Menos dividendos dessa vez!
Continuamos com a nossa recomendação de MANTER. Apesar dos pesares (preço do brent mais baixo, principalmente), a empresa entregou um resultado que julgamos razoável. Por um lado, a companhia segue mostrando elevada capacidade de execução operacional, com crescimento de produção em 2025, avanço dos projetos do pré-sal, manutenção de geração de caixa robusta e um downstream que continua capturando valor com exportações recordes e bom giro de estoques. Por outro, o trimestre foi pressionado pela queda adicional do Brent, aumento relevante de despesas operacionais (mais detalhes adiante) e por um resultado financeiro bastante negativo, o que reduziu de forma importante o lucro líquido contábil no trimestre. Ainda assim, olhando a fotografia anual, a tese central permanece: a Petrobras continua sendo uma companhia de ativos muito competitivos, elevada geração de caixa e boa capacidade de remuneração ao acionista, embora siga convivendo com os riscos conhecidos de governança, alocação de capital e eventual expansão para negócios com retornos inferiores ao core de E&P. Entretanto, seguimos com preferencia por outros nomes no setor.
Detalhamento do Resultado 4T25
Receita consolidada. A receita de vendas consolidada ficou em R$ 127,4 bilhões no 4T25, praticamente estável contra o 3T25 (-0,4% t/t) e 5,0% acima do 4T24. O dado, à primeira vista, pode ser considerado como muito interessante: o Brent médio caiu para US$ 63,7/barril, recuo de 7,8% t/t e 14,7% a/a. O que explica essa resiliência é, principalmente, a combinação entre maior volume vendido de petróleo no mercado externo, principalmente. No mercado externo, as exportações somaram R$ 42,0 bilhões, alta de 8,4% t/t, com destaque para exportações de petróleo de R$ 33,3 bilhões, avanço de 13,1% t/t. Já no mercado interno, a receita caiu 4,2% t/t, para R$ 85,4 bilhões, refletindo sazonalidade mais fraca em diesel e menor preço médio dos derivados. A produção do trimestre foi de 3,0 milhões barris equivalente vs 2,7 milhões no final de 2024.
Volume segurou parte importante do resultado. Do ponto de vista dos drivers, o principal vetor negativo do trimestre foi claramente o preço do petróleo. O Brent recuou para um nível que pressiona diretamente a realização no E&P e também contamina parte da precificação do gás e dos derivados. Em contrapartida, a companhia se beneficiou de um patamar operacional mais elevado, fruto do avanço dos FPSOs e da maior capacidade de produção adicionada em 2025. Ao longo do ano, a Petrobras destacou crescimento de 11% da produção total de óleo e gás, além do início de operação dos FPSOs Almirante Tamandaré, Alexandre de Gusmão e P-78, que juntos adicionaram c. 500 mil barris/dia de capacidade nominal de produção operada. É importante mencionar que atualmente o preço do brent se encontra em c. US$84/barril, fazendo com que esse trimestre possa ser considerado apenas uma “passagem” curta e que os resultados e geração de caixa volte a ser mais interessante.
Exploração & Produção. No segmento de Exploração & Produção, a receita de vendas foi de R$ 77,3 bilhões no 4T25 (-1,2% a/a). O principal motivo foi a queda do Brent, que mais do que compensou o benefício operacional da maior capacidade produtiva instalada. O lucro operacional caiu para R$ 25,4 bilhões, baixa de 40,3% t/t, pressionado não apenas pela menor receita, mas também por maiores despesas operacionais. O EBITDA ajustado do segmento ficou em R$ 51,1 bilhões, queda de 14,2% t/t, mas ainda 38,9% acima do 4T24, com margem de 66%. A leitura aqui é relativamente clara: o E&P segue sendo, de longe, o principal motor econômico da Petrobras. Produção do Pré-Sal corresponde a 77% da produção total da empresa.
E&P: custos ainda controlados, apesar de alguma pressão no trimestre. O lifting cost Brasil ficou em US$ 6,39/boe no 4T25, alta de 1,6% t/t e 0,8% a/a. No pré-sal, o indicador foi de US$ 4,22/boe, praticamente estável t/t (-0,9%), o que segue confirmando a enorme competitividade do portfólio da Petrobras. Já no pós-sal profundo e ultraprofundos, o lifting cost subiu para US$ 17,54/boe, alta de 8,4% t/t, em função de menor produção, perdas com paradas para manutenção, menor eficiência na Bacia de Campos e maiores gastos com intervenções em poços. No consolidado anual, o lifting cost de US$ 6,35/boe cresceu 5,0% a/a, refletindo maiores gastos com escoamento de gás, manutenção, inspeções submarinas e logística. Ainda assim, mesmo com esse aumento, a Petrobras permanece em posição muito competitiva quando comparada a pares globais. Isso importa muito para a tese: mesmo em cenários de Brent menos benignos, a companhia continua operando com ativos de baixo custo marginal, especialmente no pré-sal, o que sustenta retorno e geração de caixa no longo prazo.
Refino, Transporte e Comercialização. No segmento de RTC, a receita ficou em R$ 120,3 bilhões, estável t/t e 7,1% acima do 4T24. O lucro bruto foi um dos destaques positivos do trimestre, alcançando R$ 13,0 bilhões, alta de 48,0% t/t e 49,2% a/a. O trimestre foi marcado por novo recorde trimestral de exportações de petróleo, parcialmente compensado por menor volume de vendas no mercado interno, sobretudo em diesel, por sazonalidade, apesar de gasolina e QAV terem ido melhor. O lucro operacional subiu para R$ 6,4 bilhões, avanço de 38,4% t/t, e o EBITDA ajustado ficou em R$ 9,9 bilhões, alta de 43,4% t/t.
Gás e Energias. No segmento de Gás e Energias de Baixo Carbono, a receita foi de R$ 12,9 bilhões no 4T25, alta de 4,3% t/t, mas queda de 13,8% a/a. O lucro bruto subiu para R$ 6,3 bilhões, alta de 26,9% t/t, e o lucro operacional avançou para R$ 1,46 bilhão, contra R$ 279 milhões no 3T25. O EBITDA ajustado do segmento atingiu R$ 2,3 bilhões, mais que dobrando t/t (+107,7%). A melhora trimestral decorreu, principalmente, da contabilização de receitas de compromissos contratuais anuais em dezembro e da antecipação do atendimento ao contrato do Leilão de Reserva de Capacidade de 2021. Na comparação anual, contudo, o segmento ainda sofreu com menores preços de gás, menores volumes vendidos e encerramento de contratos no mercado regulado.
Custos e despesas operacionais. As despesas operacionais consolidadas somaram R$ 28,8 bilhões no 4T25, alta de 63,2% t/t, embora ainda 33,1% abaixo do 4T24. Os principais vetores foram: (i) maiores despesas com vendas e gerais e administrativas, que totalizaram R$ 10,7 bilhões; (ii) aumento de custos exploratórios, em R$ 2,6 bilhões, refletindo maior atividade exploratória; (iii) despesas tributárias em R$ 2,0 bilhões; e, sobretudo, (iv) perda por impairment de R$ 8,5 bilhões. Dentro de “outras receitas e despesas operacionais líquidas”, alguns itens pesaram bastante, como paradas para manutenção e gastos pré-operacionais de R$ 3,6 bilhões, PLR/PRD de R$ 1,9 bilhão, Acordo Coletivo de Trabalho de R$ 1,5 bilhão e perdas com processos judiciais de R$ 2,3 bilhões. Em síntese, o número assusta na superfície, mas boa parte da piora tem caráter não-recorrente.
EBITDA. O EBITDA ajustado consolidado ficou em R$ 59,9 bilhões no 4T25, queda de 6,2% t/t, mas alta de 46,3% a/a. Excluindo eventos exclusivos, o EBITDA ajustado sem eventos exclusivos foi de R$ 59,0 bilhões, recuo de 9,4% t/t e alta de 2,6% a/a. O principal driver negativo foi a queda do Brent, além de menor volume de vendas de derivados no mercado interno, especialmente diesel. Esses efeitos foram parcialmente compensados por maior volume de petróleo vendido, melhor desempenho do RTC e base operacional ainda sólida.
Resultado financeiro: principal vilão do trimestre. O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 12,5 bilhões no 4T25, contra resultado positivo de R$ 1,3 bilhão no 3T25. A principal explicação veio das variações monetárias e cambiais líquidas, negativas em R$ 8,7 bilhões, sendo R$ 8,1 bilhões de variações cambiais e, dentro disso, R$ 8,0 bilhões referentes ao efeito real x dólar. Além disso, as despesas financeiras seguiram elevadas, em R$ 6,2 bilhões, com destaque para despesas com financiamentos (R$ 3,3 bilhões) e arrendamentos (R$ 3,8 bilhões), parcialmente compensadas por encargos financeiros capitalizados.
Endividamento: pequena alta, sensível ao ciclo de investimentos. A dívida bruta encerrou 2025 em US$ 69,8 bilhões, alta de 15,7% a/a, enquanto a dívida líquida atingiu US$ 60,6 bilhões, aumento de 16,0% a/a. Na comparação trimestral, a dívida bruta caiu levemente 1,3%, mas a líquida subiu 2,6%, para 1,4x dívida líquida/EBITDA ajustado, melhor que os 1,5x do 3T25. A alta anual é explicada, em parte, pelo reconhecimento de US$ 3,7 bilhões de arrendamentos relacionados aos FPSOs Almirante Tamandaré e Alexandre de Gusmão, além das captações realizadas ao longo do ano. O custo médio da dívida caiu marginalmente para 6,7% a.a., e o prazo médio ficou em 11,7 anos. A alavancagem segue em termos moderados e o recente alívio do preço do petróleo somadas a produção recorde deve ajudar em muito a tese da empresa sob o ponto de vista da geração de caixa/endividamento.
Lucro líquido: muito afetado por itens financeiros. O lucro líquido atribuível aos acionistas foi de R$ 15,6 bilhões no 4T25, queda de 52,4% t/t, embora bastante acima do prejuízo do 4T24. Excluindo eventos exclusivos, o lucro teria sido de R$ 25,7 bilhões, recuo de 10,0% t/t. A diferença decorre, principalmente, de eventos exclusivos negativos de R$ 15,3 bilhões, incluindo impairment, perdas cambiais reais x dólar e maiores impactos trabalhistas e judiciais, parcialmente compensados pelo efeito fiscal positivo. Na prática, o trimestre mostra bem a diferença entre a fotografia contábil e a qualidade operacional do negócio. O lucro caiu bastante, mas isso não significa deterioração estrutural da Petrobras; significa, em boa medida, que o trimestre concentrou efeitos não recorrentes e financeiros relevantes.
Capex. Os investimentos totalizaram US$6,3 bilhões no 4T25 e US$20,3 bilhões em 2025, alta de 22,2% a/a e 9,7% acima do previsto no PN 2025-29, ainda dentro da faixa do guidance. Desse total anual, 84% foi destinado ao E&P. No trimestre, o E&P investiu US$ 5,1 bilhões, com foco em desenvolvimento da produção no pré-sal da Bacia de Santos, avanço dos FPSOs de Búzios e Atapu, desenvolvimento na Bacia de Campos e investimentos exploratórios, inclusive na Margem Equatorial. RTC investiu US$ 765 milhões, com ênfase em RNEST e Refino Boaventura, enquanto Gás e Energias de Baixo Carbono investiu US$ 179 milhões. A idéia de se investir no limite superior do guidance anunciado em seu Planejamento Estratégico não é bem uma novidade. Resta saber como essa variável vai se portar
Geração de caixa: menos exuberante. O fluxo de caixa livre ficou em R$ 19,3 bilhões, queda de 28,4% t/t e 10,9% a/a, pressionado principalmente pelo maior volume de investimentos. Em 2025, o fluxo de caixa operacional somou R$ 200,3 bilhões, praticamente estável a/a (-1,8%), enquanto o fluxo de caixa livre ficou em R$ 91,6 bilhões, queda de 26,1% frente a 2024. No trimestre, o FCO foi ajudado por efeito positivo de capital de giro de R$ 8,3 bilhões, especialmente em fornecedores. No ano, a companhia destinou essa geração principalmente para R$ 108,7 bilhões de investimentos, R$ 52,4 bilhões em amortização de arrendamentos, R$ 45,2 bilhões em remuneração aos acionistas e R$ 28,9 bilhões em amortização de dívida.
Dividendos. O Conselho aprovou o encaminhamento à AGO de R$ 8,1 bilhões em remuneração aos acionistas referente ao 4T25 (R$0,62/ação, abaixo das estimativas). O patamar é compatível com a nova realidade da companhia: ainda bastante atrativo em termos absolutos, mas abaixo do auge observado quando o Brent estava mais alto e o Capex mais contido. Se, por outro lado, a expansão para outros negócios ou decisões menos disciplinadas de investimento voltarem a ganhar espaço, o desconto de valuation tende a permanecer. Hoje, o ativo segue interessante pela qualidade intrínseca do portfólio, mas ainda convive com um teto de múltiplo imposto pela natureza estatal e pelo risco de má alocação de capital.
