Biorrefino em avaliação, mais óleo em Campos e atraso na oferta de gás; os destaques do plano da Petrobras

BRASÍLIA E RIO – O Plano de Negócios da Petrobras 2025-2029 e o Plano Estratégico 2050, apresentados pela diretoria na sexta (22/11), apontam as estratégias corporativa e financeira da companhia para os próximos anos, com o amadurecimento da proposta da petroleira para a atuação em biocombustíveis.

Ao todo, a estatal pretende investir US$ 111 bilhões nos próximos cinco anos, sendo a maior parte para o segmento de exploração e produção de petróleo, que vai receber US$ 77 bilhões. Outros US$ 20 bilhões vão para o refino, transporte e comercialização e US$ 11 bilhões para gás e energias de baixo carbono, sendo o restante (US$ 3 bilhões) para atividades corporativas.

Do valor total do plano, US$ 98 bilhões serão destinados a projetos já em implantação, com o restante (US$ 13 bilhões) para empreendimentos ainda em avaliação.

O plano inclui o retorno ao mercado de etanol, além da continuidade dos investimentos em biorrefino, com plantas dedicadas a produzir diesel verde e combustível sustentável de aviação (SAF), além coprocessamento de óleo vegetal nas refinarias (Diesel R).

A diversificação de negócios inclui, ainda, os setores de fertilizantes e petroquímica, com investimentos em projetos que já haviam sido antecipados nos últimos meses.

A atuação da Petrobras em outros setores ocorre em paralelo à contínua expansão dos investimentos em petróleo. A presidente da companhia, Magda Chambriard, reforçou que a exploração e produção persistem como foco da companha.

“Esse segmento é a nossa prioridade em alocação de capital”, afirmou.

Implantação vs avaliação: biorrefino e a carteira 2030+

Desde o plano anterior, a Petrobras passou a publicar dois valores de investimento no plano de negócios que cobre um período de cinco anos. Adiciona também os valores sancionados, isto é, o percentual de aportes em implantação que já chegaram a aprovação final de investimentos.

Inclui também os investimentos “2030+”, isto é, cujos aportes e entrada em operação excedem o período do plano (2025-2029) e entram como uma sinalização de longo prazo.

Implantação. Até 2029, são US$ 98 bilhões em implantação, sendo que dois terços estão sancionados. É aqui que o E&P se destaca, com US$ 77 bilhões (78%) para explorar e produzir, principalmente, mais petróleo.

• A meta é chegar em 2029 com uma produção própria de 3,2 milhões de barris de óleo e gás equivalente (boe) por dia (+14%, em relação a 2025). Será o pico de produção da estatal.

Avaliação. Outros US$ 13 bilhões estão na carteira em avaliação, sendo US$ 8 bilhões (61%) no “gás e energias de baixo carbono”, que incluem produtos, mas também a mitigação de emissões. Assim, toda a carteira de biorrefino está em análise de viabilidade técnica e econômica.

A estatal pretende ofertar 44 mil barris/dia de SAF e HVO ao mercado, dos quais 15 mil barris/dia virão do projeto de bioQAV da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC); 19 mil barris/dia da planta de bioQAV do Complexo Boaventura; e 10 mil barris/dia da planta de SAF da Replan.

• Até 2029, inclui a UFN-III , fábrica de fertilizantes nitrogenados em Três Lagoas (MS), que teve suas obras interrompidas hás uma década e tem entrada em operação prevista para 2028. E os investimentos em biorrefino na RPBC, em Cubatão (SP).
• No “2030+”, estão a planta de biorrefino no Boaventura, em Itaboraí (RJ) e o gasoduto de 18 milhões de m³/dia em Sergipe.

Projetos de baixo carbono

Ao todo, são US$ 16,3 bilhões no conjunto de investimentos classificados como “baixo carbono”, aumento de 42% em relação ao plano anterior. Do valor total:

• US$ 5,3 bilhões (33%) serão para mitigar emissões (escopos 1 e 2) da produção de petróleo, refino de óleo e processamento de gás e geração de energia;
• US$ 4,3 bilhões (26%), para geração de energia solar e eólica (onshore).
• US$ 4,3 bilhões (26%), para biocombustíveis e biorrefino;
• O restante vai para novas tecnologias, sendo US$ 0,9 bilhão (6%) para captura de carbono, eólicas offshore e venture capital (aquisições de risco); US$ 0,5 bilhão (3%) para hidrogênio; e US$ 1 bilhão (6%) para pesquisa e desenvolvimento.

“O petróleo vai ser o dono da conta a pagar pela transição energética, nós estamos cientes disso. Nós vamos enfrentar o desafio do suprimento de energia desse país e é por isso que eu digo que vamos fazer isso com o petróleo que tem uma menor pegada de carbono e fornecer derivados cada vez mais limpos e renováveis”, disse Chambriard.

A empresa espera uma taxa de retorno interno (TIR) para o segmento de gás natural e energia de baixo carbono de 10%, em função da entrada no segmento de etanol. A projeção supera os 8% do plano anterior. A TIR é um indicador financeiro que mede a rentabilidade de um investimento e o retorno de um projeto ao longo de sua vida útil.

Retorno ao mercado de etanol

O novo plano de negócios da Petrobras prevê mais de US$ 2 bilhões de investimentos em etanol no período de 2025 a 2029.

De acordo com o diretor executivo de Transição Energética, Maurício Tolmasquim, a previsão é chegar a uma produção anual de 2 bilhões de litros de etanol ao ano. “A ideia é começar grande, não é partir do zero”, disse o diretor em entrevista coletiva.

• Em conferência com investidores, Chambriard complementou que o investimento em etanol era mandatório para a companhia e que tem conversado “com umas quatro ou cinco empresas” para iniciar o negócio com um projeto de grande porte.
• “Não tinha explicação para nós estarmos fora do etanol, o principal competidor da gasolina. Estávamos no etanol desde a década de 70, com toda a infraestrutura montada. Temos que fazer algo compatível com o porte da Petrobras. Não dá para ter uma empresa deste tamanho lidando com um monte de negocinhos irrelevantes”, acrescentou.

Milho no Centro-Oeste. A empresa avalia as duas rotas para produção de etanol, por meio da cana-de-açúcar e do milho, mas Tolmasquim ressaltou que o milho é a opção que mais vem crescendo no país nos últimos anos. A rota a partir do milho teria foco no Centro-Oeste do país e teria sinergias com as atividades de transporte de combustíveis para esta região.

Sinergias com o SAF. A opção pela cana, com foco no Sudeste, favoreceria com a produção de combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês), pelo modelo alcohol-to-jet.

• Os investimentos em etanol estão inseridos dentro da alocação de US$ 4,3 bilhões para bioprodutos até 2029. Além do etanol, o valor inclui ainda a destinação de US$ 1,5 bilhão para o biorrefino e US$ 600 milhões para biodiesel e biometano.

Fertilizantes, petroquímica e térmicas

A presidente da empresa reiterou os planos da companhia de retomar investimentos em fertilizantes e petroquímica, reforçando o papel do gás natural nesses projetos.

• “Temos um país que importa 80% dos seus fertilizantes. Temos o gás natural como insumo relevante para essa fabricação, um produto que é responsável por grande parcela do preço final desses fertilizantes. Pior, nós reinjetamos esse gás”, disse Chambriard.
• “Queremos colocar o retorno financeiro desse gás no bolso, fazendo com que os fertilizantes signifiquem um alargamento do nosso produto, que nós produzimos e queremos monetizar”, reforçou

Mato Grosso do Sul. Nos fertilizantes, a estatal prevê para 2025 a aprovação final dos investimentos na UFN 3, em Três Lagoas (MS). O projeto deve entrar em operação em 2028, com uma capacidade de 3.600 toneladas/dia de ureia e 225 toneladas/dia de amônia. São R$ 3,5 bilhões.

Ansa e Unigel. A petroleira também trabalha para retomar a operação da Ansa, de Araucária (PR), em 2025 (R$ 870 milhões). E negocia com a Unigel o retorno das atividades das fafens de Laranjeiras (SE) e Camaçari (BA), arrendadas ao grupo químico.

• A Petrobras e a Yara assinaram um acordo de industrialização de ureia para produção e comercialização de Arla 32 a ser produzido na Ansa. Yara vai fornecer a ureia e receber o Arla 32.

Braskem e petroquímica. Dentre as oportunidades de negócios no segmento, a Petrobras cita a avaliação de posicionamento na Braskem; e o uso do gás processado na UPGN do Complexo de Energias Boaventura (ex-Comperj); além de unidades de FCC (Craqueamento Catalítico Fluido), para produção de Hidrocarbonetos Leves de Refinaria (HLR) e Propeno Verde.

Termelétricas. No setor elétrico, a companhia mira a recontratação de seu atual parque de geração a gás, de 4,9 GW, e cujos contratos venceram ou estão por vencer nos próximos anos.

• E projeta mais duas termelétricas no Complexo Boaventura. A contratação das usinas, existentes ou novas, depende, porém, do sucesso nos próximos leilões de reserva de capacidade. A primeira das novas térmicas está prevista para 2028.

Óleo novo em bacias velhas

Na exploração, a companhia prevê US$ 7,9 bilhões, com a perfuração de 51 poços, dos quais 15 estão previstos para a Margem Equatorial, 25 para as regiões Sudeste e Sul (o que inclui a Bacia de Pelotas) e 11 para outros projetos, como os ativos no exterior (Colômbia e costa africana, por exemplo).

E com isso, a Petrobras dá novos passos na retomada dos investimentos na Bacia de Campos, que sustentou a primeira grande onda de crescimento da produção da empresa há duas décadas. Depois veio o pré-sal, onde começam a surgir os investimentos plataformas de revitalização.

Ainda em desenvolvimento, a Bacia de Santos tem ativos que começam a se tornar maduros. Um dos projetos previstos para a próxima década, por exemplo, é a revitalização do campo de Tupi.

O aumento da oferta de gás natural sofreu um revés, com o adiamento das plataformas em águas profundas de Sergipe. O gasoduto de 18 milhões de m³/dia de capacidade, previsto para o estado, foi adiado de 2029 para pós-2030, a depender da entrada das unidades de produção, ainda não contratadas.

• Com a entrada do Rota 3 (18 milhões de m³/dia), que conectou campos do pré-sal na Bacia de Santos ao complexo Boaventura, no Rio, a Petrobras estima que alcançará 50 milhões de m³/dia de capacidade de oferta ao mercado em 2026. Hoje, é ordem de 35 milhões de m³/dia.

Próxima guinada no gás apenas pós-2030

A Petrobras confirmou que espera iniciar as operações do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) somente a partir de 2030. A previsão do planejamento anterior era começar a produzir óleo e gás em SEAP em 2028, com o gasoduto entrando em 2029.

• O projeto prevê uma produção de 240 mil barris/dia de petróleo, por meio de duas plataformas flutuantes (FPSOs); e a exportação de até 18 milhões de m³/d de gás natural a partir da construção de um gasoduto de escoamento até a costa.
• Sergipe é a principal nova fronteira de produção de gás do país. A ampliação da produção nacional, segundo a petroleira, é o próximo passo para que o mercado tenha preços mais competitivos.

Licitação de plataformas está indefinida. A terceira tentativa de contratar os FPSOs de Sergipe está sendo discutida com os sócios da companhia nos ativos, ONGC e IBV. Segundo o plano de negócios:

• Se a conclusão for por duas plataformas próprias no modelo build-operate-transfer (BOT), SEAP 2 está prevista para 2030; e SEAP 1 para 2031. O plano ainda considera, contudo, que SEAP 1 será uma plataforma própria, desenhada e contratada integralmente pela Petrobras, o que adia a entrada em operação para 2032.
• Na primeira vez que os projetos de Sergipe entraram no plano de negócios, em 2022, o início da produção chegou a ser previsto para 2026.
• O novo plano informa que a companhia vai abrir uma contratação de encomenda tecnológica para o desenvolvimento e qualificação de soluções de dutos flexíveis para lâmina d’água de 3 mil metros.

A dificuldade de financiamento é um dos fatores que tem atrasado a licitação das unidades. OS FPSOs vão poder acessar os recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM), no valor de R$ 8,56 bilhões para as duas plataformas. Em abril, a Sudene aprovou o pleito de redução de 75% do Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) para o projeto.