Turquia dispara ao topo: gás brasileiro domina com 57% de share

A Turquia estava na posição #26 nas exportações brasileiras de gás de petróleo no período de comparação. Recebia US$ 92 em FOB — número que mal aparece em qualquer planilha de parceiros comerciais. No acumulado até abril de 2026, saltou direto para #1, com US$ 37,9 milhões embarcados e 57,6% de share do total exportado no capítulo. Não é virada gradual. É uma estreia comercial em escala industrial.

O placar do ano

A posição anterior era quase inexistente: US$ 92 de FOB, fração de zero no share. Esse número não permite hipótese de crescimento orgânico — o que ocorreu foi abertura de rota nova, quase certamente via contrato estruturado ou acordo de fornecimento de médio prazo com um comprador turco. A variação de FOB equivale a cerca de 413 mil vezes a base anterior.

Para efeito de comparação, nenhum outro destino no mesmo capítulo registrou movimento similar no mesmo intervalo. O restante do ranking ficou com 42,4%, dividido entre dezenas de países. Essa concentração em um único parceiro acende sinal amarelo operacional: qualquer interrupção da demanda turca — cambial, logística ou regulatória — derruba o resultado consolidado do setor.

Impacto operacional

Exportações de gás de petróleo saem majoritariamente pelos terminais especializados de Santos e Suape. A rota Brasil–Turquia pelo Atlântico Sul e pelo Mediterrâneo exige navios criogênicos ou pressurizados para GLP, com especificações de produto muito mais restritivas que granéis secos ou tankers de petróleo bruto.

A Turquia opera refino e distribuição via BOTAŞ e players privados do setor. Ela tem capacidade de absorver volumes significativos, mas a logística de recebimento é cara e especializada. Para o exportador brasileiro, a entrada da Turquia como cliente de primeiro nível obriga a revisar dimensionamento de capacidade de embarque para o segundo semestre. Saber se o fluxo é contrato firme ou spot muda completamente o planejamento.

A Kyrodata permite rastrear esse fluxo mês a mês, útil quando um único destino detém mais de 50% do volume.

Cenário se a tendência se mantiver

Se a Turquia sustentar a demanda, o Brasil terá consolidado um corredor estratégico para o Mediterrâneo oriental. A lógica existe: a Turquia opera como bisagra entre mercados de gás europeus e do Oriente Médio. Um fluxo de GLP brasileiro pode funcionar como suprimento de ajuste em períodos de aperto nos contratos regionais.

Isso abre potencial de acordo de longo prazo — mas também exige diversificação de destinos para reduzir a exposição. Egito, Grécia e Israel são compradores regionais que poderiam equilibrar a carteira sem aumentar custo logístico de forma expressiva. Sem essa diversificação, qualquer saída da Turquia no próximo período zera mais da metade do valor exportado no capítulo.

O risco contrário é igualmente real. Se o fluxo for spot e não se renovar, o share volta próximo a zero no ciclo seguinte — e o resultado anual do setor despenca na mesma proporção que subiu.

Implicações pra você

Pra exportadores: Verificar a natureza do contrato com a Turquia — firme ou spot — antes de dimensionar capacidade de embarque para o segundo semestre. Prospectar ao menos dois destinos regionais alternativos como Egito e Grécia, para reduzir dependência de um único comprador que hoje detém 57,6% do fluxo.

Pra importadores: Monitorar atividade de reexportação de GLP turco nos próximos 60 dias. Se a Turquia estiver repassando produto brasileiro para o mercado regional, pode surgir janela de triangulação. Comparar frete Santos–İzmit com Santos–Mediterrâneo alternativo para calibrar custo real de abastecimento.

A última vez que um único destino assumiu mais de metade de um capítulo de combustíveis em janela tão curta foi durante a pandemia, quando rotas de GLP foram redesenhadas em semanas. Não durou dois trimestres.

Fonte: MDIC ComexStat