Refino brasileiro não cresce em 2025, e dependência externa persiste
por Alessandra Leal[1]
O ano de 2025 no segmento de refino e abastecimento foi marcado por avanços pontuais, mas também por limites estruturais. A Petrobras manteve elevado o fator de utilização (FUT) de suas refinarias, garantindo um volume expressivo de derivados ao país, enquanto as refinarias privadas seguiram operando com níveis mais baixos. A capacidade nacional de refino, por sua vez, permaneceu praticamente inalterada, mantendo a dependência externa de derivados. Como resultado, o Brasil continuou vulnerável às oscilações externas, o que reforçou as pressões sobre os preços dos combustíveis no mercado doméstico.
Entre janeiro e outubro de 2025, as refinarias brasileiras processaram, em média, 1,98 milhão de barris por dia (Mbp/d), com FUT em torno de 85,5%. Esses resultados foram praticamente equivalentes aos observados ao longo de 2024. A Petrobras respondeu por 1,65 Mbp/d, o que equivale a 83,6% do total, ligeiramente abaixo de 2024. O FUT das refinarias da estatal foi de aproximadamente 89,1%, cerca de 2,4 pontos percentuais abaixo dos 91,5% do ano anterior. Já as refinarias privadas processaram cerca de 0,32 Mbp/d, 16,4% da carga nacional, volume 8,7% maior que em 2024. O FUT desse grupo foi de aproximadamente 71%, 4,5 pontos percentuais a mais que o ano de 2024, porém, significativamente inferior ao da Petrobras.
Diante disso, destaca-se em 2025, a continuidade da redução da participação relativa da Petrobras na produção nacional de derivados. A fatia da estatal, que alcançava 99% em 2014, caiu para 81,5% em 2025. Por sua vez, os refinadores privados avançaram para cerca de 19% da produção total de derivados. Esse movimento é reflexo direto do ciclo de desinvestimentos em refino da última década, que ampliou a participação privada no segmento de refino nacional, como ilustrado no gráfico a seguir.
Apesar do aumento do volume de carga processada pelas refinarias privadas, destaca-se o comportamento destoante da Refinaria de Manaus (Ream). Em diversos meses de 2025, a unidade não registrou processamento de cargas, repetindo o padrão observado em anos anteriores. Essa dinâmica reforça o questionamento sobre a efetiva função desempenhada pela planta na região Norte, se como refinaria propriamente dita ou, na prática, como um terminal de formulação e distribuição. Nesse contexto, em outubro, a ANP notificou a unidade por descumprimento da atividade para a qual foi autorizada, que é o refino de combustíveis, e não a mera formulação. Persistindo a situação, a autorização de refino da Ream poderá ser suspensa, conforme determinação da ANP. Os desdobramentos desse impasse devem se estender até o final de 2025 e adentrar o ano de 2026.
Em 2025, a oferta interna de derivados permaneceu em patamar insuficiente para eliminar a necessidade de importações, especialmente de diesel, gasolina e GLP. A dependência externa se manteve, inclusive com o aumento das importações de diesel, conforme indicado no gráfico abaixo.
Quanto à expansão da capacidade de processamento, 2025 registrou avanços ainda modestos, com destaque para a ampliação da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco. No primeiro semestre do ano, foi concluído um revamp que elevou a capacidade da unidade de 115 mil para 130 mil barris por dia, permitindo o refino de maior volume de petróleo do pré-sal e a ampliação da produção de diesel S-10. Trata-se de um avanço relevante, mas que pouco altera o nível de dependência externa.
O Plano de Negócios 2026–2030 da Petrobras projeta a incorporação de cerca de 320 mil barris por dia à capacidade total de processamento da companhia até 2030, a partir da modernização e ampliação das refinarias existentes, sobretudo com a construção do trem dois da RNEST. O mesmo plano, contudo, sinaliza a redução dos investimentos firmes da estatal no segmento. Nesse contexto, e considerando a tendência de crescimento da demanda interna nos próximos anos, a autossuficiência em refino não deverá ser assegurada no curto e médio prazo.
No campo do biorrefino, 2025 foi marcado por iniciativas ainda incipientes, conduzidas pela Petrobras. Na Revap, ocorreram os primeiros testes de SAF por coprocessamento de óleo vegetal, com lotes de QAV contendo até 1,2% de conteúdo renovável. Além disso, foi iniciada a contratação da primeira planta dedicada de BioQAV e diesel renovável na RPBC (SP), com previsão de operação ao final da década. Por fim, a Reduc (RJ) obteve a certificação internacional ISCC CORSIA, habilitando a unidade à produção e comercialização de SAF.
No biodiesel, houve disputa regulatória e ajuste gradual do mandato ao longo do ano. A Lei dos Combustíveis do Futuro definiu a trajetória até B20 em 2030, enquanto, em 2025, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) fixou provisoriamente B14 a partir de 1º de março e, posteriormente, elevou para B15 a partir de 1º de agosto, em meio ao debate sobre inflação e preços[2]. Além disso, vale ressaltar que o segmento de biocombustíveis figura entre as principais apostas da Petrobras em seu novo Plano de Negócios, tanto como estratégia de diversificação do seu portfólio em atividades de baixo carbono quanto como instrumento para a descarbonização do transporte pesado.
Para 2026, a tendência é de manutenção praticamente inalterada da capacidade de refino, o que implica na continuidade estrutural da dependência das importações de derivados de petróleo para o atendimento da demanda interna, agravado pelos problemas da Ream. Esses aspectos acabam vulnerabilizando o abastecimento interno e impactando os preços dos combustíveis aos consumidores.
Assim, diante do cenário de 2025 e das projeções para 2026, torna-se essencial recolocar o refino no centro da estratégia de desenvolvimento industrial e da política energética brasileira. A falta de um plano consistente de expansão e modernização do parque — que combine aumento de capacidade, diversificação tecnológica, biorrefino em escala e integração com metas climáticas — o país tende a permanecer dependente das importações de derivados ao longo da próxima década, com menor capacidade de capturar valor na cadeia do petróleo.
[1] Alessandra Leal é engenheira de petróleo, mestre doutoranda em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Unicamp e pesquisadora do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep).
[2] O CNPE aprovou ainda a elevação da mistura obrigatória do etanol na gasolina de 27% para 30% (E30), reforçando o papel dos mandatos de biocombustíveis como instrumento de política pública.
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