Olhando para frente. O objetivo desse documento é “olhar para frente” e ter o entendimento das teses de cada uma dessas empresas como base não apenas nos resultados trimestrais mas também nas informações divulgadas em suas respectivas teleconferência de resultado.
No que ficar de olho daqui por diante? A recente tendência baixista do preço do petróleo é um fato e atinge todas as empresas produtoras. Se o mercado está menos favorável em termos de preço do brent, acreditamos que os investidores devem focar na execução do plano de negócios de cada uma das empresa com foco principalmente em : I) projetos/volume, II) eficiência/redução de custos e III) investimentos/aquisições e, consequentemente, IV) alocação de capital (novos projetos? Dividendos? Recompra de Ações?). Tentamos, no limite do possível, focar nesses pontos ao longo do nosso documento.
Caso a caso | O que achamos das Petroleiras?
PETR4. Acreditamos que o melhor resultado trimestral foi da empresa: produção recorde, controle de custos, inicio da exploração da margem equatorial, descobertas, dividendos… com o contraponto do maior fluxo de investimentos pesando na tese e toda a expectativa relacionada ao Planejamento Estratégico que deve ser anunciado ao final deste mes. Maiores detalhes abaixo ao longo do documento.
PRIO3. Nossa recomendação no setor segue na PRIO3. Vemos o plano de negócios da empresa evoluindo de acordo com o planejado – e com antecipação da aquisição do campo de Peregrino sendo muito bem vinda para tese da empresa, principalmente pela mais rápida apropriação de sinergias esperadas. Vemos a execução do projeto de Wahoo caminhando bem e os cronogramas deve ser entregue.
RECV3. Nossas estimativas para RECV consideram a curva 1P de produção da sua última certificação de reservas (para maiores detalhes, entenda nossas premissas para a empresa no nossa última certificação de reservas – Petroreconcavo (RECV3) | Atualização de Estimativas: Conservadorismo nas Premissas, Oportunismo no Gatilho!). Essencialmente, a empresa vem produzindo c. 26k bpde vs uma expectativa de 30k bpde para 2026. Sendo assim, nossos números estão naturalmente acima do que o mercado vem colocando no preço do ativo – uma curva de produção abaixo dos números da certificação e possíveis maiores investimentos para o redesenvolvimento dos campos. Ambas as variáveis devem ser anunciadas no 1T26 no novo processo de certificação.
BRAV3. Apesar da boa entrega operacional no trimestre (recorde de produção, menor lifting cost, capex modesto, etc), o trimestre não empolgou tendo em vista a geração de caixa ainda modesta mesmo com a performance apresentada. No tocante a produção, os grandes gatilhos seguem sendo o resultado das perfurações dos campos off-shore em meio a uma tendência de estabilidade/declínio nos campos on-shore em meio a um patamar mais modesto de investimentos ao longo de 2026, com foco na geração de caixa/desalavancagem. Por enquanto, no curto prazo, não vemos gatilhos claros para tese da empresa.
Dito isso, os tópicos abaixo tentarão trazer uma característica prospectiva por parte de cada uma das teses das empresas de O&G sob nossa cobertura. Ou seja: o objetivo desse relatório não é comentar sob quem reportou bem/mal ou acima/abaixo das nossas expectativas e sim, coadunar a tese de cada uma das empresas sob nossa cobertura baseada nos recentes reportes trimestrais com o que foi dito nos conference calls e tentar alinhas tudo isso as avaliações de cada uma das empresas.
PETR4 | Resultado: Positivo | Ficar de olho: PE 26-31E
Planejamento Estratégico deve ser anunciado ainda em novembro/25! Ficamos com uma visão construtiva do case da Petrobras, apesar dos desafios relacionados a alocação de capital. Do ponto de vista operacional, a performance do 3T25 foi muito positiva: produção recorde, custos sobre controle e boa geração de caixa mesmo com investimentos acima do últimos trimestres. Como demonstramos em nosso relatório temático comparando PETR4 com pares internacionais, a empresa negocia com desconto que julgamos exagerado tendo em vista os seus fundamentos superiores como ROE, dividendos, fluxo de caixa, etc (para maiores detalhes, Clique aqui: Petrobras (PETR4) | Petrobras vs Pares Internacionais – um novo acompanhamento para ficarmos de olho!). Dito isso, acreditamos que o próximo Planejamento Estratégico deve ser acompanhado de perto no que diz respeito a produção (cujo a curva de produção deve ser revisada para cima), investimentos (onde o fluxo de investimentos esperados também deve ser revisado para cima, resta saber o quanto) e, principalmente, alocação de capital – exatamente onde reside o maior risco para tese da companhia e que, em nossa leitura, explica boa parte do desconto estrutural da empresa vs outros pares globais à despeito dos fundamentos superiores.
Barato, sem dúvidas. Aos atuais níveis de preço e apesar dos pesares e dos riscos, vemos a PETR4 com um bom “carrego” tendo em vista a sua geração de caixa, dividendos e com um nível de avaliação “que atura desaforo” a eventuais decisões desagradáveis do ponto de vista de alocação de capital.
E o PE? Os “spoilers” vazados na mídia em relação ao que esperar do próximo Planejamento Estratégico tem nos oferecido sentimentos mistos em relação a tese. Se por um lado indicam uma redução no pipeline de cinco anos da empresa (de US$111 bilhões para US$106 bilhões) por outro, a empresa anunciou o interesse de entrar no mercado de distribuição de combustíveis e gás natural. Resta aguardar que podemos esperar daqui por diante.
Principais destaques da teleconferência de resultados 3T25:
I) Capex | A administração reforçou que o Capex de 2025 deverá encerrar no limite superior do guidance, posicionando-se entre US$ 17–18 bilhões, reflexo direto da aceleração da execução física dos projetos, e não de estouros de custo. Segundo o CFO, a companhia vem antecipando cronogramas (ex.: P-78 e P-79), intensificando atividades submarinas, mobilizando fornecedores e simplificando especificações técnicas, o que permitiu destravar marcos contratuais e acelerar desembolsos. A liderança enfatizou que essa aceleração não altera o orçamento total dos projetos, apenas desloca cronogramas, preservando o retorno econômico. Do ponto de vista da tese: a empresa está em um ciclo de investimentos mais alto e mais longo, coerente com sua ambição de aumentar capacidade produtiva; porém, essa mesma aceleração implica menos espaço para dividendos extraordinários. Imaginamos que esse volume de investimentos mais altos via antecipação de projetos pode significar menores
II) Produção | O management indicou que a produção de petróleo deverá encerrar 2025 no limite superior do guidance oficial, impulsionada pelo ramp-up mais rápido dos novos sistemas e pela eficiência operacional crescente no pré-sal. A produção média de óleo atingiu 2,5 milhões bpd em setembro, e as curvas apresentadas na call mostram que a empresa já opera acima do ponto médio do guidance desde julho. Para 2025, o CFO destacou que a produção média deverá ficar “~100 mil bpd acima do midpoint”. A mensagem implícita é relevante para a tese: mesmo com Brent mais baixo, o volume crescente blinda resultados, reduz volatilidade e fortalece a posição de caixa.
III) FPSO Almirante Tamandaré | O FPSO Almirante Tamandaré (Búzios 7) foi um dos principais destaques da teleconferência. A plataforma atingiu o plateau de 225 mil bpd com apenas cinco poços, três meses antes do previsto, e em outubro superou esse nível ao alcançar 270 mil bpd, acima da capacidade nominal. O management enfatizou que essa expansão foi obtida sem Capex adicional, a partir de estudos de engenharia, revisões de parâmetros de operação e validação com órgãos certificadores e ambientais (incluindo IBAMA). Além disso, outras cinco plataformas já possuem parecer favorável para expansão semelhante, totalizando até 115 mil bpd adicionais, dos quais ~90 mil bpd caberiam à Petrobras. O Tamandaré torna-se, assim, o maior FPSO do país e um símbolo da eficiência operacional da companhia, reforçando o diferencial competitivo do pré-sal.
IV) Energias Renováveis & Etanol | O management dedicou parte relevante da teleconferência para reforçar que renováveis e biocombustíveis (especialmente etanol) terão papel crescente no portfólio. A companhia destacou que busca atingir 8–11% de renováveis em sua matriz primária até 2050 e que enxerga o etanol como “vetor estratégico da transição energética”. O movimento, porém, será pautado por parcerias minoritárias, evitando exposição integral ao risco operacional, e mantendo coerência com o teto de endividamento.
VI) Empregados | A companhia informou a contratação de 850 novos técnicos e aproximadamente 570 profissionais recém-saídos da Universidade Petrobras, reforçando o pipeline de mão de obra para operar novos sistemas de produção e projetos de refino. Houve também a menção a um programa de desligamento voluntário limitado a cerca de 1.100 funcionários, focado em trabalhadores aposentados antes da reforma da Previdência. Acreditamos que o verdadeiro valor nessa decisão relacionada ao PDV diz mais respeito a mensagem do que o valor gerado pelo evento em si.
PRIO3 | Neutro | Ficar de Olho: Sinergias + Wahoo
Eventos positivos além do resultado. O 3T25 foi um ponto fora da curva por fatores não recorrentes, mas os vetores que importam para a tese (ramp-up orgânico, entrada de Wahoo em 2026, captura de sinergias em Peregrino e disciplina na alocação de capital), seguem intactos. Mantemos visão construtiva para a expansão de volumes, redução estrutural de custos e aceleração da geração de caixa a partir de 2026. Em relação aos custos, queremos chamar a atenção ao evento recentemente anunciado: conclusão da aquisição de 40% do Campo de Peregrino, fazendo com que a empresa alcance participação de 80% no ativo. Em nossa leitura, o beneficio vai além do aumento da produção: a empresa esperar reduzir custos de operação no campo de Peregrino em US$250 milhões/ano. Com a empresa passando a operar o ativo, essa apropriação de sinergia começa desde já. Sendo assim, temos a visão construtiva apesar dos resultados aquém do esperado no 3T25.
Principais destaques da teleconferência de resultados 3T25:
I) Produção | A média trimestral ficou abaixo do potencial devido à parada e interdição temporária do FPSO de Peregrino, já normalizadas ao fim do período. Frade e Polvo-TBMT mostraram retomada de volumes após workovers e estabilização de sistemas, e Albacora Leste manteve elevada eficiência operacional. A companhia reiterou visão de recuperação sequencial de produção para os próximos trimestres, com sustentação adicional quando Wahoo entrar em operação.
II) Evolução do Projeto de Wahoo. O projeto segue no cronograma: poços produtores perfurados com resultados técnicos em linha (e um deles acima do esperado em net pay), frentes de engenharia submarina e tieback com o FPSO de Frade contratadas e mobilizadas, e trâmites de licenciamento avançando para a fase de instalação. O primeiro óleo permanece esperado para o início de 2026, com potencial de diluição relevante de lifting cost e incremento material de produção.
III) Hedge. A companhia mantém abordagem conservadora e oportunística de gestão de riscos: proteção parcial do Brent (estruturas tipo collar/opções) para reduzir volatilidade de caixa em períodos de execução de capex elevado; gestão ativa de basis/prêmios comerciais nas vendas; e hedge de passivos em moeda, preservando a correlação natural entre receitas em dólar e endividamento dolarizado. A política busca suavizar ciclos sem comprometer a captura de alta de preços.
IV) Recompras e Dividendos. Com alavancagem temporariamente mais alta após aquisições e capex, a prioridade de curto prazo é execução operacional e preservação do caixa. A administração indicou que recompras de ações voltam a ganhar espaço à medida que a alavancagem recuar, por apresentarem retorno esperado superior a alternativas de investimento hoje. Dividendos seguem como instrumento complementar, calibrados ao ciclo de projetos (Wahoo) e à conversão de caixa. O foco permanece no retorno por ação, não no payout nominal.
V) M&As. Eventuais aquisições não são prioridade antes da consolidação integral de Peregrino e da virada operacional de Wahoo.
BRAV3 | Neutro | Ficar de Olho: Fluxo de caixa + Certificação de Reservas
Bom resultado! Apesar da boa entrega operacional no trimestre (recorde de produção, menor lifting cost, capex modesto, etc), o trimestre não empolgou tendo em vista a geração de caixa ainda modesta mesmo com a performance apresentada. No tocante a produção, os grandes gatilhos seguem sendo o resultado das perfurações dos campos off-shore em meio a uma tendência de estabilidade/declínio nos campos on-shore em meio a um patamar mais modesto de investimentos ao longo de 2026, com foco na geração de caixa/desalavancagem. Por enquanto, não vemos gatilhos claros para tese da empresa.
Principais destaques da teleconferência de resultados 3T25:
I) Produção | Segundo a companhia, a produção total atingiu ~92 mil boe/d, novo recorde histórico, com 80% petróleo, impulsionada por Atlanta e Papa-Terra. De acordo com a teleconferencia, a produção deve permanecer elevada até o fim de 2025, com queda esperada ao longo de 2026, até a entrada de novos poços de Atlanta e Papa-Terra no fim de 2026/início de 2027 (conforme anunciado no seu dia do investidor – para maiores informações, clique aqui (BRAV3 | Destaque do Dia do Investidor: Saindo da Zona da Arrebentação).
II) Investimentos | Em 2026, a Brava terá um ano de investimentos concentrados, marcado pela perfuração de quatro novos poços (dois em Atlanta e dois em Papa-Terra) além da maior parte dos desembolsos da Fase 2 de Atlanta. No onshore, o capex já recuou 31% e deve seguir em trajetória descendente no próximo ano, refletindo a priorização de projetos de maior retorno. A partir de 2027, a companhia prevê uma redução relevante do nível de investimentos, já que os principais projetos estruturantes terão sido entregues, abrindo espaço para uma geração de caixa mais robusta e menor pressão sobre a alocação de capital. É importante mencionar que não houve uma manifestação explícita de volume de investimentos/guidance esperado por parte da empresa.
III) Integração Enauta + 3R | A integração entre Enauta e 3R avançou de forma consistente, com a Brava promovendo uma reestruturação interna que reduziu o número de diretores estatutários de cinco para quatro, além de cortar o quadro gerencial de mais de noventa para cerca de cinquenta profissionais, eliminando níveis hierárquicos e tornando a tomada de decisão mais ágil. Essas mudanças também resultaram em redução de custos administrativos e contribuíram para uma consolidação cultural considerada positiva pela administração. A cia não mencionou as sinergias totais já capturadas no processo.
IV) Pricing & Comercialização | Os descontos sobre o preço do óleo aumentaram no 3T25, refletindo pressões no mercado de bunker em Singapura decorrentes de ataques a refinarias russas, problemas operacionais em refinarias nigerianas e restrições logísticas marítimas, mas a companhia avalia que esse movimento é temporário e deve se normalizar nos próximos meses. A política de proteção de preços permanece robusta, com cerca de quinze milhões de barris cobertos por NDFs e estruturas de zero-cost collars, contribuindo para estabilizar resultados no curto prazo.
V) Papa-Terra e Atlanta: Próximos passos | A Brava destacou que Atlanta encerrou 2025 com a conclusão integral da Fase 1, consolidando um patamar de produção estável acima de quarenta mil barris por dia na participação da companhia. A Fase 2 já está em execução e avança com a estratégia de early engagement junto aos fornecedores, que consiste em contratar equipamentos críticos. Os novos poços programados para 2026 serão fundamentais para sustentar o perfil de produção do campo ao longo dos próximos anos, criando uma trajetória mais estável até 2030 e reforçando Atlanta como o principal vetor de geração de valor no portfólio offshore da Brava.
RECV3 | Negativo | Ficar de Olho: Produção + Certificação de Reservas
Ficamos com sentimento negativo em relação a tese da empresa. Essencialmente, a mensagem na teleconferência é de um cenário desafiador no que diz respeito aos esforços para revitalização dos ativos da empresa. Como podemos perceber nas informações divulgadas na teleconferência em relação a sua produção, a empresa não apenas apresentou resultados decepcionantes das suas últimas perfurações como nos deu perspectivas pouco interessantes no tocante a uma eventual recuperação no curto prazo: depleção de reservatório, volume injetado maior que o produzido e campos requisitando tecnologias além daquelas já utilizadas pela empresa.
Principais destaques da teleconferência de resultados 3T25:
I) Produção e perspectivas | A produção foi pressionada principalmente pelo declínio acelerado do campo de Tiê e pela redução de 6% na produção do Ativo Potiguar, em um contexto de menor “êxito incremental” dos workovers em relação a trimestres anteriores. A gestão detalhou que, após o forte ramp-up observado entre o 4T24 e o 1T25 (quando cinco novos poços praticamente dobraram a produção de Tiê), a depleção do reservatório se acelerou, exigindo uma resposta mais estruturada em termos de manejo de reservatório. Como principal resposta técnica, a companhia destacou o avanço do projeto de injeção de água em Tiê, com a inflexão relevante em setembro: pela primeira vez na história do campo, o volume injetado superou o volume de fluido produzido, iniciando de fato o processo de repressurização do reservatório.
Na frente exploratória/de redesenvolvimento, a companhia concluiu o programa de poços profundos (appraisal) na Bahia, confirmando boa saturação de hidrocarbonetos em reservatórios com pressão original preservada, porém com baixa permeabilidade (combinação que exige novas metodologias de completação para que a produção se torne economicamente atrativa). A gestão reforçou que os próximos meses serão dedicados à avaliação de soluções técnicas (incluindo tecnologias de completação e elevação artificial mais sofisticadas), com potencial de destravar reservas relevantes e adicionar volumetria à curva de produção futura. Além disso, a companhia perfurou seu primeiro poço horizontal no Complexo Sabiá, no RN, já em fase de testes – um marco tecnológico importante, que adiciona capacidade interna em perfuração direcional e LWD e abre espaço para um novo “estilo” de desenvolvimento de reservatórios onshore no Brasil.
II) Investimentos e fluxo de caixa | Na teleconferência, a administração indicou que o Capex de desenvolvimento de reservas deve cair ~15% no 4T25 em relação à média dos dois trimestres anteriores, com 2026 sendo um ano de investimentos mais conservador e abaixo de 2025. A mensagem central é de que o pico de Capex do ciclo atual está sendo observado agora, com tendência de normalização à frente. Isso, combinado à conclusão da aquisição de Guamaré e à perspectiva de redução de custos nessa infraestrutura, deve contribuir para melhorar o breakeven de caixa (atualmente em torno de US$ 29/bbl) e fortalecer o perfil de geração de caixa nos próximos anos.
III) Alocação de capital (recompras e dividendos) | A gestão reforçou que enxerga a estrutura de capital como confortável para seguir combinando três frentes de uso de caixa: (i) investimento orgânico em desenvolvimento de reservas, (ii) M&As oportunísticos e (iii) retorno ao acionista via dividendos e, potencialmente, recompras. Sobre dividendos, o management enfatizou a preferência por uma política flexível, sem “fórmula rígida”, ajustando o payout de acordo com o estágio do ciclo de investimento e com o nível de conforto em relação à alavancagem. A companhia também mencionou que acompanha atentamente a discussão sobre eventual tributação adicional de dividendos no Brasil e que pode avaliar a antecipação de pagamentos extraordinários caso haja janela regulatória favorável. No curto prazo, a prioridade continua sendo sustentar o ciclo de investimentos em desenvolvimento e capturar valor da aquisição de Guamaré, preservando a flexibilidade financeira.
IV) Hedge | A PetroReconcavo mantém uma estratégia ativa de proteção de preços, combinando contratos de Zero Cost Collar (ZCC) para óleo e contratos de venda de gás com preço fixo ou pisos contratuais. No 3T25, aproximadamente 25% da produção de petróleo e 15% da produção total de boe estavam protegidos por ZCC, com strikes de US$ 60/bbl (put) e US$ 69,75/bbl (call). Durante a teleconferência, a gestão destacou que, diante da piora recente da curva futura de Brent e da maior incerteza em relação ao preço da commodity, a companhia reforçou o livro de hedge em outubro, por meio de NDFs (Non-Deliverable Forwards) com vigência até 2026. Com isso, cerca de 35% da produção de óleo estimada para 2026 passa a estar protegida por instrumentos de hedge, enquanto 89% da produção de gás conta com cláusulas de preço mínimo ou fixo, funcionando como um hedge natural de receita.
V) Desenvolvimento dos campos e novas perfurações | Do lado técnico-operacional, o 3T25 marcou dois marcos relevantes: (i) a conclusão do primeiro programa de poços profundos de avaliação e (ii) o início da campanha de poços horizontais. Nos poços profundos da Bahia, a companhia confirmou, via testes de formação, a presença de zonas com boa saturação de hidrocarbonetos e pressões originais preservadas, reforçando o potencial de volumetria e extensão dos reservatórios. A contrapartida é a baixa permeabilidade, o que exige tecnologias de completação mais avançadas (como fraturamento e arquiteturas de poço mais complexas) para tornar o projeto competitivo no contexto de custos do onshore brasileiro. Na frente horizontal, a PetroReconcavo perfurou seu primeiro poço no Complexo Sabiá (Ativo Potiguar), incorporando tecnologias de perfuração direcional. A gestão enxerga essa evolução como parte de uma “segunda fase” do redesenvolvimento dos campos, aproximando o onshore brasileiro de práticas já consolidadas em outras bacias maduras no exterior (EUA/Canadá) e abrindo espaço para ganhos de produtividade por poço e melhor drenagem dos reservatórios.
Paralelamente, a companhia manteve um ritmo elevado de workovers (64 projetos no trimestre), embora com resultados marginais inferiores aos trimestres anteriores e com custo médio por intervenção mais alto, dado o aumento do uso de técnicas mais complexas (canhoneios, fraturamentos, maior foco em integridade). Diante da combinação de (i) curva de Brent menos favorável e (ii) retorno marginal menor em parte da safra recente de projetos, a empresa já começou a readequar o parque de sondas, devolvendo unidades terceirizadas e priorizando intervenções com melhor relação risco/retorno.
