O Nordeste produz mais de 3 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia e elevou sua produção de petróleo para 109 mil barris diários em 2025, mas continua à margem do setor energético nacional. Apenas 51% do gás regional chega ao mercado, enquanto o restante é queimado ou reinjetado, sem retorno econômico. Já o petróleo extraído de campos maduros onshore sofre com baixa valorização, infraestrutura precária e escassez de investimentos. Com apenas 2,4% da produção nacional, o Nordeste ainda depende fortemente de combustíveis importados — mesmo concentrando até 24% do consumo de derivados no país.
A produção de petróleo e gás natural no Nordeste voltou a crescer em 2024 e deve fechar 2025 com novo avanço. Bahia, Sergipe e Rio Grande do Norte puxam a alta, com volumes que, somados, devem atingir cerca de 109 mil barris de óleo equivalente por dia, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) atualizados até o dia 30 de setembro. O crescimento em relação a 2024, quando a produção foi de 104 mil boe/dia, é de 4,8%.
O principal projeto em curso para ampliar a oferta regional é a expansão da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco. A Petrobras confirmou na última sexta-feira (24) a assinatura dos contratos do Trem 2, com investimento de R$ 8,3 bilhões. A nova unidade terá capacidade para produzir 13 milhões de litros por dia de diesel S10 e deve entrar em operação até 2029. Segundo o relatório da companhia para o terceiro trimestre de 2025, as obras físicas devem ser iniciadas já no primeiro trimestre de 2026, gerando 30 mil empregos diretos e indiretos.
RNEST lidera produção de diesel da Petrobras
A RNEST opera hoje com capacidade instalada de 130 mil barris por dia e atingiu 121 mil barris/dia de carga processada no terceiro trimestre deste ano, crescimento de 5% na comparação anual. A unidade se consolidou como a maior produtora de diesel S10 da Petrobras, com alta de 6,3% no volume processado em relação ao mesmo trimestre de 2024. Ao lado da RNEST, a Refinaria de Mataripe (BA), operada pela Acelen, e a Lubnor (CE), com foco em lubrificantes e asfalto, completam o parque de refino regional.
Mesmo com esse parque instalado, a demanda por combustíveis no Nordeste supera a produção local. Em 2024, o consumo mensal foi de 1,25 milhão de m³ de diesel, 700 mil de gasolina A e 460 mil de GLP, segundo dados da ANP. O abastecimento é complementado por importações que chegam principalmente pelos terminais de Suape (PE), Aratu e Madre de Deus (BA) e Pecém (CE).
Os terminais portuários da região movimentaram mais de 3,5 milhões de m³ de combustíveis importados em 2024. De acordo com o mais recente relatório de produção e vendas da Petrobras, Suape foi o segundo maior polo logístico da companhia no terceiro trimestre de 2025, atrás apenas de São Sebastião (SP). A estatal destaca a integração logística entre RNEST, Suape e os centros de distribuição do Norte e Nordeste, via rodovias e cabotagem.
Total estimado do NE: ~109.500 boe/dia
Fonte: ANP – Produção acumulada jan-set/2025 com projeção anualizada.
(*): 1 boe ≈ 158 m³ de gás natural (equivalência energética média).
()** Valores arredondados para facilitar visualização.
Petróleo nordestino tem baixo aproveitamento
A subvalorização da produção de petróleo ocorre menos pelo volume e mais pelo perfil do óleo extraído. Os campos onshore da Bahia, Sergipe e Rio Grande do Norte produzem óleo pesado, com menor valor comercial e maiores custos logísticos. Mesmo com décadas de operação, a maioria dos campos enfrenta falta de renovação tecnológica e redução do investimento em revitalização.
A ausência de políticas específicas para campos maduros, a logística onerosa e a venda de ativos com baixa atratividade mantêm o Nordeste fora do centro da política petrolífera nacional. A revalorização da produção na região dependeria de incentivos à revitalização, à atuação de operadoras independentes e à reindustrialização da cadeia local de suprimentos.
Gás natural é reinjetado e não chega ao mercado
No caso do gás natural, o panorama é ainda mais crítico. Em 2024, apenas 51% do gás produzido no Nordeste foi comercializado. O restante foi reinjetado, queimado ou consumido internamente pelas unidades operacionais. A Bahia e Sergipe concentraram 76% da produção de gás da região, com volumes que superam 3,2 milhões de m³/dia em 2025, mas que têm baixo impacto no fornecimento à indústria ou ao sistema energético.
Em 2025, os dados parciais até setembro indicam aumento da produção total, mas estagnação na entrega ao mercado. A falta de infraestrutura de escoamento, de gasodutos interestaduais e de contratos firmes de compra mantêm o gás natural da região tecnicamente relevante, mas economicamente marginalizado.
Blocos do Nordeste ficam sem propostas em leilão da ANP
Mesmo com novas fronteiras em avaliação, o apetite do setor por ativos na região segue limitado. Na rodada de Oferta Permanente de Concessão da ANP, realizada em 17 de junho de 2025, nenhum dos 22 blocos localizados no Nordeste foi arrematado. As áreas estavam distribuídas pelas bacias do Ceará, Pernambuco-Paraíba e Potiguar, somando 8,9% da área total ofertada no leilão, com potencial de R$ 6,06 bilhões em compromissos mínimos de exploração.
Apesar do potencial exploratório, não houve propostas para essas áreas. As empresas priorizaram blocos do Sudeste, especialmente na Bacia de Campos e no pré-sal, com retorno esperado mais imediato e infraestrutura consolidada.
Entre os principais fatores que explicam o desinteresse estão o baixo histórico de produção nessas bacias, a infraestrutura limitada de escoamento e o risco exploratório elevado, já que muitas áreas são consideradas bacias de fronteira, com menor conhecimento geológico e atratividade reduzida para operadoras de grande porte.
Margem Equatorial e SEAP apontam novas fronteiras para o Nordeste
A perspectiva mais promissora de avanço para a produção regional está fora da costa atual. A Petrobras obteve licença de operação para iniciar pesquisas exploratórias na Bacia da Foz do Amazonas, na chamada Margem Equatorial. A nova fronteira, que se estende até o Maranhão e o litoral do Pará e Amapá, pode, no futuro, reposicionar o Norte e o Nordeste no mapa da produção nacional de petróleo, caso os estudos avancem e haja viabilidade técnica e ambiental.
Outro eixo de expansão está no Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP). Neste mês, a Petrobras abriu propostas para contratar plataformas FPSO para o projeto, com melhor oferta da SBM Offshore no valor de US$ 3,65 bilhões. O SEAP, localizado na bacia de Sergipe-Alagoas, prevê capacidade de produção de 120 mil barris por dia de petróleo e até 12 milhões de m³/dia de gás, com gasoduto planejado de 18 milhões de m³/dia. A expectativa é que a produção comece em 2030, ampliando significativamente a participação do Nordeste no setor.
A expansão da RNEST e a abertura de novas fronteiras como o SEAP e a Margem Equatorial têm potencial para inaugurar um novo ciclo de geração de empregos qualificados e atração de investimentos industriais no Nordeste, especialmente nos segmentos de refino, logística e serviços especializados. Com os contratos do Trem 2 em andamento, o canteiro de obras da refinaria deve mobilizar milhares de postos de trabalho diretos e indiretos até 2029.
Esse avanço, no entanto, precisa ser acompanhado de políticas ambientais rigorosas e de transparência nas licenças e avaliações de impacto. O crescimento da produção e da capacidade de refino na região não pode prescindir de compromissos claros com a redução de emissões, proteção de recursos hídricos e uso responsável do solo e da energia. A transição energética justa e regionalizada dependerá do equilíbrio entre escala produtiva, responsabilidade ambiental e inclusão socioeconômica.
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