Exploração e produção no plano de negócios 2026-2030 da Petrobras

O Plano de Negócios 2026-2030 (PN) reafirma a centralidade do segmento de exploração e produção (E&P) na estratégia corporativa da Petrobras, destinando-lhe US$ 78 bilhões, o equivalente a 72% do Capex (Despesa de Capital) total. O plano privilegia projetos orientados à expansão da produção no pré-sal, enquanto os investimentos exploratórios e em outros ambientes de produção seguem, como em planos anteriores, em patamares reduzidos. Embora essa orientação garanta retorno financeiro rápido, ela reafirma a concentração operacional da companhia no pré-sal e tende a limitar a realização de novas descobertas, o que é essencial para a reposição das reservas nacionais e a segurança energética no longo prazo.

Dos US$ 78 bilhões previstos para o E&P, US$ 8,8 bilhões carecem de validação pela companhia, enquanto US$ 69,2 bilhões correspondem a projetos em implantação. Esse montante é 9,4% inferior ao divulgado no PN 2025-2029, que indicava US$ 76,4 bilhões para os projetos em implantação. Além disso, no novo plano, cerca de US$ 17 bilhões do Capex em implantação previsto para E&P estarão sujeitos a avaliações trimestrais de financiabilidade, condicionadas às projeções de fluxo de caixa e ao equilíbrio da estrutura de capital da Petrobras. Em termos práticos, esse conjunto de decisões sinaliza uma redução efetiva dos investimentos em E&P para o próximo quinquênio.

O pré-sal continua sendo a espinha dorsal da estratégia de investimentos da Petrobras. Aproximadamente US$ 43 bilhões estão destinados a projetos em implantação no ambiente, valor que, embora represente 62% do total dessa categoria, é cerca de 10,4% inferior ao previsto no plano anterior. Essa redução está relacionada, de um lado, à entrada em operação, em 2025, de projetos como os Floating Production, Storage and Offloading (FPSOs, navios-plataforma flutuantes que produzem, processam, armazenam e transferem petróleo e gás de campos submarinos) Almirante Tamandaré (campo de Búzios), Alexandre Gusmão (campo de Mero) e a P-78 (também em Búzios, com primeiro óleo previsto para dezembro de 2025); e, de outro, à ausência de novos projetos para o quinquênio. Assim, o PN 2026-2030 dá continuidade ao plano anterior para o pré-sal, porém ajustado pela retirada dos projetos desenvolvidos em 2025 e sem a incorporação de novos.

Entre 2026 e 2030, o PN prevê a entrada em operação de oito novas plataformas. Dessas, seis serão alocadas no pré-sal, sendo quatro no campo de Búzios, uma em Atapu e outra em Sépia. Juntas, essas plataformas poderão adicionar cerca de 1,3 milhão de barris de petróleo por dia à produção do pré-sal. Isso evidencia a estratégia da Petrobras de ampliar sua capacidade instalada, buscando intensificar e acelerar o ritmo de produção na região.

Vale destacar que o avanço acelerado da produção no pré-sal, inclusive com plataformas operando acima de sua capacidade nominal, tem sustentado o aumento dos lucros da Petrobras mesmo diante da baixa cotação do brent, como evidenciado nos resultados do 3º trimestre de 2025.^[1] Contudo, ao priorizar ganhos imediatos, essa orientação submete o pré-sal a uma lógica de mercado que desvirtua seu caráter estratégico para o desenvolvimento econômico e a segurança energética do país no longo prazo.

Apenas duas plataformas estão previstas para o pós-sal no horizonte do plano. A primeira integra o projeto Raia, na Bacia de Campos, operado pela Equinor, com participação da Petrobras e da Repsol Sinopec. A segunda está vinculada ao projeto Sergipe Águas Profundas 02 (Seap 2), sob responsabilidade da Petrobras, que é a única unidade do quinquênio sem contratação efetiva. Esse quadro evidencia o papel secundário do pós-sal na estratégia recente da estatal. O único projeto com avanço concreto não é operado pela Petrobras, enquanto o outro segue há anos sem conseguir viabilizar a contratação de plataformas e vem sendo postergado.

Em geral, os investimentos previstos para o pós-sal, águas rasas e onshore concentram-se majoritariamente no desenvolvimento de projetos complementares. Ao todo, o PN indica quarenta projetos nesses ambientes ao longo do quinquênio. Trata-se de medidas como a interligação de novos poços produtores em sistemas de produção e plataformas que já se encontram em operação. É um conjunto de ações modestas, que reafirma a orientação predominante da companhia em priorizar o pré-sal. No entanto, esse movimento envia um recado relevante: a manutenção das operações em áreas terrestres, incluindo a Bacia do Recôncavo, região que recentemente foi alvo de especulações sobre possível desinvestimento. A continuidade dessas atividades indica que, embora não ocupem posição prioritária na carteira de projetos, a Petrobras seguirá mantendo suas operações nesses ambientes, o que é essencial para as dinâmicas produtivas e econômicas regionais.

O PN 2026-2030 prevê a entrada de mais dez plataformas após 2030: cinco na Bacia de Campos, três na Bacia de Santos, uma em Sergipe e outra na Colômbia. No caso da Bacia de Campos, chama atenção a postergação dos projetos de revitalização (Revits), que abrangem áreas do pós-sal e do pré-sal. O Revit de Caratinga e Barracuda, antes previsto para 2029, foi adiado e segue sem prazo definido, assim como os Revits de Albacora, Marlim Sul e Marlim Leste. Outras duas plataformas listadas para a bacia (entorno de Forno e Projeto Integrado do Parque das Baleias ICSPB) também permanecem sem cronograma. Esse conjunto de indefinições reforça a tendência de a Petrobras concentrar, no próximo quinquênio, seus esforços no desenvolvimento e aceleração da produção, sobretudo no pré-sal da Bacia de Santos, relegando a segundo plano projetos de revitalização essenciais para sustentar a produção e prolongar a vida útil dos campos maduros da Bacia de Campos.

Outras três plataformas foram listadas para entrar em operação após 2030 no pré-sal da Bacia de Santos, voltadas aos campos de Búzios, Mero e Tupi, reforçando a centralidade da região para o futuro da companhia e da produção nacional. Consta ainda a plataforma Seap 1, do projeto Sergipe Águas Profundas, que segue postergada e sem prazo definido, situação que pode comprometer a expansão da oferta de gás natural e a viabilidade de projetos integrados que dependem desse insumo. Por fim, o plano inclui uma plataforma na Colômbia, no projeto Sirius, operado pela Petrobras. Embora sem cronograma, essa iniciativa sinaliza um movimento de retomada e fortalecimento da presença internacional da companhia em E&P após os desinvestimentos do passado recente.

O PN 2026-2030 introduz duas mudanças relevantes na curva de produção da Petrobras. A primeira é o aumento do volume anual produzido, sustentado não só pela entrada de novas plataformas, mas também pela ampliação da capacidade nominal dos sistemas já instalados e pela interligação de novos poços. Isso viabiliza a obtenção de elevados lucros no curto prazo por meio da aceleração da produção, mesmo em um cenário internacional de preços baixos. A segunda mudança é a extensão do período de pico produtivo. Antes previsto para começar a declinar no início da década de 2030, o pico agora é projetado para o intervalo entre 2029 e 2034. Esse alongamento resulta, entre outros fatores, da reavaliação e da redeterminação de reservas em áreas já descobertas e da expansão dos sistemas de produção existentes, indicando uma estratégia da companhia em extrair maior valor de sua atual base de ativos.

Na exploração, o PN 2026-2030 reduz em cerca de 10% os investimentos previstos, passando de US$ 7,9 bilhões do PN 2025-2029, para US$ 7,1 bilhões no plano atual. Essa redução também se reflete no número de poços planejados: enquanto o plano anterior previa 51 perfurações, o novo projeta apenas 40. Esse corte não reflete uma estratégia ligada à transição energética, mas combina ajustes financeiros diante do cenário de preços baixos do petróleo com a priorização do desenvolvimento da produção em detrimento das atividades exploratórias.

Embora seja relativamente comum que as petroleiras reduzam seus investimentos exploratórios em cenários de preços deprimidos do petróleo, a situação da Petrobras apresenta uma contradição. Em 2025, a estatal ampliou significativamente sua área exploratória ao adquirir novos blocos nas bacias da Foz do Amazonas, de Pelotas e de Campos. Em tese, esse movimento exigiria ampliação, e não redução dos investimentos exploratórios. Esse recuo pode limitar a reposição futura de reservas e gerar riscos à segurança energética no longo prazo, visto que o tempo estimado entre o início da fase de exploração e a produção no ambiente offshore pode levar de sete a dez anos.

Do total de investimentos exploratórios do PN 2026-2030, cerca de US$ 2,5 bilhões serão destinados à Margem Equatorial para a perfuração de quinze poços. Embora haja uma redução de aproximadamente 16,7% nos recursos, o número de poços permanece o mesmo do plano anterior, indicando a continuidade da estratégia da Petrobras para avançar na região. A tendência é de que, no próximo quinquênio, essas operações se acelerem, especialmente após a licença para perfuração do poço Morpho, na bacia da Foz do Amazonas, e com novas pesquisas exploratórias complementares às descobertas recentes na Bacia Potiguar.

Para as bacias do Sul e Sudeste (Espírito Santo, Campos, Santos e Pelotas), o PN 2026-2030 prevê US$ 2,2 bilhões em investimentos para a perfuração de catorze poços, volume inferior ao do plano anterior, que estimava US$ 3,2 bilhões para 25 perfurações. Dos catorze poços previstos, onze serão alocados nas bacias do Sudeste, sendo seis em Santos e cinco em Campos. Esse direcionamento indica a ausência de novas perfurações no Espírito Santo, apesar de campanhas anteriores terem registrado descobertas. Depreende-se ainda que, para a Bacia de Pelotas, o plano sinaliza apenas três poços nos próximos cinco anos. Um número modesto diante do histórico exploratório ainda incipiente da região e da expansão significativa da presença da Petrobras, que adquiriu 29 blocos em 2023 e outros três em 2025.

Por fim, o PN 2026-2030 destina cerca de US$ 2,4 bilhões para investimentos exploratórios em outras regiões, com a perfuração de onze poços. Esse valor é cerca de 41% superior ao indicado no plano anterior, que previa US$ 1,7 bilhão para igual número de poços. O foco desses investimentos e perfurações tendem a ser nos ativos exploratórios da companhia no exterior (São Tomé e Príncipe, África do Sul e Colômbia). Esse movimento contribui para a reposição de reservas e para o fortalecimento da presença internacional da companhia, em consonância com a retomada do protagonismo da diplomacia brasileira em direção ao Sul Global, particularmente no setor energético. Ainda assim, ampliar os investimentos exploratórios nas bacias brasileiras permanece crucial para a reposição de reservas, a segurança energética e o desenvolvimento nacional.

Em síntese, o PN 2026-2030 não promove alterações estruturais no segmento de E&P, mas sinaliza que a diretriz que orientará a Petrobras nos próximos anos consiste em ampliar e acelerar a produção, sobretudo no pré-sal, visando sustentar os níveis de rentabilidade mesmo em um cenário de baixos preços do petróleo. Essa orientação privilegia resultados financeiros de curto prazo, em detrimento de uma estratégia de longo prazo alinhada ao interesse público, à segurança energética e ao desenvolvimento nacional. No âmbito exploratório, a Margem Equatorial aparece como aposta central, no entanto, a redução dos investimentos no segmento tende a manter a atividade exploratória em níveis baixos, criando riscos à reposição de reservas e à segurança energética do país nos próximos anos.

Francismar Ferreira é doutor em Geografia, pesquisador na área de Exploração e Produção (E&P) e coordenador de pesquisas do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep).

^[1] No terceiro trimestre de 2025 as plataformas FPSO Almirante Tamandaré (campo de Búzios) e Duque de Caxias (Campo de Mero) operaram acima da capacidade nominal e foram essenciais para o aumento da produção e das receitas da Petrobras. Mais informações em: https://agencia.petrobras.com.br/w/petrobras-atinge-lucro-l%C3%ADquido-de-r-32-7-bilh%C3%B5es-no-terceiro-trimestre-de-2025.