247 - Estimativas do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) apontam que a Petrobras deverá registrar lucro líquido de aproximadamente R$ 31,1 bilhões no quarto trimestre de 2025. O resultado positivo também incluiria receita líquida estimada em R$ 121,9 bilhões, EBITDA ajustado de R$ 65,5 bilhões e distribuição de dividendos em torno de R$ 8,4 bilhões aos acionistas.
O levantamento do Ineep, que analisou indicadores operacionais e financeiros da companhia antes da divulgação oficial do balanço. A Petrobras anunciará os resultados referentes ao quarto trimestre de 2025 no dia 5 de março.
Caso a projeção se confirme, a estatal registrará o quarto trimestre consecutivo de lucro líquido. O desempenho marca uma reversão em relação ao mesmo período do ano anterior, quando a empresa havia registrado prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre de 2024.
Nos três primeiros trimestres de 2025, a Petrobras acumulou lucro líquido de R$ 94,5 bilhões. Com a estimativa de R$ 31,1 bilhões para o último trimestre, o resultado anual da companhia poderá atingir cerca de R$ 125,5 bilhões ao final do exercício.
O desempenho positivo projetado está associado, principalmente, ao aumento da produção. Segundo as estimativas, a produção total de óleo, líquidos de gás natural (LGN) e gás natural cresceu 18,3% na comparação com o quarto trimestre de 2024. Esse avanço foi impulsionado pela entrada em operação de oito novos poços produtores no trimestre no polígono do pré-sal — parte de um total de 33 novos poços ativados ao longo de 2025.
Além da expansão produtiva, as vendas de derivados no mercado interno registraram aumento de 0,7%, com destaque para os derivados médios, como diesel e querosene de aviação (QAV), além da gasolina.
Mesmo com o aumento de produção e vendas, os preços médios dos derivados comercializados pela companhia apresentaram queda na comparação anual. Segundo estimativas do Ineep, o valor médio recuou de R$ 484,5 por barril no quarto trimestre de 2024 para R$ 464,2 por barril no mesmo período de 2025, redução de 4,2%.
O resultado estimado para o quarto trimestre também inclui impactos de itens considerados não recorrentes. Entre eles está o pagamento de R$ 6,97 bilhões pelos direitos e obrigações da União nas áreas de Mero e Atapu, adquiridos no leilão de áreas não contratadas realizado pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).
Outro impacto contabilizado foi de R$ 1,54 bilhão referente ao Acordo de Equalização de Gastos e Volumes (AEGV), decorrente do Acordo de Individualização da Produção (AIP) da jazida compartilhada do pré-sal de Jubarte.
No acumulado de 2025 até o terceiro trimestre, a Petrobras já havia apresentado forte crescimento nos resultados. O lucro líquido somou R$ 94,57 bilhões no período, valor 75,9% superior ao registrado nos primeiros nove meses de 2024, quando o resultado foi de R$ 53,76 bilhões.
Os investimentos da companhia também avançaram ao longo do ano. Entre janeiro e setembro de 2025, os aportes em ativos imobilizados e intangíveis totalizaram R$ 73,1 bilhões, montante 35,5% superior ao registrado no mesmo intervalo de 2024, quando os investimentos alcançaram R$ 53,95 bilhões.
Em relação à remuneração aos acionistas, a Petrobras distribuiu R$ 12,16 bilhões em dividendos no terceiro trimestre de 2025. O valor representa aumento de 40,4% frente aos R$ 8,66 bilhões pagos no segundo trimestre do ano.
Apesar do avanço trimestral, no acumulado até o terceiro trimestre os dividendos pagos somaram R$ 32,54 bilhões, cifra 49,2% inferior aos R$ 64,05 bilhões distribuídos no mesmo período de 2024.

Redação Brasil 247

A FPSO P-78 é a sétima plataforma em operação no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos

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Economia

Petrobras deve lucrar R$ 31,1 bilhões no 4º trimestre de 2025, estima Ineep

247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural alcançou, em 2025, o maior nível já registrado, consolidando o país como um dos principais produtores globais. O avanço foi impulsionado sobretudo pela expansão das operações no pré-sal e pela entrada em funcionamento de novas plataformas offshore. Apesar disso, segundo o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), o Brasil ainda enfrenta desafios quanto ao fortalecimento do parque de refino nacional.
<h2>Novas plataformas ampliam produção no pré-sal</h2>
Em 2025, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) &nbsp;entraram em operação duas novas plataformas da Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos: o FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, e o FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero. No mesmo campo, o FPSO Marechal Duque de Caxias atingiu seu platô de produção, enquanto o Almirante Tamandaré registrou recordes operacionais.
Na Bacia de Campos, a Petrobras avançou no ramp-up dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, e Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador. Também teve início a produção do FPSO Bacalhau, no campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos, operado pela norueguesa Equinor.
<h2>Produção cresce 13,2% segundo a ANP</h2>
De acordo com a ANP, a produção média nacional de petróleo e gás atingiu 4,89 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) em 2025, crescimento de 13,2% em relação a 2024. O resultado reflete a ampliação da capacidade instalada e o aumento da produção em unidades já em operação.
A produção de petróleo alcançou 3,7 milhões de barris por dia, alta de 12% frente ao ano anterior. Já o gás natural chegou a 1,1 milhão de boe/d, com expansão de 16,9%.
O pré-sal manteve-se como principal vetor do crescimento, com aumento de 15,1% e participação de aproximadamente 79,6% na produção nacional. O pós-sal respondeu por 15,4% do total, após crescimento de 7%, enquanto a produção em terra avançou 4,1%, representando cerca de 4,9%.
<h2>Petrobras mantém liderança, mas perde participação</h2>
A Petrobras permaneceu como a maior produtora do país, com média de 3,1 milhões de boe/d, volume 12,7% superior ao registrado em 2024. Ainda assim, sua participação relativa caiu para cerca de 63,4% da produção nacional, o menor patamar da última década.
As demais concessionárias produziram, juntas, 1,78 milhão de boe/d, alta de 14,1% na comparação anual. A Shell foi a segunda maior produtora, com 550,7 mil boe/d, seguida pela Total, com 264 mil boe/d, e pela CNOOC, com 148,6 mil boe/d. Assim como ocorre com a Petrobras, a maior parte da produção dessas empresas teve origem no pré-sal.
<h2>Exportações superam soja e minério</h2>
O aumento da produção refletiu-se diretamente nas exportações. Em 2025, o Brasil exportou, em média, 1,92 milhão de barris por dia, volume equivalente a 51% da produção nacional de petróleo, estabelecendo novo recorde histórico.
Foi o segundo ano consecutivo em que o petróleo bruto liderou a pauta de exportações brasileiras, superando produtos tradicionais como soja e minério de ferro.
Ao longo do ano, as exportações alcançaram 28 destinos. A China concentrou 45% do volume exportado, seguida pelos Estados Unidos, com 10,8%, Espanha, com 7,4%, Países Baixos, com 7%, e Índia, com 4,4%.
<h2>Expansão expõe desafio no refino</h2>
O desempenho de 2025 reforça a centralidade do pré-sal na produção nacional e confirma a trajetória de crescimento das exportações. Ao mesmo tempo, evidencia um descompasso estrutural: a ampliação acelerada da produção ocorre sem expansão equivalente da capacidade de refino.
Segundo o Ineep, o país tem se consolidado como exportador de petróleo bruto, enquanto permanece dependente da importação de derivados, mantendo o debate sobre a necessidade de fortalecimento do parque de refino nacional.

Paulo Emilio

Visão aérea de uma plataforma da Petrobras na Bacia de Campos, a P-52

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Produção de petróleo e gás bate recorde em 2025, mas Brasil ainda enfrenta desafios,aponta Ineep

247 - O início de 2026 registrou mudanças na dinâmica dos preços dos combustíveis no Brasil, com aumento dos valores ao consumidor. Dados do Boletim de Preços do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), divulgados em fevereiro, apontam que o movimento foi impulsionado pelo reajuste do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) e pela alta do etanol.
A gasolina teve elevação diretamente ligada ao aumento do imposto estadual, que adicionou R$ 0,10 ao valor final ao consumidor. O encarecimento do etanol anidro, utilizado obrigatoriamente na mistura do combustível, também contribuiu para o resultado. Com isso, o produto iniciou 2026 com preço médio de R$ 6,32.
No dia 27 de janeiro, a Petrobras anunciou redução de R$ 0,14 por litro no preço da gasolina nas refinarias, o equivalente a cerca de 5,2%. Ainda não é possível observar totalmente os efeitos dessa redução nos valores cobrados ao consumidor final.
<h2>Preço do gás de cozinha</h2>
O GLP, conhecido como gás de cozinha, manteve estabilidade no início do ano. O preço médio nacional registrou aumento de 0,1% em relação ao mês anterior, encerrando o período em R$ 110,31. Apesar da estabilidade mensal, o valor permanece acima da média máxima dos últimos cinco anos para o mesmo período, que é de R$ 108,27.
<h2>Diferenças regionais</h2>
Entre as regiões, o Norte apresentou o maior preço médio, com R$ 123,19. O Sudeste registrou o menor valor médio, de R$ 108,10. Na análise por estados, os maiores preços foram registrados em Roraima, com média de R$ 141,63, e Tocantins, com R$ 128,63. Já Pernambuco, com R$ 99,50, e Rio de Janeiro, com R$ 99,68, tiveram os menores valores médios estaduais.

Ineep: alta do etanol e reajuste do ICMS elevam preços dos combustíveis no Brasil

O Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) apresentou uma proposta que sugere que a Margem Equatorial Brasileira (MEB) seja reconhecida como área estratégica pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A recomendação do Instituto é que os 65 blocos localizados em águas profundas e ultraprofundas da MEB sejam retirados do 5º Ciclo de Oferta Permanente da ANP, que ocorrerá em junho, e que a exploração e produção de petróleo e gás na região sejam tratadas no modelo de partilha de produção, em vez do regime de concessão.
O Ineep defende que, no modelo de partilha, ao contrário do regime de concessão, o Estado detém uma parte da produção de petróleo e gás, garantindo, assim, benefícios mais substanciais para o desenvolvimento regional, especialmente nas regiões Norte e Nordeste do Brasil. A proposta também busca gerar ganhos efetivos para a economia nacional como um todo.
A posição do Ineep se baseia em um estudo recém-concluído, intitulado "Por uma abordagem estratégica da Margem Equatorial Brasileira", que detalha as diretrizes para a gestão dessa região estratégica, que se estende do litoral do estado do Rio Grande do Norte até o Amapá. O estudo alerta para a necessidade de considerar a MEB como um vetor de soberania energética para o país, apontando que sua exploração deve ser inserida em um projeto de desenvolvimento nacional com os seguintes objetivos:
Garantir a segurança energética do Brasil.
Ampliar a oferta interna de energia.
Aumentar a capacidade de refino de petróleo.
Fortalecer a indústria nacional.
Reduzir as desigualdades regionais.
Ampliar os investimentos em novas rotas tecnológicas para a diversificação energética e adaptação às mudanças climáticas.
Contribuir para a descarbonização da economia.
O estudo também destaca que a exploração da MEB, longe de ser um retrocesso em relação à transição energética, pode se tornar uma oportunidade para o Brasil explorar e entender as vastas riquezas dos 360 mil km² da região, incorporados ao território brasileiro após reconhecimento pela Organização das Nações Unidas (ONU).
No estudo, ilustrado com gráficos e mapas detalhados da região, o Ineep sugere uma série de medidas para garantir que a exploração da MEB ocorra de forma alinhada aos interesses estratégicos do Brasil. Entre as principais recomendações estão:
 
A classificação da Margem Equatorial como área estratégica pelo CNPE.
A retomada da exclusividade da Petrobras para a condução e execução de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações na MEB, seja direta ou indiretamente.
A regulamentação do Fundo Social, que deve ser adequadamente gerido para promover o desenvolvimento regional.
Garantir a autonomia do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) na fiscalização e gestão ambiental da área.
O estudo foi elaborado pelos diretores técnicos do Ineep, Ticiana Alvares, mestre em Economia Política Internacional pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), e Mahatma Ramos dos Santos, mestre em Sociologia e Antropologia também pela UFRJ, além dos pesquisadores Francismar Ferreira, doutor em Geografia pela Universidade Federal do Espírito Santo (UFES), e Maria Clara Arouca, mestre em População, Território e Estatísticas Públicas pela Escola Nacional de Ciências Estatísticas (ENCE/IBGE).
Para os pesquisadores, o debate sobre a MEB "não pode se limitar à dicotomia entre meio ambiente e desenvolvimento", e deve ser integrado ao contexto das mudanças climáticas, suas implicações geopolíticas e questões relativas à segurança e à soberania energética do Brasil.

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