Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%
Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%
PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%
BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
▸Petrobras recebe pagamentos de subvenção para gasolina e diesel▸Brasil projeta 2º menor custo de solar firme global até 2035, aponta IRENA▸Vale vende controle de mina de níquel Thompson, mas garante offtake▸Marinha homologa novas profundidades em Suape para granéis líquidos, otimizando logística de petróleo e gás▸CIIA-PAC estabelece conteúdo nacional para leilão de baterias do Novo PAC▸Brava Energia identifica hidrocarbonetos em poço exploratório na Bacia Potiguar▸EPE aponta riscos climáticos na transmissão e sugere ações para resiliência▸EPE publica roadmap para fortalecer resiliência climática do setor elétrico▸bp notifica ANP sobre indícios de petróleo em poço do pré-sal de Tupinambá▸Trinasolar lança módulos solares ultrarresistentes para maior resiliência climática▸Axia Energia conclui testes anuais de Black Start em hidrelétricas estratégicas do Nordeste▸Vibra esclarece à CVM divergência com Petrobras sobre prazo para plano de descontinuação de marcas▸Petrobras recebe pagamentos de subvenção para gasolina e diesel▸Brasil projeta 2º menor custo de solar firme global até 2035, aponta IRENA▸Vale vende controle de mina de níquel Thompson, mas garante offtake▸Marinha homologa novas profundidades em Suape para granéis líquidos, otimizando logística de petróleo e gás▸CIIA-PAC estabelece conteúdo nacional para leilão de baterias do Novo PAC▸Brava Energia identifica hidrocarbonetos em poço exploratório na Bacia Potiguar▸EPE aponta riscos climáticos na transmissão e sugere ações para resiliência▸EPE publica roadmap para fortalecer resiliência climática do setor elétrico▸bp notifica ANP sobre indícios de petróleo em poço do pré-sal de Tupinambá▸Trinasolar lança módulos solares ultrarresistentes para maior resiliência climática▸Axia Energia conclui testes anuais de Black Start em hidrelétricas estratégicas do Nordeste▸Vibra esclarece à CVM divergência com Petrobras sobre prazo para plano de descontinuação de marcas
Radar Energia
AnálisePetróleo & Gás

EIA eleva projeção de produção global de petróleo e prevê queda de preços após acordo em Ormuz

A Agência de Informação de Energia dos EUA (EIA) revisou para cima sua projeção de produção global de petróleo, prevendo uma recuperação significativa da oferta e uma queda nos preços do Brent para US$ 74/b no 3T26. A mudança, detalhada no relatório Short-Term Energy Outlook (STEO) de julho, reflete o memorando de entendimento assinado entre Estados Unidos e Irã para restabelecer o tráfego no estratégico Estreito de Ormuz.

9 de julho de 2026 às 09:20Fonte oficial: EIARedação Radar Energia

A Agência de Informação de Energia dos EUA (EIA) elevou sua previsão para a produção global de petróleo, conforme o relatório Short-Term Energy Outlook (STEO) divulgado em 7 de julho de 2026. A agência projeta que a oferta mundial e os fluxos comerciais de óleo bruto se restabelecerão a patamares próximos aos pré-conflito até o final do ano, com a maior parte da produção que estava paralisada retornando ao mercado no primeiro trimestre de 2027.

A base para essa revisão é o memorando de entendimento (MOU) firmado entre os Estados Unidos e o Irã em 18 de junho de 2026, visando à reabertura do Estreito de Ormuz. A expectativa é que a normalização do tráfego na via marítima, crucial para o transporte global de petróleo, alivie as pressões de oferta que marcaram os últimos meses de conflito na região.

Consequentemente, a EIA recalibrou suas projeções de preços. A agência prevê que o preço spot do petróleo Brent caia para uma média de US$ 74/b no terceiro trimestre de 2026, uma redução de US$ 27/b em relação à estimativa anterior. Para 2027, a previsão é de um preço médio ainda menor, de US$ 65/b.

Essa moderação nos preços deve se estender aos derivados e ao gás natural. Os preços médios de varejo da gasolina nos EUA, por exemplo, devem recuar para cerca de US$ 3,60/gal no segundo semestre de 2026. No mercado de gás natural, os preços do Henry Hub são esperados para US$ 3,70/MMBtu em 2026 e abaixo de US$ 3,50/MMBtu em 2027, sinalizando um ambiente de custos energéticos mais baixos.

Apesar das projeções da EIA, o mercado reagiu com cautela nos últimos dias. Veículos de imprensa reportaram, em 7 e 8 de julho, novos ataques a embarcações na região de Ormuz e ameaças de bloqueio por parte do Irã, impulsionando o preço do Brent, que hoje opera em US$ 78,53/b, acima da projeção da agência para o terceiro trimestre.

Além da recuperação global, a EIA reforçou a posição dos Estados Unidos como um player dominante. A produção de petróleo bruto do país deve crescer de 13,6 MMbpd em 2025 para uma média de 13,8 MMbpd em 2026 e atingir 14,0 MMbpd em 2027. As exportações de Gás Natural Liquefeito (GNL) dos EUA também devem aumentar significativamente, de 15 Bcfd em 2025 para 19 Bcfd até 2027, reforçando a oferta global de gás.

No cenário mais amplo, a agência também prevê que os estoques globais de petróleo cairão 2,2 milhões de b/d no 3T26, uma redução significativamente menor que a previsão anterior de mais de 7 milhões de b/d, indicando um reequilíbrio mais rápido entre oferta e demanda. A OPEP+ tem contribuído para o aumento da produção global, e a Arábia Saudita já reduziu seus preços oficiais de venda para clientes asiáticos, em uma clara mudança de estratégia para proteger sua participação de mercado.

A revisão da EIA ocorre após um período de meses de intensa tensão e conflito que culminou no bloqueio parcial do Estreito de Ormuz, impactando severamente os preços e a logística do petróleo. O MOU de 18 de junho foi, portanto, um ponto de inflexão, trazendo a expectativa de um retorno à estabilidade e à previsibilidade para os mercados globais de energia.

Compartilhar:XLinkedInWhatsAppTelegram

Tags

Comentários (0)

Seja o primeiro a comentar.

Receba o essencial do setor de energia

Os principais fatos que afetam preço, regulação, geração e combustíveis — todo dia ao meio-dia, no seu e-mail.

Como esta matéria foi produzida: apurada a partir da fonte oficial citada e de documentos primários, com verificação de números, datas e prazos antes da publicação, seguindo a nossa Política Editorial — que inclui o uso de tecnologia própria na apuração. Viu algo a corrigir? Fale com a redação.