Conclusão
Seguimos com a recomendação de MANTER para as ações da PETR4. Mantemos uma visão construtiva para PETR4, com a teleconferência do 1T26 reforçando que a principal alavanca de valor da companhia segue concentrada na combinação entre crescimento de produção, eficiência operacional e disciplina de capital. Esses elementos aumentam nossa confiança de que a companhia tem condições de cumprir, e eventualmente superar, seu guidance de produção para os próximos anos. Ainda assim, seguimos atentos a três riscos importantes: I) a política de preços, uma vez que a própria administração deixou claro que não pretende repassar integralmente a volatilidade internacional ao consumidor final, ainda que tenha reforçado a preservação de rentabilidade, II) O segundo é a alocação de capital, especialmente diante de um Brent acima de US$ 100/barril, cenário que, em nossa visão, abriria espaço para dividendos extraordinários sem comprometer o plano de investimentos e III) A expansão do portfólio exploratório fora do pré-sal, especialmente no exterior, que precisa ser avaliada com rigor frente ao potencial ainda relevante da Margem Equatorial no Brasil.
I) Produção: principal vetor de destravamento de valor
A produção foi o ponto mais relevante do call. A Petrobras reportou produção média de óleo e gás de 2,58 milhões bpd no 1T26, dos quais 2,18 milhões bpd vieram diretamente do pré-sal. Mais importante do que o número trimestral, a administração destacou que abril já superou esse patamar, com produção de 2,73 milhões bpd, novo recorde mensal da companhia.
O que achamos disso? O management reforçou que o avanço não decorre apenas da entrada de novas plataformas, mas de três fatores combinados: I) novos projetos de capacidade, II) maior eficiência operacional e III) melhor gestão de reservatórios (como podemos perceber em suas últimas certificações de reservas. Em nossa leitura, a recente performance da empresa em termos de produção nos leva a ficar otimistas em relação ao guidance de produção (3,1-3,3 milhões barris/dia 2026-2030, com pico de produção em 2029 – para maiores informações, leia Petrobras (PETR4) | Planejamento Estratégico 26-30 – Sempre ele: os detalhes!).
II) Búzios: produtividade acima do projeto original segue como principal opcionalidade
Búzios continua sendo o principal ativo da tese. A companhia destacou que o campo já produz pouco acima de 1 milhão bpd e que pode caminhar para 1,5 milhão bpd, com possibilidade futura de alcançar 2 milhões bpd. A Petrobras também informou que Búzios conta agora com oito plataformas em operação e que a P-79 iniciou produção em 1º de maio, três meses antes do cronograma original. A expectativa é que a unidade atinja 180 mil bpd com apenas três a quatro poços, evidenciando produtividade superior à premissa de projeto. O ponto mais relevante, porém, foi a discussão sobre capacidade acima do desenho original. A administração lembrou que o FPSO Almirante Tamandaré foi projetado para 225 mil bpd, mas teve sua capacidade expandida para 270 mil bpd, incremento de 45 mil bpd. Como há outras três unidades semelhantes em construção/entrega, a companhia enxerga potencial de adicionar até 180 mil bpd de capacidade incremental em relação ao desenho original, desde que as avaliações técnicas e regulatórias confirmem essa possibilidade.
O que achamos disso? Acreditamos que esse tópico nos ajuda a complementar a conclusão do que comentamos em relação ao primeiro tópico no que diz respeito a produção. Essencialmente, acreditamos que a informação relacionada a Búzios nos ajuda a acreditar que a produção deve não apenas alcançar o guidance de produção, mas quem sabe, até superar.
III) Sergipe Águas Profundas: Novo vetor de crescimento no Nordeste
A Petrobras também sinalizou avanço relevante em Sergipe Águas Profundas. Segundo a administração, o ambiente de preços mais elevados permitiu acelerar a decisão de financiamento do projeto, com dois projetos aprovados. A capacidade indicada foi de 240 mil bpd de óleo e processamento de 22 milhões m³/dia de gás. Além disso, o projeto deve contar com gasoduto capaz de entregar 18 milhões m³/dia de gás, volume equivalente a cerca de metade da oferta de gás da Petrobras no 1T26. O projeto reforça o pipeline de crescimento de produção para além de Búzios e Mero e amplia a integração entre E&P, gás e geração térmica, o que pode elevar a captura de valor por molécula produzida, especialmente em um sistema brasileiro que deve demandar mais flexibilidade térmica em meio à expansão de renováveis intermitentes.
O que achamos disso? Acreditamos que esse projeto precisa ser acompanhado de perto por se tratar de uma fronteira exploratório fora do eixo “tradicional” da empresa, atualmente focada majoritariamente na região do Pré-sal. No mais, tudo dando certo de acordo com as expectativas da empresa, tal projeto também deve ser um dos vetores para produção da empresa.
IV) Autossuficiência em diesel: ambição maior que o plano atual
Um dos pontos mais fortes do call foi a indicação de que a Petrobras pode ir além da meta do Plano 2026-2030. A companhia reiterou que espera atender 85% da demanda brasileira de diesel até 2030, mas afirmou que já analisa projetos capazes de levar a companhia à autossuficiência em diesel e, por consequência, também em gasolina. No Q&A, a administração detalhou parte dessa ambição ao comentar a RNEST. A companhia afirmou que a refinaria foi originalmente projetada para 115 mil bpd por trem, mas já opera em patamar mais elevado e testa carga de 150 mil bpd por trem, o que levaria a capacidade potencial de 230 mil bpd para 300 mil bpd. O management classificou esse movimento como parte do projeto de autossuficiência em 2030.
O que achamos disso? Acreditamos que esse tópico é outro ponto de atenção em relação a tese da empresa. Apesar das diretrizes básicas relacionadas a taxas mínimas de atratividade para o segmento de refino serem muito interessantes (c. taxas interna de retorno de 15% em dólar), é importante mencionar que os projetos no segmento de refino sempre foram mais desafiadores do que o papel demonstrou e, eventualmente, foram utilizados como ferramenta de controle de preços/inflação (como vamos invariavelmente ver nos resultados de refino no 2T26).
V) Política de preços: volatilidade não será repassada integralmente, mas retorno deve ser preservado
A administração foi enfática ao afirmar que a política comercial não busca repassar volatilidade abrupta ao consumidor final. Ao mesmo tempo, reforçou que a companhia segue acompanhando preços internacionais, preservando market share e rentabilidade. No diesel, o management citou subvenções do governo federal, incluindo R$ 1,50/litro no mercado doméstico, além de mecanismo para importações aplicado de forma retroativa. No caso da gasolina, a decisão é mais complexa por causa da competição com o etanol e da frota flex brasileira.
O que achamos disso? O call não eliminou o risco de intervenção percebido pelo mercado, mas trouxe uma mensagem importante: a Petrobras afirmou estar aderente à sua política de preços e indicou que os mecanismos de compensação buscam proteger o consumidor sem impor perdas à companhia. No Q&A, o CFO reforçou que a subvenção proposta de R$ 1,52/litro seria suficiente para permitir importação de diesel sem prejuízo, afirmando que a Petrobras não incorre em perdas nessas ações e que pretende continuar lucrativa. À ver.
VI) 2T26: efeitos positivos ainda não totalmente refletidos no 1T26
O call trouxe uma mensagem importante para o curto prazo: parte relevante dos efeitos positivos de preço e volumes deve aparecer apenas no 2T26. A companhia explicou que a alta do Brent começou em março, enquanto as exportações reconhecidas naquele mês foram majoritariamente precificadas em fevereiro. Além disso, a produção recorde teve impacto limitado no resultado do 1T26 por conta de um backlog de exportações de aproximadamente 80 mil bpd, que deve ser monetizado a preços superiores aos que teriam sido observados no 1T26.
VII) CAPEX e alocação de capital: foco segue em projetos de alto retorno
A Petrobras investiu US$ 5,0 bilhões no 1T26, com quase 90% direcionado a E&P. A companhia destacou avanço em poços, subsea e construção de plataformas, com aumento de 11% nos investimentos em poços, 75% em atividades submarinas e 22% em plataformas. O foco agora está na campanha de interligação de poços e na construção das P-80, P-82 e P-83, cada uma com capacidade de 225 mil bpd.
O que achamos disso? A mensagem central é que o CAPEX segue orientado à produção – ainda bem. A companhia manteve o guidance de US$ 16,9 bilhões para 2026, apesar de trabalhar para acelerar projetos e eventualmente superar metas de produção. A maior parte do investimento segue no segmento de E&P, apesar de eventuais novos projetos no segmento de refino.
VIII) Dívida e dividendos: extraordinários pouco prováveis no curto prazo, mas política ordinária preservada
A dívida bruta encerrou o trimestre em US$ 71,2 bilhões, abaixo do limite de US$ 75 bilhões definido no plano. A companhia reiterou expectativa de convergência para US$ 67 bilhões em 2026 e US$ 65 bilhões ao final do plano, podendo ser ainda menor. O CFO reforçou que mais de 60% da dívida bruta decorre de arrendamentos contabilizados como dívida, associados a ativos que geram produção e receita. Sobre dividendos, a administração sinalizou que a prioridade do caixa excedente será, primeiro, financiar projetos rentáveis dentro da lógica de CAPEX base e target; depois, reduzir dívida em direção a US$ 65 bilhões ou menos; e, apenas em seguida, avaliar dividendos extraordinários. O CFO afirmou que as chances de dividendos extraordinários neste ano ainda são baixas, dado o cenário “nublado” e a volatilidade do Brent. Ainda assim, reforçou que 45% da geração adicional de caixa livre será distribuída via dividendos ordinários, em linha com a política.
O que achamos disso? Esse é outro ponto de atenção à tese. Com brent operando acima de US$100/barril, a empresa tem amplo espaço para pagar dividendos regulares + extraordinários. Considerando o endividamento sob controle e abaixo do limite estabelecido pela própria empresa e um orçamento feito considerando um brent de US$60/barril, o atual patamar do preço do petróleo é mais do que suficiente para tocar todo o seu plano de investimentos e, finalmente, pagar dividendos extraordinários. A não distribuição desses recursos, em nossa leitura, implicaria em uma má-decisão estratégica de alocação de capital.
IX) Exploração internacional e reposição de reservas: México entra no radar, mas ainda sem fato concreto
A administração também comentou a viagem ao México, explicando que um dos objetivos foi discutir com o governo mexicano e a Pemex potenciais parcerias no Golfo do México, especialmente em águas ultraprofundas, área em que a Petrobras possui vantagem competitiva. A companhia também citou oportunidades em campos maduros e potenciais sinergias entre produção, refino e gás no México, mas deixou claro que, por ora, trata-se de intenção e avaliação, não de projeto concreto.
O que achamos disso? A reposição de reservas é uma necessidade estrutural para uma companhia com curva de produção relevante no pré-sal que, como sabemos, deve começar a declinar a partir de 2030. A grande questão aqui não diz respeito a possibilidade de se investir em novas frentes exploratórias e sim, investir em novas frentes tendo uma solução doméstica com grande potencial dentro das fronteiras do país: a Margem Equatorial. Esse é outro ponto a ser acompanhado tendo em vista os desdrobamentos da perfuração na Margem Equatorial.
