A Petrobras informa que suas estimativas de reservas provadas de óleo, condensado e gás natural, segundo critérios da SEC (US Securities and Exchange Commission), resultaram em 12,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), em 31 de dezembro de 2025. Deste total, 84% são de óleo e condensado e 16% de gás natural.
Em 2025, a Petrobras seguiu a trajetória de adição significativa de reservas (1,7 bilhão de boe), mantendo o foco na geração de valor para a sociedade e acionistas, e buscando garantir a segurança energética necessária para o desenvolvimento sustentável do país e para uma transição energética justa. O índice de reposição de reservas (IRR) foi de 175%, mesmo diante da produção recorde de 2025. A relação entre as reservas provadas e a produção (indicador R/P) está em 12,5 anos.
A adição de reservas ocorreu, principalmente, em função do excelente desempenho dos ativos, com destaque para os campos de Búzios, Tupi, Itapu e Mero, na Bacia de Santos, do avanço no desenvolvimento dos campos de Budião, Budião Noroeste e Budião Sudeste, em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas, e de projetos de novos poços principalmente em Búzios, Tupi, Marlim Sul e Jubarte, nas bacias de Santos e Campos. Não tivemos alterações relevantes nas reservas decorrentes de variação do preço do petróleo, evidenciando a resiliência de nossos projetos.
A evolução das reservas provadas consta no gráfico abaixo.
Considerando a produção esperada para os próximos anos, é essencial seguir investindo na maximização do fator de recuperação dos ativos já descobertos, na exploração de novas fronteiras e diversificação do portfólio exploratório no Brasil e no exterior para repor as reservas de petróleo e gás.
A Petrobras submeteu à certificação mais de 90% de suas reservas provadas segundo o critério SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a DeGolyer and MacNaughton (D&M).
A Petrobras também estima reservas segundo o critério ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers). Em 31 de dezembro de 2025, as reservas provadas segundo este critério atingiram 12,5 bilhões de barris de óleo equivalente. As diferenças entre as reservas estimadas pelos critérios ANP/SPE e SEC estão associadas, principalmente, à utilização de diferentes premissas econômicas e à possibilidade de se considerar como reservas, no critério ANP/SPE, volumes além do prazo contratual de concessão nos campos do Brasil, de acordo com o regulamento técnico de reservas da ANP.
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Com FUT médio de 92% das refinarias, companhia expande a produção de derivados e tem avanços significativos na transição energética.
As refinarias da Petrobras operaram com um Fator de Utilização Total (FUT) médio de 92% entre 2023 e 2025, um avanço expressivo quando comparado ao índice de 88% registrado em 2022. Nesse período, a companhia elevou em 3% a produção média de derivados e ampliou em mais de 20% a capacidade de produção de diesel S-10, com um acréscimo de 138 mil barris por dia (kbpd). O resultado reflete ganhos em eficiência operacional, otimização dos ativos e investimentos na modernização do parque de refino, fortalecendo a oferta de derivados de alta qualidade e com menor impacto ambiental.
A ampliação da oferta de diesel S-10 foi viabilizada por meio de projetos nas refinarias Reduc, Replan, Revap e Rnest. O aumento da produção reduz a dependência de importações e contribui para a melhoria da qualidade do ar, devido ao menor teor de enxofre do combustível.
“Os projetos implementados nos últimos anos aumentaram de forma consistente a capacidade e a flexibilidade operacional do nosso parque de refino. As ampliações em unidades de nossas refinarias são resultado de ganhos de eficiência, modernização de processos e engenharia aplicada, sempre com foco em segurança e confiabilidade operacional”, afirma William França, diretor de Processos Industriais da Petrobras.
Recordes na produção
Os ganhos de eficiência também se refletiram em recordes sucessivos na produção de derivados. Entre 2023 e 2025, a produção média de diesel cresceu 3,1% e a de gasolina 9,3%, alcançando médias históricas de 419 mil barris por dia de gasolina e 452 mil barris por dia de diesel S-10, além de resultados recordes em diversas refinarias do sistema.
Os projetos implementados, no período, elevaram em cerca de 48 kbpd a capacidade de processamento de petróleo, com destaque para a Rnest (+42 kbpd) e a RPBC (+6 kbpd). Para 2026, estão previstas novas ampliações na Replan e na Revap, que devem acrescentar mais 44 kbpd, além do avanço do projeto do Trem 2 da Rnest, que permitirá ampliar a capacidade em até 130 kbpd.
Biorefino
Outro pilar da estratégia é o avanço do biorefino. As refinarias já estão adaptadas para a produção de diesel R, com capacidade atual de cerca de 74 mil m³ por mês. Cabe destacar que a Petrobras já comercializa o diesel R5, amplamente utilizado pelas empresas de transporte coletivo de Araucária, no Paraná. Já foram efetuados testes com aumento do conteúdo renovável no diesel, produzindo o diesel R10, combustível utilizado para abastecer toda a frota de ônibus e geradores de energia, durante a COP30, realizada no Brasil em 2025.
Em relação ao SAF (combustível sustentável de aviação), as refinarias também já foram adequadas via rota de coprocessamento, permitindo que, a partir de 2027, as companhias aéreas que operam no Brasil possam utilizar esse derivado, conforme determina a Lei do Combustível do Futuro e a fase mandatória do Corsia, programa da Organização da Aviação Civil Internacional (OACI) voltado à redução e compensação das emissões de CO₂ em voos internacionais.
A companhia conduz ainda o processo licitatório para a implantação da primeira planta dedicada à produção de combustíveis 100% renováveis na Refinaria Presidente Bernardes de Cubatão (RPBC), com capacidade de 15 kbpd.
Além disso, até o fim do primeiro trimestre deste ano, a Petrobras passará a operar, de forma inédita, na RPR (Refinaria Riograndense), a primeira unidade do país com 100% de carga renovável. Ainda em 2026, a companhia também dará início às obras de uma planta de dedicada à produção de renováveis nessa mesma refinaria, com capacidade de 15 kbpd.
Mais gás natural
A Petrobras também ampliou a oferta de gás natural, com aumento da capacidade de processamento de cerca de 21 milhões de metros cúbicos por dia (milhões m³/d), a partir da entrada em operação das novas infraestruturas do Rota 3 e da Unidade de Tratamento do Complexo Energias Boaventura, reforçando o atendimento ao mercado industrial e termelétrico.
No campo da geração renovável, a companhia já opera a primeira usina fotovoltaica no refino, instalada na Regap, com 10 MW de capacidade. Até o final do ano, novas usinas entrarão em operação na Rnest e Replan, elevando a capacidade total para 42 MW e contribuindo para a redução das emissões de gases de efeito estufa.
Com esse conjunto de resultados, a Petrobras reforça seu compromisso com a segurança energética do país, a eficiência de seus ativos e o avanço da transição para uma matriz energética mais diversificada, limpa e sustentável.
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A Seadrill garantiu contratos para uma sonda de perfuração e uma plataforma autoelevatória na costa da Malásia e da Noruega, além da extensão do contrato para outra sonda de perfuração implantada em águas brasileiras.
A plataforma de perfuração em águas ultraprofundas West Capella conquistou um contrato na Malásia com uma operadora não divulgada. O programa de perfuração, que tem previsão de início no segundo trimestre de 2026, tem duração estimada de 440 dias, além de opções com preços definidos para três poços adicionais.
O valor total do contrato para o prazo firme é de aproximadamente US$ 157 milhões, incluindo uma taxa de mobilização de US$ 5 milhões e excluindo serviços adicionais. Com uma profundidade máxima de perfuração de 37.500 pés e uma profundidade de água de 10.000 pés, a plataforma de perfuração de águas ultraprofundas de sexta geração, construída em 2008 e com dupla atividade, pode acomodar 180 pessoas.
A plataforma autoelevatória West Elara da Seadrill firmou um contrato de acomodação com a Equinor na Plataforma Continental Norueguesa (NCS), com previsão de início no terceiro trimestre de 2026 e extensão até o quarto trimestre de 2027, com valor total do contrato de US$ 78 milhões, além de três opções de extensão com duração de três meses cada.
Antes deste compromisso, o proprietário da plataforma chegou a um acordo mútuo com o detentor do contrato atual para disponibilizar a plataforma. Esta atualização no cronograma da plataforma resulta em um aumento líquido no valor total do contrato de US$ 23 milhões. A empresa já havia confirmado que sua plataforma autoelevatória West Elara, construída em 2011, estava operando no campo de Ekofisk, na Noruega, para a ConocoPhillips.
Projetada para perfurar até 35.000 pés, a plataforma West Elara possui preventores de explosão (BOPs) Hydril com classificação de 15.000 psi, um sistema de redução catalítica seletiva que, segundo a empresa, reduz as emissões de NOx em até 95%, e motores Caterpillar C280 de alta capacidade que oferecem desempenho confiável mesmo nos ambientes offshore mais severos.
O contrato atual da plataforma de perfuração West Carina, no Brasil, foi prorrogado até abril de 2026. A plataforma, de sétima geração e construída em 2014, opera em águas ultraprofundas para a Petrobras desde novembro de 2022. Com uma profundidade máxima de perfuração de 37.500 pés (aproximadamente 11.434 metros), a sonda foi projetada para operar em profundidades de até 12.000 pés (aproximadamente 3.658 metros).
Simon Johnson, Presidente e Diretor Executivo da Seadrill, comentou: “Estamos entusiasmados em confirmar esses importantes contratos com vários de nossos clientes de longa data. A reativação do campo de West Capella aumenta significativamente o potencial de ganhos da Seadrill em uma região com demanda renovada por perfuração offshore.
“Na Noruega, o contrato da West Elara com a Equinor representa uma solução harmoniosa para uma possível lacuna nas operações da plataforma, reafirmando que a abordagem colaborativa da Seadrill com os clientes continua a gerar valor para todas as partes interessadas.”
Esses contratos foram concedidos um mês depois de a Seadrill ter confirmado contratos de perfuração para outras três plataformas no Golfo do México, nos EUA, e em Angola.
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Companhia é a primeira internacional de óleo e gás a operar como EBN no país. Navio Ametista Brasil conta com tripulação 100% brasileira.
Em um movimento inédito no país, a Shell tornou-se a primeira empresa internacional de óleo e gás a obter a licença para operar como Empresa Brasileira de Navegação (EBN) no Brasil, reforçando seu compromisso de longa data com o desenvolvimento do setor energético nacional.
Com a autorização, a companhia iniciou a operação do navio tanque aliviador DP Ametista Brasil, embarcação registrada no país e operada com tripulação 100% brasileira. O navio será utilizado no transporte de óleo por cabotagem ao longo da costa brasileira, com foco em operações ligadas aos ativos do pré-sal na Bacia de Santos, ampliando a eficiência logística e operacional das atividades da Shell no país.
Após um período estruturado de treinamento e capacitação, 48 profissionais marítimos brasileiros atuam atualmente na embarcação, contribuindo para a geração de empregos qualificados e o fortalecimento da mão de obra local. O navio foi originalmente construído na Coreia do Sul para a empresa Knutsen NYK Offshore Tankers (KNOT) e integrou a frota afretada da Shell por cerca de oito anos. A sua incorporação à frota própria permitiu à companhia atender aos requisitos regulatórios necessários para a obtenção da licença de EBN.
“A nova operação gera ganhos de eficiência e otimizações financeiras para o grupo, alinhados às boas práticas de gestão e governança, enquanto fomentamos a geração de emprego e renda para profissionais brasileiros. Além disso, uma embarcação registrada no Brasil e com tripulação local contribui para a redução de deslocamentos logísticos recorrentes, o que resulta em menor consumo de combustível e, consequentemente, na redução das emissões associadas às operações”, afirma Vinicius Mazzei, gerente Comercial da Shell Brasil.
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Investimentos somam R$ 2,8 bilhões para construção de cinco navios gaseiros, 18 barcaças e 18 empurradores, evidenciando a retomada da indústria naval no país.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva participa, nesta terça-feira (20/1), em Rio Grande (RS), da cerimônia de assinatura de contratos para a construção de embarcações do Programa Mar Aberto, iniciativa voltada à renovação e ampliação da frota do Sistema Petrobras. Ao todo, Petrobras e Transpetro estão contratando cinco navios gaseiros, além de 18 barcaças e 18 empurradores, num investimento total de R$ 2,8 bilhões, com potencial de geração de mais de 9 mil empregos diretos e indiretos.
Todas as embarcações serão operadas pela Transpetro e construídas em estaleiros de três estados. No Rio Grande do Sul, o Estaleiro Rio Grande será responsável pela obra dos gaseiros. No Amazonas, o estaleiro Bertolini Construção Naval da Amazônia, construirá as 18 barcaças. Em Santa Catarina, o estaleiro Indústria Naval Catarinense, vai construir os 18 empurradores.
Com essas novas embarcações para a frota própria, haverá redução da dependência de afretamentos, proporcionando maior flexibilidade e eficiência às operações logísticas de movimentação de gases liquefeitos (GLP) e de outros produtos.
O presidente Lula estará acompanhado do ministro de Portos e Aeroportos, Sílvio Costa Filho, da presidente da Petrobras, Magda Chambriard, do presidente da Transpetro, Sérgio Bacci, e de outras autoridades.
O investimento em encomendas para indústria naval e offshore estimula um ciclo de novos negócios e oportunidades, fortalecendo a cadeia produtiva industrial brasileira. “O Sistema Petrobras está sempre pronto para apoiar o desenvolvimento do Brasil. Com essas contratações, estamos deixando a Petrobras preparada para o crescimento da nossa produção nos próximos anos e alavancando a retomada da indústria naval nacional. Para nós, quando a Petrobras está mais forte, o Brasil também está mais forte”, afirma Magda Chambriard, presidente da Petrobras.
Para o presidente da Transpetro, Sérgio Bacci, as aquisições representam um marco estratégico para o Sistema Petrobras e o Brasil. “A renovação e ampliação da frota nos permite atender ao crescimento da produção do país com maior eficiência, reduzindo custos e fortalecendo nossa soberania energética. Os contratos assinados têm potencial para gerar mais de 9 mil empregos diretos e indiretos, revitalizar a indústria naval e mobilizar a cadeia produtiva desse segmento do país. Ver os polos navais nacionais sendo retomados, sem dúvida, é motivo de orgulho para todos nós brasileiros”, enfatiza Bacci.
Navios gaseiros
Os navios gaseiros foram contratados por meio de licitação aberta e internacional, em dois lotes com oito embarcações no total.
O estaleiro Rio Grande foi contratado para construir cinco navios pressurizados destinados ao transporte de GLP e de derivados: três com capacidade de 7 mil m³ e dois com 14 mil m³. O investimento total nessas construções totaliza R$ 2,2 bilhões.
Com isso, a frota de gaseiros da Transpetro irá subir de seis para 14, triplicando a atual capacidade de transporte de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e derivados.
As encomendas consideram o aumento da produção de gás natural no país e atendem às necessidades da Petrobras, tanto na costa brasileira quanto na navegação fluvial, como já ocorre na Região Norte e na Lagoa dos Patos (RS).
Os novos gaseiros serão até 20% mais eficientes no consumo de energia, reduzirão as emissões de gases de efeito estufa em 30% e poderão operar em portos eletrificados. O lançamento da primeira unidade está previsto até 33 meses após o início das obras, com novas entregas a cada 6 meses.
Barcaças e empurradores
A Transpetro também assina os contratos para aquisição de 18 barcaças e 18 empurradores. A encomenda, que representa um investimento de R$ 620,6 milhões, marca a entrada da Transpetro na navegação interior (águas abrigadas ou parcialmente abrigadas, como rios, lagos, canais, baías e lagoas), o que consolida a companhia como uma das principais operadoras de transporte de derivados de petróleo e de biocombustíveis no modal fluvial.
O novo modelo de negócio viabilizará a verticalização da operação de bunkering, permitindo à Transpetro dispor de uma frota própria para abastecimento em polos estratégicos como Belém (PA), Rio de Janeiro (RJ), Santos (SP), Paranaguá (PR) e Rio Grande (RS). Essa integração assegura maior controle operacional, otimização de custos e ganhos de eficiência logística.
Dois estaleiros nacionais foram vencedores do processo licitatório. O estaleiro Bertolini Construção Naval da Amazônia, de Manaus (AM), será responsável pela construção das 18 barcaças, com a entrega da primeira unidade prevista três meses após o início da obra. Do total contratado, dez possuirão capacidade de 3 mil toneladas de porte bruto (TPB) e oito, de 2 mil TPB.
O estaleiro Indústria Naval Catarinense, localizado em Navegantes (SC), construirá os 18 empurradores, com a entrega inicial programada para 10 meses após o início da fabricação.
Programa Mar Aberto
O programa Mar Aberto reafirma o compromisso do Sistema Petrobras com a renovação e ampliação da frota nacional e desempenha papel fundamental na logística das operações e no fortalecimento da indústria naval brasileira, em alinhamento com os objetivos da Transição Energética Justa.
Com aportes estimados em US$ 6 bilhões no período de 2026 a 2030, a iniciativa contempla a construção de 20 navios de cabotagem, além de 18 barcaças e 18 empurradores, bem como a previsão de afretamento de 40 novas embarcações de apoio destinadas à renovação da frota de suporte às atividades de exploração e produção (E&P).
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A refinaria da Petrobras registrou volumes recordes na produção de gasolina e diesel S-10.
A Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas (RS), fechou o ano de 2025 com recordes trimestrais históricos na produção de gasolina e diesel S-10. Foi registrado o volume de 786 milhões de litros na produção de gasolina e de 765 milhões de litros em diesel S-10.
Os recordes anteriores foram atingidos no terceiro trimestre de 2013 (764 milhões de litros para gasolina) e no terceiro trimestre de 2025 (718 milhões de litros para diesel S-10). Em dezembro do ano passado, também foi alcançado o recorde mensal na produção de gasolina com 291 milhões de litros, superior ao verificado em dezembro de 2024, quando foram produzidos 281 milhões de litros.
“A Petrobras trabalha para atender ao mercado de modo eficiente e com rentabilidade, mantendo os requisitos de segurança e qualidade dos produtos. Os recordes históricos na produção de gasolina e diesel S-10 na Refap, alcançados no quarto trimestre de 2025, representam nossa firme disposição em fortalecer a eficiência operacional da refinaria”, afirma o gerente geral da Refap, Marcus Aurelius Valenti.
O Diesel S-10 Petrobras, produto de ultrabaixo teor de enxofre e maior eficiência energética, é adequado para uso em veículos com tecnologias SCR (Selective Catalytic Reduction) e EGR (Exhaust Gas Recirculation), que têm mecanismos de combustão capazes de reduzir a emissão de poluentes.
A Refap tem capacidade de processamento de 32 mil m³/d e produz, além do diesel S-10 e S-500, gasolina, QAV-1 (JET), nafta petroquímica, GLP (gás de cozinha), propeno, cimento asfáltico de petróleo (asfalto) e óleo combustível.
Mais investimentos em refino
O novo Plano de Negócios da Petrobras (PN) prevê US$ 15,8 bilhõesem investimentos no segmento de Refino, Transporte, Comercialização, Petroquímica e Fertilizantes (RTC) até 2030. No período do PN 2026–30, a companhia deve aprimorar o perfil de produção, ampliando a participação de produtos de maior valor agregado.
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A Petrobras informa que, em 2025, sua produção de óleo alcançou 2,40 milhões de barris de óleo por dia (bpd), ultrapassando em 0,5 p.p o limite superior da meta (+4%) estabelecida em seu Plano de Negócios 2025-2029. Esse resultado representa um crescimento de 11% em relação à produção de 2024.
A produção total de óleo e gás natural superou em 2,8 p.p. o limite superior da meta (+4%), alcançando 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), representando um aumento de 11% em relação à produção de 2024. A produção comercial de óleo e gás natural alcançou 2,62 milhões de boed, superando em 0,9 p.p. o limite superior da meta (+4%) projetada.
Além de superar os guidances estabelecidos, as marcas de produção de óleo, produção comercial e produção total superaram recordes anuais históricos registrados ao longo de uma trajetória de mais de 70 anos. A companhia também estabeleceu no pré-sal novos recordes anuais de produção total própria de 2,45 milhões de boed e operada de 3,70 milhões de boed. O volume de produção no pré-sal representa 82% da produção total da Petrobras.
Em 2025, entraram em operação duas novas plataformas no pré-sal da Bacia de Santos: o FPSO Almirante Tamandaré localizado no campo de Búzios, e o FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero. O FPSO Marechal Duque de Caxias, em Mero, alcançou o topo de produção e o FPSO Almirante Tamandaré atingiu recorde de produção, chegando a uma produção média de cerca de 240 mil bpd nos meses de novembro e dezembro, tornando-se a plataforma de maior produção do Brasil.
Além disso, seguiu-se o ramp-up dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador. O aumento significativo de eficiência operacional de todas as unidades operacionais foi fundamental para a superação das metas de produção.
Outro destaque do ano foi o atingimento de 1 milhão de barris de óleo por dia de produçãooperada, no campo de Búzios, com apenas 6 plataformas, o que demonstra a grande produtividade dos poços deste campo. A sétima plataforma, P-78, que entrou em operação em 31 de dezembro, contribuirá para a continuidade da trajetória de crescimento da produção da companhia.
Estes resultados são fruto do esforço integrado da força de trabalho da Petrobras para aumentar a produção e manter o compromisso com a atenção total às pessoas, o respeito ao meio ambiente, a preservação da segurança operacional e a confiabilidade dos ativos.
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Edital prevê a compra de créditos de carbono originados a partir de projetos de restauração ecológica com espécies nativas no bioma amazônico.
A Petrobras e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) encerraram o prazo de apresentação de propostas do primeiro edital do ProFloresta+ com o recebimento de 16 propostas. O resultado – bem superior à expectativa de contratação prevista – evidencia o interesse do mercado em projetos de restauração florestal com geração de créditos de carbono de alta integridade e reforça o papel do ProFloresta+ como instrumento para o desenvolvimento do mercado voluntário de carbono no Brasil e para a ampliação da restauração ecológica na Amazônia.
Lançado em novembro passado, durante a COP 30, o edital prevê a compra, pela Petrobras, de créditos de carbono originados a partir de projetos de restauração ecológica com espécies nativas no bioma amazônico com padrões rigorosos de integridade através de contratos de longo prazo. O objetivo do primeiro edital é adquirir 5 milhões de créditos, distribuídos em cinco contratos de 1 milhão de VCUs cada. O prazo para entrega de propostas se encerrou na última sexta-feira, dia 9 de janeiro.
Os projetos vencedores poderão acessar financiamento diferenciado do BNDES, como linhas do Fundo Clima voltadas à restauração com espécies nativas.
“O volume de propostas apresentadas indica que o ProFloresta+ responde a uma demanda concreta por iniciativas de restauração florestal com elevados padrões de integridade. O programa foi concebido como política pública de indução, capaz de combinar previsibilidade, critérios técnicos rigorosos e alinhamento à agenda climática, criando condições para ampliar a restauração ecológica em larga escala no país”, afirmou a diretora Socioambiental do BNDES, Tereza Campello.
As propostas agora seguem para a fase de avaliação de efetividade técnica, seguindo os critérios estabelecidos no edital, que incluem dentre outros, requisitos rigorosos de integridade ambiental e salvaguardas socioambientais. A Petrobras escolherá o conjunto de propostas que representem o menor desembolso para o número total de créditos de carbono que se deseja contratar.
De acordo com a diretora de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Angelica Laureano, o interesse do mercado pelo ProFloresta+ reforça o potencial brasileiro no mercado de carbono de base natural. “Estamos engajados em viabilizar projetos geradores de créditos de alta qualidade e integridade trazendo benefícios climáticos, socioeconômicos e ambientais para o Brasil. A compra de créditos, como ferramenta complementar em nossa trajetória de descarbonização, traz a possibilidade de atingirmos resultados ainda mais ambiciosos do que os possíveis com a descarbonização intrínseca das nossas operações, ao mesmo tempo em que contribuímos para a preservação dos ecossistemas brasileiros”, afirmou a diretora da Petrobras.
O resultado do certame, com indicação dos vencedores, dos volumes contratados e do valor a ser pago pelos créditos, será informado pela Petrobras após conclusão do processo licitatório, prevista para o primeiro semestre de 2026.
Sobre o ProFloresta+
O ProFloresta+ é uma iniciativa conjunta do BNDES e da Petrobras anunciada em março de 2025, que incentiva a restauração florestal na Amazônia remunerada pela venda de créditos de carbono.
O objetivo do projeto é promover a restauração de até 50 mil hectares de áreas degradadas na Amazônia com a geração de cerca de 15 milhões de créditos de carbono (cada crédito equivale a 1 tonelada de CO2e). Esse montante de créditos está associado a uma redução de emissões equivalente ao consumo de 8,94 milhões de carros movidos a gasolina em um ano, considerando que cada carro percorre 10.000 km anualmente e tem um consumo de 10 km/l. No conjunto, o ProFloresta+ tem potencial de mobilizar mais de R$ 1,5 bilhão em investimentos para o reflorestamento da Amazônia nos próximos anos.
A iniciativa visa atender os compromissos de redução de emissões da Petrobras e integra a estratégia do BNDES Florestas, frente do Banco que articula diferentes instrumentos financeiros e técnicos para desenvolver e consolidar, em escala, o setor de restauração ecológica e da bioeconomia florestal no país.
Construída de forma colaborativa, a iniciativa contou com contribuições técnicas do escritório Mattos Filho, do Imaflora, do Agroícone e do Instituto Clima e Sociedade (iCS), além de sugestões recebidas em consulta pública. Esse processo resulta na primeira transação pública de créditos de carbono de restauração ecológica no Brasil e espera-se que sirva como referência através de contratos públicos de longo prazo, maior transparência na formação de preços do carbono e maior atratividade para investidores, fortalecendo a confiança no mercado voluntário de carbono no Brasil.
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Contrato prevê fornecimento de VLS B24 até o fim de 2026 para empresa norueguesa.
A Petrobras firmou um acordo parafornecer bunker com conteúdo renovável (VLS B24) à empresa norueguesa Odfjell, um dos maiores armadores globais no transporte de produtos químicos e líquidos a granel. A operação estratégica reforça a posição da companhia no mercado internacional de combustíveis de baixo carbono e atende à crescente demanda por soluções mais sustentáveis no segmento marítimo.
O VLS B24 da Petrobras é um VLSFO (Very Low Sulfur Fuel Oil) com 24% de biodiesel e 76% de óleo mineral produzido nas refinarias da empresa. O produto segue padrões internacionais de qualidade, apresentando a certificação International Sustainability and Carbon Certification – EU (ISCC EU), um sistema global que assegura a rastreabilidade, a conformidade com critérios de sustentabilidade e a redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) em toda a cadeia de produção do biocombustível, sendo especificamente voltado para atender às exigências do mercado europeu.
Além disso, o combustível atende às exigências da FuelEU Maritime, regulamentação da União Europeia que impõe redução progressiva da intensidade de GEEs nos combustíveis usados por navios que atracam em portos europeus, incentivando o uso de soluções renováveis e de baixo carbono.
“A comercialização do VLS B24 com uma empresa de forte atuação internacional demonstra o avanço consistente da Petrobras rumo a um mercado de baixo carbono, em sinergia com o nosso Plano de Negócios 2026-2030. A iniciativa não apenas gera valor para o negócio, mas também viabiliza soluções concretas em novas energias e descarbonização, reforçando nosso compromisso com a sustentabilidade e a inovação”, afirma o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser.
O abastecimento será realizado por barcaças dedicadas a partir do Terminal de Rio Grande (TERIG), onde também ocorrerá a mistura do produto. O contrato prevê a entrega de até 12 mil toneladas ao longo de 2026.
A Odfjell, empresa norueguesa com presença em rotas pelas Américas, Europa e Ásia, é referência no transporte marítimo de produtos químicos e granéis líquidos. Tem escritórios em locais estratégicos, incluindo São Paulo, apoiando suas atividades na América do Sul. Com uma frota de mais de 70 navios, a Odfjell transporta cerca de 600 tipos de líquidos — que vão de produtos químicos e ácidos a óleos comestíveis e derivados claros de petróleo — atendendo desde grandes companhias petrolíferas até empresas menores de logística.
O relacionamento entre a Petrobras e a Odfjell, marcado por uma trajetória de colaboração, ganhou novo impulso com a iniciativa conjunta dos governos brasileiro e norueguês para promover soluções sustentáveis no setor de energia. Esse movimento resultou na criação de um corredor verde entre os dois países, formalizado por um Memorando de Entendimento (MoU) assinado em fevereiro de 2025, que incentiva a circulação de navios movidos por combustíveis de baixo carbono.
The 4th edition of Latin America’s largest event was dedicated to floating oil and gas production, storage, and offloading platforms (FPSOs).
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Após mudanças em sua liderança, a BRAVA realiza um passo importante em sua estratégia de gestão de portfólio ao anunciar, na quinta-feira (15/01), a aquisição da participação de 50% detida pela Petronas, no campo de Tartaruga Verde (Concessão BM-C-36) e no Módulo III do campo de Espadarte, na Bacia de Campos (RJ).
A transação, avaliada em US$ 450 milhões, é a primeira anunciada pela companhia após a alteração na liderança e reforça o compromisso da empresa com a diversificação de seu portfólio e a busca por retornos aos acionistas.
O valor total da operação será distribuído da seguinte forma: US$ 50 milhões pagos na data de assinatura do contrato e outros US$ 350 milhões no fechamento da transação (closing), sujeitos a ajustes relacionados a data efetiva da transação (1º de julho de 2025); e duas parcelas futuras, no valor de US$ 25 milhões cada, a serem pagas em 12 e 24 meses após o fechamento, respectivamente.
“A transação marca o início da nossa estratégia de longo prazo e está alinhada ao plano de revisão contínuo do portfólio da Brava e ao compromisso em buscar retorno ajustado a riscos e eficiência na alocação de capital. A Companhia continuará avaliando oportunidades de revisão de portfólio, mantendo o compromisso de gerar valor aos acionistas”, ressalta o CEO da Brava, Richard Kovacs.”
A BRAVA prevê que a conclusão da transação ocorra ainda em 2026 após o cumprimento de condições precedentes usuais para transações dessa natureza, incluindo, entre outras, a obtenção das aprovações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”) e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”).
Na última segunda-feira (12/01), a BRAVA nomeou o então presidente do conselho, Richard Kovacs, como seu novo CEO, no lugar de Décio Oddone, que deixa a companhia no dia 31/01.
Relevância dos Ativos
Localizados na porção sul da Bacia de Campos, o Campo de Tartaruga Verde e o Módulo III do Campo de Espadarte, representam uma operação consolidada e de alta produtividade. Em 2025, os ativos registraram produção média de aproximadamente 55,6 mil barris de óleo equivalente por dia (100% do ativo), composta majoritariamente por óleo.
A operação é realizada através do FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes, que conta com 14 poços produtores (11 em Tartaruga Verde e 3 em Espadarte). As concessões têm vigência garantida até 2039.
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