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Segundo os analistas Regis Cardoso e João Rodrigues, a companhia, que divulga balanço em 6 de novembro, tende a registrar Ebitda (lucro antes de juros, depreciação, amortização e impostos) de US$ 11,3 bilhões, alta de 10,8% ante o trimestre anterior, enquanto o lucro líquido deve recuar 8,5%, para US$ 4,3 bilhões.
O impulso principal vem da produção de petróleo. Dados da ANP apontam crescimento de 0,2 milhão de barris por dia, ou 8% na comparação trimestral, levando o volume a cerca de 2,5 milhões de barris diários no período. A XP ressalta que o número será confirmado quando a estatal publicar o relatório de produção e vendas em 24 de outubro e lembra que, por vezes, o avanço das vendas ocorre com defasagem em relação ao da produção.
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No fluxo de caixa, a corretora projeta capex (investimento) estável em US$ 4,2 bilhões e Fluxo de caixa livre para o acionista (FCFE) de US$ 2,7 bilhões, equivalente a um retorno trimestral de 3,9%.
A XP acrescenta que seu modelo de abordagem diferencial indica um intervalo de dois desvios-padrão para o Ebitda, entre US$ 10,8 bilhões e US$ 11,9 bilhões, mostrando a dispersão possível nos resultados.
O cenário de preços também é considerado favorável. O Brent ficou em média em US$ 69 por barril, alta de 1,5% no período, e a valorização de 2,1% do real ao fim do trimestre deve gerar ganhos cambiais.
Apesar de redução nos preços domésticos de diesel e gasolina no trimestre anterior, as diferenças de preço do petróleo bruto e do refinado, em dólar, recuaram apenas 1,8% para gasolina, a US$ 15,3/barril, e subiram 6,7% para diesel, a US$ 28/barril, o que leva a XP a falar em leve vento de cauda para upstream e downstream (fases iniciais e finais do projeto respectivamente).
O BTG Pactual reafirmou sua visão construtiva para a Petrobras, mas condicionou o otimismo à revisão do Plano de Negócios 2026-30. O banco avalia que o documento deverá recalibrar premissas de capex, opex e produção, abrindo espaço para uma assimetria positiva mesmo num ambiente de petróleo mais barato do que o Brent de US$ 83/barril ainda embutido no plano 2025-29.
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A média do ano, perto de US$ 70, já evidencia o desalinhamento e, segundo o banco, se o Brent permanecer na faixa de US$ 60, a margem de manobra fica mais estreita, reforçando a necessidade de cortar gastos e preservar dividendos.
Cerca de 78% dos US$ 19,6 bilhões previstos para 2026 estão em projetos sancionados, destacam os analistas Luiz Carvalho, Gustavo Cunha e Bruno Henriques, em relatório. A fatia não aprovada é apresentada como alavanca fundamental para que a companhia se mantenha neutra em dívida: cada redução de US$ 1 bilhão em capex ou opex pode elevar o retorno de dividendos em 0,5%. Por isso, a flexibilidade de investimentos é apontada como chave para sustentar a política de distribuição e compensar o risco maior atribuído ao papel.
O banco calcula que a Petrobras precisa oferecer um retorno cerca de 5 pontos porcentuais acima do das grandes petroleiras globais; do contrário, o diferencial de manter as ações enfraquece significativamente.
Já a XP, com base na política de remuneração da estatal, o relatório calcula dividendos ordinários de US$ 2,3 bilhões, ou yield (rendimento) de 3,3%.
O aumento do ciclo de investimentos, de US$ 68 bilhões em 2022-2026 para US$ 111 bilhões em 2025-2029, já reduziu o prêmio da ação em relação aos pares. O montante em execução chega a US$ 98 bilhões e limita a elasticidade do orçamento. Mesmo assim, o BTG acredita que a administração, que tem defendido austeridade, redefinição de prioridades e controle mais rígido de custos, ainda pode reclassificar parte do capex sancionado, adiar projetos não essenciais e acelerar o descomissionamento de plataformas antigas. A retirada de unidades hibernadas e o avanço de FPSOs mais eficientes devem enxugar opex e baixar o ponto de equilíbrio.
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Na produção, o banco vê espaço para surpresa positiva: o guidance oficial de 2,3 milhões de barris/dia em 2025 e 2,4 milhões em 2026 pode ser superado com a entrada de Búzios 6-8 e Mero 4. Em agosto, a estatal chegou a 2,51 milhões de barris/dia, alta de 20% em 12 meses. O pipeline de 10 FPSOs até 2029 sustenta a meta de manter cerca de 3,2 milhões de boe/dia, com o pré-sal respondendo por 79% da oferta ao fim do plano.
O BTG, porém, destaca risco crescente de fusões e aquisições fora do core, como projetos de GLP, etanol, fertilizantes ou eventual apoio à Braskem. Cada US$ 1 bilhão alocado a iniciativas desse tipo reduziria o retorno de dividendos em 0,5%, calcula o banco. Se o Brent seguir fraco e essas operações se concretizarem, a Petrobras pode acabar pagando menos que as principais companhias internacionais, cenário visto como negativo para a ação.
A publicação da CEO, Magda Chambriard, nas redes sociais, de um gráfico da queda recente do Brent com a legenda “uma imagem vale mais do que muitas palavras”, é interpretada pelo BTG como sinal de que a companhia prepara justamente uma racionalização de capex e opex à luz do petróleo mais baixo. O Plano 2026-30, portanto, é tratado como marco decisivo para ajustar geração e uso de caixa, assegurar o teto de endividamento, manter a política de dividendos e garantir que o investimento permaneça autofinanciado.
O BTG Pactual tem recomendação de compra para as ações preferenciais da Petrobras (PETR3; PETR4), com preço-alvo de R$ 44, o que representa um potencial de valorização de 47,65%, ante o último fechamento do papel.
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