Para os analistas Rodrigo Almeida e Gustavo Cunha, o principal desafio é o descompasso entre a política de dividendos e a geração de caixa livre para o acionista (FCFE). A política, estruturada quando as despesas de leasing (arrendamento mercantil) eram menores, não leva em conta esse custo.
Com Brent a cerca de US$ 62 por barril em 2026 e produção de 2,54 milhões de barris por dia, o BTG calcula um “gap” de aproximadamente US$ 1,1 bilhão entre dividendos mínimos e FCFE, o que tende a elevar a alavancagem em 2026 e 2027.
Mesmo assim, o banco observa que muitos investidores continuam “pagando para ver”: a empresa ainda deve oferecer yield de cerca de 10% em 2026, mesmo num cenário de petróleo mais fraco.
A projeção parte de receita de US$ 89,235 bilhões, Ebitda de US$ 44,735 bilhões e lucro líquido de US$ 13,894 bilhões no ano, com EV/Ebitda de 2,5 vezes, P/L de 5,9 vezes e dividend yield de 10,3%.
Os analistas destacam a execução do upstream – produção estimada em 2,7 milhões de barris por dia em 2028 – sustentada por 12 FPSOs (Produção, Armazenamento e Transferência Flutuante) entregues entre 2021 e 2025 e outras quatro previstas para 2026-27.
O ciclo de investimento pesado no campo de Búzios, porém, deve manter o consumo de caixa elevado até 2027. Segundo o BTG, para alcançar neutralidade de caixa em 2026, o Brent precisaria ficar em torno de US$ 67,50.
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