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$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
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Radar Energia
AnálisePetróleo & Gás

OPEP reduz projeção de demanda global por petróleo em 2026 pela quarta vez

A OPEP reduziu pela quarta vez consecutiva sua projeção de crescimento da demanda global por petróleo para 2026, indicando uma desaceleração econômica que pode influenciar as estratégias de produção do grupo. O Relatório Mensal do Mercado de Petróleo (MOMR) de agosto, divulgado em 12 de agosto, aponta agora um crescimento de 600 mil barris por dia (bpd), para um consumo total de 105,74 milhões de bpd, ante os 800 mil bpd previstos anteriormente.

14 de agosto de 2026 às 15:22Fonte oficial: OPEPRedação Radar Energia

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) reduziu pela quarta vez consecutiva sua projeção de crescimento da demanda global por petróleo para 2026, indicando uma desaceleração econômica que pode influenciar as estratégias de produção do grupo. O Relatório Mensal do Mercado de Petróleo (MOMR) de agosto de 2026, divulgado em 12 de agosto, aponta agora um crescimento de 600 mil barris por dia (bpd), para um consumo total de 105,74 milhões de bpd, ante os 800 mil bpd previstos anteriormente.

A revisão para baixo reflete uma postura de cautela, com a OPEP também ajustando a previsão de crescimento do PIB global para 2026 de 3,1% para 3,0%, e para a Zona do Euro de 1,0% para 0,8%. Em contraste, a projeção de crescimento para 2027 foi elevada em 300 mil bpd, para 2,2 milhões de bpd, totalizando 107,90 milhões de bpd. A demanda pelo petróleo bruto da OPEP para 2026 também foi reduzida em 200 mil bpd, para 42,1 milhões de bpd, enquanto a turbulência geopolítica no Oriente Médio e as restrições no Estreito de Ormuz continuam a impulsionar a volatilidade e os preços, apesar da demanda mais fraca.

No lado da oferta, a OPEP projeta um aumento de 600 mil bpd na produção de países fora do cartel em 2026, alcançando 54,84 milhões de bpd, e um aumento similar em 2027. Essa dinâmica de oferta crescente fora do grupo, combinada com a demanda revisada para baixo, coloca pressão sobre as decisões da OPEP+, que havia aprovado um aumento gradual nas cotas de produção, com o último ajuste para agosto de 2026, e novos ajustes esperados a partir de janeiro de 2027.

Para o mercado, a leitura é de que a menor demanda projetada para 2026, em conjunto com a elevação da oferta de não-OPEP+, tende a arrefecer os preços internacionais do Brent no curto e médio prazo, caso a oferta se materialize e as tensões geopolíticas não escalem drasticamente. Atualmente, o Brent opera a US$ 88,35 o barril. No Brasil, essa dinâmica pode pressionar as margens de refino e a receita de exportação da Petrobras. Quanto à política de preços de combustíveis, um Brent mais estável ou em declínio pode aliviar a pressão inflacionária, com o dólar cotado a R$ 5,23.

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