Qué dijo la dirección de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras en la llamada del Q4 2025

Un año récord pese a la caída del Brent

Petrobras cerró 2025 con un EBITDA ajustado de 42.500 millones de dólares y un flujo de caja operativo de 36.000 millones, prácticamente igual al año anterior, a pesar de que el Brent promedió 69 dólares por barril, un 14% menos que en 2024. La clave fue un incremento de producción del 11% respecto a 2024, impulsado por los yacimientos del pre-sal. El campo Búzios superó en octubre el millón de barriles diarios operados; los campos Atapu y Sépia alcanzaron ese mismo umbral el 31 de diciembre. La ganancia neta fue de 19.600 millones de dólares. Las exportaciones promediaron 675.000 barriles diarios durante el año y rozaron el millón en el cuarto trimestre, con 999.000 barriles por día. Las reservas probadas incorporadas en 2025 ascendieron a 1.700 millones de barriles, la cifra más alta en diez años, con una tasa de reposición del 175%.

En el mercado doméstico —relevante para el ángulo latinoamericano— las ventas de derivados crecieron un 1,43% hasta 1,747 millones de barriles diarios, con el diésel S10 y el combustible de aviación (QAV) como motores principales. Las ventas de QAV subieron un 6% en el año, el mejor resultado en seis años. La compañía también inició la producción de combustible de aviación sostenible (SAF) en dos refinerías brasileñas y entregó por primera vez al mercado asiático búnker con un 24% de contenido renovable.

Lo que viene: plataformas, equatorial y capital

La compañía espera que las plataformas P-78 y P-79 aceleren su rampa de producción en 2026. La P-80 zarpará en agosto y debería quedar amarrada en Brasil hacia noviembre, con lo que la dirección anticipa producción adicional relevante ya en 2026 y comienzos de 2027 con la P-82. La tasa de declive de los grandes campos se redujo del 12% al 4% anual, lo que amplifica el efecto de cada nueva plataforma. En el margen ecuatorial —la apuesta exploratoria de largo plazo—, la empresa retomó la perforación del pozo ROL-1 tras obtener la licencia ambiental; la dirección espera alcanzar el intervalo del reservorio en el segundo trimestre de 2026. Petrobras no contempla estrategias de cobertura (hedging) sobre el precio del petróleo.

Preguntas de los analistas: precios, Braskem y dividendos

El turno de preguntas estuvo dominado por la volatilidad geopolítica —la llamada se realizó con el Brent por encima de 90 dólares—. Los analistas de JPMorgan, Morgan Stanley e Itaú BBA presionaron sobre si la política de precios internos aguantaría sin deteriorar márgenes de refinación. La dirección reiteró que no transfiere volatilidad al mercado doméstico, mencionó que el precio del diésel lleva más de 300 días sin ajuste y evitó comprometerse a un umbral o plazo concreto para una eventual revisión. Sobre Braskem, la dirección confirmó que el acuerdo con IG4 aún pendía de aprobación del regulador de competencia (CADE) y no precisó si Petrobras inyectaría capital en la petroquímica, limitándose a decir que actuará conforme a la generación de valor para sus accionistas. En cuanto a dividendos extraordinarios, el CFO señaló que se evalúan cada trimestre pero descartó comprometerse a un pago a corto plazo.