A decisão ocorre em um cenário de instabilidade no setor de energia, influenciado pelas tensões geopolíticas no Oriente Médio, especialmente entre Estados Unidos e Irã. O aumento das incertezas sobre o fornecimento global de petróleo elevou a cotação do barril, pressionando os preços dos combustíveis e contribuindo para a inflação.

Para a maioria dos motoristas, a alteração não deve provocar mudanças significativas. Os veículos flex, que representam grande parte da frota brasileira, já são projetados para operar com diferentes proporções de gasolina e etanol.

Já os proprietários de automóveis mais antigos ou equipados exclusivamente com motores a gasolina devem ficar atentos. Especialistas apontam que o etanol possui menor capacidade de lubrificação e maior absorção de umidade em comparação à gasolina, características que podem acelerar o desgaste de componentes internos, principalmente em veículos que não foram desenvolvidos para concentrações mais elevadas do biocombustível.

O que muda no abastecimento

O etanol anidro, produzido principalmente a partir da cana-de-açúcar e do milho, é misturado à gasolina antes da distribuição aos postos. O percentual dessa composição é definido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), com base em critérios técnicos, regulatórios e de segurança no abastecimento.

Segundo o governo, estudos continuam sendo realizados pelo Comitê Técnico Permanente do Combustível do Futuro para avaliar a viabilidade de misturas com percentuais ainda maiores, como o E35 (35% de etanol). Os testes analisam os efeitos do combustível sobre a durabilidade dos motores e o desempenho dos veículos ao longo do tempo.

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Os dados são do painel do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços e mostram a consolidação de polos industriais e energéticos da região no comércio exterior.

Entre os municípios, São José dos Campos manteve a liderança regional, com US$ 1,52 bilhão em exportações no semestre. Em seguida aparecem Ilhabela, com US$ 1,31 bilhão, e Pindamonhangaba, com US$ 770,6 milhões.

Principal exportadora do Vale, São José dos Campos teve os Estados Unidos como principal destino, concentrando 59,6% das vendas externas.

O setor aeronáutico segue como motor das exportações locais: 68,7% dos embarques estão ligados a aeronaves, helicópteros e também veículos espaciais, incluindo satélites, veículos de lançamento e sistemas suborbitais.

Ilhabela concentra exportações em petróleo e tem China como principal destino

Em Ilhabela, o comércio exterior segue altamente concentrado no setor de energia. 100% das exportações do município foram compostas por óleos brutos de petróleo ou derivados de minerais betuminosos.

A China aparece como principal compradora, respondendo por 60% do total exportado pelo município.

Pindamonhangaba tem Índia como principal parceiro comercial

Já Pindamonhangaba teve a Índia como principal destino das exportações, responsável por 55,3% do total vendido ao exterior.

Os principais produtos embarcados foram chapas e tiras de alumínio e óleos brutos de petróleo, que juntos representaram 49% das exportações do município.

Exportações do Vale recuam em 2025 após recorde anterior

Apesar do crescimento no primeiro semestre de 2026, o desempenho anual mais recente mostra desaceleração. Em 2025, as exportações do Vale do Paraíba somaram R$ 10,12 bilhões, no acumulado de janeiro a dezembro, resultado que representa queda de 8% em relação a 2024, quando o total chegou a R$ 11,06 bilhões.

O recuo foi influenciado por perdas em municípios ligados à logística e ao setor portuário, embora algumas cidades tenham apresentado crescimento.

São José dos Campos e Taubaté foram destaques positivos em 2025

Em 2025, São José dos Campos liderou novamente as exportações regionais, com R$ 4,06 bilhões, alta de 10% em relação a 2024 (R$ 3,68 bilhões). A maior parte das vendas teve como destino os Estados Unidos, com destaque para aeronaves e equipamentos aeroespaciais.

Taubaté também teve desempenho expressivo, com avanço de 52%, passando de R$ 660,5 milhões em 2024 para R$ 1,00 bilhão em 2025, figurando entre os principais crescimentos da região.

Quedas em Ilhabela, Pindamonhangaba e São Sebastião impactam resultado

Na contramão, alguns municípios registraram retração significativa. Em Ilhabela, as exportações caíram 27%, de R$ 2,61 bilhões em 2024 para R$ 1,88 bilhão em 2025.

Em Pindamonhangaba, a redução foi de 36%, enquanto São Sebastião teve a maior queda percentual, com recuo de 44%, saindo de R$ 1,20 bilhão para R$ 672,8 milhões no período.

O balanço geral indica que, embora setores industriais tenham sustentado crescimento em alguns polos, a queda em municípios ligados à atividade portuária e logística pressionou o resultado final da região em 2025.

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A queda atinge diretamente uma das principais fontes de receita da cidade e acende alerta sobre os impactos no orçamento municipal ao longo do ano.

Royalties do petróleo seguem como importante fonte de receita

Os royalties são valores pagos aos municípios produtores ou impactados pela cadeia do petróleo e gás natural.

No Litoral Norte, cidades como Caraguatatuba, São Sebastião e Ilhabela dependem significativamente desses repasses para investimentos em áreas como:

• infraestrutura;
• saúde;
• educação;
• mobilidade urbana;
• serviços públicos.

Queda acompanha cenário do mercado internacional

Especialistas apontam que oscilações no preço internacional do petróleo, além de mudanças na produção e distribuição dos repasses, influenciam diretamente os valores recebidos pelos municípios.

A redução registrada em Caraguatatuba acompanha um cenário de instabilidade econômica e variações no setor energético nos primeiros meses de 2026.

Prefeitura acompanha impacto nas contas públicas

Apesar da queda nos repasses, a administração municipal segue monitorando os efeitos nas contas públicas e no planejamento orçamentário da cidade.

Os royalties representam parcela importante da arrecadação municipal e costumam influenciar diretamente investimentos e execução de obras públicas.

Municípios do Litoral Norte dependem dos repasses

Cidades do Litoral Norte de São Paulo historicamente mantêm forte relação econômica com os recursos provenientes do petróleo.

Por isso, oscilações nos valores dos royalties costumam gerar reflexos no equilíbrio financeiro das prefeituras e nos investimentos previstos ao longo do ano.

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Entre janeiro e março, oito municípios da região, com destaque para Ilhabela, somaram US$ 683,20 milhões em vendas de petróleo ao exterior. No mesmo período de 2025, o volume foi de US$ 752,51 milhões, o que representa uma queda de 9%.

Ilhabela lidera exportações, mas registra recuo

Principal polo exportador, Ilhabela movimentou US$ 491,29 milhões em petróleo neste ano, contra US$ 530,44 milhões no início de 2025 — uma redução de 7%.

Na contramão, São Sebastião ampliou suas exportações no setor, passando de US$ 118,68 milhões para US$ 137,50 milhões, um crescimento de 15,85%.

Aeronaves têm leve crescimento puxado por São José dos Campos

O segmento de aeronaves, liderado por São José dos Campos, apresentou alta discreta. No primeiro trimestre de 2026, as exportações somaram US$ 465,28 milhões, frente a US$ 461,92 milhões no mesmo período anterior — avanço de quase 1%.

Somente São José respondeu por US$ 441,72 milhões em exportações aeronáuticas, contra US$ 440,89 milhões no ano passado, mantendo estabilidade com leve alta de 0,19%.

Região fecha trimestre com queda nas exportações e aumento nas importações

No total, o Vale do Paraíba exportou US$ 1,99 bilhão nos três primeiros meses de 2026, abaixo dos US$ 2,05 bilhões registrados no mesmo período de 2025 — uma redução de 3%.

Já as importações cresceram 21,57%, saltando de US$ 2,02 bilhões para US$ 2,46 bilhões.

Balança comercial tem déficit no início do ano

Com esse cenário, a região encerrou o trimestre com déficit de US$ 468,26 milhões na balança comercial. No ano passado, no mesmo período, o resultado havia sido positivo, com superávit de US$ 31,79 milhões.

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O estudo foi executado pela Fundação Instituto de Administração (FIA) como condicionante do Licenciamento Ambiental Federal, conduzido pelo Ibama e financiado pela Petrobras. A análise revisou 14 anos de dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e identificou uma inconsistência de R$ 1,6 bilhão nos valores de participações especiais repassados aos municípios beneficiários.

Revisão de dados e inconsistência bilionária

A pesquisa atualizou a série histórica de produção das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, utilizando metodologia própria para estimar o peso das rendas petrolíferas no orçamento público total. Durante a checagem, o PMCRP comparou os dados abertos da ANP com as tabelas oficiais anuais divulgadas pela própria agência e encontrou a divergência bilionária.

Após ser notificada, a ANP reconheceu erros na base de dados abertos e informou que os valores serão corrigidos.

Ranking é dominado por municípios do Rio de Janeiro

Além das duas cidades paulistas, o ranking é composto por oito municípios do Rio de Janeiro: Maricá, Niterói, Saquarema, Macaé, Campos dos Goytacazes, Rio de Janeiro, Arraial do Cabo e Araruama. Nos três primeiros colocados fluminenses, as rendas do petróleo representaram, em 2024, mais de 35% do orçamento público, chegando a 72% em Arraial do Cabo.

Segundo Paula Araujo, coordenadora do PMCRP, o objetivo do programa é ampliar a transparência. “Investigamos quanto as rendas petrolíferas representam no orçamento total, como esses recursos são usados e se geram benefícios concretos para a população. A divulgação dos indicadores busca fortalecer o controle social e apoiar o planejamento dos territórios”, afirma.

Como atua o PMCRP

O PMCRP analisa a relação entre rendas petrolíferas e gestão fiscal dos municípios, avaliando o grau de dependência dessas receitas e a aplicação em políticas públicas. O programa é uma exigência do licenciamento ambiental federal para operações nas principais bacias produtoras do país e é executado pela FIA, no âmbito de empreendimento da Petrobras.

Municípios com maiores rendas petrolíferas no país

• Maricá (RJ) – R$ 4.236.632.602,78 (63% da receita municipal)

• Niterói (RJ) – R$ 2.233.782.780,64 (37%)

• Saquarema (RJ) – R$ 2.012.509.846,88 (66%)

• Macaé (RJ) – R$ 1.402.558.746,79 (30%)

• Campos dos Goytacazes (RJ) – R$ 706.419.060,78 (25%)

• Rio de Janeiro (RJ) – R$ 550.616.578,33 (1%)

• Arraial do Cabo (RJ) – R$ 547.273.096,61 (72%)

• Araruama (RJ) – R$ 525.587.140,38 (45%)

• São Sebastião (SP) – R$ 461.437.195,18 (28%)

• Ilhabela (SP) – R$ 399.435.591,65 (42%)

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Royalties são os valores pagos pelas petroleiras à união e repassados aos municípios dos locais produtores para ter direito a explorar o petróleo.

Divulgação

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A produção de petróleo e gás natural nos campos da camada pré-sal totalizou 2,85 milhões de barris de óleo equivalente por dia em setembro, o que representa 74,10% do total nacional, que alcançou no mês 3,84 milhões de barris.

Os dados, do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural, foram divulgados hoje (21) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e são recorde na produção mensal do pré-sal, tanto em termos absolutos quanto em percentual da produção nacional.

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Desde a descoberta do Campo de Tupi, em abril de 2009, a produção acumulada no pré-sal chegou a 5,02 bilhões de barris. A ANP destaca que esse número ultrapassou toda a produção acumulada em campos terrestres desde 1941, que somou 4,96 bilhões de barris óleo equivalente.

Por bacia sedimentar, a maior produção no mês de setembro foi em Santos, com 2,74 milhões de barris, atingindo 71,36% do total nacional. O valor também é recorde histórico para a Bacia de Santos. O principal campo produtor segue sendo Tupi, com 1,22 milhões de barris, sendo 948 mil barris de petróleo e 43,12 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

O poço com a maior produção foi o 7-BUZ-10-RJS, do Campo de Búzios, que registrou no mês passado 67,5 mil barris, a quarta maior produção histórica por poço. Por estado, o Rio de Janeiro é o maior produtor do país, com 3 milhões de barris, o que corresponde a 78,5% do total nacional, sendo 81,8% do petróleo e 66,3% do gás natural produzidos no país.

A ANP ressalta que os dados do Painel Dinâmico são preliminares e podem mudar, de acordo com os ajustes feitos pelas empresas concessionárias até a publicação dos dados consolidados no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural.

Fonte: Agência Brasil

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A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) realizou nesta quinta-feira (07), a 17ª rodada de Licitações para exploração de petróleo e gás, em regiões que foram alvo de crítica de ambientalistas. Com isso, o resultado foi o desinteresse dos investidores. Apenas 5 dos 92 blocos ofertados foram arrematados. Os lotes próximos ao arquipélago de Fernando de Noronha, cuja exploração na análise de especialistas oferece riscos à fauna marinha, não receberam proposta. O leilão teve arrecadação de R$ 37 milhões em bônus de assinatura, com investimentos previstos da ordem de R$ 136 milhões.

Foram arrematados no leilão 2 blocos do setor SS-AP4, na Bacia de Santos, e 3 blocos no setor SS-AUP4, também na Bacia de Santos. As outras 3 bacias não receberam nenhuma proposta das empresas licitantes. A Shell arrematou sozinha 4 dos 5 blocos e formou consórcio com a Ecopetrol para arrematar o quinto. A petroleira anglo-holandesa ofertou bônus de assinatura de R$ 9,1 milhões pelo bloco S-M-1707, do setor SS-AP4 — o mais caro dos cinco arrematados. Pelo bloco S-M-1715, do setor SS-AUP4, ofertou R$ 6,880 milhões, enquanto para os blocos S-M-1717 e S-M-1719, do mesmo setor, ofereceu R$ 7,3 milhões cada. E pelo bloco S-M-1709, em consórcio com a Ecopetrol, foram R$ 6,560 milhões.

Oferta permanente

Os blocos que não foram arrematados nessa quinta-feira serão incluídos na Oferta Permanente, segundo a ANP. Significa que estarão em disponibilidade contínua, em conjunto com campos de licitações anteriores que não foram arrematados ou, então, que foram devolvidos à agência. O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, considerou o resultado um “sucesso”, já que a licitação teve como foco novas fronteiras exploratórias, de maior “risco” para os investidores.

Os 92 blocos exploratórios ofertados estavam distribuídos em 11 setores das bacias Campos, Pelotas, Potiguar e Santos. Nove empresas se inscreveram para participar da disputa, mas apenas duas fizeram ofertas. Apesar de inscrita, a Petrobras não fez nenhuma proposta.

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O petróleo WTI para novembro fechou em alta de 0,93% (US$ 0,68), a US$ 73,98 o barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex), e o Brent para o mesmo mês avançou 1,09% (US$ 0,84), a US$ 78,09 o barril, na Intercontinental Exchange (ICE). Na semana, o WTI para subiu 3,00%, e o Brent, 3,65%.

Os fundamentos de oferta e demanda de curto prazo sugerem que o mercado permanecerá apertado durante os próximos meses, aponta Edward Moya, analista da Oanda. Segundo ele, a perspectiva da demanda está se tornando bastante otimista, já que alguns modelos preveem um declínio constante nos casos de covid-19 até março, indica, lembrando que as viagens de férias continuarão a aumentar, apoiando a demanda de combustível de aviação. Além disso, Moya lembra que os baixos estoques de gás natural e um inverno frio para o hemisfério norte podem significar aumento da demanda por petróleo como fonte alternativa de energia.

A alta do dólar limitou os ganhos, assim como o fato de o ministro iraniano das Relações Exteriores, Hossein Amirabdollahian, ter dito que as negociações do acordo nuclear com o país serão retomadas em breve, lembra o analista. Já a Rystad Energy indica que a liberação de reservas chinesas de petróleo buscando conter os preços teve pouco efeito, com o mercado avaliando que os volumes não foram significativos.

Mesmo com produção retornando, e hoje a Baker Hughes apontou uma alta de dez poços e plataformas em operação nos EUA na última semana, “a escassez de oferta percebida apertou significativamente o mercado”, afirma a Rystad Energy. As interrupções no fornecimento relacionadas ao furacão Ida serão em média em torno de 300 mil barris por dia (bpd) entre agosto e dezembro deste ano e em torno de 120 mil a 125 bpd no primeiro trimestre de 2022, projeta a consultoria.

Fonte: Investing.com

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