O Brasil vota em outubro. As decisões de energia foram tomadas em março
A produção cresceu na queda de Dilma, com Temer, com Bolsonaro, no terceiro mandato de Lula. Atravessou um impeachment, um escândalo de corrupção que prendeu metade da cadeia de fornecedores, uma pandemia e duas reversões ideológicas completas em Brasília. A razão é tediosa e absoluta: um ciclo de capital em águas profundas leva de sete a dez anos da sanção ao platô, e o ciclo eleitoral dura quatro.
O Brasil fechou 2024 com 88,2% de eletricidade renovável, a maior rede limpa do planeta. E essa rede acabou de assinar compromissos de escala de quinze anos com gás e carvão. Não é ideologia revertendo a transição. É a transição apresentando sua conta de operação.
Cobrança monofásica na porta da refinaria e no terminal de importação é a maior limpeza estrutural da distribuição de combustíveis brasileira desde a abertura dos anos 1990.
Na tarde de sexta-feira, 51 dias antes do primeiro turno, a Petrobras confirmou a presença de hidrocarbonetos no poço Morpho, na bacia da Foz do Amazonas, a 175 quilômetros da costa do Amapá e em 2.886 metros de lâmina d’água. A primeira descoberta da companhia na Margem Equatorial. Ainda não é comercial. O poço segue em perfuração rumo à profundidade final, mas há perfis elétricos, amostras de rocha e um sistema petrolífero funcionando numa fronteira que o País discute há uma década.
Três dias depois do voto de 4 de outubro, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) abre as ofertas por 23 blocos do pré-sal sob partilha de produção, a maior oferta da história do regime, ao lado de 495 blocos em concessão, em terra e no mar. As empresas colocarão compromissos de décadas sobre a mesa antes de qualquer um saber quem governa o Brasil em janeiro.
Essa sequência diz mais sobre a energia brasileira do que qualquer programa de governo.
O consenso diz que outubro traz a eleição mais consequente para a energia brasileira em uma geração. Eu acho que o contrário está mais perto da verdade: raramente uma eleição brasileira importou tão pouco para o rumo da máquina de energia, e raramente importou tanto para quem captura a renda que a máquina produz.
A disputa em si é apertada de verdade. A Quaest, ouvindo 2.004 eleitores entre 10 e 13 de agosto para a Globo, mostra Lula com 43% contra 40% de Flávio Bolsonaro na simulação de segundo turno, empate técnico na margem de dois pontos. No primeiro turno, Lula lidera por 38 a 31, com Ronaldo Caiado, Renan Santos e Romeu Zema na casa de um dígito. O agregador do Economist, atualizado em 16 de agosto, lê quase o mesmo: 41 a 33 no primeiro turno, 46 a 42 no segundo. Um segundo turno em 25 de outubro é quase certo.
Lula, aos 80, quer o quarto mandato. Flávio Bolsonaro, senador desde 2019, carrega o movimento do pai enquanto Jair Bolsonaro cumpre, em prisão domiciliar, a pena de 27 anos pela trama golpista, inelegível. Washington está no meio da campanha, sem convite e sem saída: tarifas sobre produtos brasileiros, sanções a ministros do Supremo, designação de facções como terroristas. Lula corre com a soberania. Bolsonaro corre com o alinhamento. O próximo presidente ainda indicará quatro dos onze ministros do STF, e é por isso que os dois lados tratam a eleição como existencial.
Agora coloque essas pesquisas ao lado dos dados de produção e veja a correlação desaparecer.
Em junho, o Brasil produziu 4,475 milhões de barris de petróleo por dia, alta de 19,1% sobre um ano antes, e 5,842 milhões de barris de óleo equivalente por dia somando o gás. Dois recordes históricos, o quarto e o quinto de 2026. O pré-sal respondeu por 82% da produção total. Búzios, sozinho, cruzou um milhão de barris por dia. A média de 2025 fechou em 3,77 milhões de b/d, alta de 12,3%, a adição em larga escala mais rápida fora do núcleo da OPEP+.
A produção cresceu na queda de Dilma, com Temer, com Bolsonaro, no terceiro mandato de Lula. Atravessou um impeachment, um escândalo de corrupção que prendeu metade da cadeia de fornecedores, uma pandemia e duas reversões ideológicas completas em Brasília. A razão é tediosa e absoluta: um ciclo de capital em águas profundas leva de sete a dez anos da sanção ao platô, e o ciclo eleitoral dura quatro. Os FPSOs que chegam à locação neste ano foram encomendados sob outro presidente, e os que o próximo presidente vai celebrar foram encomendados sob este.
Repare no que o atual governo, eleito com o vocabulário da transição, de fato presidiu: produção recorde de hidrocarbonetos todos os anos, adesão à carta da OPEP+ em 2025 (assento à mesa, sem cotas), a licença do Ibama para a Foz do Amazonas depois de anos de negativas, e agora o Morpho. Magda Chambriard, presidente da Petrobras, tratou a descoberta de sexta como recomposição de reservas, que é exatamente o vocabulário de uma companhia que planeja produzir petróleo até os anos 2050. No Brasil, expandir hidrocarbonetos não é posição partidária. É aritmética fiscal vestindo a camisa de quem ganhar.
A aritmética foi assinada em novembro de 2025, quando o conselho da Petrobras aprovou um plano de investimentos de US$ 109 bilhões para o período de 2026 a 2030, com US$ 45 bilhões a US$ 50 bilhões em dividendos previstos, teto de dívida bruta de US$ 75 bilhões, US$ 2,5 bilhões e 15 poços dedicados à Margem Equatorial e uma estimativa da própria companhia de R$ 1,4 trilhão em tributos para municípios, estados e União em cinco anos. Esse último número é o que as duas campanhas de fato disputam. Nenhuma propõe encolhê-lo.
Por isso 7 de outubro é o voto mais interessante. Quinze empresas se habilitaram para a rodada do pré-sal, entre elas Petrobras, BP, Chevron, Equinor, Shell e TotalEnergies; trinta e seis para o ciclo de concessão. Chevron e ExxonMobil já levaram áreas na bacia da Foz do Amazonas e vão ler os perfis do Morpho com mais atenção do que qualquer tabela de pesquisa eleitoral. Os bônus de assinatura e as ofertas de excedente em óleo que aparecerem três dias depois do primeiro turno, com o segundo indefinido, serão a avaliação de risco político mais honesta produzida no Brasil neste ano. O capital não responde a institutos de pesquisa. Responde a editais, e este fecha no meio de um segundo turno.
Abaixo das majors, uma segunda indústria se formou em silêncio. A Prio bateu recorde da companhia com 138,8 mil barris por dia em novembro e coloca o desenvolvimento de Wahoo, no pré-sal, em produção neste ano. A Brava Energia, fusão de 3R e Enauta, tentou abrir 2026 com um acordo de US$ 450 milhões pela metade da Petronas em Tartaruga Verde e no Módulo III de Espadarte. Não fechou. Em 16 de março, a Petrobras exerceu o direito de preferência nos mesmos termos, retomou as participações e voltou a 100% de dois campos que já opera, com cerca de 55 mil barris por dia. A Brava saiu reembolsada, sem impacto econômico. O episódio desenha a fronteira do ciclo de desinvestimentos melhor do que qualquer slide de estratégia: os independentes ficam com os barris que a Petrobras não quer mais, não com os que estão amarrados à infraestrutura que ela ainda opera. A PetroRecôncavo segue perfurando os poços do Recôncavo e do Potiguar que a estatal de fato deixou para trás, e em agosto assinou com a Brava um contrato de longo prazo de venda de petróleo até 2030.
O mercado terrestre também é onde a eleição se sente de forma mais direta, porque a economia de campo marginal vive e morre de previsibilidade fiscal, não de geologia. Um operador de bacia madura produzindo algumas centenas de barris por dia se importa com o tratamento dos royalties, com a velocidade da ANP e com o comportamento dos fiscos estaduais durante a transição de 2026 a 2033 muito mais do que com quem ocupa o Planalto. A rodada de 495 blocos em concessão de 7 de outubro, com áreas no Potiguar, no Recôncavo, no Parnaíba e no Parecis, é o teste de continuidade desse segmento inteiro.
Se você quer a eleição que de fato definiu o rumo da energia brasileira, ela aconteceu em março, em sete rodadas de lances na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Os leilões de reserva de capacidade (LRCap) de 18 e 20 de março contrataram cerca de 19 gigawatts de potência firme: 16,7 GW de térmicas a gás natural e carvão, 2,3 GW de ampliações hidrelétricas. R$ 64,5 bilhões em investimento mobilizado contra R$ 38,9 bilhões por ano em receita fixa por disponibilidade, com janelas de entrega até 2031. Cerca de 330 projetos somando 120 GW se inscreveram, seis vezes a demanda. Pela primeira vez, o Brasil contratou potência com requisitos de flexibilidade, e não apenas energia.
Leia isso contra a matriz. O Brasil fechou 2024 com 88,2% de eletricidade renovável, a maior rede limpa do planeta. E essa rede acabou de assinar compromissos de escala de quinze anos com gás e carvão. Não é ideologia revertendo a transição. É a transição apresentando sua conta de operação.
A conta tem uma linha chamada curtailment, o corte de geração. Em 2025, 20,6% de toda a geração eólica e solar disponível foi cortada pelo operador do sistema, mais que o dobro dos 9,3% de 2024, algo como R$ 6 bilhões em perdas para os geradores, na estimativa da Volt Robotics. A energia cortada acumulada desde 2023 passou de 48,7 TWh, quase um mês de consumo nacional jogado fora. O Nordeste levou cortes médios de 2,23 GW entre janeiro e abril deste ano. O Operador Nacional do Sistema (ONS) projeta corte médio de 3,11 GW em 2026, subindo a 3,65 GW em 2029, e, pior, que até 96% disso virá de sobreoferta estrutural, não de falta de fios. A diretora regulatória da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) disse à Platts, em maio, que empresas afirmam que não vão investir no Brasil até que a situação se resolva. As regras de compensação publicadas em julho, a Portaria 140 do Ministério de Minas e Energia (MME), cobrem eventos de rede e confiabilidade de 2023 a 2025 e excluem explicitamente os cortes por sobreoferta, que é a categoria que cresce.
O problema elétrico do Brasil já não é gerar energia limpa. É que firmeza e demanda viraram os bens escassos, e o País agora paga pelos dois. E o pagamento não tem sido tranquilo. Os resultados de março passaram o inverno no tribunal: federações de indústria do Ceará e de São Paulo e o Instituto Arayara questionaram o desenho e o custo do certame, um juiz federal do Ceará suspendeu a homologação em 8 de junho, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) confirmou os resultados assim mesmo em 9 de junho, e a Justiça Federal de Brasília derrubou a liminar um dia depois. A área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) apontou potencial sobrepreço bilionário e saiu à caça de geradoras de papel; o próprio tribunal, então, recusou-se a suspender os contratos em meados de junho, mantendo a pressão sobre MME, Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Aneel para defender a metodologia. O mérito segue aberto em Brasília. Enquanto isso, as primeiras usinas do produto 2026 começaram a suprir em 1º de agosto. Então quem vencer em outubro herda contratos homologados, adjudicados e entregando, mas judicializados: os R$ 38,9 bilhões por ano são contratuais, e os advogados do próximo governo é que escolhem com que força defendê-los. Some o calendário de dezembro, os primeiros leilões só de baterias em 2 e 4 de dezembro contratando armazenamento para 2028 por quinze anos, e a briga de alocação sobre quem carrega o custo fixo entre consumidores regulados e mercado livre.
O gás é o vencedor discreto do ciclo inteiro, e o caso mais claro de política convergindo independentemente do voto. A produção chegou a 217 milhões de metros cúbicos por dia em junho, alta de 19,7% em um ano, a maior parte gás associado do pré-sal que antes era reinjetado por falta de mercado. Para viabilizar a potência térmica de março, o MME reescreveu as regras de logística de gás em janeiro: a exigência de transporte firme caiu de 100% para 70% das necessidades operacionais, e a contratação de capacidade de entrada foi eliminada. A partir de 2026, a indexação ao Henry Hub volta a ganhar peso nos contratos de fornecimento da Petrobras depois de anos de preço atrelado ao Brent, segundo projeções da EPE. E no fim de julho, a Platts lançou avaliações de preço de gás natural no Brasil. Mercado que ganha preço independente é mercado ficando real.
O gás conecta todos os outros fios desta análise. Firma as renováveis cortadas. Abastece a capacidade de reserva. É a matéria-prima das ambições de fertilizantes que as duas campanhas compartilham, e a única molécula que os dois candidatos prometem baratear. A versão de Lula passa por programas estatais e contratação via Petrobras; uma versão Bolsonaro apostaria em liberalização e acesso de terceiros. O rumo, mais moléculas para mais compradores, não muda. Muda o dono dos pedágios.
Demanda é a outra metade da cura para o curtailment, e a história da demanda tem nome: data centers. O regime tributário ReData, nascido como medida provisória em setembro de 2025, caducou sem conversão em fevereiro e voltou pelo PL 278/2026, aprovado na Câmara com R$ 5,2 bilhões em incentivos. As condições são agressivas: energia 100% renovável ou limpa, eficiência hídrica de até 0,05 litro por kWh, 10% da capacidade reservada ao mercado doméstico, 2% do valor dos equipamentos em P&D. Fala-se oficialmente em até R$ 2 trilhões de investimento em data centers em uma década. O encaixe industrial é óbvio, uma rede jogando fora três gigawatts médios no Nordeste ao lado de pontos de amarração de fibra e terra barata. A execução não é óbvia: o incentivo já morreu uma vez no plenário. Este é o caso mais claro em que o resultado de outubro muda desfechos de energia, não se o Brasil terá elétrons, mas se a carga vai aparecer para absorvê-los.
Depois há a reforma da qual ninguém faz campanha. A reforma do consumo, Emenda Constitucional 132 e suas leis complementares, roda agora seu ano-teste de 2026: CBS a 0,9%, IBS a 0,1%, creditáveis, um teste de sistemas. Em 1º de janeiro de 2027, dez semanas depois do segundo turno e no dia em que começa o novo mandato presidencial, PIS e Cofins se extinguem, a CBS vai à alíquota cheia, o IPI cai a zero e nasce o Imposto Seletivo. A fase do IBS vem de 2029 a 2033.
Para combustíveis, a reforma traz a monofasia com mecanismos antifraude e flexibilidade de transição para o gás natural. Quem já precificou carga de diesel para porto brasileiro sabe o que duas décadas de arbitragem de ICMS e fraude fiscal fizeram com as margens do downstream e com o importador honesto. Cobrança monofásica na porta da refinaria e no terminal de importação é a maior limpeza estrutural da distribuição de combustíveis brasileira desde a abertura dos anos 1990. A virada cai no primeiro dia do novo presidente no cargo, sobre um desenho que o vencedor não escreveu e não pode adiar, com o regime monofásico dos combustíveis entrando em fase junto. Um governo que tropece na virada de 2027 produz caos de margem na distribuição em um trimestre, e entrega ao mercado informal exatamente a confusão de que ele se alimenta.
Então onde a urna morde de verdade? Em quatro lugares, e nenhum deles é o rumo da máquina.
Alocação de capital da Petrobras, primeiro: o equilíbrio entre os US$ 45 bilhões a US$ 50 bilhões de dividendos prometidos e a pressão por gastar em refino, fertilizantes e suavização de preço é um botão de governança que o presidente controla, na prática, pelo conselho, e a política de preços segue sendo o único instrumento capaz de transferir valor da companhia e dos importadores independentes para a bomba em um único trimestre. Indicações regulatórias, segundo: as diretorias de ANP, Aneel e Ibama atravessam mandatos, e o próximo governo senta as pessoas que vão processar a avaliação do Morpho, a compensação do curtailment e as conexões dos data centers. Alocação de custos, terceiro: quem paga a conta de R$ 38,9 bilhões por ano da disponibilidade térmica. E risco de execução, quarto: ReData, a virada tributária de 2027, o arcabouço de compensação. Perguntas de gestão, todas. Consequentes. Mas de gestão.
O que acompanhar, em ordem. Os resultados de 7 de outubro: se bônus de assinatura e ofertas de excedente em óleo vierem agressivos com o segundo turno dentro da margem de erro, o mercado está dizendo que precifica a máquina, não o programa; um bloco de Santos teria passado de R$ 2 bilhões no ciclo anterior, então há referência. O caminho do Morpho: profundidade final esperada entre o fim de agosto e o início de setembro, depois o pedido da Petrobras ao Ibama para três poços contingentes, o teste real de se a Margem Equatorial sobrevive ao contato com o licenciamento. Os leilões de baterias de 2 e 4 de dezembro, que vão mostrar se o armazenamento começa a comer a receita fixa das térmicas. A série da Quaest até o fim de setembro. E a prontidão da distribuição de combustíveis para a virada da CBS em janeiro, a data menos glamourosa e operacionalmente mais perigosa desta lista.
O Brent ICE para outubro fechou na sexta, 14 de agosto, a US$ 88,52 por barril, num mercado ainda distorcido por um Estreito de Ormuz meio fechado e por um alerta da Agência Internacional de Energia (AIE) do maior déficit de oferta em cinco anos. Nesses preços, todo cenário fiscal em Brasília se financia com barris, e é exatamente por isso que nenhum candidato vai fazer campanha contra eles.
Em 4 de outubro, o Brasil escolhe quem senta na sala de controle. Os contratos já escolheram o curso, e em 7 de outubro o mercado vai marcar a mercado exatamente quanto vale a diferença entre as duas mãos no painel.
Este texto foi originalmente publicado na página de seu autor (Energy Pipeline by Felipe Germini) na plataforma Substack (https://fgermini.substack.com/).
