Investimentos em refino não aumentam e dependência de importações de combustíveis continua

O Plano de Negócios 2026-2030 (PN) da Petrobras prevê US$ 20 bilhões para o segmento de Refino, Transporte e Comercialização (RTC), o que corresponde a cerca de 18% do Capex (Despesa de Capital) total estimado em US$ 109 bilhões. Esse valor repete, essencialmente, o do plano anterior, sinalizando continuidade estratégica e reforço dos aportes no RTC após ciclos de retração. Ainda assim, as iniciativas voltadas ao refino permanecem insuficientes diante das necessidades estruturais do país, sobretudo no que se refere à redução da dependência da importação de derivados e à garantia da segurança do abastecimento, fatores que, em alguma medida, continuam pressionando os preços dos combustíveis no mercado interno.

De modo geral, embora o novo Plano de Negócios da Petrobras sinalize uma redução do investimento total – movimento semelhante ao observado em outras petroleiras, e influenciado, entre outros fatores, pela expectativa de preços mais baixos do petróleo no mercado internacional –, a companhia preserva, em alguma medida, os aportes destinados ao RTC. Ainda que insuficientes diante das necessidades estruturais do país, esses investimentos continuam sendo cruciais para avançar na autossuficiência do refino e na segurança do abastecimento, pontos centrais para reduzir vulnerabilidades recorrentes do mercado interno. O detalhamento dos investimentos da carteira pode ser analisado no quadro a seguir.

Fonte: Petrobras. Elaboração Ineep.

No refino, apesar da redução do Capex em implantação, o PN 2026-2030 sinaliza para o quinquênio uma ampliação da capacidade de processamento de aproximadamente 17,6%, ao ampliar a capacidade de processamento atual de 1.813 mil barris por dia (mbpd) para 2.133 mbpd em 2030. Isso representa um acréscimo de 320 mbpd na capacidade instalada, o equivalente, em termos práticos, a incorporar ao sistema nacional de refino uma unidade do porte da Refinaria Duque de Caxias (Reduc) somada a outra de dimensão semelhante à Refinaria Capuava (Recap).

Embora expressivo, esse incremento de capacidade precisa ser confrontado com a evolução projetada da demanda interna, especialmente de óleo diesel A. De acordo com projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035, o consumo nacional de óleo diesel A deve passar de cerca de 1.088 mbpd em 2025 para aproximadamente 1.201 mbpd em 2030, um aumento da ordem de 113 mbpd no período. Já estatísticas recentes da Agência Nacional do Petróleo (ANP) indicam que, em 2025, até o mês de outubro, as importações de óleo diesel A alcançaram em torno de 293 mbpd. Considerando simultaneamente o crescimento projetado da demanda e o volume atualmente importado, seria necessário adicionar algo próximo de 406 mbpd de produção de diesel até 2030.

Assim, mesmo se confirmada a ampliação projetada de 320 mbpd na capacidade total de processamento, o PN 2026-2030 não assegura a eliminação da dependência externa de diesel, sobretudo porque esse acréscimo será colocado em prática de forma escalonada e sua utilização efetiva seguirá condicionada às condições de mercado, preservando uma margem relevante de incerteza quanto ao uso pleno dessa nova capacidade no atendimento do mercado doméstico.

O PN 2026-2030 projeta ainda um aumento da capacidade de produção de Diesel S10 de 307 mbpd até 2030 – dos quais 173 mbpd correspondem à troca de qualidade (substituição de Diesel S500 por S10)^[1] e 134 mbpd a volume adicional efetivamente novo – com perspectiva de mais 78 mbpd após 2031, totalizando incremento de 385 mbpd. Uma desaceleração de aproximadamente 14,7% em relação ao plano anterior, que previa o acréscimo de 360 mbpd até 2029.

A estratégia delineada no plano para viabilizar o aumento da capacidade de processamento não consiste na construção de novas refinarias greenfield. A companhia aposta na modernização e ampliação (revamps) das refinarias existentes.

Essa expansão será viabilizada pela combinação de projetos na (i) Refinaria Abreu e Lima (RNEST) (conclusão do Trem 2 e adequações no Trem 1) em Pernambuco, (ii) no Complexo de Boaventura no Rio de Janeiro, que sozinho irá adicionar 76 mbpd de Diesel S10, 20 mbpd de querosene de aviação (QAV) e 12 mbpd de lubrificantes Grupo II,^[2] e (iii) por revamps de unidades de hidrotratamento, prioritariamente, das refinarias Refinaria de Paulínia (Replan), Refinaria Henrique Lage (Revap), Refinaria Gabriel Passos (Regap), Refinaria Presidente Bernardes – Cubatão (RPBC). Trata-se de um avanço relevante para elevar o padrão de qualidade do diesel vendido no país e capturar parte de um mercado doméstico em crescimento. Entretanto, boa parte desse esforço ainda é concentrada na conversão do diesel S500 já existente, o que limita o ganho líquido de volume disponível para substituir importações totais de óleo diesel, que, em 2025, até outubro, alcançaram aproximadamente 293 mbpd, quase 46 mbpd a mais do que em 2024.

O diesel é o combustível para transportes terrestres em que o Brasil tem apresentado maior dependência externa, com uma necessidade média de importação de 23,3% nos últimos cinco anos, segundo dados da ANP. Em 2025, até outubro, a importação correspondeu a 24,5% do consumo nacional deste produto, acima da média recente, o que indica que o país não está alcançando a substituição de importações e que demanda maiores investimentos para aumentar a produção de Diesel S10.

O PN 2026-2030 também aponta para a diversificação do portfólio do refino, com destaque para lubrificantes, biorrefino e fertilizantes. No campo dos lubrificantes, o projeto Boaventura e a rota de hidrorrefino de óleos básicos de Grupo II seguem posicionados como vetores para reduzir a necessidade de importações e atender uma fatia maior da demanda nacional com produção doméstica mais sofisticada.

Em relação à chamada “adição energética”, os PN 2025-2029 e 2026-2030 mantêm uma trajetória semelhante para o biorrefino, com investimentos em torno de US$ 1 bilhão. Ambos os planos projetam a possibilidade de produzir até 44 mbpd de produtos de baixo carbono – notadamente combustíveis sustentáveis de aviação (SAF), Synthetic Blending Component (SBC, componente sintético utilizado na formulação de SAF) e diesel verde (HVO) – a partir de plantas dedicadas e projetos em coprocessamento. No plano atual, essa carteira se ancora, de um lado, na planta HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids, tecnologia utilizada para a produção de SAF) da RPBC, já em implantação, com capacidade inicial de 1,3 mbpd de SBC/HVO, e, de outro, em projetos em avaliação, como a unidade HEFA de Boaventura e iniciativas associadas ao diesel renovável e ao Diesel R5, preservando a articulação com a RNEST e o restante do parque de refino.

Esses volumes ainda são modestos diante do total do mercado de combustíveis líquidos, mas sinalizam uma tentativa de alinhar a estratégia de refino às políticas climáticas e à Lei do Combustível do Futuro, abrindo espaço para novos nichos de mercado.

Ainda no campo das energias de baixo carbono, o plano também prevê uma importante iniciativa de incluir usinas fotovoltaicas nas refinarias, com um investimento estimado em US$ 80 milhões e uma capacidade instalada efetiva de 56 MW com o objetivo de reduzir a pegada de carbono do refino brasileiro e reduzir a utilização de gás na geração de energia nas unidades.

Para o setor de transporte, logística e comercialização, o novo Plano de Negócios prevê um Capex em implantação de US$ 4,1 bilhões, um aumento de US$ 500 milhões em relação ao plano anterior, ampliando a participação do segmento na carteira de investimentos de RTC. A ênfase recai sobre a construção de uma “logística competitiva”, com previsão de adicionar vinte navios de cabotagem e dezoito barcaças — uma expansão significativa frente ao plano anterior, que previa apenas dezesseis navios de cabotagem. Além disso, é prevista a ampliação da malha dutoviária e da tancagem, de modo a sustentar a expansão de mercados estratégicos e reduzir gargalos no escoamento de derivados. Parte desses investimentos é direcionada especificamente ao Centro-Oeste, região na qual a Petrobras busca ampliar sua presença e consolidar novos corredores logísticos para diesel e fertilizantes.

Nesse contexto, destaca-se a ampliação da capacidade do oleoduto São Paulo-Brasília (OSBRA), a previsão de novo duto interligando a Replan ao Centro-Oeste, novos terminais terrestres de distribuição e o aumento do escoamento ferroviário. Esse conjunto de projetos pode ampliar e aproximar as operações da Petrobras de grandes polos consumidores, especialmente no Centro-Oeste, favorecendo a venda direta de combustíveis, em especial diesel B15, para clientes corporativos.

Na prática, esse movimento da companhia pode ampliar, ainda que de forma indireta, participação no elo de distribuição, o que já tem gerado reação das distribuidoras,^[3] que alegam assimetria concorrencial, pois assumem os custos do RenovaBio (compra de Créditos de Descarbonização [CBIOs] vinculados ao volume de combustíveis comercializados) enquanto a Petrobras, nas operações de venda direta a grandes consumidores, não internaliza esse mesmo custo regulatório.

Paralelamente, o segmento de fertilizantes e petroquímica volta a ser apresentado como vetor de diversificação, com Capex de US$ 1 bilhão integralmente alocado na carteira de implantação-alvo, um aumento em relação aos US$ 900 milhões previstos no PN 2025-2029, direcionado sobretudo à conclusão da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III) e à consolidação operacional de Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA), Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE) e Araucária Nitrogenados S.A. (ANSA). Esse conjunto de projetos eleva o potencial de produção dos ativos da companhia para cerca de 2,8 milhões de toneladas/ano de ureia, reduzindo a dependência de importações de nitrogenados e a vulnerabilidade externa do Brasil em relação aos fertilizantes. Sobre esse núcleo de investimentos já em implantação, o plano ainda menciona novos projetos e produtos como oportunidades em avaliação, para o médio e longo prazo, voltados à ampliação futura da produção.

Portanto, o PN 2026-2030 mantém a trajetória de retomada do refino inaugurada nos planos recentes, reafirmando o papel da RNEST, dos revamps e do projeto de Refino Boaventura na ampliação da capacidade de processamento e na produção de diesel S10, lubrificantes de maior valor agregado e combustíveis de baixo carbono. Ainda assim, o leve recuo de 16 para 15,8 bilhões do CAPEX em implantação previsto para refino, a ênfase em ganhos de qualidade mais do que em aumentos de volume e a manutenção de projeções conservadoras para a demanda de diesel A indicam que o país pode continuar dependente de importações significativas de derivados ao longo da próxima década. A busca pela autossuficiência em refino de petróleo, condição necessária à segurança energética e à redução da vulnerabilidade dos preços dos combustíveis no mercado interno, exige maiores investimentos e a retomada de novos projetos em refino.

Alessandra Leal é Engenheira de petróleo, especialista em Refino e Abastecimento do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep) e mestre e doutoranda em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Universidade Estadual de Campinas (Unicamp).

Iago Montalvão é economista, mestre e doutorando em Ciência Econômica pela Unicamp e pesquisador na área de Preços e Fiscal do Ineep.

^[1] O Diesel S500 e o Diesel S10 diferenciam-se, sobretudo, pelo teor de enxofre: até 500 ppm no S500 e no máximo 10 ppm no S10. O Diesel S10 é adequado a motores mais modernos e emite menos poluentes locais, contribuindo para a redução de material particulado e óxidos de enxofre, em linha com padrões ambientais mais rigorosos.

^[2] Lubrificantes Grupo II são óleos básicos minerais hidrotratados, com baixo teor de enxofre e maior grau de saturação em relação aos óleos do Grupo I. Possuem melhor estabilidade térmica e oxidativa, o que permite formular lubrificantes de maior desempenho e menor impacto ambiental.

^[3] Segundo reportado pela Eixos: “Petrobras tira mercado da distribuição e concorrentes pedem suspensão de venda direta” https://eixos.com.br/combustiveis-e-bioenergia/distribuidoras-pedem-suspensao-de-venda-direta-da-petrobras-sem-custos-do-renovabio/.