Na África Subsaariana, atrair financiamentos suficientes para desenvolver energias renováveis continua a ser um grande desafio. Novos modelos de financiamento, sem garantia pública, começam agora a emergir.

Em parceria com a Kwama Energy, o desenvolvedor de projetos de energias renováveis Serengeti Energy anunciou na quarta-feira, 7 de janeiro, o encerramento financeiro do projeto solar Ilute, uma central fotovoltaica de 32 MWp situada perto de Sesheke, na província ocidental da Zâmbia. Esta etapa permite o início das obras de construção e representa um avanço significativo no desenvolvimento do projeto.

O projeto Ilute distingue-se pela sua estrutura de financiamento e comercialização. A central é desenvolvida como um produtor independente e baseia-se num contrato de compra de eletricidade de tipo comercial com a GreenCo Power Services Ltd, um agregador regional ativo no Southern African Power Pool, o mercado regional de eletricidade da África Austral. Ao contrário dos modelos tradicionais, o projeto não beneficia de garantias soberanas nem de compromissos diretos do operador público, sendo a eletricidade produzida vendida no mercado regional através da GreenCo.

O encerramento financeiro foi possível graças a um financiamento sénior de 26,5 milhões de USD, mobilizado junto de um consórcio de financiadores que combina capitais concessionais, de desenvolvimento e comerciais. Estão envolvidos, entre outros, a FMO (o banco de desenvolvimento holandês atuando como arranjador principal mandatado), o Sustainable Energy Fund for Africa gerido pelo Banco Africano de Desenvolvimento, a EDFI Management Company através da iniciativa ElectriFI financiada pela União Europeia, bem como a Triodos Investment Management.

Este projeto insere-se num contexto zambiano marcado pela vontade de diversificação da matriz elétrica. Fortemente dependente da hidroeletricidade, o que torna a produção vulnerável às alterações climáticas e suas consequências, o país procura reforçar a sua capacidade solar e aproveitar as trocas regionais para garantir o seu abastecimento. A longo prazo, a entrada em funcionamento do Ilute poderá, segundo os promotores, servir de referência para futuros projetos solares privados na África Austral baseados no mesmo modelo.

Abdoullah Diop

Com uma capacidade prevista de 30.000 barris por dia, a refinaria de Kribi é uma das infraestruturas energéticas mais emblemáticas do Camarões. O seu objetivo é reduzir as importações de combustíveis e suprir uma procura anual estimada em 1,9 milhão de toneladas.

A Cstar Petroleum, sociedade de projeto apoiada pela Sociedade Nacional de Hidrocarbonetos (SNH), Tradex e Ariana Energy, prepara um cenário de arranque parcial da refinaria em construção no porto de Kribi, no Camarões. Segundo fontes do Investir au Cameroun, os promotores apresentaram em dezembro de 2025 ao conselho de administração da Cstar um calendário de “produção antecipada”, prevendo uma subida de capacidade para 10.000 barris por dia no segundo semestre de 2026.

De acordo com uma fonte interna do projeto, este plano visa um início de operações correspondente a cerca de um terço da capacidade final anunciada, fixada em 30.000 barris por dia. A Cstar estima que este primeiro nível de atividade permitiria cobrir aproximadamente 22% da procura nacional de gasóleo e gasolina, aguardando a conclusão total das obras e a entrada em funcionamento de todas as unidades.

Se este cronograma se confirmar, marcará uma aceleração relativamente ao calendário inicial, já que a entrada em funcionamento estava prevista para junho de 2028, segundo as informações divulgadas no lançamento do projeto.

O projeto, que combina refinaria e depósito, foi oficialmente lançado a 17 de julho de 2025, numa área da zona portuária de Kribi. Numa comunicação recente, a Cstar indicou que o arranque “operacional” da obra deveria ocorrer em janeiro de 2026, após um conselho de administração realizado a 6 de dezembro de 2025 em Dubai.

Anunciado para uma área de 250 hectares, o complexo prevê uma refinaria com capacidade de 30.000 barris por dia, bem como um terminal de armazenamento de combustíveis de aproximadamente 250.000 m³, expansível para 300.000 m³. O custo previsto é avaliado em cerca de 115 mil milhões de FCFA (204,6 milhões de dólares), à espera da finalização dos estudos.

As obras foram confiadas a um consórcio composto pela RCG Turnkey Solutions, Global Process Systems (GPS) e Norinco International. O BGFI Camarões foi mandatado para mobilizar 120 mil milhões de FCFA e assegurar o papel de banco-agente no financiamento do projeto.

O projeto enquadra-se na busca por “soberania energética” destacada desde a paralisação da Sonara. Num contexto em que a procura anual é estimada em torno de 1,9 milhão de toneladas métricas, as capacidades nacionais de armazenamento, avaliadas em cerca de 270.000 m³, permanecem inferiores a uma meta mencionada de aproximadamente 470.000 m³, considerando os requisitos de stocks de segurança e comerciais.

As projeções atribuídas aos promotores indicam uma redução das importações de combustíveis em 30%, economias anunciadas próximas de 400 mil milhões de FCFA por ano, bem como receitas de exportação estimadas em 141 mil milhões de FCFA, principalmente através de combustíveis marítimos. Também são previstos 2.000 postos de trabalho diretos e 5.000 indiretos.

A Cstar Petroleum indica estruturar o projeto em torno de duas entidades: Cstar Tank Farm, para o terminal petrolífero, e Cstar Refinery, para a refinaria. A empresa destaca o objetivo de substituir importações e afirma que, uma vez atingida a capacidade total, e com a adição de unidades de biocombustível, o complexo poderia suprir cerca de 70% das necessidades do mercado local.

Para recordar, a Cstar foi criada pela SNH e pelo seu comercializador Tradex S.A. O capital está repartido entre a Ariana Energy, que detém 49%, a Tradex com 31%, e a SNH com 20%.

Ludovic Amara

Na África subsaariana, alcançar o acesso universal à eletricidade passa cada vez mais por soluções descentralizadas, capazes de servir zonas onde a expansão das redes públicas continua complexa. Paralelamente, a mobilização de financiamento torna-se um desafio crucial.

O fundo Acumen anunciou na terça-feira, 6 de janeiro, ter atingido o objetivo de captação de fundos da sua iniciativa Hardest-to-Reach, dedicada ao acesso à eletricidade fora da rede na África subsaariana. O programa mobiliza um total de 250 milhões de dólares de capital misto, destinado a apoiar a implementação de soluções solares descentralizadas em áreas pouco ou nada servidas pelas redes nacionais.

Esta etapa marca, nomeadamente, o encerramento financeiro do fundo de dívida H2R Amplify, elevado a 180 milhões de dólares, após uma nova contribuição de 7,8 milhões de dólares da Swiss Agency for Development and Cooperation (SADC). A este financiamento juntam-se 18 milhões de dólares em subsídios, previstos para serem utilizados sob a forma de mecanismos de remuneração baseados em impacto em benefício das empresas financiadas. Segundo a Acumen, a iniciativa visa alcançar cerca de 70 milhões de pessoas na África subsaariana, das quais 50 milhões terão acesso à eletricidade pela primeira vez em 17 países do continente africano, sobretudo na África subsaariana.

"O compromisso da SADC e o fecho final do Amplify marcam um passo importante para a Hardest-to-Reach", declarou Jiwoo Choi, responsável pelas iniciativas estratégicas e chefe da iniciativa Hardest-to-Reach na Acumen. "Nos últimos dois anos, reunimos parceiros alinhados em torno de um objetivo comum: abrir o acesso à energia nas zonas mais remotas e vulneráveis. Passar de uma estratégia anunciada para capitais totalmente comprometidos dá-nos a base necessária para continuar este trabalho com clareza e determinação."

Este anúncio surge num contexto em que as soluções energéticas descentralizadas ocupam um lugar crescente nas estratégias de acesso à eletricidade. No seu relatório "Financing Electricity Access in Africa", a Agência Internacional de Energia (AIE) indica que as mini-redes e os sistemas solares autónomos são agora reconhecidos como soluções rentáveis, especialmente em zonas rurais. Na África subsaariana, os financiamentos direcionados para estas soluções atingiram 870 milhões de dólares em 2023, um aumento de 20% em relação a 2019.

Segundo o cenário ACCESS da AIE, serão necessários investimentos acumulados de 150 mil milhões de dólares até 2035 para alcançar o acesso universal à eletricidade em África, dos quais cerca de 8 mil milhões de dólares por ano, em média, serão destinados a mini-redes e sistemas solares domésticos.

Abdoullah Diop

À medida que a expansão das redes elétricas avança lentamente nas zonas rurais africanas, além de ser cara, as soluções renováveis descentralizadas afirmam-se cada vez mais como uma resposta adequada às restrições geográficas e económicas.

No mundo, mais de 666 milhões de pessoas ainda vivem sem acesso à eletricidade, das quais mais de 80 % em África, principalmente em áreas rurais e isoladas. Na África Subsaariana, mais especificamente, a taxa de acesso à eletricidade era de 31,6 % nas zonas rurais, contra 82,2 % nas zonas urbanas em 2023, segundo dados do Banco Mundial.

Neste contexto, as soluções energéticas descentralizadas surgem como uma opção destinada a ganhar crescente importância nas trajetórias de eletrificação do continente. A Agência Internacional de Energia sublinha, a este respeito, no seu relatório Financing Electricity Access in Africa, publicado em outubro passado, que cerca de 55 % dos novos acessos à eletricidade até 2035 poderão provir de soluções descentralizadas.

Dados recentes confirmam que esta dinâmica já está em curso. Segundo a IRENA, a capacidade global de energias renováveis descentralizadas passou de 6 GW em 2015 para 11,1 GW em 2024. Estas capacidades permitem hoje fornecer eletricidade a 86 milhões de pessoas, das quais mais de três quartos vivem em África.

No âmbito desta evolução, a energia solar desempenha um papel central. Entre 2015 e 2024, a capacidade solar descentralizada aumentou de 1,02 GW para 4,05 GW, enquanto a bioenergia registou um crescimento mais moderado, passando de 4,2 GW para 5,1 GW. O solar, portanto, concentra a maior parte do crescimento das capacidades descentralizadas, devido à sua modularidade, rapidez de implementação e adaptação às zonas rurais afastadas.

Assim, a médio e longo prazo, o considerável potencial solar de África e as restrições geográficas das áreas não servidas farão da energia solar descentralizada uma solução sustentável a considerar nas estratégias de acesso à eletricidade no continente.

Abdoullah Diop

Ao assinar este novo acordo energético com o Líbano, o Egito continua a reforçar a sua presença nos mercados regionais de energia. O protocolo insere-se, de facto, numa estratégia mais ampla baseada no gás e no desenvolvimento das trocas de eletricidade através de recursos renováveis.

No final de dezembro de 2025, o Egito e o Líbano assinaram um memorando de entendimento relativo ao fornecimento de gás natural à central elétrica de Deir Ammar. O acordo foi celebrado em Beirute entre o ministro egípcio do Petróleo e dos Recursos Minerais, Karim Badawi, e o seu homólogo libanês, Joe Saddi, na presença do primeiro-ministro libanês, Nawaf Salam.

O objetivo é apoiar a produção de eletricidade no Líbano, num contexto de fortes constrangimentos sobre o sistema elétrico nacional. Segundo as autoridades egípcias, este protocolo insere-se na continuidade da recente visita oficial do primeiro-ministro egípcio, Mostafa Madbouly, ao país dos cedros. Não foram divulgados quaisquer detalhes relativos aos volumes de gás envolvidos, ao calendário de fornecimento ou às modalidades financeiras.

A central de Deir Ammar dispõe de uma capacidade instalada de cerca de 465 MW, de acordo com dados oficiais da Electricité du Liban. Representa aproximadamente 15 % da capacidade elétrica total do país, estimada em cerca de 3 000 MW.

Este acordo enquadra-se numa dinâmica mais ampla destinada a reforçar o papel regional do Egito no setor da energia. Segundo o Annual Statistical Bulletin 2024 da OPEP, o Egito foi o segundo maior produtor de gás natural em África em 2023. O país dispõe de infraestruturas desenvolvidas para a produção, o tratamento e a exportação de gás natural, incluindo redes de transporte e capacidades de liquefação.

Paralelamente, o país desenvolve as suas capacidades de produção de eletricidade, nomeadamente a partir de energias renováveis, e reforça o seu posicionamento através de projetos de interligações elétricas. A República Árabe está, assim, a desenvolver uma interligação com a Arábia Saudita, com uma capacidade prevista de 3 000 MW, enquanto outro projeto, denominado GREGY, visa ligá-la à Grécia.

Abdoullah Diop

Após quase 15 anos de investimentos em infraestruturas elétricas na Costa do Marfim, as autoridades pretendem agora identificar com precisão as últimas zonas que ainda carecem de cobertura e as possibilidades de progresso. Trata-se de uma etapa essencial para alcançar o objetivo do acesso universal à eletridade.

O governo marfinense irá lançar, antes do final de março, um recenseamento das localidades ainda não abrangidas pela eletridade e das necessidades de extensão da rede elétrica nacional, anunciou o presidente Alassane Ouattara na sua mensagem à Nação de quinta-feira, 31 de dezembro de 2025. O objetivo é otimizar os esforços para alcançar a cobertura total do país em eletridade, bem como em água.

Esta iniciativa surge após mais de uma década de investimentos contínuos e de melhorias no setor elétrico. De acordo com o balanço governamental 2011-2025, 95,67 % das localidades estavam eletrificadas em junho de 2025, contra 33,1 % em 2011. A capacidade de produção instalada passou de 1 391 para 3 019 MW, ou seja, um aumento de 117 %, dominado pela produção térmica e hidroelétrica. A rede também se expandiu, com 7 700 km de linhas de transporte e 67 089 km de rede de distribuição.

Apesar destes progressos, o acesso efetivo da população à eletridade continua abaixo do nível de eletrificação das localidades. Segundo dados do Banco Mundial, a taxa de acesso à eletridade na Costa do Marfim era de 72 % em 2023, ilustrando um desfasamento persistente entre a expansão das infraestruturas e a ligação real dos agregados familiares, sem contar com as zonas ainda não ligadas.

O recenseamento anunciado insere-se igualmente na continuidade dos compromissos recentemente assumidos pelo país no âmbito do National Energy Compact. O governo compromete-se, nomeadamente, a proporcionar acesso à eletridade a cerca de 17 milhões de pessoas adicionais até 2030, a fim de alcançar uma taxa de acesso nacional de 100 %, a elevar a quota das energias renováveis para 45 % do mix elétrico e a mobilizar 2 mil milhões de dólares norte-americanos em investimentos privados para apoiar esta trajetória.

Nesta perspetiva, a energia solar é chamada a desempenhar um papel crescente. Os projetos atualmente em desenvolvimento, como o de Kong Solar, deverão contribuir para apoiar e diversificar o mix elétrico, bem como para acelerar o acesso universal à eletridade e reforçar o papel do país como exportador na sub-região da África Ocidental.

Abdoullah Diop

Confrontado com pressões sobre o abastecimento de gás, o Egito busca garantir os volumes necessários para cobrir a demanda, especialmente durante os próximos períodos de pico de consumo.

O Egito e o Catar rubricaram um memorando de entendimento (MoU) destinado a enquadrar a cooperação entre os dois países no segmento do gás natural liquefeito (GNL). Segundo informações divulgadas no domingo, 4 de janeiro de 2026, o acordo prevê o fornecimento de cargas de GNL catariano ao Egito, com um volume que pode chegar a até 24 carregamentos. Esses volumes visam atender às necessidades egípcias durante o período de verão, marcado por um aumento da demanda por eletricidade.

A assinatura desse memorando ocorre, de forma mais ampla, em um contexto de crescimento sustentado da demanda interna por gás, especialmente para a geração de energia elétrica, ao mesmo tempo em que a produção nacional de gás registra queda. Em outubro de 2025, a produção situava-se em cerca de 3,64 bilhões de metros cúbicos por mês, contra mais de 6 bilhões de metros cúbicos mensais em 2021, segundo dados da Joint Organisations Data Initiative (JODI).

Essa dinâmica obrigou o Cairo a recorrer novamente às importações. Nos dez primeiros meses de 2025, as compras de GNL alcançaram cerca de 7,2 bilhões de dólares, o que representa um aumento de 87% em relação ao mesmo período de 2024, ilustrando a intensificação das importações para compensar o recuo da produção nacional. O recurso a um quadro de cooperação com o Catar, um dos principais exportadores mundiais de GNL, insere-se, assim, em uma série de iniciativas lançadas em 2025 para diversificar as fontes de abastecimento.

Essa orientação, que inclui também um esforço direcionado à busca de novos campos, traduziu-se, em particular, na assinatura de acordos de importação de GNL com a Shell e a TotalEnergies, envolvendo cerca de 60 carregamentos para 2025, bem como em compromissos adicionais de compra que podem alcançar entre 150 e 160 carregamentos distribuídos ao longo de 2026.

No caso do protocolo firmado com Doha, as informações tornadas públicas até o momento não especificam o calendário das remessas. A implementação das entregas permanece condicionada à conclusão de acordos comerciais posteriores, bem como às condições de mercado e às capacidades logísticas disponíveis.

Abdel-Latif Boureima

A queda de Nicolás Maduro abre um novo ciclo para o petróleo venezuelano. Apesar de uma transição incerta, os mercados antecipam uma recuperação gradual da produção. Segundo diversos bancos, essa retomada poderia pressionar os preços do petróleo até 2030, dependendo dos investimentos.

A captura do presidente venezuelano pelas forças americanas e o anúncio de Donald Trump sobre um controle político do país representam um ponto de virada para um produtor há muito marginalizado pelas sanções internacionais e pelo subinvestimento crônico. Membro fundador da OPEP, a Venezuela detém cerca de 17% das reservas provadas de petróleo do mundo, ou quase 303 bilhões de barris. No entanto, esse potencial permaneceu amplamente inexplorado por mais de uma década.

Nos anos 1970, a produção venezuelana atingia cerca de 3,5 milhões de barris por dia (b/d), ou mais de 7% da oferta mundial. Caiu para menos de 2 milhões b/d na década de 2010, antes de se estabilizar em torno de 1,1 milhão b/d no ano passado, ou apenas 1% da produção mundial. Algumas estimativas apontam até um nível próximo de 800 mil b/d nos últimos meses, refletindo o estado degradado das infraestruturas e as persistentes restrições operacionais.

Segundo o JPMorgan, uma mudança de regime poderia desencadear um aumento gradual, porém significativo, da produção. Os analistas do banco estimam que a Venezuela poderia elevar sua oferta para 1,3–1,4 milhão b/d em dois anos, chegando a até 2,5 milhões b/d na próxima década, à medida que as capacidades existentes fossem reabilitadas e novos investimentos realizados. “Essas dinâmicas atualmente não estão incorporadas na parte de longo prazo da curva de preços do petróleo”, destacam.

O Goldman Sachs adota uma abordagem mais cautelosa, mas converge sobre o impacto potencial de médio e longo prazo. Em nota de 4 de janeiro, o banco avalia que a recuperação da produção venezuelana exigiria investimentos pesados e estabilidade política duradoura. Em um cenário em que a produção atinja 2 milhões b/d, o Goldman projeta um efeito de baixa de cerca de 4 dólares por barril nos preços do petróleo até 2030.

No curto prazo, entretanto, o impacto permaneceria “ambíguo, mas modesto”, dependendo amplamente da evolução da política americana de sanções. Por enquanto, o Goldman mantém inalteradas suas previsões para 2026, com o Brent médio a 56 dólares por barril e o WTI a 52 dólares, antecipando uma produção venezuelana ainda estável em torno de 900 mil b/d nesse horizonte.

A perspectiva de recuperação da produção depende em grande parte do papel que as empresas americanas poderiam desempenhar, algumas das quais nunca se retiraram totalmente do país, apesar das sanções e nacionalizações passadas. A Chevron é o caso mais emblemático. O grupo permaneceu no país por meio de joint ventures com a empresa estatal PDVSA, mesmo quando a maioria das grandes petrolíferas internacionais deixou a Venezuela nos anos 2000. Essa continuidade permitiu à Chevron manter conhecimento operacional sobre os ativos existentes, embora suas atividades tenham sido duramente limitadas pelo regime de sanções americanas. Em um cenário de normalização política, o grupo aparece como um dos atores melhor posicionados para contribuir na reabilitação gradual das infraestruturas.

Em contrapartida, ExxonMobil e ConocoPhillips saíram do país após as ondas de nacionalizações conduzidas sob a presidência de Hugo Chávez. Ambos os grupos iniciaram processos de arbitragem internacional para obter compensações. A ConocoPhillips busca há vários anos recuperar cerca de 12 bilhões de dólares referentes à expropriação de seus ativos, enquanto a ExxonMobil reivindicou cerca de 1,65 bilhão de dólares. Esses litígios permanecem centrais na avaliação de um possível retorno.

Segundo fontes citadas pela Reuters, a administração americana informou recentemente às líderes das grandes petrolíferas que qualquer perspectiva de compensação dependeria de um retorno à Venezuela e de investimentos significativos, financiados previamente pelas próprias empresas. Em outras palavras, os grupos petrolíferos deveriam primeiro investir capital para reconstruir um setor amplamente degradado antes de esperar recuperar parte ou a totalidade das dívidas provenientes das expropriações passadas. Essa condição aumenta o custo e o risco de retorno, especialmente porque as empresas também precisam lidar com um quadro contratual incerto, infraestruturas envelhecidas, questões de segurança e a possibilidade de instabilidade política prolongada.

Essas restrições explicam por que os analistas não preveem uma recuperação rápida da produção. A longo prazo, porém, a Venezuela poderia voltar a ser um fator estrutural no mercado global de petróleo.

Olivier de Souza

Diante da forte dependência do seu sistema elétrico da energia hidrelétrica, a Zâmbia multiplica os projetos solares de grande escala, uma dinâmica fortemente impulsionada em 2025 e que deverá se prolongar em 2026.

Em 17 de dezembro de 2025, as autoridades zambianas lançaram as obras de construção do projeto solar fotovoltaico de Siavonga, com capacidade de 100 MW, para um investimento anunciado de 80 milhões de dólares americanos.

O projeto é desenvolvido pela companhia nacional ZESCO Limited por meio de sua joint venture JIGSCO Energy Corporation Limited, em parceria com a Jigsaw Investments e a Power China como contratante EPC. A entrada em operação comercial está prevista para dezembro de 2026. O projeto é apresentado como um instrumento para o reforço da segurança energética e da resiliência da rede elétrica diante das restrições climáticas que afetam a produção hidrelétrica.

Dois dias depois, em 19 de dezembro, o governo deu início às obras de construção de outro projeto solar de 100 MW, o Chisamba Fase II. Segundo o Ministério da Energia, esse projeto também se insere na estratégia nacional de diversificação da matriz elétrica, com o objetivo de reduzir a vulnerabilidade do sistema elétrico.

Essa sequência prosseguiu já no início de 2026 com um avanço operacional, em particular em Mansa, na província de Luapula, onde os testes de pré-comissionamento de uma usina solar de 50 MW permitiram a injeção de cerca de 14 MW na rede. Essa capacidade supera a demanda de pico local, estimada em 9 MW, contribuindo para o fim do racionamento de energia durante o dia em Mansa e parcialmente em Kasama. A entrada em operação completa da usina está prevista para abril de 2026.

Paralelamente, essa orientação em direção à energia solar estende-se à província sul do país, região que historicamente concentra as principais infraestruturas hidrelétricas. Nos dias 4 e 8 de dezembro de 2025, as autoridades e a ZESCO lançaram as obras de uma usina solar de 100 MW em Chirundu, de outra de 35 MW em Choma, bem como de uma linha de transmissão de 330 kV.

As usinas de Chirundu e de Choma estão localizadas na mesma zona que as barragens hidrelétricas de Kafue Gorge Upper, Kafue Gorge Lower e Kariba North Bank, pilares históricos da produção elétrica nacional.

Segundo a Agência Internacional de Energia, a hidreletricidade representava cerca de 90% da eletricidade produzida na Zâmbia em 2023. No entanto, com projetos solares já operacionais e outros em construção em várias províncias, o país lança as bases para a ascensão gradual de uma alternativa e caminha para um sistema elétrico mais confiável.

Abdoullah Diop

Essa escolha ocorre em um contexto de volatilidade do mercado petrolífero. O preço do petróleo bruto caiu em 2025, em meio a crescentes temores de excesso de oferta.

Durante uma breve reunião virtual realizada no domingo, os oito principais membros da OPEP+ decidiram não alterar suas metas de produção para os meses de janeiro, fevereiro e março. Essa orientação confirma uma decisão tomada em novembro passado, quando o grupo optou por suspender temporariamente os aumentos de produção durante o trimestre, devido a uma demanda sazonalmente mais fraca durante o inverno no hemisfério norte.

Os países envolvidos são Arábia Saudita, Rússia, Emirados Árabes Unidos, Cazaquistão, Kuwait, Iraque, Argélia e Omã. Juntos, eles representam mais da metade da produção mundial de petróleo. Em 2025, esses oito produtores haviam elevado suas metas de produção em cerca de 2,9 milhões de barris por dia, o equivalente a quase 3% da demanda mundial, em uma estratégia destinada a recuperar participação de mercado após vários anos de cortes voluntários voltados a sustentar os preços. Segundo a Reuters, nenhum novo ajuste foi discutido durante a primeira reunião do ano.

Essa decisão de estabilidade no curto prazo ocorre enquanto o mercado petrolífero sai de um ano difícil. Em 2025, os preços do petróleo bruto recuaram mais de 18%, registrando a maior queda anual desde 2020. Esse recuo se explica, em grande parte, por preocupações persistentes com o excesso de oferta.

Um mercado sob pressão diante do risco de excedente

A prudência demonstrada pela OPEP+ ganha um significado especial à luz do atual contexto geopolítico, marcado por tensões persistentes entre a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos em torno do conflito no Iêmen, bem como pelas incertezas que cercam o futuro da Venezuela, país que detém as maiores reservas comprovadas de petróleo do mundo.

Enquanto aumentam as dúvidas sobre as perspectivas da produção petrolífera para o novo ano, a Agência Internacional de Energia apresentou algumas chaves de análise em um relatório publicado em outubro passado. A agência explicou, em especial, que o futuro do mercado permanece ligado à reintrodução gradual no mercado de volumes anteriormente retirados pela OPEP+, combinada com o crescimento da oferta fora do cartel, especialmente nos Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guiana e Argentina.

Em uma atualização publicada em dezembro, a organização prevê para 2026 um excedente de cerca de 3,8 milhões de barris por dia, ligeiramente inferior às estimativas anteriores. Essa revisão se deve a perspectivas de oferta revistas para baixo, relacionadas, em especial, às sanções que afetam a Rússia e a Venezuela, bem como a um crescimento da demanda ligeiramente mais forte do que o previsto.