Conclusão
Resultados fortes, mas com alguns poréns... Do ponto de vista operacional, avaliamos os resultados da Petrobras no 3T26 como positivos, especialmente pelo avanço da produção, recuperação das margens do refino e redução do endividamento. A companhia registrou EBITDA ajustado sem eventos exclusivos de R$ 94,5 bilhões (+45,1% a/a; -6,1% t/t) e acima das nossas estimativas (R$86 bilhões est), enquanto o fluxo de caixa livre alcançou R$ 34 bilhões (+25,9% a/a). Além disso, a empresa revisou o seu guidance de produção para 3,3-3,4 milhões para 2026 (vs 3,1 milhões no guidance anterior). O dividendo anunciado foi em linha com a política de dividendos (45% fluxo de caixa operacional - investimentos) foi de R$1,19/ação (R$15,3 bilhões), ligeiramente abaixo das nossas estimativas (R$1,26/ação). Por enquanto, seguimos com a recomendação de MANTER para PETR4.
Entretanto, entendemos que o principal debate para a tese permanece na alocação de capital: a Petrobras revisou significativamente seu guidance de investimentos para 2026, de US$ 19,4 bilhões para US$ 24 bilhões–25,5 bilhões. De acordo com a empresa, a revisão reflete principalmente a aceleração dos projetos. Nos perguntamos a viabilidade desse tipo de decisão no volume proposto... ou seja: é possível simplesmente antecipar o desenvolvimento de projetos da empresa nesse volume proposto? Será que esses investimentos antecipados acabará por se transformar em um volume de investimentos menor no futuro? São dúvidas pertinentes que vale a pena serem levantadas na sessão de perguntas & respostas amanhã. Vale mencionar se essa maior ânsia por investimentos pode acabar por refletir na curva de investimentos a ser anunciada no Plano de Negócio da empresa de 2027-2031.
E o dividendo extraordinário? O maiores investimentos representam um ponto de atenção para a sustentabilidade dos dividendos - especialmente se a queda nos preços do brent acabar por se materializar. Acreditamos que a ausência de dividendos extraordinários mesmo com o brent nesse patamar de preços e com a curva de preços indicando patamares ainda interessantes no futuro trás um enfraquecimento considerável a tese da empresa.
Em nossa avaliação, a Petrobras segue demonstrando fundamentos operacionais sólidos, sustentados pela expansão da produção, baixos custos de extração e desalavancagem. Entretanto, a sustentabilidade da remuneração aos acionistas dependerá principalmente da capacidade de converter os investimentos incrementais em crescimento efetivo do fluxo de caixa livre. O principal gatilho positivo para a tese será a confirmação de que a aceleração do Capex representa antecipação de produção, e não uma mudança estrutural na intensidade de capital do negócio.
I) Receita: Crescimento de 32% a/a, com destaque para recuperação do downstream
Receita consolidada: crescimento expressivo a/a, mas estabilidade trimestral. A Petrobras registrou receita líquida de R$ 169,4 bilhões (+32,4% a/a; -0,1% t/t), impulsionada principalmente pelo ambiente favorável de preços internacionais e pela expansão da produção. O Brent médio alcançou US$ 97/barril (+40,4% a/a; -7,2% t/t), enquanto a valorização do real frente ao dólar (-5,7% a/a) compensou parcialmente os maiores preços da commodity.
Exploração & Produção (E&P): preços menores pressionam receita. A receita do segmento atingiu R$ 97,9 bilhões (+14,1% a/a; -14,8% t/t), enquanto o lucro bruto alcançou R$ 52 bilhões (-23,2% t/t). A retração trimestral refletiu principalmente o menor preço internacional do petróleo t/t, parcialmente compensado pela expansão da produção.
Refino, Transporte e Comercialização (RTC): destaque positivo do trimestre. A receita atingiu R$ 162,4 bilhões (+35% a/a; -0,5% t/t), sustentada pela elevação dos preços dos derivados e pelo crescimento das vendas domésticas. O preço médio dos derivados básicos alcançou R$ 580,81/barril (+26,1% a/a), enquanto as vendas de derivados no mercado interno atingiram recorde de 1,855 milhão de barris/dia, com crescimento de 6,4% t/t e destaque para o diesel (+14,4% t/t). O lucro bruto do segmento avançou 49,9% t/t, para R$ 39,2 bilhões, beneficiado por maiores volumes comercializados, aumento das receitas com exportações de óleo combustível e melhores margens na exportação de petróleo. Consideramos esse desempenho particularmente relevante por demonstrar a capacidade do downstream de compensar parcialmente a volatilidade de resultados do E&P.
Gás e Energias de Baixo Carbono: melhora operacional, apesar do efeito extraordinário da TAG. A receita do segmento alcançou R$ 13,1 bilhões (+6,1% a/a; +8% t/t), enquanto o lucro bruto cresceu 10,1% t/t, para R$ 6 bilhões. O principal destaque foi o aumento das receitas fixas provenientes de leilões de energia, que atingiram R$ 789 milhões (+134,1% t/t), refletindo o início de vigência de contratos do Leilão de Reserva de Capacidade. Em contrapartida, o resultado operacional foi negativo em R$ 1,8 bilhão, pressionado pelo reconhecimento de obrigação de R$ 3,6 bilhões relacionada à venda da TAG, em decorrência das definições regulatórias da ANP para o ciclo tarifário 2026–2030.
II) Produção: Recordes operacionais e revisão positiva das projeções
A produção de óleo, LGN e gás natural alcançou 3,512 milhões de boe/dia (+11,7% a/a; +5,3% t/t), novo recorde histórico da companhia. O resultado reflete principalmente o avanço dos projetos do pré-sal, a aceleração das interligações de poços e a maior eficiência operacional dos ativos existentes. Destacamos o desempenho do FPSO Almirante Tamandaré, que atingiu produção recorde de 263 mil barris/dia em julho, superando sua capacidade nominal de 225 mil barris/dia.
Como consequência, a Petrobras revisou sua expectativa de produção média em 2026 de 3,1 milhões para 3,3 milhões–3,4 milhões de boe/dia. Entendemos que a revisão evidencia a produtividade superior à inicialmente esperada dos projetos e contribui para reduzir o risco de execução da curva de produção. Adicionalmente, maiores volumes permitem diluir custos fixos e ampliar a geração de caixa operacional, mitigando parcialmente a exposição às oscilações do Brent. Por último, imaginamos que o Plano de Negócios da empresa devem trazer boas surpresas do ponto de vista do guidance de produção da empresa para os próximos anos.
III) Lifting cost: Ganhos de escala e maior participação do pré-sal
O lifting cost médio no Brasil atingiu US$ 6,12/boe (-2,8% a/a; -3,4% t/t), menor patamar desde o 3T24, refletindo principalmente o crescimento da produção e o aumento da participação do pré-sal, que passou a representar aproximadamente 85% da produção nacional.
No pré-sal, o lifting cost alcançou US$ 4,48/boe (+0,7% t/t), praticamente estável, apesar dos gastos com bonificações associados à redução das paradas programadas. No pós-sal profundo e ultraprofundo, o indicador recuou 5,5% t/t, para US$ 15,51/boe, beneficiado pela otimização de despesas com inspeções submarinas e menores gastos com manutenção.
Incluindo afretamento, o lifting cost consolidado atingiu US$ 8,45/boe (-6,3% t/t). Já considerando afretamento e participações governamentais, o custo alcançou US$ 23,36/boe (-12% t/t), também beneficiado pela redução dos preços internacionais, que diminuiu os encargos governamentais por barril.
Nossa avaliação é que os resultados reforçam a competitividade estrutural dos ativos do pré-sal. Entretanto, parte da redução dos custos unitários decorre de ganhos de escala e mudanças na composição da produção, não necessariamente de reduções permanentes nas despesas.
IV) EBITDA: Expansão expressiva a/a, apesar da pressão no upstream
O EBITDA ajustado consolidado atingiu R$ 85,8 bilhões (+34,3% a/a; -8,5% t/t). Excluindo eventos exclusivos, o indicador alcançou R$ 94,5 bilhões (+45,1% a/a; -6,1% t/t), com margem de aproximadamente 55,8%.
No E&P, o EBITDA ajustado foi de R$ 65,2 bilhões (+9,5% a/a; -18,6% t/t), pressionado pelo menor Brent e pelo reconhecimento parcial das exportações, levando a margem EBITDA de 70% para 67% na comparação trimestral.
Em contrapartida, o RTC apresentou EBITDA ajustado de R$ 30,2 bilhões (+159% a/a; +68,5% t/t), com margem de 19%, ante 11% no trimestre anterior. O desempenho foi especialmente relevante porque ocorreu apesar do efeito negativo de R$ 3,5 bilhões associado ao giro dos estoques, contra contribuição positiva de R$ 8,3 bilhões no 2T26. Desconsiderando esses efeitos, o lucro bruto do segmento teria avançado de R$ 17,8 bilhões para R$ 42,7 bilhões.
No segmento de Gás e Energias de Baixo Carbono, o EBITDA ajustado alcançou R$ 2,7 bilhões (+142,4% a/a; +26,6% t/t), favorecido pela maior receita fixa dos contratos de disponibilidade térmica. Entendemos que o desempenho consolidado evidencia o benefício da integração entre upstream e downstream, embora a excepcional rentabilidade recente do RTC não deva ser integralmente extrapolada para o longo prazo.
V) Endividamento e resultado financeiro: Desalavancagem operacional
A dívida bruta encerrou o trimestre em US$ 70 bilhões (-1,2% t/t), composta por US$ 25,6 bilhões em dívida financeira e US$ 44,3 bilhões em arrendamentos. A dívida líquida atingiu US$ 57,8 bilhões (-4,2% t/t), enquanto a relação dívida líquida/EBITDA ajustado recuou de 1,14x para 1,00x. O custo médio dos financiamentos ficou em 6,7% ao ano, com prazo médio de 11,8 anos.
O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 3,1 bilhões, ante despesa de R$ 1,5 bilhão no 2T26 e resultado positivo de R$ 1,3 bilhão no 3T25. A deterioração trimestral refletiu principalmente a redução dos ganhos cambiais e monetários, de R$ 1,8 bilhão para R$ 349 milhões, além do aumento das despesas financeiras.
Consideramos positiva a redução da dívida líquida, especialmente diante da aceleração dos investimentos. Sendo assim, acreditamos que um baixo endividamento pudesse abrir espaço para maior pagamento de proventos. Aparentemente, a empresa não deve ir nessa direção.
VI) Lucro líquido: Crescimento anual relevante, pressionado por eventos exclusivos
O lucro líquido atribuível aos acionistas atingiu R$ 39,8 bilhões (+21,5% a/a; -24,2% t/t). Excluindo eventos exclusivos, o resultado alcançou R$ 47,9 bilhões (+67,9% a/a; -14,1% t/t).Entre os principais efeitos extraordinários, destacamos as despesas de R$ 4,5 bilhões com imposto de exportação sobre petróleo e diesel, R$ 4,2 bilhões com contingências judiciais e R$ 3,7 bilhões com alienações e baixas de ativos, principalmente relacionados à TAG. Adicionalmente, o resultado sofreu com a menor contribuição positiva da variação cambial.
Entendemos que o lucro ajustado oferece uma leitura mais adequada da performance operacional. Contudo, o imposto de exportação merece acompanhamento específico, uma vez que representa uma redução efetiva na captura econômica dos preços internacionais, com possíveis implicações para margens e geração de caixa enquanto permanecer vigente.
VII) Investimentos: Revisão expressiva exige acompanhamento da disciplina de capital
Os investimentos atingiram US$ 6,4 bilhões (+16,6% a/a; +21,2% t/t), sendo US$ 5,3 bilhões direcionados ao E&P, aproximadamente 83% do total. O crescimento foi impulsionado pelo avanço das plataformas de Búzios, Atapu e Sépia, além da intensificação das campanhas de interligação de poços.
A Petrobras revisou o guidance de Capex de 2026 de US$ 19,4 bilhões (±5%) para US$ 24 bilhões–25,5 bilhões. Na visão caixa, a estimativa passou de US$ 16,9 bilhões (±5%) para US$ 21 bilhões–22 bilhões.
Segundo a administração, a revisão reflete principalmente a antecipação de desembolsos, o efeito cambial e a execução mais rápida dos projetos, sem aumento de seus custos totais previstos. Destacamos as plataformas P-80 e P-82, ambas destinadas a Búzios, com capacidade nominal de 225 mil barris/dia cada e início de produção previsto para 2027.
Nossa leitura é que a aceleração operacional é favorável, desde que acompanhada pela antecipação proporcional das receitas e do fluxo de caixa. O principal risco para a tese está na possibilidade de o maior investimento se tornar estrutural, comprimindo a capacidade de distribuição de dividendos nos próximos anos e, no pior dos cenários, a empresa caia na tentação de investir em projetos ruins.
VIII) Fluxo de caixa e dividendos: Forte geração, apesar do maior Capex
O fluxo de caixa operacional atingiu R$ 61,8 bilhões (+15,2% a/a), praticamente estável t/t, apesar do impacto negativo de R$ 12,7 bilhões na variação do capital de giro, associado principalmente ao aumento de contas a receber (R$ 8,8 bilhões) e estoques (R$ 6,1 bilhões).
O fluxo de caixa livre alcançou R$ 34 bilhões (+25,9% a/a; -11,9% t/t), refletindo a forte geração operacional, parcialmente compensada pelo aumento dos investimentos. A companhia revisou seu guidance de fluxo de caixa operacional para 2026 de US$ 35 bilhões para US$ 45 bilhões–50 bilhões, incorporando a expansão da produção e o ambiente favorável de preços internacionais.
Em relação à remuneração dos acionistas, foi aprovada a distribuição de R$ 15,3 bilhões referente ao 3T26, equivalente a aproximadamente 45% do fluxo de caixa livre. Tal valor foi abaixo das nossas estimativas, principalmente devido ao maior investimento, capital de giro negativo no tri e postecipação de receitas de parte da produção que deve ser reconhecidas no 4T26.
