebimento deste ofício”. A conclusão técnica abriu caminho para a autorização formal, desde que a estatal cumpra uma série de exigências adicionais estabelecidas pela agência.
<h2>Retomada depende de condicionantes operacionais</h2>
Apesar da liberação, a ANP informou que a Petrobras foi notificada de que a retomada da perfuração deverá seguir condicionantes específicas. Entre elas, está a substituição de todos os selos das juntas do riser, além da realização de treinamento de todos os trabalhadores envolvidos no procedimento.
A agência ressaltou que o cumprimento dessas exigências é condição necessária para a continuidade segura das atividades no poço exploratório localizado na Margem Equatorial.

Sonda de perfuração ODN II na Margem Equatorial

Margem Equatorial

ANP autoriza Petrobras a retomar perfuração na Margem Equatorial

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.

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Namibia does not recognize Petrobras' investment in Africa.

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Petrobras acquires stake in exploration block in Namibia.

Brazilian oil exports reach highest volume in almost 3 years.

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ANP authorizes Petrobras to resume drilling in the Equatorial Margin.

Oil and gas production in 2025 reaches its highest level in history.

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