A Petrobras desenha uma estratégia ambiciosa para consolidar sua participação de 31% na matriz energética brasileira até 2050, integrando combustíveis fósseis e renováveis através de investimentos robustos em logística e infraestrutura. Nos US$ 4 bilhões previstos no plano de negócios 2026-2030, ganha destaque o projeto do duto entre Paulínia (SP) e o polo do agro no Centro-Oeste, em avaliação.

Em entrevista à Brasil Energia, o diretor executivo de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Cláudio Schlosser, revelou que a proposta é aproveitar a faixa do Gasbol e o duto poderá ser implantado em fases, com a primeira etapa partindo da Replan até Campo Grande. O projeto encontra-se em fase inicial, com análise de alternativas de localização das bases a serem implantadas e estudo de viabilidade técnico e econômico. A entrada em operação está prevista para depois de 2030, em data ainda sem definição.

O executivo também aborda as estratégias de comercialização de bioprodutos, como a antecipação de SAF e a venda de biobunker em Singapura, os estudos para atender o Matopiba – região que engloba os estados de MA, TO, PI e BA – , com alternativas ferroviárias e novos polos estratégicos, e os investimentos na ampliação das tancagens e bases do Osbra.

De acordo com Schlosser, com a ampliação do refino e da frota, a entrada da segunda fase da Rnest (PE) e a incorporação de combustíveis renováveis, a Petrobras projeta atingir praticamente a autossuficiência em diesel até 2030, reforçando a visão de empresa integrada de energia — modelo que, segundo ele, garante resiliência financeira, competitividade e capacidade de investimento mesmo em cenários adversos para o petróleo.

Leia a seguir os principais trechos da entrevista e assista a íntegra no vídeo

O plano de negócios 2026-2030 prevê cerca de US$ 4 bilhões em investimentos em logística e comercialização, que inclui ampliação da frota, da infraestrutura e expansão da presença no Centro-Oeste. Quais são as prioridades?

O planejamento estratégico mantém os investimentos prioritários na produção de óleo e gás, mas tem uma característica importante: o petróleo é monetizado através dos derivados. Por isso, o planejamento vê a integração com o refino e a logística para chegar até o consumidor final, ele tem uma visão integrada. Nossa meta é permanecer como fornecedor de 31% da energia consumida pela sociedade brasileira, tanto no horizonte de 2030 quanto em 2050. Essa energia será de natureza fóssil, mas também temos foco na transição energética, com investimentos contundentes em renováveis. Hoje somos importadores líquidos de diesel e querosene de aviação, então existe esse espaço para ampliação do refino. O mercado brasileiro é o que monetiza melhor e temos condição de entregar para a sociedade o mais competitivo em preço e disponibilidade. O planejamento amplia o refino, mas nós queremos acessar onde o mercado mais cresce.

Quanto da expansão para o Centro-Oeste é crucial nessa estratégia?

O Centro-Oeste é onde temos o maior crescimento do mercado. Nos últimos quatro, cinco anos, ele cresce o dobro da média nacional em consumo de diesel, que é o carro-chefe de maior crescimento no Brasil. Temos também a região do Matopiba com crescimento focado no agronegócio. Nossa estratégia é avançar para esses mercados, já estamos investindo e agora estamos avançando nosso ponto de entrega. Já abrimos bases em Rondonópolis, Sinop, Rio Verde, Campo Grande. Quando abrimos uma base, a capacidade é rapidamente absorvida. A infraestrutura praticamente nasce vendida. A logística é um fator extremamente competitivo para a Petrobras.

Como está o projeto do duto para atender o Centro-Oeste?

É importante contextualizar: o último duto de derivados construído no Brasil foi o Osbra, em 1996. Continuamos investindo fortemente no Osbra ao longo do horizonte do plano, com ampliações de bombeamento e tancagem, mas toda vez que investimos, chegamos ao limite pela demanda que o mercado tem exigido nessa região. Depois de praticamente 30 anos, colocaríamos um novo duto provavelmente até Rondonópolis ou Sinop, chegando a 2 mil quilômetros. Já está na Fase 1 e vamos à Fase 2 do projeto. Você tem o detalhamento, o levantamento do traçado, um escopo conceitual bem definido para determinar quanto será o custo e as avaliações econômicas. Depois vem a Fase 3, de detalhamento, e a Fase 4, de execução. Temos previsão de início da operação um pouco à frente de 2030. Discutimos também um faseamento, com etapas intermediárias. Há uma atratividade muito interessante até Campo Grande, que passa por diversas cidades do interior de São Paulo com demanda muito grande. Sairia de Paulínia a Campo Grande, interligando depois à região de Rondonópolis e Sinop.

O traçado seguiria a faixa do Gasbol?

Exato, essa é uma das grandes vantagens, especialmente do ponto de vista de licenciamento e da faixa existente. É um aproveitamento dessa faixa, chegando a mercados muito interessantes, reduzindo o custo de transporte até essas regiões e ficando mais competitivo.

Qual a estimativa de investimento desse projeto do duto de derivados?

A gente tem estimativas. A ordem de grandeza que estamos imaginando, considerando um duto de 2 mil km, chegaria a US$ 2 bilhões. Mas esse número ainda será refinado à medida que o projeto avance e vai seguir os trâmites de aprovação de investimento da companhia. O faseamento também pode diluir o investimento ao longo do tempo.

Em que estágio está o estudo de riscos e viabilidade econômica?

O projeto é avaliado pela redução do custo de chegar à demanda e pela questão do mercado: quando você reduz o custo, acessa mais o mercado, tem uma rentabilidade por conta do ganho de mercado. Nosso processo de avaliação é extremamente robusto. Construímos três cenários: um onde a transição energética tem faseamento mais longo, um caso base, e outro onde a transição será muito mais rápida. O projeto é analisado num horizonte de cerca de 15 anos e tem retorno positivo bastante interessante em todos os cenários.

Há também uma sinergia com o etanol no projeto do Centro-Oeste. Existe a possibilidade de um duto paralelo no sentido inverso?

Nós temos uma série de investimentos no planejamento para oferta de produtos renováveis, que serão feitos em plantas dedicadas para a produção de HVO, de diesel e jet fuel a partir de óleos vegetais, o primeiro deles na RPBC. Temos também planos para implantação de um alcohol to jet na Replan e essa é uma alternativa interessante, porque o Brasil tem grande produção de etanol e boa parte dele é exportado. Temos preço competitivo dessa matéria prima e o etanol de milho, de onde vem grande parte da produção, tem aceitação muito boa na safrinha [N.R. Segunda safra, cultivo realizado logo após a colheita da safra principal, entre janeiro e março].  E aí essa sinergia remete, por exemplo, à oportunidade de trazer esse etanol via duto. Seriam dois dutos paralelos.

O que está incluído dentro desse orçamento em implantação de US$ 600 milhões para o Centro-Oeste?

Inclui os estudos, ampliações de bases ao longo do tempo, melhorias como a tancagem adicional no Osbra. Também tem a contratação dos estudos, o detalhamento da Fase 2 e início da Fase 3 desse duto. Tem contratação do detalhamento, uma série do que chamamos de obras de arte – você tem muitos rios que vai ter que fazer projeto.

E no Matopiba, qual é a estratégia logística?

Avaliamos alternativas ferroviárias, como a região da Fiol [Ferrovia de Integração Oeste-Leste], saindo de Ilhéus e chegando até Luis Eduardo Magalhães, e também a que sai do Pecém (CE), interligando ao polo de Salgueiro (PE). Temos no planejamento a implantação de um polo em Salgueiro no curto prazo, que pode ser interligado à Rnest, refinaria que concentra quase metade do aumento de capacidade de refino previsto para o Brasil. E a estratégia do Arco Norte também é extremamente interessante. Então são alternativas em estudo e que talvez no próximo planejamento estratégico a gente possa apresentar algo mais concreto. Além da logística, estamos trabalhando também na venda direta para grandes consumidores no diesel. Já vendemos para JBS, Franciosi e estamos em discussões com a Bunge.

Como está a previsão de volta da Petrobras ao mercado de etanol?

Se a gente pensar que a Petrobras vai garantir e manter a participação de mercado de 31% da matriz, da energia primária consumida no Brasil, o etanol é um produto que hoje está consolidado. O Brasil tem uma história longa do etanol e a Petrobras foi um grande incentivador na construção do modelo de negócio do etanol. Nós temos uma previsão de investimento e faz parte ter uma parcela renovável, que a Petrobras prevê de 7% para 2050 e da ordem de 2% até 2030, dessa energia primária ser efetivamente oriunda de renováveis. Então, faz parte da estratégia a entrada no etanol.

Como está a Petrobras no negócio do SAF hoje?

A sinergia com o etanol conversa com os planos que temos para produzir SAF a partir do etanol e podemos pensar até em ter plantas para exportação do produto. Nós nos antecipamos ofertando o SAF via coprocessamento. É uma tecnologia que temos há muitos anos, desde a época das crises de petróleo em 1982. A Reduc foi a primeira refinaria da América Latina certificada pela ISCC para entregar SAF via coprocessamento. Existe uma integração muito grande dentro do segmento, com distribuidoras e companhias aéreas, para ofertar o SAF renovável. Então entra o etanol, entra o óleo técnico de milho, tudo isso vem com essa sinergia com o agro. Um dos modelos que temos desenvolvido para viabilizar de forma mais fácil a comercialização do produto é o Booking Claim. Temos discutido com a Latam, com a Amazon – assinamos um MOU para avaliação. Tudo se conecta com essa estratégia: o duto, a monetização do petróleo, o Centro-Oeste, a ampliação das refinarias, as plantas dedicadas.

As metas globais e nacionais de introdução do SAF na aviação estão sendo vistas por muitos como muito apertadas. No Brasil, já a partir do próximo ano. Vocês conseguem manter os investimentos em SAF?

O coprocessado aproveita a infraestrutura existente e o conhecimento que temos. Por isso estamos antecipando, disponibilizando na Reduc. Já tem produto certificado, vamos para Revap, para a Replan também. Pela regulação internacional do Corsia, você tem de 2027 em diante 1%, chegando a 10% em 2035. Já estamos hoje com possibilidade de ofertar via coprocessamento, atendendo de forma antecipada ao mercado, e depois entram as plantas dedicadas com a rota do HEFA, a primeira na RPBC. O coprocessado é o mais representativo da transição energética justa. Você tem a questão ambiental do renovável, tem a segurança energética – temos a matéria-prima aqui. É o menor custo-benefício porque está tudo ali. Consigo atender aos mandatos da indústria de forma muito competitiva.

Voltando ao projeto do duto do Centro-Oeste e os riscos no contexto da transição energética. Este projeto tem uma maturação e payback de longo prazo e outros bioprodutos podem competir na região, como biometano e biodiesel...

Há espaço. A visão do projeto e do planejamento estratégico não é de curto prazo. Como temos projeto muito robusto de aprovação, eles passam por cenários diversos. Hoje estamos entregando produtos praticamente em todos os segmentos. Tenho gasolina Podium carbono neutro, diesel coprocessado R5, SAF ofertado no mercado, asfalto com renováveis. Fizemos teste com asfalto renovável, tem atratividade muito grande em melhoria de qualidade. Isso possibilita utilizar óleos do pré-sal que hoje não teriam como ser aplicados no asfalto. Hoje temos praticamente todos os produtos com uma parcela renovável, nos antecipando em relação ao mercado.

E nesse planejamento de longo prazo, já é possível prever redução de importação de diesel?

Com a ampliação do refino, incorporação dos renováveis, quando olhamos 2030 e a segunda fase da Rnest, chegamos praticamente a quase uma autossuficiência de diesel, com menos emissões. O foco é o diesel nesse planejamento estratégico. Praticamente vamos ficar ali próximo de um equilíbrio.

E o biobunker?

Hoje estamos certificados para ofertar biobunker ao mercado. Temos em Rio Grande, vamos abrir em Santos, São Sebastião, no Açu, na Rnest, em Suape. Fechamos um contrato com empresa norueguesa com previsão de consumo de até 12 mil m³ ao longo de um ano. Estamos preparados para ofertar o produto fóssil com renovável. Hoje estamos identificando grandes oportunidades nesse segmento. Estamos fazendo contratos de longo prazo, o que favorece os investimentos da companhia.

Como foi a experiência em Singapura?

Singapura é um hub muito grande. Contratamos uma tancagem e começamos a ofertar bunker com conteúdo renovável. Começamos com 24%. Imaginávamos que levaríamos certo tempo para retorno, e praticamente giramos esse sistema extremamente rápido. Hoje oferecemos no Brasil e em Singapura. É um negócio pujante, já está indo para 30%. Já girou e é extremamente exitosa a experiência. Vemos grande oportunidade nessa área de bunker.

A mudança da estratégia comercial em 2023 teve impacto na decisão desses investimentos?

Foi fundamental. Antes, a Petrobras praticava aquela PPI em que a empresa cobrava caro, os importadores importavam o produto, as distribuidoras botavam a sua margem, mas quem pagava o preço era o consumidor. Com isso o refino caiu, a gente operava com fator de utilização de 80%, 85%. Com a nova estratégia comercial, passamos a considerar nossa capacidade de produção e logística no Brasil. Reduzimos volatilidade, estabilizamos preços e aumentamos a utilização do refino para mais de 90%. Batemos recordes de vendas e recuperamos market share.

Isso também contribuiu para a ampliação da frota naval...

Diretamente. Com maior movimentação, os custos unitários caem e o investimento em embarcações se torna viável. Hoje há baixa liquidez no mercado de navios, pela alta demanda. Isso abre oportunidade para construção de novos navios para cabotagem. A última contratação havia sido em 2016. Estamos com 16 embarcações previstas — navios Handy, gaseiros, MRs — e estudando ampliar. Também avançamos nos new buildings. São 22 embarcações de apoio ao E&P. Todos esses navios são mais modernos, têm um custo mais baixo e emitem menos, contribuindo para a redução de escopo 1 e 2.

Mesmo com a volatilidade do preço do petróleo, o modelo segue sustentável?

Essa é uma das grandes vantagens de ter uma empresa integrada. Você tem momentos em que o petróleo está mais baixo, mas se olhar as margens do refino, estão muito boas. Quando você tem empresa integrada, acaba tendo hedge. Se pegar os resultados do terceiro trimestre do RTC – refino, transporte, comercialização –, utilizamos o refino ao máximo, tivemos recorde de vendas no país, o market share subiu e o resultado financeiro do RTC dá esse suporte para a companhia. Essa visão de empresa integrada é um grande diferencial para todos os cenários. Você consegue sustentar a financiabilidade desse planejamento estratégico.