Da Agência Gov
RIO DE JANEIRO – A Petrobras alcançou um lucro líquido de R$ 26,7 bilhões (US$ 4,7 bilhões) no segundo trimestre de 2025, com destaque para o aumento da produção de óleo que compensou os impactos da queda de 10% no preço do Brent no trimestre. O resultado do trimestre foi de R$ 23,2 bilhões (US$ 4,1 bilhões), alcançando um patamar similar ao do trimestre anterior.
O EBITDA Ajustado sem eventos exclusivos do trimestre alcançou R$ 57,9 bilhões (US$ 10,2 bilhões). O Fluxo de Caixa Operacional (FCO), que representa a geração de caixa a partir das atividades operacionais da companhia, totalizou R$ 42,4 bilhões (US$ 7,5 bilhões) no trimestre, alavancado pelo aumento da produção de óleo e gás. Já os investimentos (Capex), somaram R$ 25,1 bilhões (US$ 4,4 bilhões) no segundo trimestre de 2025, com maior foco em projetos no pré-sal. Os resultados financeiros do 2T25 foram divulgados nesta quinta-feira (07/08).
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“Estamos acelerando nossos investimentos em projetos de alta atratividade. Nos primeiros seis meses do ano, investimos R$ 48,8 bilhões, um crescimento de 49% em relação ao mesmo período do ano passado. No aspecto operacional, tivemos excelentes resultados: produzimos 2,3 milhões de barris de óleo por dia no segundo trimestre. Isso representa um aumento de 5% em relação ao primeiro trimestre e cerca de 8% em comparação ao mesmo período do ano passado”, afirmou a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.
No segundo trimestre de 2025, a Petrobras totalizou R$ 66 bilhões em tributos pagos à União, estados e municípios. Foram aprovados R$ 8,7 bilhões em dividendos e juros sobre capital próprio.
“Tivemos uma excelente performance operacional no segundo trimestre, impulsionada pela implementação de novos sistemas de produção e por uma melhoria na eficiência dos campos em operação. Esses fatores nos permitiram aumentar o volume de óleo e gás, refletindo positivamente nos resultados financeiros e compensando os impactos da queda no preço do Brent. O lucro líquido, desconsiderando os eventos exclusivos do período, manteve-se no patamar do trimestre anterior, quando operamos com um Brent 10% maior”, explica o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo.
O lucro líquido registrado no segundo trimestre foi 24,3% menor quando comparado ao trimestre anterior, mas superior ao do mesmo período do ano passado, quando a companhia registrou prejuízo de R$ 2,6 bilhões.
A dívida bruta registrou US$ 68,1 bilhões em junho de 2025, representando um crescimento de 5,5% em relação ao final do trimestre anterior, em função, principalmente, do crescimento do arrendamento de plataformas, com a entrada em operação dos FPSOs Alexandre de Gusmão e Almirante Tamandaré, que adicionaram 270 mil barris por dia de capacidade de produção para a Petrobras.
Investimentos
O aumento na produção ocorreu, principalmente, em função do ramp-up (aumento gradual de produção) dos FPSOs Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador, do atingimento da capacidade máxima de produção do Marechal Duque de Caxias e da entrada em produção do FPSO Alexandre de Gusmão, ambos no campo de Mero.
No 2T25, foram investidos R$ 25,1 bilhões (US$ 4,4 bilhões), valor em linha com o patamar de execução planejado para 2025. O segmento de Exploração e Produção representa a maior parcela deste montante, com US$ 3,7 bilhões, com foco no desenvolvimento da produção no pré-sal (Bacias de Santos e Campos) e pós-sal (Bacia de Campos), além de investimentos exploratórios.
Os investimentos nos seis primeiros meses de 2025 somam R$ 48,8 bilhões (US$ 8,5 bilhões), sendo 85% direcionados a projetos de E&P. Esses investimentos já impactaram positivamente na curva de produção da companhia com a entrada em operação e o ramp-up de plataformas, além de melhorias de eficiência, adequação do cronograma de manutenção e uma gestão eficiente de reservatórios. Com os esforços que vêm sendo feitos, a expectativa é que a produção média de óleo e gás feche 2025 na banda superior da meta.
Já no segmento de Refino, Transporte e Comercialização, os investimentos foram direcionados para a reativação da fábrica de fertilizantes Araucária Nitrogenados S.A, além da conclusão da obra de ampliação (REVAMP) do Trem 1 da RNEST no final de março e o início da operação da unidade de hidrotratamento de diesel (HDT) da REPLAN, em maio.
Principais destaques operacionais
A produção de óleo e LGN da Petrobras alcançou 2,32 milhões bpd (barris de óleo por dia), um aumento de 5% em relação a do trimestre anterior.
Em maio, o FPSO Marechal Duque de Caxias alcançou a capacidade máxima de produção com apenas quatro poços produtores. Também foi iniciada a produção do FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero, que tem capacidade de produção de 180 mil bpd e de processamento de 12 milhões m³/dia de gás.
O navio-plataforma P-78 está em trânsito para o Brasil, sendo a primeira plataforma a ser rebocada até a locação com tripulação a bordo, o que vai permitir antecipar o início da produção em cerca de duas semanas. Sua capacidade de produção será de 180 mil barris de petróleo por dia, além de comprimir até 7,2 milhões de m³ de gás diários.
Foi confirmada uma nova descoberta de petróleo de excelente qualidade no pré-sal da Bacia de Santos, em poço exploratório no bloco Aram. Foram adquiridos mais 10 blocos exploratórios na Margem Equatorial e três na bacia de Pelotas na 5ª Rodada de Oferta Permanente da ANP. Além disso, a Petrobras declarou interesse em nove áreas exploratórias na Costa do Marfim.
Em junho, foram assinados os primeiros contratos para conclusão do Trem 2 da RNEST. Esse importante marco permitirá que a capacidade nominal da refinaria seja ampliada a partir de 2026, duplicando para 260 mil bpd em 2029. O novo HDT da REPLAN entrou em operação, permitindo a ampliação da produção de QAV, em até 21 mil bpd, e de diesel S-10, em até 63 mil bpd, contribuindo para o phase out (retirada) do diesel S-500 e possibilitando a conversão total da produção de diesel da REPLAN.
O parque de Refino atingiu 91% de FUT (fator de utilização) com manutenção do rendimento de derivados de alto valor agregado, com 68% de diesel, gasolina e QAV no volume total de produção.
