Petrobras (PETR4): Resultado 1T25 - números fortes em E&P, mas desafios à frente com menores preços de petróleo

A Petrobras reportou bons números no 1T25, guiados principalmente pelo crescimento na produção no segmento de E&P, resultando em robusta geração operacional de caixa, um dos principais pilares de sua tese de investimentos. O fluxo operacional de caixa atingiu R$ 49,3 bilhões, + 6,1% a/a, demonstrando resiliência mesmo em um cenário de queda de 9,1% nos preços do Brent. Em nossa opinião, apesar do recente aumento no lifting cost (custo de extração), vemos a companhia operando com boa rentabilidade, mesmo em cenários de continuidade das quedas no preço do petróleo, ainda que isso coloque desafios na rentabilidade e alocação de capital, como discutiremos a seguir.

O segmento de Exploração & Produção (E&P) foi o destaque positivo do trimestre, como já comentamos em nosso relatório de produção & vendas no final de abril. A entrada do FPSO Almirante Tamandaré em Búzios e o ramp-up dos demais projetos no pré-sal vêm colaborando para manter a competitividade, em uma alocação de capital que vem priorizando elevação de volumes e investimentos estratégicos em refino, como a recente ampliação da capacidade na RNEST e iniciativas em SAF e biorefino. Nesse sentido, apontamos que a redução de 29% t/t no capex (investimentos) do 1T25 confirma a análise de que os gastos do 4T24 representaram uma antecipação de desembolsos, em um movimento acertado para acelerar a produção no campo de Búzios.

No entanto, os resultados não estão livres de desafios. O endividamento bruto subiu 6,9% (para US$ 64,5 bilhões), pressionado por contratos de afretamento de plataformas e investimentos, elevando a alavancagem para 1,45x o EBITDA de 12m - ainda conservadora frente a pares como PetroRio (em 1,8x), e dentro do limite estabelecido pela companhia (US$ 65 bilhões), mas já chegando em patamar que requer maior atenção, diante de uma estratégia de manter elevados investimentos em conjunto com uma forte remuneração ao acionista. O custo de extração aumentou 7,1% t/t no trimestre, reflexo de intervenções em campos maduros e inspeções submarinas, enquanto o declínio no ROCE (Retorno sobre Capital Empregado) sinaliza atenção com custos, endividamento e alocação de capital. No downstream, as margens de refino encolheram, em parte pela sazonalidade e parada da RNEST, mas também como reflexo dos menores preços de petróleo e maior competição com importados. O segmento de Gás & Energias enfrenta os maiores desafios, com concorrência acirrada e menor demanda termelétrica.

Resultados por segmento:

Exploração e Produção (E&P)

O lucro bruto teve um incremento de 12,4% t/t, sustentado pela maior produção no período e pela maior cotação do Brent, parcialmente compensados pela maior participação governamental. O lucro operacional foi beneficiado pela redução das despesas operacionais (efeito da provisão de descomissionamento registrada no trimestre anterior). Na comparação anual, queda de 9,1% a/a nos preços do Brent foi mais do que compensada por um avanço de 18% no dólar ante o real, resultando em um incremento de 5,4% a/a no EBITDA do segmento, refletindo boa gestão de custos e despesas.

Refino, Transporte e Comercialização (RTC)

O lucro bruto caiu 19% t/t e 35,6% a/a, refletindo margens menores nos derivados (especialmente gasolina) e sazonalidade (demanda menor no 1T25). O custo unitário de refino aumentou 4,2% devido à parada planejada da RNEST, que reduziu a carga processada em 6,1%.  A redução de 23% t/t nas despesas operacionais atenuou a queda no resultado operacional, que ficou 11,5% menor t/t. Em suma, números que indicam uma maior pressão da competição no segmento.

Gás & Energia

O lucro bruto recuou 37,5% t/t devido à queda de 8 MM m³/dia nas vendas de gás natural (menor demanda termelétrica e maior concorrência) e ao fim de contratos de energia regulada. Assim, o resultado operacional ficou negativo em R$ 244 milhões, mesmo com despesas menores (-17,4% t/t). Neste segmento, existe uma questão estrutural de concorrência e atual demanda da Petrobras, especialmente com o término de contratos de energia regulada e menor demanda termelétrica, pois ainda que a empresa venha fazendo uma boa gestão de despesas, a queda nos volumes vem prejudicando a diluição dos custos fixos, levando o segmento a uma relevante redução no ROCE, que registrou 1,8%, queda de 7,6 p.p. em comparação com o 1T24 e de 2,4 p.p. t/t.

Seguem no radar as preocupações de curto/médio prazo por conta do contexto global de guerra tarifária e impactos na demanda e preços de petróleo, bem como na aversão ao risco sobre esse setor quando ocorrem mudanças tão súbitas no mercado de commodities (o petróleo tipo Brent declina 13% no ano e 21,5% em 12 meses). Os investimentos realizados pela Petrobras para sustentar baixos custos no pré-sal, com elevados volumes, associados a uma boa disciplina de capital, serão fundamentais para atravessar o atual cenário, considerando que os resultados deste trimestre foram sustentados por um Brent de US$ 75,66, 9,1% menor do que no 1T24, e a cotação atual, na faixa dos US$ 65, está 14% menor do que a média do 1T25, sugerindo que mesmo a Petrobras sendo a companhia com maior resiliência do mercado nacional (custo de extração de menos da metade dos demais players), deve ter um cenário um pouco mais desafiador à frente.

A Petrobras também anunciou o pagamento de dividendos e juros sobre capital próprio (JCP) no valor de R$ 11,72 bilhões, equivalente a R$ 0,90916619 por ação ordinária e preferencial, com base no balanço do 1T25. Os proventos serão pagos em duas parcelas: a primeira de R$ 0,45458310 por ação em 20 de agosto de 2025, e a segunda de R$ 0,45458309 por ação em 22 de setembro de 2025. A data base para a posição acionária é 02 de junho de 2025 para ações na B3 e 04 de junho de 2025 para ADRs na NYSE, com ações negociadas ex-direitos a partir de 03 de junho de 2025.

Olhando para o uso da geração de caixa e desinvestimentos, vemos a seguinte distribuição: (i) investimentos (R$ 23,3 bilhões, ou 40% do total), (ii) remuneração dos acionistas (R$ 16,6 bilhões, ou 29%), (iii) amortização de passivos de arrendamento (R$ 12,2 bilhões, ou 21%), e (iv) amortização do principal e juros devidos no período (R$ 5,7 bilhões, ou 10%). Face ao contexto de preços de petróleo no menor nível desde 2021, importante entender qual é o nível necessário de geração de caixa futuro para manter simultaneamente: (i) dividendos robustos, (ii) serviço da dívida, e (iii) a expansão do pré-sal, sem levar o endividamento a patamares que prejudiquem o retorno no médio e longo prazo.

A recente elevação do endividamento (no 1T24 a dívida líquida/EBITDA era de 0,86x, passou a 1,29x no 4T24 e chegou a 1,45x no 1T25) e do lifting cost (subiu 12,5% ante o 1T24 e +7,1% ante o 4T24) parecem ser algumas das razões por trás da sequência de declínios no ROCE (retorno sobre capital empregado) da companhia, que saiu de 10,4% no 1T24 para 7,2% no 4T24 e 6,5% no atual resultado. É certo que os investimentos recentes também têm um impacto nesse indicador de rentabilidade, afinal, o impacto no capital empregado é imediato, mas os retornos ainda dependem do ramp up operacional dos ativos investidos, e os investimentos dos últimos anos têm de fato trazido excelentes retornos. Entretanto, face à piora na expectativa dos preços de petróleo, convém observar com atenção esses indicadores nos próximos resultados, para analisar como fica esse mix de uso da geração de caixa diante de um declínio ainda maior nos preços de petróleo. No caso da Petrobras, vemos uma maior resiliência pelo fato de a companhia ter um custo de extração extremamente competitivo, mas vemos o respeito aos atuais parâmetros de endividamento (abaixo de US$ 65 bilhões) e alocação de capital como adequados para fazer frente ao promissor plano de negócios 2025-2029.

Em resumo, vemos o 1T25 marcado por robusto crescimento no segmento de E&P, ainda que com custos de extração maiores. Em refino, vimos margens pressionadas e custo em alta, embora a elevação do custo de refino neste trimestre pareça mais pontual, por conta da parada da RNEST. Já o segmento de gás apresentou resultado operacional negativo, sofrendo com mudanças na demanda e na concorrência em alguns subsegmentos pós abertura do mercado de gás natural.

Seguimos vendo a companhia com vantagens estratégicas e valuation atrativo, com um robusto plano de entrada de novas plataformas, baixo patamar de alavancagem e uma regra de dividendos alinhada aos principais peers globais, pagando 45% do fluxo de caixa livre. Tais elementos, em conjunto com a continuidade de foco no pré-sal, e as atuais políticas de dividendos e de preços, seguem dando suporte para um viés otimista no longo prazo, em especial considerando o custo de extração mais baixo do que pares, o que traz mais resiliência para cenários como o atual. No entanto, face a um maior nível de incerteza em relação às tarifas, comércio global e respectivo impacto no crescimento e demanda de petróleo, esperamos uma maior pressão nas cotações em todo o setor de O&G no curto prazo, o que justifica nossa recomendação neutra, ainda que tenhamos um relevante upside em relação ao nosso preço por DCF e um olhar bastante construtivo sobre a tese de investimento, sinalizando que para investidores com um viés de longo prazo, a Petrobras é um papel para se manter na carteira.

Desempenho da Ação

A PETR4 segue para trás na recente recuperação do Ibovespa, com o papel caindo 11,6% em 2025, ante uma alta de 13,5% do Ibovespa no mesmo período. Porém, em um prazo mais longo, a performance do papel é bastante positiva, subindo 78,5% em nos últimos dois anos, contra 26,1% do Ibovespa, refletindo a percepção do mercado de que a Petrobras vem entregando excelentes retornos em prazos mais longos, ainda que as atuais incertezas em relação à demanda e preços de petróleo devam seguir pressionando as cotações da companhia, mesmo com a Petrobras entregando condições operacionais e financeiras muito boas.

PETR3 vs PETR4 vs IBOV