Se aqui no Brasil, a Braskem ainda tem conseguido evitar um pedido de recuperação extrajudicial ou judicial, em meio a um processo de mudança societária, no exterior, a joint venture mexicana Braskem Idesa está na iminência de recorrer ao Chapter 11, ou seja, entrar em um processo de recuperação judicial dentro das regras americanas.
Um do sinais de que o Chpater 11 está próximo é que a companhia está em fase avançada de negociação para um empréstimo de aproximadamente US$ 250 milhões, deve servir como suporte financeiro para o pedido de recuperação judicial. Esse dinheiro viria de parte dos próprios credores do grupo.
Segundo fontes próximas ao assunto, a companhia e seus assessores correm para estruturar o chamado financiamento DIP (debtor-in-possession), visando garantir fôlego para que a empresa possa aproveitar a recente melhora nas margens petroquímicas, impulsionada pelo cenário de conflitos no Oriente Médio.
Apesar do estágio das conversas, os interlocutores ressaltam que as negociações ainda estão em andamento e nenhuma decisão final foi tomada.
A joint venture entre a brasileira Braskem e a mexicana Grupo Idesa tenta reestruturar seu passivo há meses, após falhar no pagamento de juros de bônus globais com vencimentos em 2029 e 2032.
Essa pressão de caixa tem forçado a unidade a operar com capacidade reduzida, o que impediu a companhia de aproveitar plenamente a valorização do petróleo. Atualmente, os títulos com vencimento em 2029 ensaiam uma recuperação no mercado secundário, sendo negociados ligeiramente abaixo de 70 centavos de dólar, com um rendimento de cerca de 19,9%.
Petrobras faz reunião no México
O cenário também envolve a movimentação direta da Petrobras, uma das principais acionistas da Braskem no Brasil. Executivos da estatal brasileira estiveram recentemente no México para reuniões com a diretoria da Braskem Idesa, onde discutiram a estrutura do balanço da unidade e a futura relação comercial entre as empresas.
A aproximação coincide com a estratégia da CEO da Petrobras, Magda Chambriard, que confirmou em coletiva de imprensa o interesse em estreitar parcerias com a estatal mexicana Pemex. Questionadas, as companhias envolvidas e a Petrobras preferiram não se manifestar sobre os detalhes das conversas.
Para a Braskem, o impasse no México soma-se a uma série de desafios financeiros e jurídicos enfrentados pela matriz, como a crise ambiental decorrente da mineração de sal em Maceió e a longa espera pela venda da participação da Novonor (ex-Odebrecht). Enquanto tenta resolver o imbróglio da subsidiária mexicana, o mercado aguarda a divulgação dos resultados financeiros da companhia, prevista para ocorrer nesta quarta-feira.
O plano é que um novo conselho e uma nova diretoria sejam eleitos já na próxima assembleia de acionistas, que ocorre na quarta-feira da semana que vem, dia 29, apurou o InvestNews.
A tendência é que os cargos de CEO e CFO sejam ocupados por profissionais ligados à gestora, enquanto as diretorias de operação e comercial venham de indicações da estatal.
A presidência do conselho, por sua vez, deverá ser indicada pela Petrobras. Um dos nomes ventilados para presidir o board é o da atual CEO Magda Chambriard.
Novo CEO
O InvestNews apurou que o novo CEO da Braskem será Helcio Tokeshi, sócio da IG4 que comandou entre 2019 e fevereiro deste ano a CLI, braço de logística portuária da gestora fundada por Paulo Mattos.
Economista de formação, Tokeshi foi secretário da Fazenda de São Paulo entre 2016 e 2018, passou pelo Banco Mundial e esteve na Secretaria de Acompanhamento Econômico no primeiro governo Lula.
A diretoria financeira deverá ficar com Carlos Brandão, que comandou a Iguá Saneamento de julho de 2020 até agosto de 2023. Brandão também foi CFO da Oi entre 2017 e 2019, participando de uma das maiores recuperações judiciais da história corporativa brasileira.
Mais cedo, a IG4 informou que estava recrutando “profissionais altamente experientes na condução de processos de reestruturação (turnarounds) de empresas líderes em seus segmentos de atuação, incluindo nos setores de logística e de água e esgotamento sanitário”.
Standstill a caminho
A missão de Brandão será lidar com o alto endividamento da petroquímica. A dívida líquida da Braskem encerrou 2025 em US$ 7,5 bilhões (cerca de R$ 40 bilhões). Em termos brutos, o endividamento corporativo soma US$ 9,4 bilhões, perto de R$ 50 bilhões.
Diante da dificuldade em honrar seus compromissos nos próximos meses, a tendência é que a Braskem peça proteção contra credores em breve, como revelou o InvestNews.
A previsão é que a nova diretoria tome posse no fim de abril e já apresente um plano de reestruturação da companhia. Até lá, são poucas as chances de qualquer acordo ou pedido de proteção contra os credores.
A ideia é que, efetividada a troca de diretoria, esteja amarrado também um acordo para a suspensão do pagamento de dívidas (“standstill“) com a maioria dos credores, o que abre caminho para uma recuperação extrajudicial nos moldes da Raízen. Uma recuperação judicial ainda não está totalmente descartada.
“O que queremos deixar claro para os credores é que nenhum credor vai levar a Braskem. Nem aqui no Brasil e nem no México”, diz ao InvestNews uma fonte próxima à companhia, lembrando da crise de endividamento da Braskem Idesa, em que o empresário Carlos Slim, sócio da Braskem na subsidiária, tornou-se também seu principal credor.
A Petrobrasanunciou nesta quinta-feira (26) uma nova descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Campos, em poço exploratório perfurado no campo de Marlim Sul, 100% operado pela companhia.
Segundo o comunicado divulgado ao mercado, o poço 3-BRSA-1397-RJS está localizado a 113 km da costa de Campos dos Goytacazes (RJ), em profundidade d’água de 1.178 metros.
“O intervalo portador de petróleo foi constatado através de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido. As amostras seguirão para análises laboratoriais, que permitirão caracterizar as condições dos reservatórios e fluidos, possibilitando a continuidade da avaliação do potencial da área”, informou a Petrobras.
A estatal disse que perfuração foi concluída de maneira segura, com respeito ao meio ambiente e à segurança das pessoas. A empresa ressaltou que sua atuação na Bacia de Campos visa à recomposição das reservas em áreas maduras, assegurando sustentabilidade e contribuindo para atender à demanda nacional de energia.
O campo de Marlim Sul foi descoberto em novembro de 1987, pelo poço 4-RJS-382, e desde então é operado integralmente pela Petrobras.
A disparada de mais de 30% no preço do petróleo desde o início dos ataques dos Estados Unidos e de Israel ao Irã já começa a chegar com força ao Brasil – e voltou a colocar Vibra, Ipiranga e Raízen, as principais distribuidoras de combustíveis do país, sob pressão, após meses de relativa calmaria.
Desde o início da Guerra do Irã no fim de fevereiro, o preço médio do diesel subiu cerca de 19% no país, enquanto a gasolina avançou mais de 5%, segundo dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O movimento reacendeu temores de impacto na inflação e levou o governo federal a agir, com medidas como a zeragem de tributos sobre o diesel e o reforço na fiscalização para conter repasses considerados abusivos, com multas que podem chegar a R$ 500 milhões.
Mas, para além da pressão estatal sobre os preços, o setor vê um outro risco emergir: o de que soluções de emergência para garantir o abastecimento acabem reabrindo espaço para práticas ilegais na cadeia de combustíveis, como permitir o funcionamento de refinarias que operam sob ilegalidade.
Para as distribuidoras, o cenário representa uma reversão brusca após um período de melhora operacional – ainda que o setor chegue a esse momento com alguma “gordura” para absorver parte da pressão.
Em meio a esse ambiente mais adverso, Vibra, Ipiranga e Raízen passaram a capturar um ganho que por anos parecia fora de alcance: aumento simultâneo de margens, volumes e participação de mercado.
Segundo as próprias empresas, todas de capital aberto na bolsa brasileira, o motor dessa mudança não esteve na demanda, mas no ambiente competitivo, marcado pelo avanço do combate ao mercado ilegal na cadeia de combustíveis – simbolizado especialmente pela Operação Carbono Oculto, que revelou a ligação do crime organizado com a distribuição de combustíveis e o mercado financeiro quando deflagrada em agosto de 2025.
Esse é um movimento que agora passa a ser testado pela volatilidade das cotações do petróleo.
Margem melhorou
A melhora operacional, agora em risco, aparece no principal indicador do setor: a margem por metro cúbico. No caso da Vibra, responsável pelos postos com a marca Petrobras, o indicador subiu 73,4% no quarto trimestre de 2025 na comparação com igual período do ano anterior, para R$ 251 por metro cúbico.
A analistas de mercado, o CEO Ernesto Pousada disse que “2025 foi um ano de inflexão […] muito pelas ações que nós vimos da Carbono Oculto e de todas as ações contra as irregularidades”. Ao mesmo tempo, a Vibra voltou a crescer em volume, com alta de 5% no quarto trimestre, e ampliou sua participação de mercado para 24,5%.
Outro efeito do ambiente de combate à venda ilegal foi o recorde de embandeiramento de postos – quando estabelecimentos independentes passam a operar sob a bandeira de uma grande distribuidora. Com a força da marca Petrobras, a Vibra adicionou 404 novos postos no período, o que levou a rede para cerca de 7,5 mil unidades no país.
Agora, com a escalada dos preços de combustíveis, essa melhora operacional passa a ser colocada à prova. Em entrevista à CNN Brasil na semana passada, Pousada afirmou que o setor enfrenta um choque externo sem precedentes recentes, com impactos diretos sobre custos e abastecimento.
“Estamos à beira de uma crise energética global”, disse o executivo, ao comentar os efeitos da guerra no Oriente Médio sobre a cadeia de suprimento. Como o Brasil depende de importações para cerca de 30% do diesel consumido, a pressão acaba sendo inevitável.
Ao mesmo tempo, o aumento da importação em caráter emergencial eleva os custos logísticos, pois exige mais transporte, armazenamento e frete. “Você mobiliza toda uma cadeia que aumenta exponencialmente o seu custo”, afirmou.
Na prática, o choque de custos reduz o espaço de manobra das distribuidoras. Segundo o CEO da Vibra, o diesel importado já chega ao Brasil até R$ 2,50 por litro mais caro do que o produto doméstico, enquanto a subvenção anunciada pelo governo cubra apenas cerca de R$ 0,30 dessa diferença.
Com a distribuição representando apenas cerca de 5% do preço final dos combustíveis, ainda de acordo com Pousada, o espaço para absorver esses custos sem repasse é limitado – o que coloca à prova o patamar de margens conquistado nos últimos trimestres.
Efeito Carbono Oculto
Para o Instituto Combustível Legal (ICL), que representa as principais empresas do setor, a melhora recente dos resultados está diretamente ligada à redução de práticas históricas de fraude, como sonegação fiscal e comercialização irregular de combustíveis – alvo de operações como Carbono Oculto, Poço de Lobato e Tank.
“O que estamos vendo agora é um mercado mais equilibrado, em que o preço começa a refletir o custo real”, afirmou Emerson Kapaz, presidente do ICL, em entrevista ao InvestNews, em referência ao quadro sem levar em conta as pressões com o encarecimento do petróleo.
Essas distorções da venda irregular permitiam que parte dos agentes operasse com custos artificialmente mais baixos, o que pressiona toda a cadeia formal. “Quando você combate o ilegal, você devolve competitividade para quem paga imposto”, prossegue Kapaz.
Na Ultrapar, dona da Ipiranga, os efeitos também já aparecem nos números. A receita subiu 5% em 2025, para R$ 127,6 bilhões, enquanto a margem recorrente avançou 2%, para R$ 145 por metro cúbico.
O CEO do grupo, Rodrigo Pizzinatto, atribuiu o resultado “ao início da recuperação do mercado após a intensificação das medidas de combate às irregularidades” e afirmou que o setor voltou a operar com margens mais saudáveis.
Ao mesmo tempo, a melhora do ambiente competitivo começou a atrair o interesse de investidores estratégicos. A gigante americana Chevron negocia a compra de uma fatia de cerca de 30% da Ipiranga junto à Ultrapar. “O interesse de empresas como a Chevron ajuda a chancelar a melhora que o mercado vem passando”, afirmou Kapaz.
Até mesmo na Raízen, que atravessa um delicado processo de reestruturação financeira com cerca de R$ 65 bilhões em dívidas na maior recuperação extrajudicial da história do país, a melhora operacional foi uma das poucas notícias positivas recentes.
A joint venture entre Cosan e Shell informou que sua divisão de distribuição registrou crescimento de 50% no Ebitda no terceiro trimestre da safra 2025/26 na comparação anual, impulsionado por aumento simultâneo de volumes e margens. No período, a rentabilidade por metro cúbico cresceu 35,2%, para R$ 215, enquanto o volume vendido avançou 11,6%.
Apesar dos avanços, o próprio ICL alerta que o cenário atual de alta de preços e risco de desabastecimento pode reabrir espaço para a atuação de agentes irregulares.
Segundo o instituto, mecanismos criados pelo governo federal para ampliar a oferta de combustíveis podem ser utilizados de forma oportunista por sonegadores e devedores contumazes.
Esse risco já começa a aparecer no radar do mercado.
Com a possibilidade de escassez de diesel, a Refit, refinaria ligada ao empresário Ricardo Magro, estaria em fase de estudo para retomar suas operações no Rio de Janeiro, aproveitando instrumentos como a subvenção ao combustível, de acordo com Lauro Jardim, de O Globo.
Em outras oportunidades, a Refit alegou que seus débitos tributários etão sendo questionados na Justiça e que esses procedimentos são normais para qualquer empresa do setor. Também afirma sofrer perseguições de outros concorrentes.
Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal (ICL) (Divulgação)
A unidade está atualmente interditada pela ANP, após apontamentos relacionados a irregularidades operacionais e riscos de segurança.
Para o ICL, a preocupação é que soluções emergenciais possam abrir brechas para a rearticulação de agentes que, no passado, já foram associados a distorções concorrenciais e práticas irregulares.
“Abrir espaço para agentes com histórico de irregularidades não é solução; é retrocesso”, afirmou Emerson Kapaz, do ICL, que defende fiscalização rigorosa e maior controle sobre a origem e a movimentação dos combustíveis.
O presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, afirmou que conversou com a presidente do México, Claudia Sheinbaum, sobre uma possível parceria de exploração entre as estatais de petróleo dos dois países no Golfo do México.
Falando em um evento nesta sexta-feira (20), ele disse que fez a ligação a pedido de Magda Chambriard, presidente da Petrobras, para sugerir que a companhia trabalhe com a Pemex (Petróleos Mexicanos).
“Você sabia que a Pemex poderia receber uma ajuda significativa da Petrobras para explorar petróleo em conjunto no Golfo do México, a uma profundidade de 2.500 metros?”, disse Lula que perguntou a Sheinbaum, sem dar mais detalhes sobre a conversa ou uma eventual parceria.
A Petrobras não respondeu imediatamente a um pedido de comentário. Especialista em operações em águas profundas e em busca de expandir sua atuação no exterior para aumentar a produção e recompor reservas de petróleo e gás, a empresa não tem operações atualmente no México.
O gabinete de Sheinbaum, a Pemex e o Ministério de Energia do México também não responderam de imediato.
A presidente mexicana vem buscando parceiros privados para ajudar a Pemex a elevar a produção e reverter a queda na extração de petróleo, que hoje está na metade do pico registrado há duas décadas. Poucas grandes empresas internacionais, além do Grupo Carso, do bilionário Carlos Slim, anunciaram projetos.
Durante o evento, Lula também sugeriu que o Brasil e a Petrobras avaliem a criação de uma reserva estratégica de petróleo, nos moldes das mantidas por Estados Unidos, China e outros países, para formar estoques de emergência e reduzir impactos de crises.
Os comentários ocorrem em meio à alta dos preços do petróleo, impulsionada pela guerra dos EUA no Irã, o que tem pressionado a Petrobras e o governo brasileiro.
“Não é algo rápido, leva tempo, mas é estratégico e a Petrobras e o governo precisam pensar nisso”, disse Lula. “Precisamos, ao longo do tempo, construir um estoque regulador para não sermos vítimas do que está acontecendo hoje.”
O presidente também afirmou que a Petrobras tentará recomprar uma refinaria na Bahia vendida à Mubadala Capital, braço de gestão de ativos do fundo soberano de Abu Dhabi, em 2021.
Lula tem sido crítico da venda da refinaria de Mataripe, realizada durante o governo de Jair Bolsonaro.
“Vamos recomprar”, disse Lula. “Pode demorar, mas vamos comprar de volta.”
Por anos, ter fábrica própria foi visto como um custo difícil de justificar no varejo. Mas em 2025, a Riachuelo provou o contrário: a produção nacional em Natal virou sua maior vantagem competitiva contra concorrentes como Shein, C&A e Renner. riachuelo vestuário fashion
A Axia Energia, antiga Eletrobras, anunciou importantes movimentações em sua estrutura societária com a ISA Energia. A companhia informou que chegou a um acordo para trocar participações societárias em ativos de transmissão, numa transação na qual a Axia receberá R$ 1,17 bilhão em dinheiro.
A Axia obteve aprovação para converter 19,7 milhões de ações ordinárias que detém no capital da ISA Energia em ações preferenciais, na relação de 1 para 1, conforme previsto no estatuto social da ISA Energia.
Pelo acordo de descruzamento de participações, a Axia transferirá sua participação na IE Madeira para a ISA e, em contrapartida, adquirirá 51% da IE Garanhuns. Com isso, a Axia passa a consolidar a totalidade da IE Garanhuns, interligação elétrica que conecta Pernambuco a Alagoas e Paraíba, enquanto a ISA se torna única proprietária da IE Madeira, linhão de transmissão que liga as hidrelétricas Jirau e Santo Antônio à região Sudeste.
No mercado, as ações da ISA Energia encerraram quinta-feira (19) cotadas a R$ 32,60 para a ordinária (ON) e R$ 28,07 para a preferencial (PN).
Segundo a companhia, a operação reforça seu compromisso com a otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária, fortalecendo a governança e a eficiência na gestão de seus ativos estratégicos.
De um lado, o barril acima de US$ 100 – um patamar que ninguém esperava até o início da guerra no Irã. De outro, o pacote do governo para aliviar os preços internos dos combustíveis em meio à alta do petróleo; que incluem um imposto de exportação de 12% para o óleo cru.
O imposto foi anunciado na quinta (12) e vai valer a por quatro meses, a princípio. Ele entra para compensar o PIS/Cofins zerado sobre o diesel e também um auxílio financeiro de R$ 0,32 por litro para produtores e importadores do combustível.
Vejamos aqui como essa nova realidade, com petróleo em alta de um lado e imposto surpresa do outro, impacta cada uma das nossas petroleiras de capital aberto: Petrobras, Prio, Brava Energia e PetroReconcavo.
Petrobras
A estatal ganha por conta do parque de refino. Ela aumentou o diesel na boca das refinarias em 11,6%, para aproximar os preços locais dos internacionais. Ainda que a defasagem siga alta, o custo de extração de matéria-prima (petróleo) e de refino permanecem os mesmos. Logo, o aumento compensa em parte o novo imposto sobre a fatia de óleo cru que a petroleira exporta.
O custo de extração da Petrobras, vale notar, é particularmente baixo: US$ 9 por barril. No quarto trimestre de 2025, a estatal fez um Ebitda equivalente a US$ 10,9 bilhões com o barril a um preço entre US$ 60 e US$ 65.
Antes mesmo do conflito, o barril já estava em um patamar superior, US$ 73. Caso venha um cessar fogo, a produção dos países árabes ainda levaria algum tempo até voltar ao normal. Eles já cortaram a produção em 30% (10 milhões de barris por dia, o equivalente a um décimo do consumo global).
A Agência Internacional de Energia estima que um retorno aos níveis pré-guerra pode levar semanas e, em alguns casos, meses. É que eligar poços de forma apressada poderia danificar equipamentos, gerando novas paradas.
Ou seja: a pressão sobre a oferta não terminaria da noite para o dia, favorecendo as petroleiras daqui. Some isso à margem maior do refino, e temos que o cenário para a Petrobras segue positivo mesmo com o imposto.
Prio
A maior dasjunior oilsexporta toda sua produção e não tem refino para compensar a taxa de 12%. Por conta disso, o Safra prevê uma redução de 15% no lucro operacional previsto para 2026 caso o imposto de exportação se mantenha até dezembro.
O cálculo, porém, leva em conta uma eventual realidade com o Brent a US$ 70. Caso o barril permaneça a um patamar mais elevado do que esse, o impacto arrefece.
Também vale lembrar que o barril em alta vem num momento de expansão da Prio. A petroleira acaba de colocar um novo campo em operação, Wahoo, com capacidade para extrair 40 mil barris por dia. O Itaú BBA estima que a produção chegue a 201 mil bpd neste ano – praticamente o dobro dos 106 mil bpd de 2025.
Brava Energia e PetroReconcavo
A Brava exporta só um terço de sua produção. Diante disso, os analistas do Safra vêem um impacto menor do novo imposto ali: redução de 7% do lucro operacional previsto para 2026 (naquele cenário de barril a US$ 70). Também ajuda o fato de ela trabalhar com refino – a petroleira opera a refinaria de Camarão (RN). As margens maiores na venda de diesel, então, mitigam o efeito do imposto, como acontece (em escala maior) com a Petrobras.
A Brava é a segunda maior junior oil do país (80 mil barris por dia em 2025) e passa por um momento de virada. Aumentou produção em 46% no ano passado e reverteu o prejuízo de R$ 1,1 bilhão em lucro de R$ 1,5 bilhão. O plano interno é aumentar a produção para 100 mil bpd em 2027.
Já na PetroReconcavo o efeito do imposto seria desprezível. Focada em campos maduros e em terra no Nordeste, com produção de 24 mil bpd, a empresa tem escala menor e fica pouco exposta à exportação. De acordo com o Safra, ela praticamente não sofre impacto com a taxa de 12%.
O que mais preocupa, para o setor como um todo, nem é o impacto financeiro imediato, mas o precedente aberto pelo governo. Para os analistas do Morgan Stanley e do Bradesco BBI, a criação do imposto aumenta a incerteza regulatória na exploração de petróleo no Brasil, o que pode reduzir o apetite de investidores.
Na outra ponta, a vantagem geopolítica conta a favor das brasileiras. Não estamos, afinal, numa região sujeita a conflitos militares capazes de interromper a produção. Para quem deseja segurança energética, o Brasil é um bom fornecedor.
Países que dependem fortemente de petróleo importado, especialmente China, Índia e Japão, agora tendem, na medida do possível, a buscar mais fontes de suprimento alternativas ao Oriente Médio. Definitivamente, somos uma delas.
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) acaba de aprovar sem restrições a transação em que a gestora IG4 assumirá o controle da Braskem. Agora, haverá um prazo de 15 dias para que haja manifestações e, caso não ocorra contestações, a operação será aprovada em definitivo.
A decisão foi tomada na tarde desta sexta-feira (6) após 73 dias de análise, prazo considerado atípico para transações deste tipo. A demora poderia levar a um desmanche do negócio, como mostrou com exclusividade o InvestNews na última quarta-feira (4).
A demora na análise vinha pressionando as negociações entre IG4 e Petrobras e colocando em risco a própria situação financeira da petroquímica. Como revelou o InvestNews, a Braskem teria apenas cerca de quatro meses de caixa e enfrentaria vencimentos relevantes de juros já no meio do ano, sem espaço no mercado para novas captações.
Sem o aval do Cade, a gestora e a Petrobras não poderiam assumir formalmente o controle da companhia nem liderar uma eventual renegociação de suas dívidas — um passo considerado essencial para estabilizar a empresa. Uma recuperação judicial já vinha sendo preparada.
No parecer que embasou a decisão, a Superintendência-Geral do Cade concluiu que a operação representa apenas a substituição da Novonor como acionista da Braskem por um fundo estruturado sob consultoria da IG4, sem efeitos concorrenciais relevantes no setor petroquímico. Por isso, a autarquia aprovou a transação sem remédios.
Atrasos
O processo acabou se estendendo após manifestações de entidades do setor plástico e de órgãos públicos. No parecer, o Cade registra que essas intervenções levantaram preocupações sobre estrutura de mercado e contratos da cadeia petroquímica, mas concluiu que esses temas não têm relação direta com a mudança de controle da companhia.
Também houve manifestação do Ministério Público Federal (MPF) pedindo que fossem considerados os impactos ambientais do caso Alagoas. O Cade afirmou, porém, que não identificou nexo de causalidade entre a operação societária e o cenário descrito, limitando sua análise aos efeitos concorrenciais da transação.
Relembre a operação
O acordo que levou a IG4 ao controle da Braskem foi anunciado em dezembro e estruturado a partir das dívidas da Novonor com cinco bancos credores – Itaú, Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES – que tinham ações da petroquímica dadas em garantia em empréstimos concedidos à antiga Odebrecht.
Esses credores transferiram cerca de R$ 20 bilhões em créditos, garantidos por ações da Braskem, para o fundo Shine I, ligado à gestora IG4, do empresário Paulo Mattos. Com isso, a gestora passa a assumir as ações que estavam dadas em alienação fiduciária, herdando a participação que antes pertencia à Novonor.
Ao final da operação, a IG4 ficará com cerca de 50,1% do capital votante e 34,3% do capital total da Braskem, tornando-se a principal acionista da companhia. A Petrobras, que já detém 47% das ações com direito a voto, seguirá como sócia relevante e dividirá o controle da petroquímica com a gestora.
As duas empresas deverão firmar um novo acordo de acionistas para formalizar o co-controle e definir a nova governança da companhia. O CEO deverá ser indicado pela IG4, enquanto a presidência do conselho ficaria a cargo de um nome ligado à Petrobras.
A Novonor permanecerá apenas com uma participação residual de cerca de 4% do capital, em ações preferenciais e sem direito a voto.
Após registrar produção recorde de petróleo em 2025, impulsionada pelo avanço do pré-sal, a Petrobras vê espaço para ampliar a geração de caixa nos próximos anos com três frentes: crescimento da produção, maior utilização das refinarias e expansão do mercado de gás natural.
A estratégia da maior empresa do país será executada em um cenário de maior volatilidade do petróleo, em meio às tensões no Oriente Médio, que aumentaram a pressão do mercado sobre eventuais repasses de preços dos combustíveis no Brasil.
Já sobre a crise da Braskem, com o risco de a gestora IG4 abandonar as negociações para assumir o controle da petroquímica diante da demora na análise do caso pelo Cade, a diretoria da Petrobras se esquivou e demonstrou otimismo de que o órgão regulador libere a transação “o mais breve possível”. Após a publicação deste texto, o Cade autorizou a troca de controle na Braskem.
Crise da Braskem
A situação da Braskem voltou ao radar da diretoria da Petrobras. Executivos foram questionados na manhã desta sexta-feira (6) sobre o andamento da operação que pode levar a gestora IG4, do investidor Paulo Mattos, a assumir o controle da petroquímica ao lado da estatal.
O processo aguarda análise do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) desde dezembro e vem se arrastando mais do que o esperado, aumentando a incerteza sobre o futuro da empresa.
Como o InvestNews mostrou com exclusividade na quarta-feira (4), a demora regulatória começa a pressionar a situação financeira da petroquímica, que teria cerca de três meses de caixa para fazer frente às suas obrigações.
O cenário de incerteza também passou a afetar o destino da transação. A IG4 já sinalizou a bancos credores que pode abandonar as negociações caso o processo no Cade siga se arrastando a situação financeira da companhia se deteriore ainda mais.
A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou que a estatal segue acompanhando o processo, mas destacou que a conclusão da operação depende da decisão das autoridades concorrenciais. A executiva disse esperar que a análise do Cade seja concluída “o mais breve possível”.
Refinaria da Braskem nos Estados Unidos(Bloomberg/Luke Sharrett)
“Enquanto o processo não é concluído, seguimos acompanhando a situação. As decisões estruturais dependem da conclusão dessa etapa”, acrescentou o diretor financeiro Fernando Melgarejo, durante a apresentação dos resultados da Petrobras no quarto trimestre de 2025.
A Braskem encerrou o terceiro trimestre do ano passado com dívida líquida de cerca de US$ 7,1 bilhões e alavancagem de 14,8 vezes o Ebitda, patamar considerado elevado por analistas e que limita o acesso da empresa a novas captações no mercado.
Diante do aperto de liquidez, uma eventual recuperação judicial já passa a ser discutida.
Crescimento no pré-sal
Sobre óleo e gás, Magda destacou que o crescimento de 11% na produção de 2025 se deve, em grande parte, a melhorias na gestão de reservatórios, que reduziram o declínio natural dos campos e permitiram que plataformas recém-instaladas no pré-sal se traduzissem em crescimento líquido de produção.
“A gente conseguiu reduzir o declínio das jazidas e isso muda o patamar de produção. Com novas plataformas entrando em operação, elas passam a representar aumento real de produção”, afirmou a CEO da Petrobras.
Entre os projetos que sustentam essa estratégia estão novas plataformas no pré-sal e o ramp-up de unidades que entraram recentemente em operação. A Petrobras citou, entre os sistemas em aceleração, os FPSOs Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, Marechal Duque de Caxias, em Mero, e Maria Quitéria, em Jubarte, além da P-78, também em Búzios.
Plataforma P-74 no campo de Búzios, operado pela Petrobras com duas sócias chinesas. Foto: Divulgação/Petrobrás
Nos próximos anos, a companhia ainda prevê a entrada de novas unidades no mesmo campo, como P-79, P-80, P-82 e P-83, que devem sustentar o aumento gradual da produção no pré-sal.
Búzios, em particular, vem se consolidando como o principal motor de crescimento da Petrobras. O campo já ultrapassou a marca de 1 milhão de barris por dia de produção e concentra boa parte dos novos sistemas que entrarão em operação ao longo da década.
Refino e gás
Outro eixo da estratégia é ampliar o uso das refinarias. As unidades operaram com capacidade média de utilização de 91% em 2025, nível que a companhia pretende elevar ainda mais neste ano. O objetivo é aumentar a produção de derivados de maior valor agregado –principalmente diesel, gasolina e querosene de aviação – e capturar mais margem no mercado doméstico.
“Aumentar a utilização das refinarias é uma forma direta de capturar valor adicional na cadeia. Quando operamos próximos da capacidade máxima, conseguimos melhorar o mix de derivados e ampliar a rentabilidade do refino”, afirmou Magda Chambriard.
A estratégia também inclui investimentos para ampliar a produção de combustíveis de maior qualidade e adaptar unidades industriais para novos produtos, como diesel de baixo teor de enxofre e combustíveis de aviação.
Gás Natural – Foto: Agência Petrobras
No segmento de gás natural, a companhia também vê espaço para crescimento, impulsionado pela abertura gradual do mercado brasileiro e pela expansão do consumo industrial. A diretoria destacou o aumento da base de clientes no mercado livre de gás, com novos contratos firmes assinados nos últimos meses.
“Estamos ampliando nossa presença no mercado livre e diversificando a carteira de clientes. O gás natural é um vetor importante de crescimento para a companhia nos próximos anos”, acrescentou Melgarejo.
A Petrobras também aposta na expansão da infraestrutura de escoamento e processamento de gás, incluindo projetos ligados ao Complexo de Energias Boaventura, no Rio de Janeiro, que deve reforçar a oferta do combustível para o mercado brasileiro.
Política de preços
Apesar da volatilidade recente do petróleo, a Petrobras indicou que pretende manter sua estratégia comercial para combustíveis no Brasil, baseada na observação das paridades internacionais, mas evitando repassar automaticamente oscilações de curto prazo ao consumidor.
“A nossa estratégia comercial foi construída justamente para momentos de volatilidade. A gente observa o mercado, mas não transfere automaticamente cada movimento para o preço doméstico”, disse Melgarejo.
Irã sofre ataques dos EUA neste sábado (28/02) (Foto: Bloomberg)
Executivos lembraram que o diesel permanece há cerca de 300 dias sem reajuste, citando o dado como exemplo da estratégia de estabilidade de preços no mercado interno.
A estratégia operacional ocorre em um momento de maior incerteza no mercado internacional de petróleo, impulsionada por tensões geopolíticas e oscilações recentes no Brent. Executivos disseram que a companhia foi estruturada para operar em uma ampla faixa de preços da commodity.
“Temos que estar preparados para qualquer cenário. Se o petróleo estiver a US$ 85 ou a US$ 55, a empresa precisa continuar gerando caixa e executando seus projetos”, concluiu Magda.
Resultados
No quarto trimestre de 2025, a Petrobras registrou receita líquida de R$ 127,4 bilhões, alta de 5% na comparação anual, enquanto o Ebitda ajustado somou R$ 59,9 bilhões, avanço de cerca de 46,3% frente ao mesmo período de 2024.
A companhia também voltou ao azul no período, com lucro líquido de R$ 15,6 bilhões, após ter registrado prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre do ano anterior.
No acumulado de 2025, a petroleira reportou lucro líquido de R$ 110,6 bilhões, quase triplicando o resultado em relação a 2024.
A produção total de óleo e gás cresceu 11%, com média próxima de 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia, impulsionada principalmente pela entrada de novos sistemas no pré-sal.
A gestora de ativos IG4 Capital sinalizou que pode abandonar as negociações para adquirir uma participação de controle na gigante petroquímica brasileira Braskem, já que o órgão antitruste do país, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), atrasou a análise do acordo.
A Braskem e a IG4 não responderam imediatamente aos pedidos de comentário. A Petrobras, que divide o controle da Braskem com a Novonor, também não respondeu de imediato a um pedido de comentário.
As ações da Braskem reduziram ganhos que chegaram a 8,5% após a reportagem. Os papéis subiam 1,3% às 11h51 em São Paulo.
Em dezembro, a IG4 e o problemático conglomerado Novonor — anteriormente conhecido como Odebrecht — assinaram um acordo vinculante com bancos credores para comprar toda a dívida da Novonor lastreada em ações da Braskem.
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), como o órgão é conhecido, vem analisando o negócio desde então. No mês passado, a autoridade estendeu o prazo para a revisão do acordo.
Mais de quatro meses após a assinatura do contrato e dois meses depois da aprovação do Cade, a venda da participação da Axia (ex-Eletrobras) na Eletronuclear para a Âmbar Energia, do grupo J&F, ainda não foi concluída – enquanto a estatal operadora das usinas de Angra afirma ter caixa apenas até meados de março.
O motivo seria contratual. Pelo acordo de acionistas firmado em 2022 entre a Axia e a União – representada pela ENBPar – o governo federal tem direito de preferência para adquirir as ações nas mesmas condições pactuadas com a J&F. Segundo apurou o InvestNews, o governo ainda não comunicou formalmente se exercerá ou não esse direito.
No ano passado, a Axia anunciou a venda de 67,95% do capital total da Eletronuclear, sendo 35,9% de ações com direito a voto e 99,9% de preferenciais, para a Âmbar Energia, do grupo J&F, dos irmãos Wesley e Joesley Batista, por R$ 535 milhões. Com isso, a Âmbar passaria a ser sócia da ENBPar na estatal.
O contrato foi assinado em 14 de outubro de 2025 e aprovado pelo Cade em 17 de dezembro. Pelo acordo de acionistas da Eletronuclear, a ENBPar dispõe de 120 dias para exercer a preferência após a notificação formal da proposta. Não está claro quando a ENBPar foi formalmente notificada. Procurada pelo InvestNews, a empresa não comentou.
Caso a notificação tenha ocorrido na data da assinatura do contrato, o prazo teria se encerrado em 11 de fevereiro. Se a contagem tiver início apenas após a aprovação pelo Cade, o direito poderá ser exercido até 16 de abril.
O InvestNews também procurou o Ministério de Minas e Energia, a Axia e a Âmbar Enegia, mas não obteve resposta.
Aperto financeiro
Enquanto o governo não decide se exercerá ou não o direito de preferência, a Eletronuclear enfrenta uma crise de liquidez.
No início do mês, o presidente interino da estatal, Alexandre Caporal, afirmou que a companhia tem recursos em caixa apenas até meados de março e pode entrar em colapso financeiro caso não haja uma definição sobre o futuro de Angra 3 – a terceira usina nuclear brasileira, cujas obras estão paralisadas há anos.
Foto: Getty Images
Segundo Caporal, a empresa negocia com bancos públicos a suspensão temporária da cobrança de quase R$ 7 bilhões em dívidas vinculadas ao projeto. A medida é considerada essencial para preservar a sustentabilidade financeira da estatal.
O pagamento de juros da dívida soma cerca de R$ 800 milhões em 2026 e, somado aos custos de manutenção da usina, os desembolsos anuais associados a Angra 3 ultrapassam R$ 1 bilhão.
Pessoas próximas à Âmbar afirmam ao InvestNews que a companhia ainda não teve acesso à gestão da Eletronuclear e que eventuais medidas de reestruturação dependem da formalização da mudança societária.
A venda das ações ocorre em meio a um rearranjo institucional mais amplo. No fim do ano passado, o Supremo Tribunal Federal (STF) homologou o acordo firmado entre a União e a Axia Energia que redefiniu aspectos da governança da companhia após a privatização da antiga Eletrobras.
O termo de conciliação ampliou o Conselho de Administração da Axia, de sete para dez membros, com três representantes adicionais indicados pela União. O acordo também excluiu a responsabilidade da Axia pelos aportes necessários à conclusão de Angra 3 – mudança que exigiu novos estudos sobre o futuro do empreendimento e abriu espaço para a entrada de um novo investidor privado.
Foi nesse contexto que a Âmbar Energia fechou acordo para comprar a totalidade da participação da Axia na Eletronuclear, além de assumir a aquisição de R$ 2,4 bilhões em debêntures em favor da estatal.
A decisão sobre a retomada ou encerramento definitivo de Angra 3 agora depende do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Para concluir a obra, seriam necessários cerca de R$ 23 bilhões. Enquanto o governo não define o destino do projeto, a estatal nuclear segue sob pressão financeira e com a troca de acionistas ainda pendente.
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