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

Un trimestre récord a pesar del desplome del crudo

Petrobras cerró 2025 con un EBITDA ajustado de 42.500 millones de dólares y un flujo de caja operativo de 36.000 millones, prácticamente al mismo nivel que el año anterior, pese a que el Brent promedió 69 dólares por barril durante el año, una caída del 14% frente a 2024. La dirección atribuyó esta resiliencia al crecimiento de la producción, que aumentó un 11% respecto a 2024, y a la mejora de la eficiencia en refino: las plantas operaron con un factor de utilización del 91%-92%, con el 68%-70% de la producción compuesta por diésel, gasolina y queroseno de aviación, los derivados de mayor valor. El ingreso neto alcanzó 19.600 millones de dólares, con un impacto positivo extraordinario por la apreciación del real frente al dólar. La compañía incorporó 1.700 millones de barriles de reservas probadas —el mayor volumen en diez años— con una tasa de reposición del 175%, incluso con producción récord. La deuda bruta se situó en 69.800 millones de dólares, de los cuales el 62% corresponde a arrendamientos de plataformas, buques y sondas.

Lo que viene: plataformas, eficiencia y disciplina de capital

La compañía espera continuar con el aumento de producción en 2026 mediante la aceleración del arranque de las plataformas P-78 y P-79, ya fondeadas en Brasil. La directora de Ingeniería, Renata Baruzzi, indicó que P-80 zarpará en agosto y llegará a Brasil alrededor de noviembre, mientras que P-82 lo hará en septiembre y P-83 en febrero de 2027. La presidenta Chambriard subrayó que la tasa de declive de los grandes campos se ha reducido del 12% al 4% anual, lo que hace que cada nueva plataforma se traduzca en un incremento neto de producción. En materia de inversión, el 84% del CapEx se destinó a exploración y producción. La dirección reiteró que sus modelos de viabilidad de proyectos siguen calibrados con un Brent de 50 dólares por barril, y que ese umbral no cambiará independientemente del precio actual. En cuanto a dividendos extraordinarios, la compañía se mostró abierta a distribuirlos si hay excedente de caja, pero condicionó cualquier decisión a no comprometer la sostenibilidad financiera de largo plazo. El consejo aprobó un pago de 8.100 millones de reales (0,62 reales por acción) en dos cuotas, en mayo y junio.

Para el mercado hispanohablante conviene destacar que Petrobras registró su primer suministro de búnker con contenido renovable del 24% al mercado asiático, y que la Refinería Presidente Bernandes inició contratos para construir la primera planta dedicada a combustible de aviación sostenible (SAF) y diésel verde. La expansión en combustibles renovables, así como el crecimiento del mercado de gas natural en Brasil —con 6.600 millones de metros cúbicos diarios contratados en modalidad inflexible—, son señales relevantes para proveedores y competidores regionales.

Turno de preguntas: volatilidad del crudo, Braskem y el margen ecuatorial

El grueso del tiempo de preguntas giró en torno a tres asuntos. Primero, la política de precios domésticos ante la fuerte subida del Brent por el conflicto en Oriente Medio: varios analistas quisieron saber hasta cuándo puede la compañía absorber la volatilidad sin trasladarla al mercado interno. La dirección respondió que el diésel lleva más de 300 días sin ajuste de precio y que la estrategia comercial, revisada diariamente, se diseñó precisamente para escenarios de alta volatilidad, sin dar una fecha concreta de posible revisión. Segundo, la situación de Braskem: la aprobación del acuerdo con IG4 —que representa a los bancos acreedores— sigue pendiente del regulador de competencia CADE y se espera que se postergue al menos un mes. La presidenta señaló que el nuevo acuerdo de accionistas debería permitir aprovechar sinergias hoy infrautilizadas entre Braskem y Petrobras; el director financiero Fernando Melgarejo aclaró que cualquier aportación de capital sería evaluada bajo el criterio de generación de valor para el accionista, sin compromisos adicionales por el momento. Tercero, el pozo exploratorio en el margen ecuatorial (bloque ROL): la directora de Exploración, Sylvia Anjos, confirmó que el equipo de perforación ya está implementando el obturador de reventón (BOP) y que se espera alcanzar el intervalo de reservorio en el segundo trimestre de 2026. Subrayó que los resultados de un solo pozo no permiten evaluar el sistema petrolífero completo, y que cualquier valoración del potencial de la región requiere más de una perforación. La dirección descartó de plano cualquier estrategia de cobertura (hedging) sobre el precio del crudo, argumentando que el costo sería desproporcionado dado el volumen de producción de la compañía.