Conclusão
Seguimos com a recomendação de Manter. O 2T26 foi um trimestre excepcional para a Petrobras. A companhia entregou crescimento expressivo de receita, EBITDA, lucro e fluxo de caixa, combinando Brent mais alto com melhora operacional em E&P e refino. A tese segue amparada por ativos de alta produtividade, principalmente no pré-sal, e por uma carteira de projetos capaz de sustentar a produção nos próximos anos.Nossa leitura é positiva, mas com ressalvas. A principal dúvida não está na capacidade operacional da Petrobras, que segue muito forte, mas na qualidade da alocação de capital. Com Brent acima de US$ 100/bbl, alavancagem em queda e FCF robusto (rendimento de 26% anualizando o resultado do trimestre), a companhia tem espaço para remunerar mais o acionista sem comprometer o CAPEX – famoso dividendo extraordinário. Portanto, seguimos vendo PETR4 como uma tese operacionalmente sólida, mas cuja reprecificação dependerá da continuidade da execução e, sobretudo, de uma política de retorno de capital compatível com a magnitude da geração de caixa. Ainda não é o momento para se preocupar com esse ponto, afinal de contas ainda estamos na metade do ano.
O ponto mais relevante: olhando para frente, é que a Petrobras começa a capturar de forma mais clara os efeitos do ramp-up dos novos sistemas de produção, da entrada da P-79 e da maior eficiência operacional.
I) Receita: crescimento forte, puxado por Brent, exportações e derivados
A receita líquida consolidada foi de R$ 169,5 bilhões no 2T26, alta de 37,1% em relação ao 1T26 e de 42,3% frente ao 2T25. O avanço foi explicado principalmente pelo aumento do Brent, que passou de US$ 80,61/bbl no 1T26 para US$ 104,52/bbl no 2T26, alta de 29,7% t/t, e pela maior exportação de petróleo, viabilizada pelo aumento da produção e pela realização de exportações que estavam em andamento no trimestre anterior. No mercado interno, a receita avançou 26,5% t/t, para R$ 104,5 bilhões, enquanto o mercado externo cresceu 58,2% t/t, para R$ 65,1 bilhões, com destaque para exportações de petróleo de R$ 52,3 bilhões, alta de 73,9% t/t.
O que achamos disso? A receita do trimestre reforça a alta sensibilidade da Petrobras ao binômio produção + Brent. A diferença em relação a outros ciclos de preço é que, desta vez, a companhia não dependeu apenas da commodity: houve contribuição operacional relevante, tanto no E&P quanto no refino. Em nossa leitura, isso aumenta a qualidade do resultado, já que parte do crescimento veio de execução e não apenas de preço. O risco, por outro lado, é que a linha de receita também passou a incorporar de forma relevante subvenções de combustíveis, principalmente no diesel, que adicionaram R$ 9,7 bilhões no trimestre e elevaram contas a receber, afetando capital de giro.
II) Drivers: produção maior, Brent mais alto e refino no limite operacional
Os principais drivers do trimestre foram: aumento de 3,4% na produção total, avanço do ramp-up dos sistemas, entrada em operação da P-79 e ganhos de eficiência. No refino, a companhia atingiu FUT de 101,2%, recorde de utilização das refinarias, com aumento de 5,6% na produção de derivados em relação ao 1T26. O preço médio dos derivados básicos no mercado interno subiu 26,8% t/t, para R$ 578,51/bbl, acompanhando o ambiente de preços internacionais mais elevados.
O que achamos disso? A Petrobras entregou um trimestre em que praticamente todos os vetores operacionais jogaram a favor. O E&P capturou preço e volume; o refino capturou maior carga, melhor mix e menor necessidade de importação; e o gás capturou reajuste contratual ligado ao Brent.
III) Segmentos de negócio
E&P: O segmento de Exploração & Produção foi novamente o principal motor do resultado. A receita de vendas atingiu R$ 114,9 bilhões, alta de 36,8% t/t e 40,8% a/a, enquanto o EBITDA ajustado do segmento chegou a R$ 80,0 bilhões, alta de 47,8% t/t e 57,8% a/a, com margem EBITDA de 70%. O desempenho foi impulsionado pelo Brent mais alto e pelo aumento da produção, enquanto o lifting cost Brasil caiu 6,3% t/t, para US$ 6,33/boe, beneficiado pela redução de custos no pós-sal e pelo aumento da participação do pré-sal no mix de produção, de 82% para 83%. Em nossa leitura, esse é o segmento que mais reforça a tese de PETR4: crescimento de produção em ativos de baixo custo, maior participação do pré-sal e forte alavancagem operacional em um ambiente de Brent elevado.
RTC: O segmento de Refino, Transporte e Comercialização reportou receita de R$ 163,2 bilhões, alta de 39,3% t/t e 45,6% a/a. O lucro bruto cresceu 10,0% t/t, para R$ 26,1 bilhões, beneficiado por estoques formados a Brent menor e pela maior produção própria de derivados. O EBITDA ajustado, porém, caiu 11,2% t/t, para R$ 17,9 bilhões, com margem de 11%, pressionado por despesas maiores com vendas, fretes e impostos relacionados à exportação de petróleo. Ainda assim, frente ao 2T25, o EBITDA quase triplicou, alta de 195,1% a/a.
Gás e Energias de Baixo Carbono: O segmento de Gás e Energias de Baixo Carbono apresentou receita de R$ 12,2 bilhões, alta de 4,8% t/t, e EBITDA ajustado de R$ 2,1 bilhões, avanço de 21,2% t/t e 57,5% a/a. O lucro bruto cresceu 5,4% t/t, refletindo principalmente o reajuste trimestral dos contratos de gás natural, que capturou a alta do Brent. A margem EBITDA subiu para 17%, ante 15% no 1T26 e 11% no 2T25. Em nossa leitura, o segmento segue com menor peso relativo na tese, mas ganha importância estratégica em três frentes: monetização do gás do pré-sal, integração com termelétricas e avanço gradual em baixo carbono, incluindo a aquisição de 49,99% da Lightsource bp no Brasil.
IV) EBITDA: um dos maiores resultados trimestrais da série histórica
O EBITDA ajustado consolidado foi de R$ 93,8 bilhões, alta de 57,3% t/t e 79,6% a/a. Excluindo eventos exclusivos, o EBITDA ajustado alcançou R$ 100,6 bilhões, crescimento de 63,2% t/t e 73,8% a/a. A margem EBITDA ajustada saiu de 48% no 1T26 para 55% no 2T26, reflexo direto da combinação entre Brent mais alto, maior produção e melhora do mix de vendas no downstream.
O que achamos disso? O EBITDA do trimestre reforça a tese de que a Petrobras continua sendo uma das maiores geradoras de caixa da bolsa brasileira em cenários de petróleo favorável. A qualidade do resultado é boa, mas não perfeita: parte do ganho do RTC foi beneficiada por efeito positivo de estoques, enquanto o resultado consolidado foi afetado por eventos não recorrentes e por maior despesa tributária. Ainda assim, o número operacional subjacente foi extremamente forte, especialmente no E&P.
V) Dividendos: proventos relevantes, mas aquém do potencial de caixa do trimestre
A Petrobras aprovou R$ 17,4 bilhões em proventos relacionados ao resultado do 2T26 (vs nossa estimativa de R$15 bilhões). O valor é relevante em termos absolutos e reflete a forte geração de caixa do trimestre, mas representou uma parcela relativamente conservadora diante de um fluxo de caixa livre de R$ 38,6 bilhões (rendimento de fluxo de caixa 26% em termos anualizados).
O que achamos disso? A distribuição reforça a manutenção da política ordinária de remuneração, mas também reacende a discussão sobre dividendos extraordinários. Considerando Brent acima de US$ 100/bbl no trimestre, alavancagem em queda e forte geração de caixa, entendemos que haveria espaço para remuneração adicional sem comprometer o plano de investimentos. A principal questão para a tese permanece a mesma: a Petrobras tem capacidade de gerar caixa em excesso, mas a materialização desse valor para o acionista depende da disciplina de alocação de capital e da disposição da companhia em devolver excedentes quando o balanço permitir.
VI) Resultado financeiro: piora sequencial pela menor contribuição cambial
Tá tudo bem. O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 1,5 bilhão no 2T26, ante resultado positivo de R$ 7,9 bilhões no 1T26 e R$ 5,6 bilhões no 2T25. A principal explicação foi a forte queda nos ganhos com variações monetárias e cambiais, que passaram de R$ 11,3 bilhões no 1T26 para R$ 1,8 bilhão no 2T26. As receitas financeiras somaram R$ 1,9 bilhão, alta de 9,7% t/t, enquanto as despesas financeiras ficaram em R$ 5,3 bilhões, praticamente estáveis em relação ao trimestre anterior.
VII) Lucro líquido: crescimento expressivo, apesar de impostos e câmbio
O lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras foi de R$ 52,4 bilhões no 2T26, alta de 60,6% t/t e 96,8% a/a. Excluindo eventos exclusivos, o lucro líquido foi de R$ 55,8 bilhões, avanço de 134,2% t/t e 140,5% a/a. O crescimento refletiu o aumento do lucro bruto, parcialmente compensado por maior despesa tributária, especialmente imposto de exportação de petróleo, e pelo menor ganho cambial em relação ao 1T26.
VIII) Investimentos: CAPEX segue direcionado ao crescimento de produção
Os investimentos somaram US$ 5,3 bilhões no 2T26, alta de 3,8% t/t e 19,6% a/a. No 1S26, o CAPEX totalizou US$ 10,4 bilhões, crescimento de 22,5% a/a. O E&P concentrou US$ 4,3 bilhões no trimestre, ou aproximadamente 82% do total, com foco nos grandes projetos do pré-sal da Bacia de Santos, nos sistemas de Atapu e Sépia, na campanha de poços em Búzios e nos projetos da Bacia de Campos, especialmente revitalização de Marlim. O RTC investiu US$ 671 milhões, alta de 33,3% t/t, impulsionado por Polo Boaventura, paradas programadas e RNEST. Já Gás e Baixo Carbono investiu US$ 135 milhões, alta de 98,3% t/t, com destaque para a aquisição de participação de 49,99% na Lightsource bp no Brasil.
O que achamos disso? A composição do CAPEX segue saudável para a tese, porque a maior parte dos recursos continua direcionada a E&P, onde a Petrobras possui os melhores retornos e maior vantagem competitiva. O crescimento do CAPEX em refino e baixo carbono merece acompanhamento, mas ainda não muda o centro de gravidade da companhia. O ponto positivo é que o aumento dos investimentos vem acompanhado de entregas concretas, como entrada da P-79, avanço de Búzios, Atapu, Sépia e RNEST.
IX) Endividamento: desalavancagem operacional relevante
A dívida bruta encerrou junho em US$ 70,8 bilhões, queda de 0,6% em relação ao 1T26, enquanto a dívida líquida caiu 2,7%, para US$ 60,4 bilhões. A relação dívida líquida/EBITDA ajustado caiu de 1,43x para 1,14x, e a dívida bruta/EBITDA ajustado recuou de 1,64x para 1,34x. A dívida financeira caiu 6,2% t/t, principalmente por pré-pagamentos realizados no trimestre, enquanto os arrendamentos cresceram 3,0%. O prazo médio da dívida subiu para 11,9 anos, e o custo médio permaneceu estável em 6,8% ao ano.
O que achamos disso? O balanço segue confortável. A queda da alavancagem em um trimestre de CAPEX elevado e pagamento de dividendos reforça a capacidade de geração de caixa da companhia.
X) Fluxo de caixa livre: forte geração, apesar de capital de giro negativo
O fluxo de caixa operacional foi de R$ 61,8 bilhões no 2T26, alta de 40,6% t/t e 45,7% a/a. O fluxo de caixa livre atingiu R$ 38,6 bilhões, crescimento de 92,3% t/t e 100,6% a/a. O número é ainda mais relevante porque o FCO foi negativamente impactado por R$ 15,8 bilhões de capital de giro, principalmente pelo aumento de contas a receber, incluindo R$ 9,7 bilhões referentes ao programa de subvenção de combustíveis, e pela redução de fornecedores em R$ 3,9 bilhões.
O que achamos disso? A geração de caixa foi excelente, mas o capital de giro merece atenção. O impacto das subvenções no contas a receber torna a conversão de EBITDA em caixa menos limpa e adiciona uma camada de risco de prazo de recebimento. Ainda assim, mesmo com esse efeito negativo, a Petrobras gerou R$ 38,6 bilhões de FCF, suficiente para investir, amortizar dívida, remunerar acionistas e ainda reforçar a liquidez ajustada.
XI) Projetos em desenvolvimento: Búzios segue como centro da tese, com RNEST ganhando relevância
A carteira de projetos segue robusta. Em E&P, os principais destaques são Mero 4/Alexandre de Gusmão, P-78 e P-79 já em operação, além de P-80, P-82 e P-83 em construção, todas em Búzios, com capacidade de 225 mil bpd cada. Atapu 2/P-84 e Sépia 2/P-85 também seguem em execução, com entrada prevista para 2029 e 2030, respectivamente. A P-79, no campo de Búzios, iniciou produção em maio de 2026, com capacidade de 180 mil bpd. No RTC, o Trem 2 da RNEST aparece como o principal projeto, com aumento de capacidade de processamento de mais 130 mil bpd e entrada prevista para 2029. Em Sergipe Águas Profundas, SEAP 2/P-87 e SEAP 1/P-81 aparecem contratadas, com capacidade de 120 mil bpd cada.
O que achamos disso? O pipeline continua sendo o principal argumento estrutural da tese. Búzios permanece como a maior fonte de crescimento e opcionalidade, enquanto Atapu, Sépia e Sergipe Águas Profundas ajudam a alongar a curva de produção. No downstream, RNEST é o projeto mais relevante para reforçar a estratégia de maior produção de derivados, especialmente diesel. A Petrobras, portanto, entra no segundo semestre com uma agenda clara: executar projetos, sustentar produção elevada, preservar eficiência no refino e converter esse ciclo operacional em retorno ao acionista.
