A China fecha 2025 com a produção interna de petróleo mais forte da sua história moderna, encerrando o seu plano de acção de sete anos (2019-2025) com ganhos mensuráveis. A produção nacional aumentou de 3,8 milhões de carvão por dia em 2020 para uma média de 4,3 milhões de pellets por dia em 2025, um aumento de cerca de 12%, impulsionado pela actividade de perfuração acelerada, um aumento na produção não convencional e a mudança estrutural mais significativa do sector upstream em décadas. A expansão reflecte o objectivo estratégico de Pequim de reforçar a segurança energética através do fornecimento interno, mesmo que a procura global continue a crescer.
A actual reformulação a montante da China começou em 2020, quando o governo substituiu a atribuição administrativa de direitos mineiros e de hidrocarbonetos por licitações e leilões orientados para o mercado, que mais tarde foram promovidos ao abrigo da Lei de Recursos Minerais de 2025. Esta reforma sinalizou uma ruptura com as práticas herdadas de atribuição do Estado e abriu a porta para as empresas nacionais privadas da China participarem na área de exploração ao lado dos campeões nacionais. Em 2025, o Ministério dos Recursos Naturais realizou seis rondas de licenciamento abrangendo 23 blocos, marcando a mais extensa libertação de área plantada para operadores chineses não estatais até à data.
Estas mudanças estruturais e o aumento do capital de investimento tiveram efeitos regionais visíveis. Tianjin aumentou a produção de 632 mil b/d em 2020 para 785 mil b/d em 2025, o maior aumento regional, enquanto Xinjiang avançou de 571 mil para 649 mil b/d à medida que os testes de reservatórios profundos e estreitos se expandiram. Heilongjiang caiu ligeiramente de 604 mil para 579 mil b/d, destacando a maturidade dos antigos campos da era Daqing e a pressão para substituir a produção em declínio.
Apesar da abertura da política às empresas privadas, a indústria continua dominada por empresas estatais. A PetroChina é o maior produtor de petróleo, com uma média de 2,5 milhões por dia em 2025 e detendo cerca de 1,2 milhões de km.2 de área terrestre nas bacias de Sichuan, Tarim, Ordus, Yonggar, Songliao e Qaidam, abrangendo empreendimentos convencionais, estreitos e de xisto, à medida que a empresa aumenta a exploração não convencional.
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A CNOOC (China National Offshore Company) tem sido a mais proeminente no aumento da produção, expandindo a produção de 690.000 b/d em 2020 para cerca de 900.000 b/d em 2025, apoiada por 650.000 km.2de áreas offshore na Baía de Bohai e no Mar da China Meridional. Embora historicamente seja um produtor focado no exterior, a CNOOC tem se esforçado para expandir a sua presença onshore à medida que surgem novas oportunidades e a empresa se posiciona contra o risco de concentração de recursos. Entretanto, outra grande empresa estatal chinesa de petróleo e gás, a Sinopec (com produção de 600.000 bpd em 2025), mantém um peso significativo a montante nas bacias de Sichuan, Tarim, Subei e Bohai onshore, apoiadas por cerca de 700.000 km2.2 de área terrestre e 100.000 km22 offshore, consolidando o seu papel nos corredores de petróleo e gás no sudoeste do país e no extremo oeste.
Com o plano de sete anos a pressionar os produtores do país a expandirem a sua procura de reservas internas, a procura acelerada da China começa a produzir resultados substanciais. Descoberta de Bozhong 26-6 da CNOOC em 2023, um reservatório raso de Bohai que é a maior colina metamórfica do mundo, estimada em 200 milhões de m3 de petróleo e gás existente, passou da descoberta à primeira produção no início de 2025 – uma reviravolta invulgarmente rápida para um reservatório de fronteira. O plano pouco ortodoxo da Petrochina revelou-se igualmente eficaz. No final de Setembro de 2025, a empresa aprovou 1,15 mil milhões de barris de óleo de xisto na área de Gulong, na bacia de Songliao, que deverá atingir um pico de 130.000-140.000 b/d, enquanto já no início de Dezembro, a PetroChina informou que o bloco ultrapassou um milhão de toneladas de produção anual. Na Bacia de Junggar, em Xinjiang, as profundidades de perfuração atingiram 9.056 metros, o poço mais profundo da bacia e o segundo mais profundo em terra na China. A Sinopec também entrou em novos territórios de recursos com o seu poço Qiluye-1 na Bacia de Sichuan, que testou petróleo e gás de xisto comercial a 2.000 metros, com a mídia estatal citando 100 milhões de toneladas de potencial bruto, indicando pela primeira vez uma base de reserva comercialmente viável no sudoeste da China.
No momento em que o renascimento do petróleo e do gás na China ganha força, os investidores estrangeiros vêem a porta fechar-se silenciosamente. A ConocoPhillips, que atua na China desde a década de 1980, retém agora apenas uma participação de 49% no campo petrolífero de Penglai através da sua subsidiária chinesa depois de a operação ter sido transferida para a CNOOC em 2014, representando apenas um envolvimento legado e não uma operação em grande escala. A Chevron, uma vez posicionada em uma série de PSCs offshore, desistiu dos blocos da Baía de Bohai e do Mar da China Meridional e manteve interesses apenas na PSC de gás ácido de Chuandongbei através de sua subsidiária, embora o pedido final do campo em junho de 2025 tenha sido descrito em relatórios da indústria como “o fim do legado da Chevron” nesse projeto. Embora as empresas estrangeiras manifestem publicamente interesse em participar nas novas oportunidades de exploração da China, Pequim parece não se incomodar com a atração do capital ou da tecnologia estrangeira. Não foram relatados acordos agrícolas, destacando como a tensão geopolítica e os limites rigorosos à propriedade estrangeira em sectores estratégicos continuam a limitar o acesso internacional a montante da China.
Esta expansão da produção local, aliada à abertura de áreas às empresas privadas chinesas, pode indicar pressão nos volumes de importação; Mas os dados contam uma história diferente. As importações de petróleo bruto da China por via marítima mantiveram-se estáveis em 10,5 milhões de bpd desde 2023 (com 850.000 bpd adicionais de petróleo bruto russo entregues através de oleoduto), mesmo com a produção nacional a subir de 4,0 milhões para 4,3 milhões de bpd, deixando as importações cobrindo consistentemente cerca de 70-75% do consumo total. A maioria desses barris vem da Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Brasil e Irã, fornecendo qualidades adaptadas às necessidades das refinarias offshore da China.
Ao longo das últimas duas décadas, as principais refinarias da China foram concebidas, ampliadas ou melhoradas para processar tipos específicos de petróleo bruto importado – especialmente barris ácidos médios e pesados – que são mais rentáveis para a produção de combustíveis e matérias-primas petroquímicas do que grande parte do petróleo bruto doméstico mais leve e mais caro da China. Com a expectativa de aumento do consumo e as configurações das refinarias estruturalmente alinhadas com as qualidades estrangeiras, as importações continuam a ser fundamentais para o abastecimento. Novas descobertas (sejam não convencionais em terra ou xisto, em águas rasas ou profundas) requerem longos ciclos de desenvolvimento antes de contribuírem significativamente, sugerindo que os lucros internos serão moderados, mas não substituirão a dependência das importações. A China produz mais petróleo internamente, mas a arquitectura do seu sistema de refinação garante que o país deve continuar a comprar a maior parte dele no estrangeiro.
A China entra em 2026 com uma base industrial doméstica mais forte, um conjunto mais diversificado de operadores e um impulso na exploração não convencional e offshore. A onda de perfurações da CNOOC no Golfo de Bohai não mostra sinais de desaceleração, e a empresa deverá adicionar mais 40.000 b/d em 2026, após três anos de crescimento constante. A PetroChina continua a cumprir voluntariamente as metas estabelecidas por Pequim, mas os seus relatórios destacam o incômodo compromisso por detrás da aceleração: a sua base de recursos diminuiu em 200 milhões de barris líquidos nos últimos três anos, sugerindo que a produção está a ultrapassar a taxa a que as reservas estão a ser adicionadas. Quanto mais rapidamente a China acelerar o seu impulso a montante, mais cedo – e mais acentuada – será a viragem para o declínio inevitável.
Mas, por enquanto, a trajetória permanece ascendente. A China consolidou a sua posição como o sexto maior produtor de petróleo do mundo, aumentando a produção em cerca de 100.000 bpd em termos anuais em 2025, e outro aumento nacional de pelo menos 70.000 bpd parece estar ao alcance graças às ambiciosas metas de perfuração da CNOOC e da PetroChina. Seja uma mudança sustentada ou um prelúdio em alta velocidade para um abrandamento, o ressurgimento a montante da China está a entrar numa fase que revelará a sua resiliência e potencial de crescimento – ou o seu limite máximo.
Por natalia katona para Oilprice.com
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