O Conselho de Administração da Petrobras aprovou o Plano de Negócios 2026-2030 (PN 2026-30) que mantém as estratégias definidas no Plano Estratégico 2050 (PE 2050) e reafirma sua visão de ser a melhor empresa diversificada e integrada de energia na geração de valor, construindo um mundo mais sustentável, conciliando o foco em óleo e gás com a diversificação em negócios de baixo carbono (inclusive produtos petroquímicos, fertilizantes e biocombustíveis), sustentabilidade, segurança, respeito ao meio ambiente e atenção total às pessoas.
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Diante do cenário de preços mais baixos de petróleo, o PN 2026-30 reforça o compromisso de crescimento com geração de valor e com a sustentabilidade financeira da companhia, por meio da disciplina de capital, eficiência operacional, otimização de gastos operacionais e limites orçamentários para investimentos, além da adoção de critérios mais restritivos na governança de aprovação de projetos.
No horizonte do PN 2026-30, a Petrobras prevê investimentos totais (Capex) de US$ 109 bilhões, sendo US$ 91 bilhões em projetos da Carteira em Implantação e US$ 18 bilhões na Carteira em Avaliação, composta por oportunidades com menor grau de maturidade.
Para garantir resiliência financeira e flexibilidade para responder às condições de mercado, o Plano introduz um novo mecanismo para a Carteira em Implantação, com duas classificações:
• “Carteira em Implantação Base”: US$ 81 bilhões, que engloba os projetos cujo orçamento foi aprovado no Plano, mesmo que ainda não sancionados
• “Carteira em Implantação Alvo”: US$ 91 bilhões, que, além dos projetos da Carteira em Implantação Base (US$ 81 bilhões), engloba projetos (US$ 10 bilhões) cuja confirmação do orçamento está condicionada à análise de financiabilidade. Avaliações trimestrais, à luz das projeções de fluxo de caixa e estrutura de capital, determinarão o avanço desses projetos, bem como eventual priorização.
O PN 2026-30 destina investimentos de US$ 69,2 bilhões em projetos da Carteira em Implantação Alvo do E&P, no quinquênio.
Desta carteira, 62% correspondem ao Pré-Sal, 24% em campos do Pós-Sal, 10% estão alocados em Exploração e cerca de 4% relacionados a Terra, Águas Rasas, ativos no Exterior, tecnologias ou projetos de descarbonização.
A companhia eleva o patamar da curva de produção de óleo e gás no curto e médio prazo em relação ao Plano anterior, por meio de uma melhor gestão dos reservatórios, novos poços complementares e entrada de novos sistemas de produção, além de uma disponibilidade crescente de gás natural frente à oferta atual.
Os projetos continuam se destacando pela dupla resiliência (econômica e ambiental) e pelo alto valor econômico, compondo um portfólio viável a cenários de baixos preços de petróleo no longo prazo, com Brent de equilíbrio prospectivo da carteira, em média, de US$ 25 por barril e intensidade de carbono de até 15 kgCO2e por barril de óleo equivalente no quinquênio.
A companhia ainda prevê uma média do Custo Total do Petróleo Produzido (CTPP) – que inclui custo de extração (abaixo de US$ 6/barril), participações governamentais e depreciação e depleção – de US$ 30,4/boe no quinquênio 2026 a 2030, considerando participações governamentais de acordo com o Brent médio estimado como premissa do planejamento, o que representa uma redução de cerca de US$ 6/barril em relação à estimativa de CTPP do Plano anterior.
Serão implantados 8 (oito) novos sistemas de produção até 2030, sendo que 7 (sete) já estão contratados. Além disso, há outros 10 (dez) projetos a partir de 2030. A Petrobras atua como operadora de todos esses campos, com exceção do Raia, operado pela Equinor.
No Campo de Búzios, no pré-sal, destaca-se a previsão de concluir a implantação de 11 FPSOs até 2027, com entrada em operação das plataformas já contratadas P-78, P-79, P-80, P-82 e P-83, além de estar em licitação uma 12ª unidade de produção, a P-91.
O PN 2026-30 destina US$ 15,8 bilhões em investimentos na carteira em Implantação Alvo para o segmento de Refino, Transporte, Comercialização, Petroquímica e Fertilizantes (RTC).
No Refino, os recursos se concentram na expansão e na adequação do parque de refino, visando à produção de combustíveis de alta qualidade e de baixo carbono. Com esses projetos, a companhia prevê ampliar sua capacidade instalada de processamento de 1,8 milhão bpd para 2,1 milhões bpd até 2030, um acréscimo de 320 mil bpd, incluindo os projetos em avaliação. Essa ampliação será suportada por projetos dentro das plantas existentes, sem necessidade de construção de novas refinarias.
Além disso, até o fim do quinquênio do PN 2026-30, o perfil da produção também será aprimorado, com maior participação de produtos de alto valor agregado. A produção do diesel passará de 40% para 45% do total, com redução do teor de enxofre e melhoria da qualidade. Os investimentos em Refino, com destaque para a conclusão do Trem 2 da RNEST e o projeto Refino Boaventura, devem resultar em um aumento de 307 mil bpd na capacidade de produção de Diesel S-10 até 2030 (incluindo projetos da Carteira em Avaliação), sendo 134 mil bpd de volume adicional e 173 mil bpd provenientes da substituição do Diesel S-500 pelo Diesel S-10. Considerando todas as iniciativas de baixo carbono (escopos 1, 2 e 3), o investimento em transição energética alcança US$ 13 bilhões, englobando projetos em Energias de Baixo Carbono, bioprodutos, ações para descarbonização das operações e Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) presentes em todos os segmentos. Esse montante representa 12% do investimento Total e 8% do investimento em Implantação.
Em relação aos compromissos de descarbonização (escopos 1 e 2) estabelecidos no Plano anterior, o compromisso de reinjeção de CO2 em projetos de Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) se encerra em 2025, com a perspectiva de atendimento da meta de 80 milhões tCO2 este ano. Os demais cinco compromissos permanecem com metas até 2030, a saber:
– Redução das emissões absolutas operacionais totais em 30% em relação a 2015
– Zero queima de rotina em flare
– Intensidade de Gases de Efeito Estufa (GEE) no E&P de 15 kgCO2e/boe
– Intensidade de GEE no Refino de 30 kgCO2e/CWT (3)
– Intensidade de emissões de metano no segmento upstream de 0,20 t CH4/mil t hidrocarboneto
