Carga SIN86.632 MW▲ 0,48%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,17%EAR SE/CO54,9%• 0,00%EAR Sul81,4%▼ 1,33%EAR NE62,2%▼ 0,32%EAR Norte62%▼ 0,96%ENA SIN166% MLT▼ 1,78%ENA SE/CO152% MLT▲ 1,33%ENA Sul234% MLT▲ 0,43%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%Carga SIN86.632 MW▲ 0,48%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,17%EAR SE/CO54,9%• 0,00%EAR Sul81,4%▼ 1,33%EAR NE62,2%▼ 0,32%EAR Norte62%▼ 0,96%ENA SIN166% MLT▼ 1,78%ENA SE/CO152% MLT▲ 1,33%ENA Sul234% MLT▲ 0,43%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%
Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%
PETR4R$ 52,91▲ 0,76%PETR3R$ 59,78▲ 1,27%PRIO3R$ 70,76▼ 1,31%RECV3R$ 11,00▼ 0,54%VBBR3R$ 29,85▼ 2,64%UGPA3R$ 31,64▼ 4,00%RAIZ4R$ 0,30▼ 3,23%CSAN3R$ 2,24▼ 4,68%EGIE3R$ 26,31▼ 3,98%CMIG4R$ 10,06▼ 0,79%CPFE3R$ 42,37▼ 1,35%EQTL3R$ 32,37▼ 4,96%ENGI11R$ 43,61▼ 4,59%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,78▼ 2,27%ENEV3R$ 25,37▼ 3,83%TAEE11R$ 39,20▼ 1,28%ALUP11R$ 31,38▼ 1,17%LIGT3R$ 2,36▼ 0,42%PETR4R$ 52,91▲ 0,76%PETR3R$ 59,78▲ 1,27%PRIO3R$ 70,76▼ 1,31%RECV3R$ 11,00▼ 0,54%VBBR3R$ 29,85▼ 2,64%UGPA3R$ 31,64▼ 4,00%RAIZ4R$ 0,30▼ 3,23%CSAN3R$ 2,24▼ 4,68%EGIE3R$ 26,31▼ 3,98%CMIG4R$ 10,06▼ 0,79%CPFE3R$ 42,37▼ 1,35%EQTL3R$ 32,37▼ 4,96%ENGI11R$ 43,61▼ 4,59%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,78▼ 2,27%ENEV3R$ 25,37▼ 3,83%TAEE11R$ 39,20▼ 1,28%ALUP11R$ 31,38▼ 1,17%LIGT3R$ 2,36▼ 0,42%
BrentUS$ 113,34▼ 1,34%WTIUS$ 103,95▲ 1,91%Gás NaturalUS$ 2,86▼ 3,05%DólarR$ 5,42▲ 1,30%BrentUS$ 113,34▼ 1,34%WTIUS$ 103,95▲ 1,91%Gás NaturalUS$ 2,86▼ 3,05%DólarR$ 5,42▲ 1,30%BrentUS$ 113,34▼ 1,34%WTIUS$ 103,95▲ 1,91%Gás NaturalUS$ 2,86▼ 3,05%DólarR$ 5,42▲ 1,30%
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Radar Energia
AnálisePetróleo & Gás

Petrobras assina contrato de 20 anos com Sempra para GNL do Texas a partir de 2030

A Petrobras firmou um contrato de longo prazo com a Sempra Infrastructure para a compra de 0,8 milhão de toneladas por ano (mtpa) de Gás Natural Liquefeito (GNL), com fornecimento previsto para iniciar em 2030. O acordo, de 20 anos, visa mitigar a exposição da estatal à volatilidade do mercado spot e fortalecer a gestão de riscos de seu portfólio de gás natural.

15 de setembro de 2026 às 10:32Fonte oficial: PetrobrasRedação Radar Energia

A Petrobras assinou um contrato de compra e venda de Gás Natural Liquefeito (GNL) de longo prazo com a companhia norte-americana Sempra Infrastructure, com início do fornecimento a partir de 2030. O acordo prevê a aquisição de 0,8 milhão de toneladas por ano (mtpa) de GNL durante 20 anos, volume que será suprido pela Fase 2 do Terminal de Liquefação de GNL de Port Arthur, localizado no Texas, Estados Unidos.

O fornecimento de GNL sob o contrato começará com a entrada em operação comercial do trem 3 de liquefação da Fase 2 do projeto Port Arthur LNG em 2030, sendo complementado pelo trem 4 em 2031. A decisão final de investimento (FID) para a Fase 2 do projeto foi aprovada em setembro de 2025. Para a Petrobras, o contrato garante um suprimento estável de GNL, estabilizando parte de seus custos de aquisição e aprimorando o planejamento de seu portfólio de gás no Brasil. A Sempra, por sua vez, expande sua carteira de clientes, com a Petrobras sendo a primeira empresa sul-americana a contratar volumes de longo prazo deste projeto.

Este contrato atua como um instrumento de hedge de longo prazo para a Petrobras, reduzindo sua dependência das compras no mercado spot, que é inerentemente mais volátil e sujeito a choques de preço. A medida se alinha à estratégia recente da estatal de mitigar a volatilidade dos preços do gás natural, como já sinalizado pela nova metodologia de precificação para distribuidoras, que introduziu "bandas" de preço para o Brent em julho de 2026, visando limitar flutuações e projetar reajustes menores.

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