Dia: 21 de maio de 2025

A Petrobras atingiu um lucro líquido de R$ 35 bilhões (US$ 6 bilhões) no primeiro trimestre do ano. A companhia também registrou uma forte geração de caixa, alcançando um EBITDA ajustado de R$ 61 bilhões (US$ 10,5 bilhões) e um Fluxo de Caixa Operacional (FCO) de R$ 49,3 bilhões (US$ 8,5 bilhões). O FCO representa a geração de caixa da companhia a partir de suas operações e é uma métrica fundamental para avaliação do desempenho de uma empresa. Os investimentos atingiram R$ 23,7 bilhões (US$ 4,1 bilhões), concentrados em projetos do pré-sal nos campos de Búzios e Atapu. Os Resultados Financeiros do 1T25 foram divulgados nesta segunda-feira (12/05).

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“Iniciamos o ano de 2025 com resultados operacionais e financeiros robustos, que refletem a capacidade técnica da Petrobras em superar desafios e gerar valor para a sociedade brasileira. Aumentamos a nossa produção em 5,4% em relação ao último trimestre de 2024 e assim alcançamos um caixa de US$ 8,5 bilhões com as nossas operações, que nos permite investir para continuar gerando valor e remunerar os nossos acionistas”, afirmou a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

O resultado financeiro foi impactado positivamente pela valorização de 7% do câmbio (real x dólar) no final do trimestre. Desconsiderando este impacto da variação cambial e de outros eventos exclusivos no trimestre, o lucro líquido apurado no período foi de R$ 23,7 bilhões (US$ 4 bilhões), 31% maior em relação ao 4T24.

O EBITDA Ajustado sem eventos exclusivos alcançou R$ 62,3 bilhões (US$ 10,7 bilhões), um crescimento de 8% em comparação ao quarto trimestre de 2024. A melhora do resultado reflete principalmente o aumento nos volumes de petróleo produzido e comercializado, além do cenário externo mais favorável caracterizado pelo aumento no crackspread de diesel.

A Petrobras retornou à sociedade R$ 65,7 bilhões pagos em tributos no período. Foram aprovados R$ 11,72 bilhões em dividendos e juros sobre capital próprio relacionados ao resultado do primeiro trimestre de 2025.

Investimentos no trimestre

A Petrobras investiu R$ 23,7 bilhões (US$ 4,1 bilhões) no primeiro trimestre de 2025 principalmente em função dos avanços em grandes projetos do pré-sal da Bacia de Santos.

“Seguimos comprometidos com a execução do nosso Plano de Negócios, por isso, investimos US$ 4,1 bilhões neste primeiro trimestre do ano, o que representa 22% do guidance anual. Esses investimentos estão concentrados em projetos do pré-sal, em especial nos campos de Búzios e Atapu. Estamos realizando mais perfurações e interligações de poços e avançando na construção das novas unidades que sustentarão nossa curva de produção. São projetos de investimento que geram valor para os nossos acionistas e se traduzirão em receita nos próximos anos”, afirma o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo.

No segmento Refino, Transporte e Comercialização os destaques são a conclusão do Trem 1 da RNEST e avanço no projeto de hidrotratamento (HDT) de médios da REPLAN.

Destaques operacionais

No primeiro trimestre de 2025, a produção total de óleo e gás natural da Petrobras alcançou 2,77 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), o que corresponde a um aumento de 5,4% em relação ao trimestre anterior. O FPSO Almirante Tamandaré entrou em produção no dia 15 de fevereiro no Campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO tem potencial para produzir diariamente até 225 mil barris de óleo (bpd) e processar 12 milhões de metros cúbicos de gás. No Campo de Mero, também localizado na Bacia de Santos, o FPSO Alexandre de Gusmão chegou à locação e a previsão é de que a unidade comece a operar entre o 2º e 3º trimestre de 2025.

Foram confirmadas novas descobertas na Bacia de Campos (Bloco Norte de Brava), na Bacia de Santos (Aram e Búzios) e concluído o TRF (Teste de Formação a Poço Revestido) na Colômbia (poço Sirius -2).

No primeiro trimestre, também foram concluídas as obras de modernização do Trem 1 da RNEST, elevando a capacidade de processamento da refinaria para 130 mbpd e a capacidade de produção de diesel S-10 em 6 mil barris por dia. Já no início de maio, foi iniciada a operação comercial do segundo módulo da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Complexo Boaventura, elevando a capacidade total de processamento para 21 MM m3/d de gás.

Em fevereiro de 2025, a Petrobras realizou sua primeira venda de VLSFO (Very Low Sulfur Fuel Oil) com 24% de conteúdo renovável no mercado asiático, em parceria com a empresa Golden Island, fornecedora de bunker em Singapura. Essa comercialização está alinhada com a estratégia da Petrobras de desenvolver produtos sustentáveis e inovadores, contribuindo para um mercado de baixo carbono. Ainda na área comercial, foi assinado contrato com a estatal indiana Bharat Petroleum Corporation Limited (BPCL) para exportar até 6 milhões de barris de petróleo por ano a partir de 2025.

Ainda no primeiro trimestre, Petrobras e BNDES firmaram parceria para reflorestar a Amazônia e fortalecer o mercado de créditos de carbono. Objetivo é recuperar até 50 mil hectares de floresta e capturar cerca de 15 milhões de toneladas de carbono.

Companhia estima perfurar mais de 100 poços no estado nos próximos cinco anos

A Petrobras iniciou na sexta-feira (09/5) a perfuração do poço 7-TQ-240D-BA, localizado no campo de Taquipe, em São Sebastião do Passé, a cerda de 80 km de Salvador (BA). O início da perfuração marca a retomada das perfurações de poços pela companhia no estado após seis anos da última perfuração.

A sonda EBS-08, operada pela EBS Perfurações, é a primeira das três sondas de perfuração já contratadas para operações na atividade de produção onshore na Bahia.  Os novos contratos de sondas englobam três novas sondas de perfuração e dez novas sondas de produção terrestres (SPT) (que passam de 13 para 23).  Conforme previsto no PE 2025-29, a Petrobras estima perfurar mais 100 poços na Bahia nos próximos cinco anos, aumentando a produção atual.

Na Unidade da Bahia, atualmente a Petrobras tem uma força de trabalho com aproximadamente 4,3 mil profissionais, produz 17 mil boed, em 20 concessões e cerca de 2 mil poços terrestres, além da plataforma de Manati (que produz gás), na Bacia de Camamu, em Valença. Os novos poços a serem perfurados estão espalhados pelas cidades de Alagoinhas, Entre Rios, Esplanada, Cardeal da Silva, Araçás, Catu, Candeias e São Sebastião do Passé. Em 2024 o retorno à sociedade em tributos e participações governamentais foi de aproximadamente R$ 257 milhões.

A Petrobras informa, em continuidade aos comunicados de 13/01/2025 e 23/04/2025, que a Proquigel, subsidiária da Unigel, aprovou o acordo para encerramento das controvérsias contratuais e litígios existentes entre as partes. O Conselho de Administração da Petrobras ratificou a decisão, autorizando a celebração do acordo, com prazo para assinatura até 31/05/2025.

O acordo prevê o restabelecimento da posse das plantas de fertilizantes (FAFENs), na Bahia e em Sergipe, e a retomada das operações pela Petrobras, mediante procedimento licitatório para contratação de serviços de Operação e Manutenção, em conformidade com as práticas de governança e os procedimentos internos aplicáveis.

Para produzir seus efeitos, o acordo ainda precisará ser homologado pelo Tribunal Arbitral.

Conforme divulgado pela Petrobras em seu Plano de Negócios 2025-2029, a retomada de atividades da companhia nos segmentos de Fertilizantes busca capturar valor com a produção e a comercialização de produtos nitrogenados, conciliando com a cadeia de produção de óleo e gás natural e a transição energética.

A Petrobras informa que identificou a presença de petróleo de excelente qualidade e sem contaminantes no pré-sal da Bacia de Santos, em poço exploratório no bloco Aram.

O poço 3-BRSA-1396D-SPS está localizado a 248 km da cidade de Santos-SP, em profundidade d’água de 1952 metros. A perfuração desse poço já foi concluída, tendo o intervalo portador de petróleo sido constatado através de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido.

“É a segunda descoberta no mesmo bloco, seguindo o ótimo resultado já alcançado em outro poço exploratório no início do ano, onde encontramos petróleo de excelente qualidade. Estamos investindo fortemente na busca de novas reservas e os resultados estão vindo. Esse ano, já anunciamos descobertas também em Brava e em Búzios”, afirma a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

O consórcio dará início às análises laboratoriais para caracterizar as condições dos reservatórios e fluidos encontrados, que permitirão avaliar o potencial da área. Além disso, serão perfurados mais dois poços e realizado um teste de formação como parte do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD).

O PAD tem prazo final em 2027 e atividades adicionais de aquisição de dados poderão ser realizadas, conforme planejamento e obrigações contratuais estabelecidas junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O bloco Aram foi adquirido em março de 2020, na 6ª rodada de licitação da ANP, sob o regime de Partilha de Produção, tendo a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora. A Petrobras é a operadora do bloco e detém 80% de participação, em parceria com a empresa CNPC (20%).

O evento aconteceu paralelamente à Offshore Technology Conference (OTC)

A Petrobras, em parceria com o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o Sinaval e a ApexBrasil, promoveram no dia (06/05), em Houston (EUA), um encontro estratégico entre fornecedores brasileiros e investidores internacionais para fomentar novas parcerias e negócios voltados ao setor naval e offshore, um marco relevante para fortalecimento da estratégia de execução do Plano de Negócios da Petrobras. O evento aconteceu paralelamente à Offshore Technology Conference (OTC), um dos principais fóruns globais do setor.

Esta é a quarta edição do “Roundtable de Negócios”, iniciativa que já se consolidou como um espaço relevante para conectar empresas brasileiras com grandes players da cadeia global de óleo, gás e energia. Estiveram reunidos cerca de 200 representantes de estaleiros, fabricantes de equipamentos, empresas de engenharia e operadores interessados em explorar as oportunidades geradas pelo robusto plano de investimentos da Petrobras.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, reforçou a importância da iniciativa: “O fortalecimento da indústria naval nacional é parte essencial da nossa estratégia para garantir segurança operacional, geração de empregos qualificados e desenvolvimento regional. O Brasil tem todas as condições para ser um polo competitivo de engenharia e construção offshore.”

“O crescimento da indústria naval brasileira é estratégico para garantir a competitividade dos nossos projetos. Estamos comprometidos em ampliar a previsibilidade de demanda, fortalecer a base de fornecedores locais e estimular parcerias com empresas estrangeiras, sempre com foco em excelência, inovação e responsabilidade socioambiental”, afirmou Renata Baruzzi, diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras.

“Esta ação objetiva apoiar a indústria nacional para ampliar sua competitividade e oportunidades de negócios. Trata-se de uma oportunidade para empresas brasileiras reforçarem seu compromisso com entregas de qualidade e excelência dentro de um mercado segmentado, aquecido e com demanda cada vez mais direcionada para soluções de baixo carbono”, comentou o presidente do IBP, Roberto Ardenghy.

“O fortalecimento da indústria naval nacional é extremamente relevante para o sistema Petrobras e também para o país. A Petrobras e a Transpetro estão comprometidas em gerar demandas perenes para a indústria naval e offshore nacional, buscando atender suas demandas, através do Programa de Renovação e Ampliação da Frota do Sistema Petrobras. Estamos no caminho certo para reacender essa indústria”, afirmou Sérgio Bacci, presidente da Transpetro.

O encontro com fornecedores foi organizado pelo IBP, Sinaval e ApexBrasil e foi apresentado pela Petrobras. O evento teve patrocínio da SLB e apoio da Abimaq, Abeemar e Onip. Outras associações e empresas também estiveram presentes no evento, como Abemi, Abespetro, ABCE e Transpetro.

A partir do dia 06/05, a Petrobras reduzirá seus preços de venda de diesel A para as distribuidoras que passará a ser, em média, de R$ 3,27 por litro, uma redução de R$ 0,16 por litro.

Considerando a mistura obrigatória de 86% de diesel A e 14% de biodiesel para composição do diesel B vendido nos postos, a parcela da Petrobras no preço ao consumidor passará a ser de R$ 2,81 /litro, uma redução de R$ 0,14 a cada litro de diesel B.

Com o reajuste anunciado, a Petrobras reduziu, desde dezembro de 2022, os preços de diesel para as distribuidoras em R$ 1,22 / litro, uma redução de 27,2%. Considerando a inflação do período, esta redução é de R$ 1,75/ litro ou 34,9%.

 

 

Avaliação e fortalecimento de impactos sociais positivos fazem parte do processo de transição energética justa

 

A Petrobras definiu métricas sociais para a transição energética justa. Entre os indicadores, serão avaliados os benefícios sociais dos investimentos em produção de energia, projetos socioambientais e de desenvolvimento tecnológico, além da oferta de fontes de energia de menor emissão e seus potenciais de descarbonização. Com a atenção voltada para esses aspectos sociais do negócio, a Petrobras lançou na segunda-feira, 19/05, o Caderno de Direitos Humanos que consolida avanços da companhia nos aspectos sociais de sua atuação no último ano.

“Proteger e promover direitos humanos é uma pauta transversal a todas as atividades da Petrobras e está diretamente ligada à transição energética justa que buscamos. Ao lado das ações de descarbonização, ampliação da oferta de energia de menores emissões e projetos socioambientais, fizemos uma escolha por novos negócios com menor impacto negativo para as pessoas e o meio ambiente”, afirma o gerente executivo de Responsabilidade Social José Maria Rangel.

A análise qualitativa de riscos empresariais, que inclui riscos financeiros, de imagem e reputação, legal e conformidade, ambiental, passa a gerir de forma sistemática os riscos sociais com mesmo patamar de importância. O objetivo é prevenir e minimizar eventos com efeitos adversos e maximizar os benefícios. No último ano, foi realizada uma etapa de diagnóstico social que avaliou os riscos e impactos em 38 unidades da Petrobras em 16 estados, com o envolvimento de 18 mil pessoas de mais de 150 comunidades e que contribui para a análise de riscos sociais. Este ano, o diagnóstico será expandido para 60% das unidades operacionais e até 2026 mais de 45 mil questionários serão aplicados. Ainda em 2025, a Diretoria Executiva e o Conselho Administrativo da Petrobras passam a acompanhar o risco de violação de direitos humanos nas operações da Petrobras e na cadeia de fornecedores e os respectivos tratamentos.

De forma integrada, foi a realizada a devida diligência em Direitos Humanos em cinco unidades, a Revap, a Bacia de Campos, a Lubnor, a Unidade Operacional do Espírito Santos e o Rota 2/Lagomar. Foram 50 dias de campo ouvindo cerca de 300 pessoas detentoras de direitos, incluindo comunidades tradicionais, trabalhadores e partes interessadas como Conselhos Tutelares, prefeituras, profissionais de saúde. Essa escuta feita de forma piloto, será levada para outras unidades de E&P em 2025 e de refino em 2026.

“A devida diligência em direitos Humanos é um processo de escuta importante para o planejamento de ações de prevenção, reparação e remediação de impactos. Estamos conscientes de nossa responsabilidade e estimulamos que nossos fornecedores sigam esse caminho, pois entendemos que não faremos uma transição justa sozinhos”, explica Rangel. O executivo menciona a Cláusula de Direitos Humanos em contratos de fornecimento, implantada em dezembro de 2024, como um dos exemplos de ação da Petrobras. Atualmente 80% dos contratos assinados com a Petrobras já possuem essa cláusula.

A empregabilidade é tida como uma das principais demandas das comunidades que vivem próximo das unidades da Petrobras. Essa demanda muito contribuiu para a concretização do Programa Autonomia e Renda, iniciativa que destina R$ 350 milhões para qualificação profissional de 20 mil pessoas em situação de vulnerabilidade socioeconômica entre 2024 e 2027. Já foram iniciadas turmas de qualificação para 1.065 alunos, nos sete estados brasileiros participantes do programa. O Programa prioriza grupos minorizados, como mulheres, pessoas pretas e pardas, transgênero, pessoas com deficiência e refugiados, além de oferecer bolsa auxílio para os participantes durante a permanência nos cursos. Uma vez formados, os alunos são orientados a inscreverem seus currículos no Sistema Nacional de Emprego (SINE) ou Postos de Atendimento ao Trabalhador (PAT). Da mesma forma as empresas fornecedoras da Petrobras são incentivadas a disponibilizarem suas vagas de emprego nesse órgão para aproveitar esses profissionais qualificados nos cursos do Programa Autonomia e Renda.

A Petrobras informa que seu Conselho de Administração (CA), em reunião realizada no dia (12/05), aprovou o pagamento de dividendos e juros sobre capital próprio (JCP) intercalares no valor de R$ 11,72 bilhões, equivalente a R$ 0,90916619 por ação ordinária e preferencial em circulação, como antecipação da remuneração aos acionistas relativa ao exercício de 2025, declarada com base no balanço de 31 de março de 2025.

O pagamento proposto está alinhado à Política de Remuneração aos Acionistas vigente, que prevê que, em caso de endividamento bruto igual ou inferior ao nível máximo de endividamento definido no plano de negócios em vigor (atualmente US$ 75 bilhões), e observadas as demais condições da Política, a Petrobras deverá distribuir aos seus acionistas 45% do fluxo de caixa livre. Esta distribuição é compatível com a sustentabilidade financeira da companhia.

Os proventos serão pagos em duas parcelas nos meses de agosto e setembro de 2025, da seguinte forma:

Valor a ser pago: R$ 0,90916619 por ação ordinária e preferencial em circulação, sendo que:

(i) a primeira parcela, no valor de R$ 0,45458310 por ação ordinária e preferencial em circulação, será paga em 20 de agosto de 2025, integralmente sob a forma de juros sobre capital próprio.

(ii) a segunda parcela, no valor de R$ 0,45458309 por ação ordinária e preferencial em circulação, será paga em 22 de setembro de 2025, sendo R$ 0,30844749 sob a forma de dividendos e R$ 0,14613560 sob a forma de juros sobre capital próprio.

Data base da posição acionária: dia 02 de junho de 2025 para os detentores de ações de emissão da Petrobras negociadas na B3 e record date em 04 de junho de 2025 para os detentores de ADRs negociados na New York Stock Exchange (NYSE). As ações da Petrobras passarão a ser negociadas ex-direitos na B3 a partir de 03 de junho de 2025.

Data de pagamento: para os detentores de ações de emissão da Petrobras negociadas na B3, o pagamento da primeira parcela será realizado no dia 20 de agosto de 2025 e o da segunda parcela no dia 22 de setembro de 2025. Os detentores de ADRs receberão os pagamentos a partir de 27 de agosto de 2025 e de 29 de setembro de 2025, respectivamente.

Importante ressaltar que esses proventos serão abatidos da remuneração aos acionistas a ser aprovada na Assembleia Geral Ordinária de 2026 relativa ao exercício de 2025, sendo seus valores reajustados pela taxa Selic desde a data do pagamento de cada parcela até o encerramento do exercício social corrente para fins do cálculo do devido abatimento. A Política de Remuneração aos Acionistas pode ser acessada pelo site da companhia (http://www.petrobras.com.br/ri).

Produção cresce 4% em relação ao trimestre anterior e poços do campo de Tiê (BA) figuram entre os 10 mais produtivos do onshore brasileiro

 

A PetroReconcavo encerrou o primeiro trimestre de 2025 com um lucro líquido de R$ 227 milhões, crescimento de 107% em relação ao mesmo período de 2024, e geração de caixa livre de R$ 207 milhões — avanço de 45% frente ao 4T24. O desempenho positivo viabilizou a distribuição de R$ 263,4 milhões em proventos, o equivalente a R$ 0,90 por ação, com dividend yield aproximado de 7%.
A companhia também reportou crescimento de 16% na Receita Líquida (R$ 861 milhões) e de 20% no EBITDA (R$ 424 milhões) na comparação com o 1T24, com margem EBITDA de 59%. Os resultados refletem a solidez do modelo operacional, com baixo custo, disciplina de capital e resiliência diante das oscilações de mercado.

A produção média no período foi de 27,3 mil boe/dia — crescimento de 4% em relação ao 4T24 e de 3% frente ao 1T24 — consolidando o quarto mês consecutivo de alta. O desempenho operacional é impulsionado pelo programa de perfuração iniciado no segundo semestre de 2024, especialmente no campo de Tiê (BA), e pelas iniciativas de workover e otimização de poços.

Os poços de Tiê, que entraram em operação em dezembro, se destacaram nacionalmente: quatro deles figuraram entre os dez mais produtivos do onshore brasileiro ao longo de todo o trimestre, segundo a ANP.

“O avanço da produção e a consistência dos resultados demonstram o alinhamento entre estratégia, operação e capital. Esse é o reflexo de um time comprometido e preparado para seguir entregando, mesmo em cenários desafiadores. Estamos cada vez mais consolidados como referência no onshore brasileiro”, afirmou José Firmo, que completou seu primeiro ano como CEO da PetroReconcavo em 2025.

Mesmo diante da queda no preço do Brent, que recuou de US$ 75,73 para uma média de US$ 62,68/bbl ao longo do trimestre, a companhia manteve resultados robustos graças à sua estrutura de custos enxuta, verticalização operacional e capacidade de adaptação. O lifting cost caiu 4% em relação ao trimestre anterior, chegando a US$ 13,93/boe — reforçando o breakeven cash cost de aproximadamente US$ 30 por barril.

Cerca de 50% da produção da PetroReconcavo está protegida por contratos de gás com preço fixo ou vinculação ao Brent com piso mínimo, além de hedges de petróleo que blindam parte da produção, contribuindo para maior proteção financeira.

A estrutura de capital da Companhia está ainda mais sólida com uma redução observada na dívida líquida e na alavancagem, que reduziu-se para conservadores 0,62x dívida líquida/EBITDA dos últimos 12 meses.

A empresa também destaca o fortalecimento de sua posição estratégica com a nova certificação de reservas (2P), que garantiu um índice de reposição de 1,7x e um volume certificado de 183,8 milhões de boe.

José Firmo considera que a companhia está pronta para operar em cenários adversos de preço de petróleo com nossa saúde financeira superior e alta excelência operacional, atingindo um breakeven cost que a posiciona como benchmark no onshore brasileiro.