Refinaria, hidrogênio, ureia: Petrobras mapeia futuro do Nordeste até 2030
Segundo o Plano de Negócios 2026–2030 da Petrobras, a Refinaria Abreu e Lima receberá R$ 8,3 bi para dobrar produção de diesel S10. Fábricas de fertilizantes retomam operações. Primeira planta de hidrogênio verde será instalada no RN
Por Paulo Goethe
A ampliação da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco, é o principal projeto do Nordeste no Plano de Negócios 2026–2030 da Petrobras, aprovado pelo Conselho de Administração na quinta-feira (27). Com R$ 8,3 bilhões contratados, o terminal de refino instalado na cidade pernambucana de Ipojuca dobrará sua capacidade e adicionará 94 mil barris por dia de diesel S10, reduzindo a necessidade de importações. Retomada de fábricas de fertilizantes, exploração em águas profundas, novas perfurações em campos terrestres e instalação de planta de hidrogênio também integram os projetos que deverão ser executados pela empresa na região.
O plano prevê investimentos totais de US$ 109 bilhões, dos quais US$ 91 bilhões estão alocados em projetos da Carteira em Implantação e US$ 18 bilhões na Carteira em Avaliação, composta por oportunidades com menor grau de maturidade. A cifra representa uma redução de 1,8% em relação ao plano anterior, que previa US$ 111 bilhões.
Segundo a presidente da companhia, Magda Chambriard, os projetos da Petrobras representam 5% do total investido no país e devem gerar ou sustentar 311 mil empregos diretos e indiretos. A estatal estima arrecadar R$ 1,4 trilhão em tributos federais, estaduais e municipais nos próximos cinco anos.
Para aumentar a flexibilidade de execução, o plano introduziu uma subdivisão na Carteira em Implantação: US$ 81 bilhões estão classificados como “Carteira Base”, com orçamento previsto, mas ainda em avaliação econômica, e US$ 10 bilhões como “Carteira Alvo”, sujeitos a aprovação orçamentária e análise de financiabilidade.
Expansão da RNEST vai dobrar capacidade e reduzir dependência de importações
A obra da RNEST está em andamento e deverá ser concluída em 2029. A unidade passará de 130 mil para 260 mil barris por dia de capacidade instalada. O acréscimo de 94 mil barris diários de diesel S10 representa o maior incremento individual entre as refinarias da Petrobras.
A produção adicional reforçará o abastecimento das regiões Norte e Nordeste, que hoje dependem parcialmente de diesel importado. Em 2022, segundo a ANP, o Brasil importou 15,9 milhões de metros cúbicos do derivado.
A Petrobras estima a geração de 30 mil empregos diretos e indiretos durante o pico das obras. Já foram mobilizados 2,5 mil trabalhadores. As unidades centrais do projeto são uma unidade de coqueamento retardado (75 mil bpd), uma unidade de hidrotratamento de diesel (82 mil bpd) e uma unidade de destilação atmosférica (130 mil bpd). Todas serão executadas por empresas nacionais selecionadas por licitação. Os contratos abrangem engenharia, construção, montagem eletromecânica e integração de sistemas.
A refinaria também receberá uma planta solar de 12 megawatts, prevista para entrar em operação em 2026. A unidade será instalada no Ceará e integrará a rede interna da RNEST, como parte da estratégia de transição energética da Petrobras. A companhia projeta substituir progressivamente o diesel S500 por S10 em todo o país, com a RNEST desempenhando papel central nesse processo. O investimento nacional total no programa solar das refinarias será de US$ 80 milhões.
Reativação das fábricas da Bahia e de Sergipe amplia a produção de fertilizantes
O plano confirma a retomada das fábricas da Petrobras em Sergipe e na Bahia, desativadas há mais de cinco anos. As unidades da FAFEN-SE (Laranjeiras) e da FAFEN-BA (Camaçari) voltarão a operar a partir de 2026, sob gestão da nova subsidiária Petrobras Fertilizantes S.A. (PetroFert). O retorno dessas unidades faz parte da estratégia da companhia para reduzir a dependência brasileira da importação de fertilizantes nitrogenados.
A capacidade combinada das duas plantas será de 3.100 toneladas por dia de ureia, com consumo diário de 3,3 milhões de metros cúbicos de gás natural. A Petrobras estima que as FAFENs poderão atender até 20% da demanda nacional por ureia, insumo essencial para o agronegócio. A reativação também deverá impactar positivamente a arrecadação tributária local, o emprego industrial e a cadeia de fornecedores regionais.
Novas plataformas e gasoduto em Sergipe devem iniciar operações até 2030
O projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP) foi mantido no plano com previsão de entrada em operação a partir de 2030. Serão instaladas duas plataformas do tipo FPSO, com capacidade para processar 120 mil barris de petróleo por dia e 12 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, cada. A empresa classificada tecnicamente para construir e operar os sistemas é a SBM Offshore. O contrato definitivo deverá ser assinado até o primeiro trimestre de 2026.
Também está prevista a instalação de um gasoduto com capacidade de até 18 milhões de metros cúbicos por dia, conectando os sistemas ao continente. A Petrobras afirma que o projeto deverá transformar o litoral sergipano em uma nova fronteira produtora, após anos de atraso por entraves regulatórios ligados à compensação de royalties. A perfuração e interligação da malha de dutos terá início assim que os contratos forem firmados.
Programa de perfuração terrestre reforça o suprimento de gás na Bahia
A Petrobras retomou em 2025 o programa de perfuração em campos terrestres da Bacia do Recôncavo, na Bahia. A primeira operação ocorreu no campo de Taquipe, em maio. A previsão é realizar cem perfurações nos próximos cinco anos, como parte do plano de aumento da produção de gás natural onshore. A companhia também ampliou o número de sondas de intervenção de 13 para 23 e mobilizou três novas sondas de perfuração.
O programa dá continuidade à política de revalorização dos ativos terrestres da Petrobras, após uma fase de desinvestimentos. A companhia estima que a produção resultante será absorvida por polos locais de consumo industrial, além de permitir maior flexibilidade operacional no sistema de transporte e escoamento de gás no Nordeste.
Planta piloto no Rio Grande do Norte marca início da produção de hidrogênio
No município de Vale do Açu (RN), será instalada a primeira planta piloto de hidrogênio de baixa emissão de carbono (HBEC) da Petrobras no Brasil. A unidade terá capacidade de 2 megawatts de eletrólise e previsão de início de operação em 2026. O projeto integra o eixo de descarbonização da companhia, com foco nos setores de difícil substituição energética, como transporte marítimo, petroquímica e siderurgia.
A planta potiguar servirá como modelo para avaliação de escala e integração industrial do hidrogênio produzido por eletrólise da água com fontes renováveis. O hidrogênio gerado será destinado a testes de aplicação e poderá abastecer unidades industriais próximas, dependendo da viabilidade técnica e regulatória.
Exploração na Bacia Potiguar avança com perfuração do poço Mãe de Ouro
O plano também inclui a perfuração do poço Mãe de Ouro, no bloco POT-M-762, na Bacia Potiguar. A atividade faz parte da campanha exploratória da Margem Equatorial, que prevê 15 perfurações entre 2023 e 2030, incluindo áreas do Amapá, Pará, Maranhão, Ceará e Rio Grande do Norte. O primeiro poço da campanha, Morpho, já está em operação na costa do Amapá.
A Petrobras classifica a Margem Equatorial como uma das principais apostas da companhia em novas fronteiras exploratórias. Na Bacia Potiguar, a perfuração será realizada com base em licenciamento ambiental já concedido. O poço Mãe de Ouro foi incluído na programação após análise técnica e prosseguirá independentemente da tramitação do licenciamento na Foz do Amazonas.