A Petrobras informou nesta quinta-feira (29) que identificou mais um intervalo portador de petróleo no poço Morpho, o que caracteriza a terceira descoberta no bloco FZA-M-59, localizado em águas ultraprofundas da costa do estado do Amapá, em lâmina d’água de 2.886 metros.

Segundo a estatal, a continuidade da avaliação de outros intervalos de interesse, após as descobertas divulgadas em agosto e no início de outubro de 2026, permitiu a confirmação dessa nova descoberta.

“Nossa persistência técnica permitiu que fossem realizadas três descobertas no mesmo poço, o que nos deixa ainda mais otimistas em relação ao potencial exploratório da Margem Equatorial. Essa é a marca do nosso trabalho: dedicação e foco em resultados. Os excelentes resultados operacionais do terceiro trimestre, divulgados nesta quarta-feira, são outro exemplo da qualidade de nossas entregas”, disse em nota a presidente da Petrobras, Magda Chambriard. 

A empresa disse ainda que a perfuração e a aquisição de dados geológicos foram concluídas. Neste momento será realizada a finalização das operações no poço (abandono) e a sonda seguirá até a bacia Potiguar, no litoral do Rio Grande do Norte, onde iniciará a perfuração na locação Mãe de Ouro.

A atuação da Petrobras no bloco FZA-M-59 está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio da exploração de novas fronteiras, contribuindo para o atendimento à demanda energética do país.

O economista Thiago Toscano aceitou o convite do governador eleito de Minas Gerais Cleitinho Azevedo (Republicanos) e vai fazer parte do secretariado do futuro governo.

O martelo foi batido nesta quinta-feira (29), após reunião do futuro secretario, que atualmente comanda a Itaminas, com Cleitinho e com o vice-governador eleito, Luís Eduardo Falcão.

Toscano é ex-presidente da Codemig (Companhia de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais) e Codemge (Companhia de Desenvolvimento de Minas Gerais).

Formado em Economia e Ciência Contábeis, com pós graduação em Finanças e Gestão Pública, Toscano atua há mais de 20 anos atua na modelagem e implementação de projetos de concessões, infraestrutura e privatizações, nos setores de energia, saneamento básico, mobilidade e mineração.

Desde 2011, ele atua também como professor na Fundação Dom Cabral, especialista nas áreas de Planejamento Estratégico, Gestão Pública, Microeconomia e Balance Scorecard.

A Enel Distribuição Rio registrou lucro líquido de R$ 66,6 milhões no terceiro trimestre deste ano, revertendo o prejuízo de R$ 108,8 milhões registrado no mesmo período de 2025.

Os resultados foram divulgados nesta quarta-feira (28).

A receita líquida somou R$ 2,40 bilhões entre julho e setembro, queda de 0,4% na comparação com o terceiro trimestre de 2025.

O Ebitda atingiu R$ 457,2 milhões, crescimento de 38,4% ante os R$ 330,3 milhões do mesmo período de 2025.

Leia Mais:

Segundo a distribuidora fluminense, o avanço do resultado operacional foi favorecido pela redução das provisões para inadimplência e perdas de recebíveis, após uma atualização dos parâmetros e premissas usados para estimar essas perdas.

Ao todo, o resultado financeiro apresentou melhora de R$ 31,9 milhões na comparação anual.

No acumulado de janeiro a setembro, o lucro líquido chegou a R$ 115 milhões, revertendo o prejuízo de R$ 126,4 milhões registrado nos primeiros nove meses de 2025.

Já a receita líquida acumulada alcançou R$ 7,58 bilhões, avanço de 8,7% ante os R$ 6,97 bilhões do mesmo intervalo do ano passado. O Ebitda somou R$ 1,36 bilhão, alta de 18,8% em relação aos R$ 1,14 bilhão apurados entre janeiro e setembro de 2025.

Dentre os investimentos da Enel Rio, o montante é de R$ 551,2 milhões no terceiro trimestre, crescimento de 34,5% em relação aos R$ 409,8 milhões aplicados no mesmo período do ano anterior.

Somente entre janeiro a setembro, foram investidos R$ 1,43 bilhão, alta de 34,3% ante os R$ 1,06 bilhão dos primeiros nove meses do ano passado.

A Enel Distribuição São Paulo registrou lucro líquido de R$ 349,3 milhões no terceiro trimestre de 2026, alta de 49,1% em relação aos R$ 234,4 milhões apurados no mesmo período de 2025. Os resultados foram divulgados na quarta-feira (28).

A receita líquida somou R$ 5,70 bilhões entre julho e setembro, queda de 2,6% na comparação com os R$ 5,86 bilhões registrados no terceiro trimestre do ano passado.

O Ebitda, lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, atingiu R$ 1,24 bilhão, crescimento de 12,6% ante os R$ 1,10 bilhão do mesmo período de 2025.

Segundo a companhia, o avanço do resultado operacional foi favorecido pela redução das provisões para inadimplência e perdas de recebíveis, após uma revisão dos parâmetros usados para estimar essas perdas. O lucro também foi beneficiado por menores despesas de depreciação e amortização, decorrentes da revisão da vida útil regulatória de determinados ativos.

No acumulado de janeiro a setembro, o lucro líquido chegou a R$ 818,4 milhões, aumento de 21,4% em relação aos R$ 674,2 milhões registrados nos primeiros nove meses de 2025.

A receita líquida acumulada alcançou R$ 17,17 bilhões, avanço de 5,4% ante os R$ 16,29 bilhões do mesmo intervalo do ano passado. O Ebitda somou R$ 3,44 bilhões, alta de 12,6% em relação aos R$ 3,05 bilhões apurados entre janeiro e setembro de 2025.

Investimentos

Os investimentos da Enel São Paulo totalizaram R$ 916,1 milhões no terceiro trimestre, crescimento de 20,6% em relação aos R$ 759,8 milhões aplicados no mesmo período de 2025. De janeiro a setembro, foram investidos R$ 2,41 bilhões, alta de 28,8% ante os R$ 1,87 bilhão dos primeiros nove meses do ano passado.

No trimestre, os investimentos classificados como crescimento somaram R$ 442,8 milhões, avanço de 20,1% na comparação com os R$ 368,7 milhões do mesmo período de 2025. Desse montante, R$ 193,1 milhões foram destinados ao programa de medidores inteligentes, ante R$ 164,7 milhões no terceiro trimestre do ano passado.

A manutenção recebeu R$ 272,5 milhões, aumento de 25,2% em relação aos R$ 217,7 milhões registrados um ano antes. Dentro dessa rubrica, as atividades relacionadas a emergências responderam por R$ 117,3 milhões, alta de 28% ante os R$ 91,6 milhões do terceiro trimestre de 2025.

Processo de caducidade

No relatório, a Enel também abordou o processo na Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) que pode levar ao encerramento antecipado de sua concessão. A companhia informou que a análise iniciada em 6 de outubro foi interrompida por um pedido de vista do diretor Gentil Nogueira Sá.

A distribuidora ressaltou que, até a divulgação dos resultados, a diretoria colegiada ainda não havia aprovado uma recomendação de caducidade ao governo federal. A empresa afirmou que vem apresentando elementos técnicos e operacionais que demonstrariam melhora dos indicadores e avanços no cumprimento das obrigações regulatórias.

O procedimento foi aberto em 7 de abril. Segundo a Aneel, a empresa não corrigiu definitivamente falhas no restabelecimento da energia após situações de emergência, incluindo demora no atendimento, interrupções prolongadas e problemas nos planos de contingência e na mobilização de equipes.

A análise do pedido de renovação da concessão por mais 30 anos está suspensa. O contrato atual termina em 2028. Uma eventual recomendação da Aneel não encerra automaticamente a concessão: a decisão final cabe ao MME (Ministério de Minas e Energia).

A ABTP (Associação Brasileira dos Terminais Portuários) defende que integração entre portos, rodovias e ferrovias é essencial para ampliar a eficiência energética da logística brasileira.

Em entrevista à CNN, a diretora-executiva e de Relações Institucionais, Cláudia Borges, afirmou que os investimentos em modernização dos terminais e a adoção de novas tecnologias precisam estar alinhados aos avanços dos demais modais para gerar ganhos em toda a cadeia de transporte.

Para a diretora, a complementaridade entre os modais exige que as iniciativas de eficiência energética avancem de forma alinhada, tendo em vista que portos respondem por 95% do comércio internacional brasileiro, incluindo o escoamento de safras do agronegócio.

A fala ocorreu durante o evento Frotas e Fretes Verdes, realizado na Fiesp (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo), na capital paulista entra essa quarta (28) e quinta-feira (29).

Além da ampliação da capacidade e da compra de equipamentos, segundo ela, parte dos investimentos dos terminais portuários tem sido direcionada a estudos e ações na área ambiental, social e de governança.

“Uma parte dos investimentos tem sido voltada, sim, para estudos, para aplicação de ações na área de ESG”, comentou.

Ainda segundo a diretora, a ABTP mantém um grupo que se reúne mensalmente para debater o tema, reunindo terminais associados para discutir iniciativas que estão sendo implementadas nos portos, incluindo melhorias de processos e novas tecnologias que podem contribuir para a eficiência energética.

No início do mês, o ministro de Portos e Aeroportos, Tomé Franca, divulgou uma nova carteira de projetos e investimentos do MPor (Ministério de Portos e Aeroportos) para os próximos quatro anos, com investimentos de cerca de R$ 160 bilhões. 

Para os portos, o ministério prevê 34 leilões, com investimentos estimados em R$ 20,6 bilhões.

Entre os projetos estão o Tecon Santos 10, no Porto de Santos (SP), com R$ 6,45 bilhões; o SSB01, no Porto de São Sebastião (SP), com R$ 3,84 bilhões; o ITJ01, no Porto de Itajaí (SC), com R$ 2,66 bilhões; o VDC10, no Porto de Vila do Conde (PA), com R$ 1,93 bilhão; e o IQI15, no Porto do Itaqui (MA), com R$ 1,22 bilhão.

O TCU considerou improcedente a representação sobre supostas irregularidades na compra de 12 termelétricas da Eletrobras pela Âmbar Energia e na edição da MP 1.232/26.

A MP foi editada pelo governo federal para facilitar a troca de controle da Amazonas Energia e recuperar a situação financeira da distribuidora, garantindo a continuidade do fornecimento no estado.

As térmicas compradas ficam no Norte do país e atendem, entre outras coisas, sistemas isolados de energia, além de fornecer energia para a Roraima Energia e a Amaz

Entretanto, a relação com as termelétricas está em um dos dispositivos, que permitia converter determinados contratos de fornecimento dessas usinas em contratos de energia de reserva, alterando a forma de contratação e pagamento dessa energia.

Também na decisão, o Tribunal de Contas determinou o envio do processo e do acórdão à CVM (Comissão de Valores Mobiliários) e ao MPF (Ministério Público Federal), para avaliarem possíveis medidas diante de indícios de uso de informação privilegiada e de eventuais ilícitos relacionados à operação.

A corrida global por inteligência artificial está transformando silenciosamente uma das infraestruturas mais críticas da economia digital: os data centers. Com o aumento exponencial da demanda por processamento de dados, cresce também a pressão por modelos mais eficientes, não apenas em desempenho, mas sobretudo em consumo de energia e uso de recursos naturais.

Nesse cenário, sustentabilidade deixa de ser diferencial e passa a ser pré-requisito. Tecnologias como resfriamento líquido, uso de energia renovável e integração com sistemas elétricos inteligentes despontam como pilares de uma nova geração de data centers, mais eficientes, resilientes e alinhados às demandas ambientais.
Desde o início, estruturamos nossos projetos no país para operar com alto desempenho e baixo impacto ambiental, adotando tecnologias avançadas para mitigar o consumo de recursos críticos como água e energia.

Um dos grandes diferenciais está no sistema de refrigeração líquida em circuito fechado, conhecido como direct-to-chip. Diferentemente dos modelos tradicionais, que demandam grandes volumes de água para resfriamento, a tecnologia praticamente elimina esse consumo ao utilizar trocadores de calor a ar (dry coolers). Na prática, o uso de água se aproxima de zero, um avanço significativo em um contexto global de escassez hídrica.

Na frente energética, o projeto também segue uma abordagem ambiciosa. A operação será baseada em uma matriz 100% renovável, combinando autoprodução solar, energia certificada e o uso de combustíveis verdes inclusive em sistemas de emergência. A meta é atingir neutralidade de carbono nos escopos 1 e 2, um padrão ainda pouco comum no setor.

Mas o impacto do projeto vai além da eficiência ambiental. Em um momento em que o Brasil enfrenta desafios relacionados à estabilidade da rede elétrica, iniciativas como essa passam a desempenhar um papel estratégico. O data center foi projetado para atuar como uma carga controlável, capaz de absorver excedentes de energia e ajudar a reduzir oscilações no sistema.

Estou falando de uma infraestrutura que não apenas consome energia, mas que também contribui para o equilíbrio do sistema elétrico. O data center passa a atuar como um ativo estratégico para a estabilidade da rede. Esse modelo já é observado em mercados mais avançados, como Califórnia e Texas, onde data centers começam a operar como elementos ativos na gestão energética. Por aqui, no entanto, a abordagem ainda é incipiente, o que posiciona o projeto como uma iniciativa pioneira.

Outro ponto central é a eficiência operacional, nós projetamos um empreendimento para atingir um índice PUE inferior a 1,2 considerado referência global, além de um WUE próximo de zero. Esses indicadores reforçam o compromisso com o uso racional de recursos e colocam o projeto em um patamar competitivo internacionalmente.

Acredito que é bem mais do que inovação tecnológica, estamos do poder transformador da tecnologia para gerar impacto social, crescimento econômico e desenvolvimento sustentável. À medida que a inteligência artificial avança e a demanda por processamento cresce, o futuro dos data centers dependerá da capacidade de equilibrar performance e sustentabilidade. Nesse contexto, iniciativas que combinam eficiência energética, uso inteligente de recursos e integração com o sistema elétrico tendem a definir os novos padrões da indústria.

Fernando Palamone é CEO da RT-One*

O fim da escala 6×1, regime em que o trabalhador exerce suas atividades por seis dias e conta com um dia de descanso, produz efeitos que ultrapassam o âmbito das relações trabalhistas. A redução da jornada de trabalho também demanda atenção aos seus reflexos sobre os contratos celebrados pela Administração Pública , especialmente aqueles que envolvem o emprego direto de mão de obra.

A Emenda Constitucional nº 141/2026, publicada em 16 de outubro de 2026, alterou o regime jurídico trabalhista brasileiro ao estabelecer, no artigo 7º, incisos XIII e XV, da Constituição Federal, a redução da jornada normal de trabalho para, no máximo, oito horas diárias e 40 horas semanais, além de assegurar dois dias de repouso semanal remunerado.

Debatida nos últimos meses, ao mesmo tempo que a alteração representa uma ampliação dos direitos dos trabalhadores, impõe desafios para empregadores e contratantes, diante da necessidade de reorganizar escalas, dimensionar equipes e avaliar os impactos financeiros sobre os contratos vigentes.

No âmbito das contratações públicas, a questão ganha especial relevância. O artigo 9º da Emenda Constitucional prevê expressamente que, nos contratos celebrados pela Administração Pública direta e indireta cuja execução envolva o emprego direto de mão de obra, a redução da jornada deverá ser acompanhada da formalização de aditamento contratual destinado à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da contratação.

A Emenda ainda dispõe que a formalização do reequilíbrio contratual deverá ocorrer no prazo máximo de um ano contado da sua publicação, de modo que o reequilíbrio econômico-financeiro não constitui apenas uma possibilidade, mas uma providência expressamente prevista na norma, observadas as particularidades e o regime jurídico aplicável a cada contrato.
A medida busca conciliar a ampliação dos direitos trabalhistas com a preservação das condições econômico-financeiras originalmente pactuadas nos contratos administrativos.

Na prática, a implementação exigirá planejamento, análise dos impactos sobre os custos de pessoal e atuação coordenada entre a Administração Pública e as empresas contratadas. Mais do que uma adequação trabalhista, a mudança demanda uma revisão das condições de execução contratual, de modo a assegurar a continuidade dos serviços públicos e a sustentabilidade econômica dos contratos, sendo essencial a efetiva disposição do setor público para tanto, idealmente a mesma havida na aprovação e promulgação da alteração constitucional.

*João Paulo Pessoa é advogado especialista em Direito Público e sócio do Toledo Marchetti Advogados
*Kamila M. de Albuquerque Bezerra é advogada especialista em Direito Público e Regulatório do Toledo Marchetti Advogados

As cotas de energia de Itaipu destinadas às distribuidoras brasileiras podem cair até 32,3% em 2027, segundo cálculos feitos pela Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). A entidade alerta que a ampliação da contratação da Ande, estatal responsável pela gestão de energia naquele país, pode exigir compras adicionais pelas concessionárias e pede uma definição antes do leilão de 13 de novembro para evitar que elas iniciem o próximo ano com contratos insuficientes.

As cotas de Itaipu são as parcelas do fornecimento da usina que as distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste são obrigadas a contratar. Essa energia compõe o conjunto de contratos das concessionárias para atender seus consumidores. Se o volume recebido diminuir, elas podem precisar comprar energia de outras fontes para cobrir a diferença.

Em carta, a Abradee pede que a agência defina, em conjunto com o MME (Ministério de Minas e Energia), o montante da Ande (Administración Nacional de Electricidad) a ser abatido das cotas de 2027 antes do leilão de energia existente marcado para 13 de novembro.

O problema está no calendário. As distribuidoras têm até amanhã, 30 de outubro, para ratificar ou retificar suas declarações de necessidade de compra para os leilões A-1, A-2 e A-3. A cota de Itaipu, porém, costuma ser definida perto do fim do ano, depois da contratação nos certames. O fornecimento dos contratos do A-1 começa em 1º de janeiro de 2027.

No cálculo da associação, a energia destinada às distribuidoras considera a garantia física total de Itaipu descontada da carga informada pela Ande. Quanto maior o volume reservado à estatal paraguaia, menor a parcela disponível para as concessionárias brasileiras.

A Abradee calcula que, se o abatimento passar a refletir o consumo efetivo da Ande, a cota das distribuidoras poderá diminuir 24,4%, ou 1.317,2 megawatts médios (MW médios). No cenário em que a parcela destinada às concessionárias fique limitada à metade brasileira da garantia física da usina, a redução chegaria a 32,3%, ou 1.745,2 MW médios.

A preocupação está ligada ao entendimento firmado pelos governos brasileiro e paraguaio em abril de 2024. O documento manteve até 2026 os termos do acordo operativo de 2007 e estabeleceu que o Paraguai aumentaria sua contratação de potência em pelo menos 10% ao ano nesse período. A partir de janeiro de 2027, o país se comprometeu a contratar toda a sua necessidade.

Segundo a Abradee, esse compromisso ainda não foi traduzido em ato normativo ou orientação que dê respaldo às distribuidoras para recompor seus contratos. A associação afirma que as empresas não estão incorporando os efeitos do entendimento às declarações de compra dos leilões de 2026.

Para 2026, a associação estima consumo de 3.421,7 MW médios, caso se mantenha o desempenho observado até setembro. O volume supera em 68,9% os 2.025,5 MW médios abatidos das cotas neste ano. Mantida a tendência, o consumo da Ande em 2027 se aproximaria da metade da garantia física de Itaipu, equivalente a 3.875,4 MW médios, segundo a entidade.

A principal preocupação da Abradee é ter previsibilidade sobre o volume de energia de Itaipu com que as distribuidoras poderão contar em 2027. A redução das cotas pode, inclusive, abrir espaço para contratações mais baratas no mercado brasileiro, diante da sobreoferta de energia e do custo de Itaipu, considerado elevado pelo setor.

Grandes consumidores

A carta cita o avanço de grandes consumidores de eletricidade no Paraguai, como mineração de criptoativos e data centers. Com base em comunicado da Ande, informa que a demanda total do sistema paraguaio cresceu 17,9% entre janeiro e agosto de 2026.

Vale lembrar que o departamento de Estado dos Estados Unidos anunciou recentemente um acordo para que a energia elétrica da usina de Itaipu seja utilizada em um projeto de infraestrutura para inteligência artificial.

Para evitar um déficit de contratação, a Abradee pede que, após a definição da cota, as distribuidoras possam revisar suas declarações de compra para o A-1 antes do leilão de novembro, caso a mudança em relação a 2026 seja relevante.

Se não houver tempo, a alternativa proposta é realizar um leilão A-0 ou de ajuste em janeiro de 2027, depois da definição das cotas. A entidade afirma que a Aneel já reconhece como exposição involuntária a variação da cota de 2027 em relação à de 2026.

Além das medidas de contratação, a Abradee propõe que a estimativa da carga da Ande tenha como referência mínima o consumo realizado nos últimos 12 meses. Pede ainda articulação com o MME e o Ministério das Relações Exteriores para incluir, nos termos de 2027 e na revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu, a informação prévia da necessidade paraguaia e o tratamento das diferenças entre o volume informado e o efetivamente consumido.

Procurada, a Itaipu disse em nota que por se tratar de uma manifestação da Abradee à Aneel, referente a questões regulatórias do setor elétrico brasileiro, não cabe à Itaipu se posicionar a respeito.

A Petrobras bateu recorde de produção de petróleo e gás no terceiro trimestre de 2026, ao alcançar média de 3,51 milhões de barris de óleo equivalente por dia. O volume representa uma alta de 11,7% em relação ao mesmo período de 2025 e 5,3% na comparação com o segundo trimestre, segundo o relatório de produção e vendas da companhia.

O avanço foi puxado pelo aumento gradual da produção das plataformas P-78 e P-79, no campo de Búzios, e pelo desempenho da plataforma Alexandre de Gusmão, em Mero. A Petrobras também atribuiu o resultado à maior eficiência operacional desde o quarto trimestre de 2018 e à redução das perdas com paradas para manutenção.

O indicador considera a produção própria da Petrobras, correspondente à sua participação nos campos, e reúne petróleo, líquidos de gás natural e gás natural em uma mesma unidade de energia. A produção de óleo e líquidos de gás natural no Brasil somou 2,832 milhões de barris por dia, alta de 12,4% em um ano.

No acumulado de janeiro a setembro, a produção própria total atingiu média de 3,359 milhões de barris de óleo equivalente por dia, crescimento de 13,9% sobre igual período de 2025. Já a produção total operada, que inclui a parcela dos sócios nos campos, alcançou recorde de 5,082 milhões de barris de óleo equivalente por dia no trimestre.

O pré-sal respondeu por outro recorde: a produção própria nessa área chegou a 2,96 milhões de barris de óleo equivalente por dia, ante 2,78 milhões no segundo trimestre. Ao longo dos três meses, entraram em operação 12 novos poços produtores, divididos igualmente entre as bacias de Campos e de Santos.

“A Petrobras alcançou um novo recorde de produção própria de 3,51 milhões de barris de óleo equivalente por dia no 3T26, crescimento de 11,7% na comparação com o mesmo trimestre do ano anterior. (…) a maior eficiência operacional trimestral em oito anos, afirmou a diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos, no relatório.

Em Búzios, a plataforma Almirante Tamandaré registrou produção média de 263 mil barris de petróleo por dia em julho, mantendo a posição de maior produtora do país. Em Mero, a Alexandre de Gusmão atingiu a capacidade originalmente prevista de 180 mil barris por dia em agosto e, após ampliação autorizada, alcançou pico de 190 mil em setembro.

O desempenho foi diferente no pós-sal profundo e ultraprofundo, onde a produção de óleo recuou 4,2% em relação ao segundo trimestre, para 341 mil barris por dia. Segundo a empresa, o resultado refletiu mais perdas com paradas para manutenção na Bacia de Campos e o declínio natural dos campos maduros.

Para 2027, a Petrobras prevê a entrada em operação de mais duas plataformas em Búzios, a P-80 e a P-82, cada uma com capacidade nominal para produzir 225 mil barris de petróleo por dia. As unidades deixaram o estaleiro em Singapura em setembro e outubro, respectivamente.

Exportações

As exportações de petróleo e derivados também bateram recorde, com média de 1,251 milhão de barris por dia. O volume ficou 20,7% acima do registrado um ano antes e avançou 1,7% sobre o segundo trimestre, impulsionado pelas vendas externas de derivados, principalmente óleo combustível.

As exportações apenas de petróleo, porém, recuaram 0,9% na comparação trimestral, para 987 mil barris por dia. A companhia informou que cargas equivalentes a 140 mil barris diários ainda estavam em andamento no encerramento do período, com expectativa de serem contabilizadas no quarto trimestre.

Apesar do recorde nas exportações totais, o saldo entre os volumes exportados e importados caiu 14,6% ante o segundo trimestre, para 918 mil barris por dia. As importações aumentaram 114,1%, para 333 mil barris diários, diante de maiores compras de petróleo e da demanda sazonal por combustíveis, sobretudo diesel e querosene de aviação. A comparação foi influenciada pela baixa base do segundo trimestre, quando as importações de derivados atingiram o menor nível histórico.

Refino

No refino, a produção de derivados atingiu 1,873 milhão de barris por dia, alta de 4,6% em um ano, mas queda de 2,3% sobre o trimestre anterior. O recuo foi associado à parada programada para manutenção na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC). O fator de utilização das refinarias ficou em 99%, ante 101% no segundo trimestre e 94% um ano antes.

A produção de diesel atingiu recorde trimestral de 769 mil barris por dia, crescimento de 6,7% na comparação anual. As vendas de derivados no mercado interno chegaram a 1,854 milhão de barris por dia, o maior volume desde o terceiro trimestre de 2021, com alta de 6,4% sobre o trimestre anterior.

O principal impulso veio do diesel, cujas vendas cresceram 14,4% na comparação trimestral, para 849 mil barris por dia. A Petrobras relacionou o aumento ao plantio da safra de verão e à maior atividade industrial.

Gás natural

No mercado de gás, a entrega de produto de origem nacional subiu 10,5% ante o segundo trimestre, para 42 milhões de metros cúbicos por dia. A maior oferta doméstica permitiu reduzir as importações, segundo a companhia. As compras de gás boliviano caíram de 7 milhões para 5 milhões de metros cúbicos diários.

A expansão das atividades também elevou as emissões operacionais de gases de efeito estufa nos negócios de petróleo e gás, sem incluir as termelétricas. Elas somaram 37,5 milhões de toneladas de CO₂ equivalente nos nove primeiros meses de 2026, ante 35 milhões em igual período de 2025.