Desafios da Petrobras em gás natural e fertilizantes

A trajetória recente dos planos da Petrobras revela um processo de avanço e retomada nos segmentos de gás natural e fertilizantes. Desde o Plano de Negócios 2024-2028 (PN), observa-se uma orientação para recompor ativos produtivos e reintegrar cadeias estratégicas, após o ciclo de desverticalização ocorrido entre 2016 e 2022, que reduziu a presença da empresa em segmentos essenciais da infraestrutura energética e do desenvolvimento nacional.

O Plano 2025-2029 marcou, de forma mais objetiva, duas importantes estratégias: o retorno ao setor de fertilizantes, revertendo a decisão de 2016 de deixar o segmento, e a expansão da disponibilidade de gás. Dos US$ 19,6 bilhões previstos em investimentos para os segmentos de Refino, Transporte e Comercialização (RTC), US$ 900 milhões estavam direcionado aos setores de comercialização, petroquímica e fertilizantes, somando 4,6% do total previsto na carteira. O plano retomou a diversificação do portfólio de negócios da empresa e a meta de redução da dependência externa em nitrogenados ao prever a reativação de plantas, para recuperar capacidades produtivas.

É sobre esse terreno de recomposição que segue o Plano 2026-2030. O novo ciclo mantém a perspectiva da expansão da oferta de gás e a reativação das fábricas de fertilizantes, procurando enfrentar os limites herdados do processo de desmonte da empresa. Embora avance na reconstrução de capacidades sistêmicas, a Petrobras ainda opera condicionada a enfrentar gargalos logísticos e desafios estruturais que limitam sua potencial contribuição a um projeto nacional orientado pelo interesse público.

A conjuntura brasileira de gás natural e fertilizantes é marcada por fragilidades estruturais persistentes: infraestrutura estagnada, gargalos regulatórios (classificação de dutos, integração da malha, compartilhamentos fronteiriços, garantia de expansão de abastecimento territorial etc.), elos logísticos privatizados e forte dependência externa desses insumos estratégicos. Embora a produção de gás cresça com o pré-sal, a oferta efetiva ao mercado segue limitada por gargalos operacionais, enquanto o país mantém dependência do GNL importado.

A desverticalização dos últimos anos, com a venda de gasodutos de transporte e da Gaspetro (antiga subsidiária da Petrobras no segmento de distribuição de gás natural), fragmentou a cadeia e reduziu a capacidade de coordenação estatal. Esse processo eleva a tarifa e dificulta a interiorização do insumo associada à consequente diminuição da demanda. Em paralelo, a queda da oferta boliviana via Gasbol exige integração energética do Brasil com a Argentina. Esse movimento depende ainda de grandes investimentos em dutos e terminal de exportação no país vizinho.

Nos fertilizantes, o cenário é mais sensível: o Brasil mantém elevada dependência externa de nitrogenados ao longo da última década, e a desativação das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (Fafens), a partir de 2016, aprofundou essa subordinação, o que amplia a vulnerabilidade nacional a fatores externos. Esse contexto motivou a formulação do Plano Nacional de Fertilizantes (2022), que reconhece a importância de reduzir essa exposição e reconstruir capacidades produtivas domésticas. Assim, a partir de 2023, a Petrobras passou a reassumir papel estratégico nesse processo, iniciando com a reativação da Araucária Nitrogenados S.A. (ANSA).

A interdependência entre gás e fertilizantes existe: sem ampliar a oferta de gás a preços estáveis e com logística integrada, dificilmente o país reconstrói sua produção de ureia, amônia ou nitrato. Apesar dos importantes avanços recentes da Petrobras, novas UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural), retomada de unidades de fertilizantes e reforço no escoamento, o modelo atual segue fragmentado e sem condições de sustentar um projeto de desenvolvimento produtivo robusto. Superar essa condição exige recompor a coordenação estatal, reverter os limites impostos pela desverticalização e integrar energia, indústria e agricultura em uma política nacional. Trata-se de fatores que envolvem o papel Petrobras, mas que também ultrapassam seu atual alcance como empresa mista.

No gás natural, projeta-se ampliar a oferta ao mercado, colocando uma meta de 67 milhões de metros cúbicos por dia (MMm³/d) até 2030, volume acima da média da demanda registrada no primeiro semestre de 2025 (60 MMm³/d), apoiada na entrada de novas produções e na disponibilidade de gás associado. Dentro da carteira, o projeto Raia, operado pela Equinor e que, além da Petrobras, conta com a participação da Repsol, aparece como o principal empreendimento dedicado ao gás no quinquênio.

Já o projeto Sergipe Águas Profundas (Seap), no qual a Petrobras será operadora, poderá adicionar até 12 MMm³/d à malha, mas ainda se encontra nas etapas de contratação das plataformas, cada uma com cronogramas distintos. A unidade de Seap 2 tem entrada prevista para 2030, enquanto Seap 1 permanece projetado para depois de 2030. Esse projeto, contudo, vem sendo sucessivamente postergado desde o intervalo 2023-2027, o que acende um ponto de atenção por causa dos elevados custos de desenvolvimento, como a própria empresa destacou na recente coletiva de apresentação do plano atual.

Assim, a evolução da curva de oferta se associa ao avanço desses dois projetos estruturantes, que sustentam a ampliação esperada do suprimento nacional de gás natural. Nesse cenário, o Rota 3 já aparece como infraestrutura incorporada ao sistema com capacidade combinada entre 18 e 21 MMm³/d, cumprindo função decisiva ao ampliar o escoamento do pré-sal da Bacia de Santos e viabilizar o processamento do gás associado que sustentará grande parte do crescimento sinalizado.

Projeta-se ainda um aumento, além dos 13% na oferta de gás nos próximos cinco anos, também na capacidade de processamento para 100 MMm³/dia e, ainda, 40 MMm³/dia oriundos de dois novos terminais de regaseificação de GNL, ampliando a capacidade de importação. A companhia reafirma ainda o papel do parque termelétrico como instrumento de equilíbrio sazonal, garantindo demanda a partir de suas próprias UTEs. O documento também explicita a intenção de reduzir os custos logísticos do transporte do insumo, setor que atualmente a empresa só opera pelo Gasbol que “apenas” importa gás, por meio da sua subsidiária TBG. Ou seja, a negociação com operadores de transporte será necessária.

Um dos vetores importantes do plano atual é a estratégia da Petrobras no mercado livre de gás. A companhia projeta um crescimento de 300% nas vendas por esse canal direto com consumidores, reforçando seu posicionamento como a grande comercializadora nacional, posição reforçada em 2025, liderando o suprimento no país. O movimento é coerente com a sinalização pública da empresa em ofertar gás a patamares próximos de US$7/MMBtu, valor bem inferior às médias históricas de suprimento.

O aumento da produção de gás, sustentado por novos sistemas, otimização de reservatórios e repotencialização das UPGNs, representa avanço importante, mas esbarra em gargalos históricos de escoamento e transporte. A Petrobras amplia a oferta, mas não controla integralmente os meios para escoá-la ou distribuí-la para gerar um amplo alcance territorial. Um setor que neste ano intensificou disputas entre agentes privados de transporte e distribuição, inserido na conjuntura de importante queda de demanda forçada pelo aumento de preços.

Nos fertilizantes, reafirma a retomada na cadeia química, alocando US$ 1 bilhão no quinquênio, um crescimento de 11% em relação ao ciclo anterior. São quatro os ativos estratégicos: UFN-III, principal projeto e única unidade com ampla expansão projetada; e a retomada da Fafen-BA; Fafen-SE; e ANSA (PR). As três últimas têm foco declarado na continuidade operacional, sem novas metas de ampliação da capacidade. A produção de fertilizantes consumirá 3,3 MMm³/dia de gás natural em 2026, com potencial de suprir 20% da demanda nacional de ureia, reduzindo parte da dependência externa. Logo, indica que a retomada das atividades químicas ampliará a demanda por gás natural. Ao mesmo tempo, adotará a geração solar em refinarias para justamente liberar mais gás ao mercado.

O novo plano indica avanços e apresenta maior clareza operacional sobre a produção de fertilizantes em relação à projeção anterior. O plano 2025-2029 detalha a capacidade anual instalada máxima com 7.726 t/d de ureia, 1.014 t/d de amônia para venda, além de ARLA32 e excedentes por planta. Já o plano atual, embora reduza o detalhamento anual de amônia e ARLA, traz uma visão mais precisa da performance real das unidades, apresentando produção diária somada de 5.075 t/d de ureia e reafirmando o papel das três plantas (Fafen-BA, Fafen-SE e ANSA) como base estruturante da retomada já em 2026. O deslocamento da entrada da UFN-III de 2028 para 2029 não altera o potencial do projeto, que mantém capacidade de 3.600 t/d e segue como o principal vetor de expansão futura. Outra novidade presente no novo plano é a intenção de comercializar os fertilizantes diretamente a grandes consumidores na região Centro-Oeste, nos estados de Tocantins, Maranhão e Piauí e no Oeste da Bahia.

Em resumo, combina-se a ampliação da oferta própria, a busca por custos logísticos menores e o uso comercial do portfólio de gás associado, configurando uma mudança no papel da dinâmica concorrencial do setor. Reforça a empresa como grande comercializadora de gás natural para o mercado e seus ativos em recomposição. Esse movimento decorre da desverticalização da última década: sem a Gaspetro e sem participação relevante nos gasodutos de transporte, desacoplada totalmente de elos da distribuição, a empresa passa a disputar o mercado a partir da oferta primária, usando sua experiência, portfólio e margem em preços como instrumentos de competitividade. Além, claro, de direcionar o atendimento a seus próprios ativos industriais.

A análise integrada de gás e fertilizantes no plano evidencia a ampliação dos investimentos em UPGNs, diretamente associada à meta de elevar a oferta de gás comercial, além de projetos de biometano indicados, que inserem a molécula renovável como complementar, mas ainda marginal em escala – 0,25% em 2026 para alcançar 10% em 2030, na composição com os volumes de gás natural.

O plano atual representa um avanço parcial na recomposição das capacidades energéticas e químicas da Petrobras, visando ampliar a oferta de gás natural, fortalecendo o processamento via UPGNs e consolidando a retomada das unidades de fertilizantes. Em relação ao plano anterior, observa-se um aumento do Capex (Despesa de Capital) voltado a gás e logística – de US$ 3,6 bilhões para US$ 4,1 bilhões – refletindo maior prioridade à infraestrutura associada ao escoamento e ao aproveitamento do gás. Nos fertilizantes, mantém-se a tendência de recomposição, com leve expansão do Capex de US$ 900 milhões para US$ 1 bilhão.

A estratégia, apesar de representar avanços, segue limitada por entraves estruturais forjados na última década, como a malha de transporte concentrada e a fraca integração entre gás, indústria e agricultura como um resultado das escolhas de 2016-2022, que venderam ativos rentáveis e fragmentaram cadeias produtivas nacionais. A expansão da atuação como comercializadora reforça uma Petrobras como agente de oferta, mas não resolve os gargalos logísticos e regulatórios que mantêm o gás caro e pouco interiorizado, ainda que possa contribuir para reduzir preços caso haja avanços, atualmente, não sinalizados, nas regulações tarifárias federais (transporte) e estaduais (distribuição).

No entanto, os gargalos persistem e limitam a contribuição da empresa para a reindustrialização do país. A ausência de novas fábricas de fertilizantes nos planos recentes indica um vazio estratégico que pode ser revertido nos próximos anos, assim como a necessidade de superar a litoralização da oferta e atender setores termointensivos no interior com gás, além de ancorar novas UTEs, Fafens e refinarias. São aspectos fundamentais permanecem em aberto e exigem maior atenção e planejamento pela principal empresa nacional.

Leonardo Mosimann Estrella é pesquisador do Ineep, administrador e docente em Ciências Econômicas pela UFSC e mestre e doutorando em Planejamento Territorial e Desenvolvimento Socioambiental pela Udesc. Autor dos livros Gás natural em Santa Catarina: uma análise crítica da concessão do serviço (2023) e Gás natural: notas sobre um percurso (2025).