Ao aprovar o Plano de Negócios 2026–2030 (Capex total de US$ 109 bi, com US$ 91 bi em Carteira em Implantação e US$ 18 bi em Avaliação), a Petrobras estabeleceu um roteiro que combina resiliência a Brent mais baixo, disciplina de capital e metas operacionais claras: oito novos sistemas até 2030 (sete já contratados), foco de 62% do E&P no pré-sal, break-even médio de US$ 25/barril e intensidade de carbono de até 15 kgCO2e/boe. No refino, a capacidade sobe de 1,8 mi bpd para 2,1 mi bpd sem novas refinarias, com diesel avançando a 45% do mix e biorrefino via HEFA (SAF/HVO). O anúncio segue o rito de governança e o cronograma previamente sinalizado, em linha com o webcast do PN 2026–2030 agendado para 28/11, logo após a apreciação do Conselho em 27/11, reduzindo ruído informacional e ancorando expectativas sobre capex, metas e alocação.
Este movimento consolida a virada operacional e a disciplina financeira observadas recentemente: a companhia vem transformando ramp-ups em geração de caixa, com custos sob controle e capacidade de financiar o ciclo sem pressionar a alavancagem. Essa trajetória ficou evidente no resultado do 3T25, com aceleração operacional, avanço de EBITDA, FCO robusto e pipeline de refino (RNEST Trem 2) e baixo carbono (SAF/HVO). O PN 2026–2030 dá continuidade a esse padrão ao acoplar metas de produção (pico de óleo a 2,7 mi bpd em 2028), limites de dívida (US$ 75 bi, convergindo a US$ 65 bi) e critérios de financiabilidade (caixa mínimo, VPL positivo em três cenários), preservando resiliência mesmo em premissas de Brent mais conservadoras.
Para sustentar a reposição de reservas, o plano direciona US$ 7,1 bi à exploração no quinquênio, priorizando bacias com infraestrutura e governança consolidadas, como Campos, além da Margem Equatorial e fronteiras seletivas no exterior. Essa diretriz conversa com a descoberta de petróleo no Sudoeste de Tartaruga Verde (pós-sal de Campos), com potencial de tie-backs e aproveitamento de malha existente, reforçando decisões faseadas, risco calibrado e previsibilidade de cronogramas. Ao mesmo tempo, a priorização de projetos com intensidade de carbono menor, zero flare de rotina e metas de Near Zero Methane até 2030 dá granularidade ao compromisso de neutralidade operacional até 2050, ancorando a expansão de E&P em parâmetros ambientais mensuráveis.
No RTC, o Capex de US$ 15,8 bi amplia capacidade e valor do mix sem novas refinarias, com aumento de 307 mil bpd em Diesel S-10 (134 mil bpd de volume adicional e 173 mil bpd via substituição do S-500) e um programa RefTop de US$ 1 bi para eficiência e disponibilidade de 97% até 2030. Em logística, a construção de 20 navios de cabotagem e 18 barcaças, além de afretamentos offshore, reduz custos e pegada de carbono. Em fertilizantes, a conclusão da UFN-III e a continuidade operacional de Fafens sinalizam recomposição industrial seletiva; no gás e em energias de baixo carbono (US$ 4 bi), a companhia mantém opcionalidade com parcerias em CCUS, hidrogênio e VCs corporativos. Sob premissas de Brent de US$ 63–70/bbl e câmbio de R$/US$ 5,8, o FCL projetado permite dividendos ordinários estimados entre US$ 45 bi e US$ 50 bi no período — coerentes com a liquidação de JCP em 21/11/2025, que reforçou o padrão de previsibilidade e disciplina na remuneração ao acionista. Em síntese, o PN 2026–2030 integra execução, governança e alocação de capital com foco em óleo e gás de alta rentabilidade, expansão industrial com menor carbono e estabilidade de retornos ao longo do ciclo.
