Se aqui no Brasil, a Braskem ainda tem conseguido evitar um pedido de recuperação extrajudicial ou judicial, em meio a um processo de mudança societária, no exterior, a joint venture mexicana Braskem Idesa está na iminência de recorrer ao Chapter 11, ou seja, entrar em um processo de recuperação judicial dentro das regras americanas.
Um do sinais de que o Chpater 11 está próximo é que a companhia está em fase avançada de negociação para um empréstimo de aproximadamente US$ 250 milhões, deve servir como suporte financeiro para o pedido de recuperação judicial. Esse dinheiro viria de parte dos próprios credores do grupo.
Segundo fontes próximas ao assunto, a companhia e seus assessores correm para estruturar o chamado financiamento DIP (debtor-in-possession), visando garantir fôlego para que a empresa possa aproveitar a recente melhora nas margens petroquímicas, impulsionada pelo cenário de conflitos no Oriente Médio.
Apesar do estágio das conversas, os interlocutores ressaltam que as negociações ainda estão em andamento e nenhuma decisão final foi tomada.
A joint venture entre a brasileira Braskem e a mexicana Grupo Idesa tenta reestruturar seu passivo há meses, após falhar no pagamento de juros de bônus globais com vencimentos em 2029 e 2032.
Essa pressão de caixa tem forçado a unidade a operar com capacidade reduzida, o que impediu a companhia de aproveitar plenamente a valorização do petróleo. Atualmente, os títulos com vencimento em 2029 ensaiam uma recuperação no mercado secundário, sendo negociados ligeiramente abaixo de 70 centavos de dólar, com um rendimento de cerca de 19,9%.
Petrobras faz reunião no México
O cenário também envolve a movimentação direta da Petrobras, uma das principais acionistas da Braskem no Brasil. Executivos da estatal brasileira estiveram recentemente no México para reuniões com a diretoria da Braskem Idesa, onde discutiram a estrutura do balanço da unidade e a futura relação comercial entre as empresas.
A aproximação coincide com a estratégia da CEO da Petrobras, Magda Chambriard, que confirmou em coletiva de imprensa o interesse em estreitar parcerias com a estatal mexicana Pemex. Questionadas, as companhias envolvidas e a Petrobras preferiram não se manifestar sobre os detalhes das conversas.
Para a Braskem, o impasse no México soma-se a uma série de desafios financeiros e jurídicos enfrentados pela matriz, como a crise ambiental decorrente da mineração de sal em Maceió e a longa espera pela venda da participação da Novonor (ex-Odebrecht). Enquanto tenta resolver o imbróglio da subsidiária mexicana, o mercado aguarda a divulgação dos resultados financeiros da companhia, prevista para ocorrer nesta quarta-feira.
A Elea Data Centers concluiu a primeira fase de um projeto de 2,3 bilhões de reais (US$ 470 milhões) para a petroleira estatal brasileira Petrobras, em meio à expansão da computação em nuvem na maior economia da América Latina.
A Elea venceu em setembro passado um contrato de 17 anos para construir um data center de aproximadamente 30 megawatts, destinado a abrigar supercomputadores que processam dados científicos das operações de petróleo e gás da Petrobras, afirmou Alessandro Lombardi, fundador e presidente da companhia.
“Já está em operação”, disse Lombardi em entrevista, acrescentando que a Petrobras está entre os cinco maiores clientes da empresa.
A Petrobras está apostando em computação em nuvem e inteligência artificial para otimizar operações e aprimorar a exploração, utilizando ferramentas de dados mais robustas para melhorar a tomada de decisão em seus complexos campos offshore no Brasil.
O projeto da Petrobras faz parte de um movimento mais amplo de digitalização no país, à medida que empresas e o governo buscam maior controle sobre seus dados — muitos dos quais hoje são processados nos Estados Unidos. A malha elétrica interconectada do Brasil e sua matriz energética baseada em fontes renováveis tornam o país um local atrativo para data centers.
Lombardi afirmou que a capacidade de data centers no Brasil cresce cerca de 30% ao ano e pode avançar ainda mais rapidamente caso o governo aprove medidas para reduzir tarifas de importação de equipamentos de computação.
A gestora de infraestrutura Squared Capital Advisors anunciou no mês passado a aquisição de uma participação controladora na Elea, comprada da Goldman Sachs. Segundo a empresa, o pipeline de projetos da Elea no Brasil exigirá mais de US$ 10 bilhões em capital.
A Petrobras (PETR4) anunciou na noite desta segunda-feira (27) a aquisição de 100% de uma porção do ring-fence do Campo de Argonauta, na Bacia de Campos, reforçando sua participação na jazida compartilhada de Jubarte e consolidando sua estratégia de focar em ativos de maior rentabilidade.
A operação envolve ativos atualmente detidos por Shell, ONGC e Brava (antiga Enauta), e prevê um desembolso total de R$ 700 milhões, além de US$ 150 milhões, com pagamentos divididos em três parcelas ao longo dos próximos anos.
Com a conclusão do negócio, a estatal passará a deter 98,11% da jazida de Jubarte, enquanto a União, representada pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), manterá 1,89% da participação.
A companhia destacou que a transação permite simplificar a gestão do ativo e encerrar negociações relacionadas à individualização da produção e eventuais equalizações com as demais empresas envolvidas, o que tende a reduzir complexidades operacionais.
“A aquisição apresenta condições econômico-financeiras atrativas, simplifica a gestão do ativo e está em consonância com o Plano de Negócios da Petrobras, fortalecendo nossa atuação na Bacia de Campos e maximizando valor com foco em ativos rentáveis”, diz o fato relevante.
O ring-fence, citado na operação, é uma delimitação técnica e contratual dentro de um campo de petróleo usada para separar direitos de exploração entre empresas. Na prática, funciona como uma “cerca” que define qual parte do reservatório pertence a cada operador — algo essencial em casos de jazidas compartilhadas, onde o petróleo pode se estender por diferentes áreas.
No caso de Argonauta e Jubarte, essa divisão evita que uma empresa produza além da sua participação e organiza a distribuição de receitas e responsabilidades entre os sócios.
Foco em ativos estratégicos
A área adquirida está integrada ao chamado Parque das Baleias, um dos principais polos de produção da Petrobras na Bacia de Campos. A região opera com quatro plataformas — P-57, P-58, FPSO Cidade de Anchieta e FPSO Maria Quitéria — e produz cerca de 210 mil barris de óleo por dia.
Apesar de a fatia adquirida representar apenas 0,86% da jazida compartilhada, o movimento reforça a estratégia da companhia de ampliar participação em ativos já operados, onde há maior previsibilidade operacional e ganhos de eficiência.
Na prática, esse tipo de operação costuma ser bem visto pelo mercado, já que aumenta o controle sobre campos maduros e reduz riscos de governança e conflitos entre sócios.
A conclusão da operação ainda depende do cumprimento de condições precedentes, incluindo aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
O Brasil está adotando medidas para aumentar o uso de etanol na gasolina em uma tentativa de conter os impactos da alta dos custos dos combustíveis, à medida que a guerra no Oriente Médio se prolonga.
O segundo maior produtor mundial de biocombustível está avançando com planos para uma nova exigência de mistura obrigatória de 32% de etanol na gasolina, segundo comunicado do Ministério de Minas e Energia nesta sexta-feira (24). O percentual atual é de 30%, e a ampla oferta de biocombustível, somada aos preços baixos, ajuda a aliviar a pressão sobre os combustíveis nos postos brasileiros.
“A medida tem potencial para reduzir a necessidade de importação de gasolina em aproximadamente 500 milhões de litros por mês”, afirmou o comunicado. “Com isso, o Brasil fortalece sua soberania energética e avança rumo à autossuficiência em gasolina, eliminando importações do combustível.”
A iniciativa faz parte de um conjunto de ações destinadas a proteger os consumidores dos impactos econômicos do conflito no Oriente Médio e ocorre enquanto o presidente Luiz Inácio Lula da Silva busca a reeleição em cerca de seis meses.
Autoridades disseram na quinta-feira que o governo também pedirá ao Congresso autorização para usar receitas extraordinárias ligadas ao petróleo para reduzir impostos sobre combustíveis como gasolina, diesel, etanol e biodiesel. Isso ocorre após uma série de cortes de tributos e subsídios para diesel, gás de cozinha e combustível de aviação, além de linhas de crédito para companhias aéreas afetadas pelos custos mais altos.
O Brasil há muito tempo usa o etanol como instrumento em choques de preços de energia, com motores movidos exclusivamente a etanol produzidos desde o fim da década de 1970 ajudando a reduzir a dependência de importações de gasolina. Mais recentemente, uma lei de biocombustíveis sob o governo Lula estabeleceu a meta de atingir uma mistura de até 35% no futuro próximo, ainda dependendo de testes técnicos.
A implementação final da nova mistura ainda depende de aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que deve, em grande parte, seguir a recomendação do Ministério de Minas e Energia.
O plano é que um novo conselho e uma nova diretoria sejam eleitos já na próxima assembleia de acionistas, que ocorre na quarta-feira da semana que vem, dia 29, apurou o InvestNews.
A tendência é que os cargos de CEO e CFO sejam ocupados por profissionais ligados à gestora, enquanto as diretorias de operação e comercial venham de indicações da estatal.
A presidência do conselho, por sua vez, deverá ser indicada pela Petrobras. Um dos nomes ventilados para presidir o board é o da atual CEO Magda Chambriard.
Novo CEO
O InvestNews apurou que o novo CEO da Braskem será Helcio Tokeshi, sócio da IG4 que comandou entre 2019 e fevereiro deste ano a CLI, braço de logística portuária da gestora fundada por Paulo Mattos.
Economista de formação, Tokeshi foi secretário da Fazenda de São Paulo entre 2016 e 2018, passou pelo Banco Mundial e esteve na Secretaria de Acompanhamento Econômico no primeiro governo Lula.
A diretoria financeira deverá ficar com Carlos Brandão, que comandou a Iguá Saneamento de julho de 2020 até agosto de 2023. Brandão também foi CFO da Oi entre 2017 e 2019, participando de uma das maiores recuperações judiciais da história corporativa brasileira.
Mais cedo, a IG4 informou que estava recrutando “profissionais altamente experientes na condução de processos de reestruturação (turnarounds) de empresas líderes em seus segmentos de atuação, incluindo nos setores de logística e de água e esgotamento sanitário”.
Standstill a caminho
A missão de Brandão será lidar com o alto endividamento da petroquímica. A dívida líquida da Braskem encerrou 2025 em US$ 7,5 bilhões (cerca de R$ 40 bilhões). Em termos brutos, o endividamento corporativo soma US$ 9,4 bilhões, perto de R$ 50 bilhões.
Diante da dificuldade em honrar seus compromissos nos próximos meses, a tendência é que a Braskem peça proteção contra credores em breve, como revelou o InvestNews.
A previsão é que a nova diretoria tome posse no fim de abril e já apresente um plano de reestruturação da companhia. Até lá, são poucas as chances de qualquer acordo ou pedido de proteção contra os credores.
A ideia é que, efetividada a troca de diretoria, esteja amarrado também um acordo para a suspensão do pagamento de dívidas (“standstill“) com a maioria dos credores, o que abre caminho para uma recuperação extrajudicial nos moldes da Raízen. Uma recuperação judicial ainda não está totalmente descartada.
“O que queremos deixar claro para os credores é que nenhum credor vai levar a Braskem. Nem aqui no Brasil e nem no México”, diz ao InvestNews uma fonte próxima à companhia, lembrando da crise de endividamento da Braskem Idesa, em que o empresário Carlos Slim, sócio da Braskem na subsidiária, tornou-se também seu principal credor.
A exemplo do diesel, a volatilidade dos preços do gás liquefeito de petróleo (GLP) causada pela guerra no Oriente Médio abriu na quinta-feira, 2 de abril, uma crise política para o governo de Luiz Inácio Lula da Silva. O episódio ameaça colocar em risco o fornecimento de gás de cozinha das distribuidoras e revendedoras à […]
A Petrobrasanunciou nesta quinta-feira (26) uma nova descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Campos, em poço exploratório perfurado no campo de Marlim Sul, 100% operado pela companhia.
Segundo o comunicado divulgado ao mercado, o poço 3-BRSA-1397-RJS está localizado a 113 km da costa de Campos dos Goytacazes (RJ), em profundidade d’água de 1.178 metros.
“O intervalo portador de petróleo foi constatado através de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido. As amostras seguirão para análises laboratoriais, que permitirão caracterizar as condições dos reservatórios e fluidos, possibilitando a continuidade da avaliação do potencial da área”, informou a Petrobras.
A estatal disse que perfuração foi concluída de maneira segura, com respeito ao meio ambiente e à segurança das pessoas. A empresa ressaltou que sua atuação na Bacia de Campos visa à recomposição das reservas em áreas maduras, assegurando sustentabilidade e contribuindo para atender à demanda nacional de energia.
O campo de Marlim Sul foi descoberto em novembro de 1987, pelo poço 4-RJS-382, e desde então é operado integralmente pela Petrobras.
A disparada de mais de 30% no preço do petróleo desde o início dos ataques dos Estados Unidos e de Israel ao Irã já começa a chegar com força ao Brasil – e voltou a colocar Vibra, Ipiranga e Raízen, as principais distribuidoras de combustíveis do país, sob pressão, após meses de relativa calmaria.
Desde o início da Guerra do Irã no fim de fevereiro, o preço médio do diesel subiu cerca de 19% no país, enquanto a gasolina avançou mais de 5%, segundo dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O movimento reacendeu temores de impacto na inflação e levou o governo federal a agir, com medidas como a zeragem de tributos sobre o diesel e o reforço na fiscalização para conter repasses considerados abusivos, com multas que podem chegar a R$ 500 milhões.
Mas, para além da pressão estatal sobre os preços, o setor vê um outro risco emergir: o de que soluções de emergência para garantir o abastecimento acabem reabrindo espaço para práticas ilegais na cadeia de combustíveis, como permitir o funcionamento de refinarias que operam sob ilegalidade.
Para as distribuidoras, o cenário representa uma reversão brusca após um período de melhora operacional – ainda que o setor chegue a esse momento com alguma “gordura” para absorver parte da pressão.
Em meio a esse ambiente mais adverso, Vibra, Ipiranga e Raízen passaram a capturar um ganho que por anos parecia fora de alcance: aumento simultâneo de margens, volumes e participação de mercado.
Segundo as próprias empresas, todas de capital aberto na bolsa brasileira, o motor dessa mudança não esteve na demanda, mas no ambiente competitivo, marcado pelo avanço do combate ao mercado ilegal na cadeia de combustíveis – simbolizado especialmente pela Operação Carbono Oculto, que revelou a ligação do crime organizado com a distribuição de combustíveis e o mercado financeiro quando deflagrada em agosto de 2025.
Esse é um movimento que agora passa a ser testado pela volatilidade das cotações do petróleo.
Margem melhorou
A melhora operacional, agora em risco, aparece no principal indicador do setor: a margem por metro cúbico. No caso da Vibra, responsável pelos postos com a marca Petrobras, o indicador subiu 73,4% no quarto trimestre de 2025 na comparação com igual período do ano anterior, para R$ 251 por metro cúbico.
A analistas de mercado, o CEO Ernesto Pousada disse que “2025 foi um ano de inflexão […] muito pelas ações que nós vimos da Carbono Oculto e de todas as ações contra as irregularidades”. Ao mesmo tempo, a Vibra voltou a crescer em volume, com alta de 5% no quarto trimestre, e ampliou sua participação de mercado para 24,5%.
Outro efeito do ambiente de combate à venda ilegal foi o recorde de embandeiramento de postos – quando estabelecimentos independentes passam a operar sob a bandeira de uma grande distribuidora. Com a força da marca Petrobras, a Vibra adicionou 404 novos postos no período, o que levou a rede para cerca de 7,5 mil unidades no país.
Agora, com a escalada dos preços de combustíveis, essa melhora operacional passa a ser colocada à prova. Em entrevista à CNN Brasil na semana passada, Pousada afirmou que o setor enfrenta um choque externo sem precedentes recentes, com impactos diretos sobre custos e abastecimento.
“Estamos à beira de uma crise energética global”, disse o executivo, ao comentar os efeitos da guerra no Oriente Médio sobre a cadeia de suprimento. Como o Brasil depende de importações para cerca de 30% do diesel consumido, a pressão acaba sendo inevitável.
Ao mesmo tempo, o aumento da importação em caráter emergencial eleva os custos logísticos, pois exige mais transporte, armazenamento e frete. “Você mobiliza toda uma cadeia que aumenta exponencialmente o seu custo”, afirmou.
Na prática, o choque de custos reduz o espaço de manobra das distribuidoras. Segundo o CEO da Vibra, o diesel importado já chega ao Brasil até R$ 2,50 por litro mais caro do que o produto doméstico, enquanto a subvenção anunciada pelo governo cubra apenas cerca de R$ 0,30 dessa diferença.
Com a distribuição representando apenas cerca de 5% do preço final dos combustíveis, ainda de acordo com Pousada, o espaço para absorver esses custos sem repasse é limitado – o que coloca à prova o patamar de margens conquistado nos últimos trimestres.
Efeito Carbono Oculto
Para o Instituto Combustível Legal (ICL), que representa as principais empresas do setor, a melhora recente dos resultados está diretamente ligada à redução de práticas históricas de fraude, como sonegação fiscal e comercialização irregular de combustíveis – alvo de operações como Carbono Oculto, Poço de Lobato e Tank.
“O que estamos vendo agora é um mercado mais equilibrado, em que o preço começa a refletir o custo real”, afirmou Emerson Kapaz, presidente do ICL, em entrevista ao InvestNews, em referência ao quadro sem levar em conta as pressões com o encarecimento do petróleo.
Essas distorções da venda irregular permitiam que parte dos agentes operasse com custos artificialmente mais baixos, o que pressiona toda a cadeia formal. “Quando você combate o ilegal, você devolve competitividade para quem paga imposto”, prossegue Kapaz.
Na Ultrapar, dona da Ipiranga, os efeitos também já aparecem nos números. A receita subiu 5% em 2025, para R$ 127,6 bilhões, enquanto a margem recorrente avançou 2%, para R$ 145 por metro cúbico.
O CEO do grupo, Rodrigo Pizzinatto, atribuiu o resultado “ao início da recuperação do mercado após a intensificação das medidas de combate às irregularidades” e afirmou que o setor voltou a operar com margens mais saudáveis.
Ao mesmo tempo, a melhora do ambiente competitivo começou a atrair o interesse de investidores estratégicos. A gigante americana Chevron negocia a compra de uma fatia de cerca de 30% da Ipiranga junto à Ultrapar. “O interesse de empresas como a Chevron ajuda a chancelar a melhora que o mercado vem passando”, afirmou Kapaz.
Até mesmo na Raízen, que atravessa um delicado processo de reestruturação financeira com cerca de R$ 65 bilhões em dívidas na maior recuperação extrajudicial da história do país, a melhora operacional foi uma das poucas notícias positivas recentes.
A joint venture entre Cosan e Shell informou que sua divisão de distribuição registrou crescimento de 50% no Ebitda no terceiro trimestre da safra 2025/26 na comparação anual, impulsionado por aumento simultâneo de volumes e margens. No período, a rentabilidade por metro cúbico cresceu 35,2%, para R$ 215, enquanto o volume vendido avançou 11,6%.
Apesar dos avanços, o próprio ICL alerta que o cenário atual de alta de preços e risco de desabastecimento pode reabrir espaço para a atuação de agentes irregulares.
Segundo o instituto, mecanismos criados pelo governo federal para ampliar a oferta de combustíveis podem ser utilizados de forma oportunista por sonegadores e devedores contumazes.
Esse risco já começa a aparecer no radar do mercado.
Com a possibilidade de escassez de diesel, a Refit, refinaria ligada ao empresário Ricardo Magro, estaria em fase de estudo para retomar suas operações no Rio de Janeiro, aproveitando instrumentos como a subvenção ao combustível, de acordo com Lauro Jardim, de O Globo.
Em outras oportunidades, a Refit alegou que seus débitos tributários etão sendo questionados na Justiça e que esses procedimentos são normais para qualquer empresa do setor. Também afirma sofrer perseguições de outros concorrentes.
Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal (ICL) (Divulgação)
A unidade está atualmente interditada pela ANP, após apontamentos relacionados a irregularidades operacionais e riscos de segurança.
Para o ICL, a preocupação é que soluções emergenciais possam abrir brechas para a rearticulação de agentes que, no passado, já foram associados a distorções concorrenciais e práticas irregulares.
“Abrir espaço para agentes com histórico de irregularidades não é solução; é retrocesso”, afirmou Emerson Kapaz, do ICL, que defende fiscalização rigorosa e maior controle sobre a origem e a movimentação dos combustíveis.
A disparada de mais de 30% no preço do petróleo desde o início dos ataques dos Estados Unidos e de Israel ao Irã já começa a chegar com força ao Brasil – e voltou a colocar Vibra, Ipiranga e Raízen, as principais distribuidoras de combustíveis do país, sob pressão, após meses de relativa calmaria.
Desde o início da Guerra do Irã no fim de fevereiro, o preço médio do diesel subiu cerca de 19% no país, enquanto a gasolina avançou mais de 5%, segundo dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O movimento reacendeu temores de impacto na inflação e levou o governo federal a agir, com medidas como a zeragem de tributos sobre o diesel e o reforço na fiscalização para conter repasses considerados abusivos, com multas que podem chegar a R$ 500 milhões.
Mas, para além da pressão estatal sobre os preços, o setor vê um outro risco emergir: o de que soluções de emergência para garantir o abastecimento acabem reabrindo espaço para práticas ilegais na cadeia de combustíveis, como permitir o funcionamento de refinarias que operam sob ilegalidade.
Para as distribuidoras, o cenário representa uma reversão brusca após um período de melhora operacional – ainda que o setor chegue a esse momento com alguma “gordura” para absorver parte da pressão.
Em meio a esse ambiente mais adverso, Vibra, Ipiranga e Raízen passaram a capturar um ganho que por anos parecia fora de alcance: aumento simultâneo de margens, volumes e participação de mercado.
Segundo as próprias empresas, todas de capital aberto na bolsa brasileira, o motor dessa mudança não esteve na demanda, mas no ambiente competitivo, marcado pelo avanço do combate ao mercado ilegal na cadeia de combustíveis – simbolizado especialmente pela Operação Carbono Oculto, que revelou a ligação do crime organizado com a distribuição de combustíveis e o mercado financeiro quando deflagrada em agosto de 2025.
Esse é um movimento que agora passa a ser testado pela volatilidade das cotações do petróleo.
Margem melhorou
A melhora operacional, agora em risco, aparece no principal indicador do setor: a margem por metro cúbico. No caso da Vibra, responsável pelos postos com a marca Petrobras, o indicador subiu 73,4% no quarto trimestre de 2025 na comparação com igual período do ano anterior, para R$ 251 por metro cúbico.
A analistas de mercado, o CEO Ernesto Pousada disse que “2025 foi um ano de inflexão […] muito pelas ações que nós vimos da Carbono Oculto e de todas as ações contra as irregularidades”. Ao mesmo tempo, a Vibra voltou a crescer em volume, com alta de 5% no quarto trimestre, e ampliou sua participação de mercado para 24,5%.
Outro efeito do ambiente de combate à venda ilegal foi o recorde de embandeiramento de postos – quando estabelecimentos independentes passam a operar sob a bandeira de uma grande distribuidora. Com a força da marca Petrobras, a Vibra adicionou 404 novos postos no período, o que levou a rede para cerca de 7,5 mil unidades no país.
Agora, com a escalada dos preços de combustíveis, essa melhora operacional passa a ser colocada à prova. Em entrevista à CNN Brasil na semana passada, Pousada afirmou que o setor enfrenta um choque externo sem precedentes recentes, com impactos diretos sobre custos e abastecimento.
“Estamos à beira de uma crise energética global”, disse o executivo, ao comentar os efeitos da guerra no Oriente Médio sobre a cadeia de suprimento. Como o Brasil depende de importações para cerca de 30% do diesel consumido, a pressão acaba sendo inevitável.
Ao mesmo tempo, o aumento da importação em caráter emergencial eleva os custos logísticos, pois exige mais transporte, armazenamento e frete. “Você mobiliza toda uma cadeia que aumenta exponencialmente o seu custo”, afirmou.
Na prática, o choque de custos reduz o espaço de manobra das distribuidoras. Segundo o CEO da Vibra, o diesel importado já chega ao Brasil até R$ 2,50 por litro mais caro do que o produto doméstico, enquanto a subvenção anunciada pelo governo cubra apenas cerca de R$ 0,30 dessa diferença.
Com a distribuição representando apenas cerca de 5% do preço final dos combustíveis, ainda de acordo com Pousada, o espaço para absorver esses custos sem repasse é limitado – o que coloca à prova o patamar de margens conquistado nos últimos trimestres.
Efeito Carbono Oculto
Para o Instituto Combustível Legal (ICL), que representa as principais empresas do setor, a melhora recente dos resultados está diretamente ligada à redução de práticas históricas de fraude, como sonegação fiscal e comercialização irregular de combustíveis – alvo de operações como Carbono Oculto, Poço de Lobato e Tank.
“O que estamos vendo agora é um mercado mais equilibrado, em que o preço começa a refletir o custo real”, afirmou Emerson Kapaz, presidente do ICL, em entrevista ao InvestNews, em referência ao quadro sem levar em conta as pressões com o encarecimento do petróleo.
Essas distorções da venda irregular permitiam que parte dos agentes operasse com custos artificialmente mais baixos, o que pressiona toda a cadeia formal. “Quando você combate o ilegal, você devolve competitividade para quem paga imposto”, prossegue Kapaz.
Na Ultrapar, dona da Ipiranga, os efeitos também já aparecem nos números. A receita subiu 5% em 2025, para R$ 127,6 bilhões, enquanto a margem recorrente avançou 2%, para R$ 145 por metro cúbico.
O CEO do grupo, Rodrigo Pizzinatto, atribuiu o resultado “ao início da recuperação do mercado após a intensificação das medidas de combate às irregularidades” e afirmou que o setor voltou a operar com margens mais saudáveis.
Ao mesmo tempo, a melhora do ambiente competitivo começou a atrair o interesse de investidores estratégicos. A gigante americana Chevron negocia a compra de uma fatia de cerca de 30% da Ipiranga junto à Ultrapar. “O interesse de empresas como a Chevron ajuda a chancelar a melhora que o mercado vem passando”, afirmou Kapaz.
Até mesmo na Raízen, que atravessa um delicado processo de reestruturação financeira com cerca de R$ 65 bilhões em dívidas na maior recuperação extrajudicial da história do país, a melhora operacional foi uma das poucas notícias positivas recentes.
A joint venture entre Cosan e Shell informou que sua divisão de distribuição registrou crescimento de 50% no Ebitda no terceiro trimestre da safra 2025/26 na comparação anual, impulsionado por aumento simultâneo de volumes e margens. No período, a rentabilidade por metro cúbico cresceu 35,2%, para R$ 215, enquanto o volume vendido avançou 11,6%.
Apesar dos avanços, o próprio ICL alerta que o cenário atual de alta de preços e risco de desabastecimento pode reabrir espaço para a atuação de agentes irregulares.
Segundo o instituto, mecanismos criados pelo governo federal para ampliar a oferta de combustíveis podem ser utilizados de forma oportunista por sonegadores e devedores contumazes.
Esse risco já começa a aparecer no radar do mercado.
Com a possibilidade de escassez de diesel, a Refit, refinaria ligada ao empresário Ricardo Magro, estaria em fase de estudo para retomar suas operações no Rio de Janeiro, aproveitando instrumentos como a subvenção ao combustível, de acordo com Lauro Jardim, de O Globo.
Em outras oportunidades, a Refit alegou que seus débitos tributários etão sendo questionados na Justiça e que esses procedimentos são normais para qualquer empresa do setor. Também afirma sofrer perseguições de outros concorrentes.
Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal (ICL) (Divulgação)
A unidade está atualmente interditada pela ANP, após apontamentos relacionados a irregularidades operacionais e riscos de segurança.
Para o ICL, a preocupação é que soluções emergenciais possam abrir brechas para a rearticulação de agentes que, no passado, já foram associados a distorções concorrenciais e práticas irregulares.
“Abrir espaço para agentes com histórico de irregularidades não é solução; é retrocesso”, afirmou Emerson Kapaz, do ICL, que defende fiscalização rigorosa e maior controle sobre a origem e a movimentação dos combustíveis.
O Ministério Público Federal (MPF) informou nesta sexta-feira, 20, que a Justiça Federal em Angra dos Reis (RJ) atendeu ao pedido da suspensão imediata da Licença Prévia (LP) emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para a Etapa 4 do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, que prevê a instalação de dez plataformas e a perfuração de 132 poços.
Com a decisão liminar, a Petrobras está impedida de avançar com o empreendimento. Procurada, a estatal não se manifestou até a publicação deste texto.
O pedido do MPF faz parte de duas ações civis públicas apresentadas no fim do ano passado contra a Petrobras e órgãos federais envolvidos no processo de licenciamento. A alegação é que o processo conduzido pelo Ibama se deu de forma acelerada – em apenas 11 dias – e que havia “pendências técnicas relevantes”, como os estudos ambientais apresentados que não contemplaram pelo menos 25 impactos socioambientais.
Ao acolher o pedido do MPF, a Justiça determinou que a União, o Ibama, a Fundação Nacional dos Povos Indígenas (Funai) e o Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária (Incra) deverão apresentar, no prazo de 60 dias, um plano detalhado para a realização da consulta prévia às comunidades indígenas, quilombolas, caiçaras e pescadores artesanais do litoral sul fluminense.
Além da elaboração de um novo Estudo de Impacto Ambiental (EIA), MPF requer, no mérito das ações, a revisão dos planos de emergência para vazamentos de óleo e a condenação dos réus ao pagamento de R$ 5 milhões por danos morais coletivos, em razão das falhas e omissões no processo de licenciamento.
A solução para a atual crise de restrição de oferta de combustíveis no Brasil seria um reajuste de preços pela Petrobras (PETR4), para que se abra novamente uma janela de importação e mais agentes tenham segurança de trazer o produto do exterior e remunerar suas atividades, afirmaram fontes diversas do setor de distribuição à Reuters.
“Enquanto a Petrobras não equalizar seus preços aos dos importados e mantiver a prática de não atender pedidos adicionais e suspender leilões — mesmo que estes cheguem a negociar produtos, em alguns casos, a até R$2,50 por litro acima do preço de lista — a situação tende a se agravar”, disse uma fonte do setor, na condição de anonimato.
Com sua produção, a Petrobras responde por mais de 50% do consumo de diesel no país, com aproximadamente 20% vindo das refinarias privadas e o restante da importação, realizada por uma série de players, entre grandes e pequenos — e pela própria estatal.
Por isso a importância de equiparar as cotações do país, que estão defasadas em mais de 70% em relação ao produto no exterior, para viabilizar as compras externas, e a retomada dos leilões, que incluem o produto importado pela Petrobras, disseram as fontes.
Na véspera, a agência reguladora ANP pediu que a Petrobras retome leilões de combustíveis, que foram interrompidos repentinamente no início da semana, após o sindicato Sindicom, que representa as distribuidoras nacionais Raízen, Vibra e Ipiranga, apontar riscos ao abastecimento em carta enviada à autarquia e ao governo. A associação Brasilcom, que representa mais de 40 distribuidoras regionais, também manifestou preocupação com o abastecimento, fazendo coro contra a ausência de paridade com o diesel importado.
A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, justificou a jornalistas na semana passada que a parada foi para reavaliar estoques, sem dar detalhes, e a companhia ainda não indicou se as concorrências serão retomadas.
Questionada sobre o pedido da ANP, a Petrobras afirmou que analisaria o assunto, mas destacou que continua entregando ao mercado todo o volume de combustíveis produzidos em suas refinarias, que estão operando em carga máxima. A petroleira relatou também que tem ampliado e antecipado entregas às distribuidoras, fornecendo volumes cerca de 15% superiores aos montantes acordados no início do mês.
A paralisação das ofertas extras de diesel pela petroleira em leilões, que estavam sendo negociadas entre R$1,80 e R$2,00 por litro acima do preço de referência das refinarias da própria companhia, segundo entidades do setor, ocorre enquanto o governo busca meios para evitar o impacto ao consumidor, em meio a um ano importante de eleições.
O governo cortou tributos federais sobre os combustíveis e lançou um programa de subsídio ao diesel. Agora, tem feito pressão sobre os Estados, para que eles reduzam o ICMS sobre os combustíveis, enquanto tem conseguido evitar uma greve de caminhoneiros.
“Se o governo quer salvar os caminhoneiros, pode reativar o cartão do caminhoneiro, ao invés de pressionar Estados a perder ICMS, ameaçar agentes privados com tabela de preços”, disse uma outra fonte de uma distribuidora. “Tabelar fretes mais altos como estão fazendo vira preço no final… vai impactar até o diesel, a gasolina, o etanol.”
As medidas do governo, segundo fontes e especialistas, buscam endereçar impactos ao consumidor, mas não atenuam as restrições à oferta, já sentidas pelo mercado, e muito menos os riscos ao desabastecimento nacional.
Procurada para comentar as afirmações das pessoas integrantes do mercado de combustíveis, a Petrobras não comentou o assunto imediatamente.
Inexorável
Mas, segundo fontes do mercado, o impacto da disparada recente dos preços do petróleo no mercado externo chega ao consumidor brasileiro de qualquer forma, mesmo que atenuado por algumas medidas do governo, uma vez que o Brasil não é autossuficiente na produção de combustíveis.
Além disso, regras do mercado impedem que empresas comprem produtos no exterior e vendam com prejuízo em benefício do governo federal e da sociedade, sem serem remuneradas por isso. Até mesmo a Petrobras, uma empresa de capital misto, não pode tomar prejuízo para abastecer o mercado, pois há regras que a impedem em seu estatuto e por ter ações negociadas na Bolsa de Nova York, sob risco dos membros de sua diretoria serem acionados na Justiça.
Prova disso, segundo agentes do mercado, é que a Petrobras reduziu a oferta de diesel dentro do permitido em contratos e por preços bem abaixo da paridade de importação, e estava vendendo os volumes excedentes nos leilões, a valores mais altos.
“A pauta do governo é o preço, e o governo vai ter que entender que existe a mão do mercado internacional que ele não consegue controlar. O preço é o que o mercado internacional fala, o preço é o que a Petrobras ganha quando ela vende no leilão”, disse a fonte de uma outra distribuidora, na condição de anonimato.
“O que resolve esse problema é a Petrobras praticar a paridade de preço internacional”, acrescentou, pontuando que só assim empresas que trabalham no mercado spot no Brasil poderão voltar a trazer cargas do exterior.
Segundo as fontes, as grandes distribuidoras nacionais, que têm contratos e compromissos com rede embandeirada, têm condições e importarão volumes adicionais, garantindo o abastecimento de seus clientes, inclusive sob pena de multa, apesar de forte risco nessas operações.
“Porque, se no meio do caminho de trazer esses navios (do exterior), o Trump abraçar o aiatolá, acabar a guerra, liberar o Estreito de Ormuz e o barril voltar para US$60, a gente vai tomar um prejuízo de hedge na cabeça”, disse a pessoa.
Entretanto, os fornecedores menores, que atuam apenas quando a janela de importação está aberta, ficam sem opção para atender ao mercado, em uma situação que tem causado restrição de oferta pelo Brasil, principalmente em regiões que dependem de produto importado.
O presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, afirmou que conversou com a presidente do México, Claudia Sheinbaum, sobre uma possível parceria de exploração entre as estatais de petróleo dos dois países no Golfo do México.
Falando em um evento nesta sexta-feira (20), ele disse que fez a ligação a pedido de Magda Chambriard, presidente da Petrobras, para sugerir que a companhia trabalhe com a Pemex (Petróleos Mexicanos).
“Você sabia que a Pemex poderia receber uma ajuda significativa da Petrobras para explorar petróleo em conjunto no Golfo do México, a uma profundidade de 2.500 metros?”, disse Lula que perguntou a Sheinbaum, sem dar mais detalhes sobre a conversa ou uma eventual parceria.
A Petrobras não respondeu imediatamente a um pedido de comentário. Especialista em operações em águas profundas e em busca de expandir sua atuação no exterior para aumentar a produção e recompor reservas de petróleo e gás, a empresa não tem operações atualmente no México.
O gabinete de Sheinbaum, a Pemex e o Ministério de Energia do México também não responderam de imediato.
A presidente mexicana vem buscando parceiros privados para ajudar a Pemex a elevar a produção e reverter a queda na extração de petróleo, que hoje está na metade do pico registrado há duas décadas. Poucas grandes empresas internacionais, além do Grupo Carso, do bilionário Carlos Slim, anunciaram projetos.
Durante o evento, Lula também sugeriu que o Brasil e a Petrobras avaliem a criação de uma reserva estratégica de petróleo, nos moldes das mantidas por Estados Unidos, China e outros países, para formar estoques de emergência e reduzir impactos de crises.
Os comentários ocorrem em meio à alta dos preços do petróleo, impulsionada pela guerra dos EUA no Irã, o que tem pressionado a Petrobras e o governo brasileiro.
“Não é algo rápido, leva tempo, mas é estratégico e a Petrobras e o governo precisam pensar nisso”, disse Lula. “Precisamos, ao longo do tempo, construir um estoque regulador para não sermos vítimas do que está acontecendo hoje.”
O presidente também afirmou que a Petrobras tentará recomprar uma refinaria na Bahia vendida à Mubadala Capital, braço de gestão de ativos do fundo soberano de Abu Dhabi, em 2021.
Lula tem sido crítico da venda da refinaria de Mataripe, realizada durante o governo de Jair Bolsonaro.
“Vamos recomprar”, disse Lula. “Pode demorar, mas vamos comprar de volta.”
Por anos, ter fábrica própria foi visto como um custo difícil de justificar no varejo. Mas em 2025, a Riachuelo provou o contrário: a produção nacional em Natal virou sua maior vantagem competitiva contra concorrentes como Shein, C&A e Renner. riachuelo vestuário fashion
O presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, afirmou que conversou com a presidente do México, Claudia Sheinbaum, sobre uma possível parceria de exploração entre as estatais de petróleo dos dois países no Golfo do México.
Falando em um evento nesta sexta-feira (20), ele disse que fez a ligação a pedido de Magda Chambriard, presidente da Petrobras, para sugerir que a companhia trabalhe com a Pemex (Petróleos Mexicanos).
“Você sabia que a Pemex poderia receber uma ajuda significativa da Petrobras para explorar petróleo em conjunto no Golfo do México, a uma profundidade de 2.500 metros?”, disse Lula que perguntou a Sheinbaum, sem dar mais detalhes sobre a conversa ou uma eventual parceria.
A Petrobras não respondeu imediatamente a um pedido de comentário. Especialista em operações em águas profundas e em busca de expandir sua atuação no exterior para aumentar a produção e recompor reservas de petróleo e gás, a empresa não tem operações atualmente no México.
O gabinete de Sheinbaum, a Pemex e o Ministério de Energia do México também não responderam de imediato.
A presidente mexicana vem buscando parceiros privados para ajudar a Pemex a elevar a produção e reverter a queda na extração de petróleo, que hoje está na metade do pico registrado há duas décadas. Poucas grandes empresas internacionais, além do Grupo Carso, do bilionário Carlos Slim, anunciaram projetos.
Durante o evento, Lula também sugeriu que o Brasil e a Petrobras avaliem a criação de uma reserva estratégica de petróleo, nos moldes das mantidas por Estados Unidos, China e outros países, para formar estoques de emergência e reduzir impactos de crises.
Os comentários ocorrem em meio à alta dos preços do petróleo, impulsionada pela guerra dos EUA no Irã, o que tem pressionado a Petrobras e o governo brasileiro.
“Não é algo rápido, leva tempo, mas é estratégico e a Petrobras e o governo precisam pensar nisso”, disse Lula. “Precisamos, ao longo do tempo, construir um estoque regulador para não sermos vítimas do que está acontecendo hoje.”
O presidente também afirmou que a Petrobras tentará recomprar uma refinaria na Bahia vendida à Mubadala Capital, braço de gestão de ativos do fundo soberano de Abu Dhabi, em 2021.
Lula tem sido crítico da venda da refinaria de Mataripe, realizada durante o governo de Jair Bolsonaro.
“Vamos recomprar”, disse Lula. “Pode demorar, mas vamos comprar de volta.”
Por anos, ter fábrica própria foi visto como um custo difícil de justificar no varejo. Mas em 2025, a Riachuelo provou o contrário: a produção nacional em Natal virou sua maior vantagem competitiva contra concorrentes como Shein, C&A e Renner. riachuelo vestuário fashion
Preços do petróleo, imposto sobre exportações, riscos com as eleições presidenciais e aquisições potenciais. Esses são temas fundamentais hoje para o cenário de quem investe na Petrobras.
Esses elementos indicam que ainda há espaço para novas altas para as ações da estatal, mas tudo depende da concretização de um cenário favorável, conforme tem acontecido até agora. Não se trata de algo garantido, especialmente com o risco de ingerência política na gestão, algo que potencialmente pode levar a estatal a represar reajustes no mercado local antes das eleições.
No acumulado deste ano, as ações preferenciais da companhia (PETR4) acumulam ganhos de 49,4%. Já o papel preferencial (PETR3) sobe 56,3% até agora. O Ibovespa avança 12,6% no mesmo período.
Nos cálculos de analistas do setor e gestores, o petróleo do tipo Brent, referência global para a commodity, precisa estar no preço mínimo de US$ 70 o barril para manter a Petrobras com forte geração de caixa e, portanto, como boa alternativa no setor de óleo e gás brasileiro.
Esse também é o piso para garantir que a empresa mantenha o pagamento dos dividendos ordinários. Com o Brent na casa dos US$ 80, analistas do BTG Pactual estimam um dividend yield (rentabilidade dos dividendos) de cerca de 9%.
Nesse contexto, a geração de caixa livre sobre o patrimônio (quanto caixa a empresa produz para cada real de patrimônio dos acionistas) fica em aproximadamente 10% para 2026. São números que se destacam frente a pares globais, que negociam com retorno total médio ao acionista de 5,5%.
Com a Guerra do Irã e os riscos que envolvem a produção de petróleo no Oriente Médio, a cotação da matéria-prima ultrapassou os US$ 100.
Se houver uma solução no curto prazo para o conflito, os preços devem se estabilizar em níveis mais baixos, mas não tão baixos a ponto de prejudicar a geração de caixa da Petrobras, sobretudo porque levaria tempo até que a produção global voltasse ao normal.
Imposto, aquisições e ‘efeito Braskem’
Outro tema relevante para quem investe na empresa é o recém-anunciado imposto sobre exportações. O governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva adotou medidas para aliviar o impacto dos preços dos combustíveis com a alta do petróleo, entre elas um imposto de 12% sobre exportações de óleo cru.
Isso representa um custo direto para a Petrobras, grande exportadora da commodity, já incorporado nos modelos dos analistas.
Ao mesmo tempo, o aumento do preço do diesel nas refinarias em 11,6%, anunciado na última semana para aproximar os preços locais dos internacionais — representa uma receita adicional relevante para a empresa.
O aumento não resolve a defasagem em relação aos preços globais, mas, dado que os custos de extração de petróleo e de refino seguem iguais, compensa em parte a incidência do novo imposto.
Além disso, considerados em conjunto, o ambiente atual de preços mais altos e o ajuste nos combustíveis melhoram materialmente a geração de caixa da Petrobras, o que mais do que compensa os custos adicionais.
Analistas também observam o movimento da Petrobras em torno de aquisições de usinas de etanol de milho e da necessidade de participar da reestruturação da Braskem.
Esse envolvimento poderia se dar por meio de uma injeção direta de recursos ou via ajuste de preços de nafta, em que a estatal precisaria rever quanto cobra pela matéria-prima vendida à Braskem.
Os dois fatores podem gerar impactos importantes sobre o fluxo de caixa e nos pagamentos de dividendos no curto prazo – um dos maiores riscos para o investimento na empresa agora porque os preços das ações não estão “embutindo” esses eventos atualmente.
Eleições: a maior dúvida
Como uma estatal, a Petrobras está sujeita ao risco de ingerências do governo, especialmente em relação ao repasse das variações dos preços do petróleo para o mercado interno – exatamente como aconteceu recentemente.
Com a alta de dois dígitos registrada neste ano, é possível afirmar que parte do otimismo já está refletida nos preços, o que torna os riscos ainda mais relevantes de serem monitorados.
Esse tema é o que mais divide opiniões no mercado. Enquanto alguns dos grandes fundos de investimento no país mantêm posição vendida, ou short – que ganha com a queda das ações – exatamente por causa desse risco, há aqueles que enxergam pouca mudança de cenário.
Ou o atual governo vence as eleições e, tal qual até aqui, não interfere tanto na companhia, ou muda-se o governo para uma linha mais liberal, o que significa um cenário potencial melhor.
Nesse segundo caso, analistas do BTG Pactual estimam que uma eventual compressão no custo de capital da empresa poderia levar o preço-alvo das ações a US$ 26 por ADR (o recibo de ação negociado no mercado americano), contra os US$ 21 do cenário-base atual.
“Acreditamos que é menos provável que o atual governo faça mudanças significativas para a Petrobras se reeleito”, afirmam os analistas do BTG Pactual em relatório.
“Na verdade, as medidas anunciadas na semana passada reforçam a abordagem cautelosa do governo em relação à governança e aos preços dos combustíveis no mercado interno.”
A guerra do Irã não interrompeu o apetite de investidores estrangeiros pela bolsa no Brasil, o que sinaliza a continuidade de uma força que sustenta o Ibovespa próximo a patamares recordes.
Nos últimos cinco pregões da B3 até dia 13, ou seja, já na segunda semana de embates no Oriente Médio entre Estados Unidos, Israel e Irã, investidores internacionais acrescentaram mais R$ 1,1 bilhão líquido (aportes menos resgates) a um volume que já alcança R$ 43 bilhões só neste ano.
Esse capital de fora tem negociado em maior volume ações de empresas de commodities e serviços públicos (utilities) nas últimas semanas. E o interesse estrangeiro já vai muito além de Petrobras e Vale, segundo aponta um levantamento do time de pesquisa em ações do Itaú BBA.
O estrangeiro passou a comprar ações de companhias como SLC Agrícola (SLCE3), uma das maiores produtoras de soja do país; Copel (CPLE3), companhia de energia do Paraná; Grupo Ultra (UGPA3), dono da rede de postos Ipiranga e com atuação relevante em logística; e Copasa (CSMG3), companhia de saneamento mineira, que está em processo de privatização.
Todos os papéis acumulam altas acima de 18% no ano até a manhã desta segunda-feira (16): a SLC sobe 23,60%; a Copel tem alta de 18,95%; o Grupo Ultra avança 25%; e a Copasa tem ganho de 19,90%.
Existe um racional sobre o interesse do investidor por tais ativos. A procura pelo setor agrícola tem a ver com o período de safra no país. A colheita da soja, por exemplo, se estende de fevereiro a maio.
E as expectativas para a safra colocam a régua da produtividade no topo. A Companhia Nacional de Abastecimento (Conab) estima um volume histórico de 177,8 milhões de toneladas para a soja. Já a previsão para a safra total de grãos é a de uma colheita recorde de 353,4 milhões de toneladas.
No caso das utilities, as companhias são vistas como sendo de perfil defensivo, especialmente em um momento no qual o preço da energia está em alta diante da Guerra do Irã.
Empresas de serviços públicos têm receitas previsíveis e recorrentes no longo prazo e regulações bem definidas. Esse grupo pode se beneficiar tanto do crescimento de demanda por energia quanto pelo próprio déficit de infraestrutura de saneamento no país.
O banco de investimento do Itaú desenvolveu um indicador que leva em conta variáveis como o desempenhos dos papéis em relação ao Ibovespa, o volume diário negociado, a volatilidade e a quantidade de dias em que a ação subiu mais que o principal índice da bolsa.
Entre as dez primeiras da lista aparecem ainda empresas financeiras, uma telecom e uma construtora: Vivo (VIVT3), Caixa Seguridade (CXSE3), Banco do Brasil (BBAS3) e Tenda (TEND3).
O indicador levou em conta os resultados dos últimos dois meses. Como estrangeiros basicamente dominaram os aportes na bolsa neste ano, o levantamento pode ser visto como um reflexo dos ativos mais negociados por investidores globais no período.
Por outro lado, tanto investidores individuais quanto institucionais locais registraram resgates líquidos (resgates menos aportes) de R$ 5,8 bilhões e R$ 32 bilhões nos últimos dois meses e meio, respectivamente.
De um lado, o barril acima de US$ 100 – um patamar que ninguém esperava até o início da guerra com o Irã. De outro, o pacote do governo para aliviar os preços internos dos combustíveis em meio à alta do petróleo; que incluem um imposto de exportação de 12% para o óleo cru.
O imposto, anunciado na quinta (12) e válido a princípio por quatro meses, entra para compensar o PIS/Cofins zerado sobre o diesel e também um auxílio financeiro de R$ 0,32 por litro para produtores e importadores do combustível.
Vejamos aqui como essa realidade, de petróleo em alta e imposto surpresa, impacta cada uma das nossas petroleiras de capital aberto: Petrobras, Prio, Brava Energia e PetroReconcavo.
Petrobras
A estatal ganha por conta do parque de refino. Ela aumentou o diesel na boca das refinarias em 11,6%, para aproximar os preços locais dos internacionais. Ainda que a defasagem siga alta, o custo de extração de matéria-prima (petróleo) e de refino permanecem os mesmos. Logo, o aumento compensa em parte o novo imposto sobre a fatia de óleo cru que a petroleira exporta.
O custo de extração da Petrobras, vale notar, é particularmente baixo: US$ 9 por barril. No quarto trimestre de 2025, a estatal fez um Ebitda equivalente a US$ 10,9 bilhões com o Brent, o preço de referência para o barril, entre US$ 60 e US$ 65.
Antes mesmo do conflito, o barril já estava em um patamar superior, US$ 73. Caso venha um cessar fogo, a produção dos países árabes ainda levaria algum tempo até voltar ao normal. Eles já cortaram a produção em 30% (10 milhões de barris por dia, o equivalente a um décimo do consumo global).
A Agência Internacional de Energia estima que um retorno aos níveis pré-guerra pode levar semanas e, em alguns casos, meses – religar poços de forma apressada poderia danificar equipamentos, gerando novas paradas.
Ou seja: a pressão sobre a oferta não terminaria da noite para o dia, favorecendo as petroleiras daqui. Somando isso à margem maior do refino, o cenário para a Petrobras segue positivo mesmo com o imposto.
Prio
A Prio exporta toda sua produção e não tem refino para compensar a taxa de 12%. Por conta disso, o Safra prevê uma redução de 15% no lucro operacional previsto para 2026 caso o imposto de exportação se mantenha até dezembro.
O cálculo, porém, leva em conta uma eventual realidade com o Brent a um preço médio de US$ 70. Caso o barril permaneça a um patamar mais elevado do que esse, o impacto arrefece.
Também vale lembrar que o barril em alta vem num momento de expansão da Prio. Ela acaba de colocar um novo campo em operação, Wahoo, com capacidade para extrair 40 mil barris por dia. O Itaú BBA estima que a produção chegue a 201 mil bpd neste ano – praticamente o dobro dos 106 mil bpd de 2025.
Brava Energia e PetroReconcavo
A Brava exporta só um terço de sua produção. Diante disso, os analistas do Safra vêem um impacto menor do novo imposto ali: redução de 7% do lucro operacional em 2026. Também ajuda o fato de ela trabalhar com refino – a petroleira opera a refinaria de Camarão (RN). As margens maiores no diesel, então, mitigam o efeito do imposto.
A Brava é a segunda maior junior oil do país (80 mil barris por dia em 2025) e passa por um momento de virada. Aumentou produção em 46% no ano passado e reverteu o prejuízo de R$ 1,1 bilhão em lucro de R$ 1,5 bilhão. O plano interno é aumentar a produção para 100 mil bpd em 2027.
Já na PetroReconcavo o efeito do imposto seria desprezível. Focada em campos maduros e em terra no Nordeste, com produção de 24 mil bpd, a empresa tem escala menor e perfil pouco exposto à exportação. De acordo com o Safra, ela praticamente não sofre impacto da taxa de 12%.
O que mais preocupa, para o setor como um todo, nem é o impacto financeiro imediato, mas o precedente aberto pelo governo. Para os analistas do Morgan Stanley e do Bradesco BBI, a criação do imposto aumenta a incerteza regulatória na exploração de petróleo no Brasil, o que pode reduzir o apetite de investidores.
Na outra ponta, a vantagem geopolítica conta a favor das brasileiras. Não estamos, afinal, numa região sujeita a conflitos militares capazes de interromper a produção.
Países que dependem fortemente de petróleo importado, especialmente China, Índia e Japão, agora tendem a buscar mais fontes de suprimento alternativas ao Oriente Médio. E, definitivamente, somos uma delas.
De um lado, o barril acima de US$ 100 – um patamar que ninguém esperava até o início da guerra no Irã. De outro, o pacote do governo para aliviar os preços internos dos combustíveis em meio à alta do petróleo; que incluem um imposto de exportação de 12% para o óleo cru.
O imposto foi anunciado na quinta (12) e vai valer a por quatro meses, a princípio. Ele entra para compensar o PIS/Cofins zerado sobre o diesel e também um auxílio financeiro de R$ 0,32 por litro para produtores e importadores do combustível.
Vejamos aqui como essa nova realidade, com petróleo em alta de um lado e imposto surpresa do outro, impacta cada uma das nossas petroleiras de capital aberto: Petrobras, Prio, Brava Energia e PetroReconcavo.
Petrobras
A estatal ganha por conta do parque de refino. Ela aumentou o diesel na boca das refinarias em 11,6%, para aproximar os preços locais dos internacionais. Ainda que a defasagem siga alta, o custo de extração de matéria-prima (petróleo) e de refino permanecem os mesmos. Logo, o aumento compensa em parte o novo imposto sobre a fatia de óleo cru que a petroleira exporta.
O custo de extração da Petrobras, vale notar, é particularmente baixo: US$ 9 por barril. No quarto trimestre de 2025, a estatal fez um Ebitda equivalente a US$ 10,9 bilhões com o barril a um preço entre US$ 60 e US$ 65.
Antes mesmo do conflito, o barril já estava em um patamar superior, US$ 73. Caso venha um cessar fogo, a produção dos países árabes ainda levaria algum tempo até voltar ao normal. Eles já cortaram a produção em 30% (10 milhões de barris por dia, o equivalente a um décimo do consumo global).
A Agência Internacional de Energia estima que um retorno aos níveis pré-guerra pode levar semanas e, em alguns casos, meses. É que eligar poços de forma apressada poderia danificar equipamentos, gerando novas paradas.
Ou seja: a pressão sobre a oferta não terminaria da noite para o dia, favorecendo as petroleiras daqui. Some isso à margem maior do refino, e temos que o cenário para a Petrobras segue positivo mesmo com o imposto.
Prio
A maior dasjunior oilsexporta toda sua produção e não tem refino para compensar a taxa de 12%. Por conta disso, o Safra prevê uma redução de 15% no lucro operacional previsto para 2026 caso o imposto de exportação se mantenha até dezembro.
O cálculo, porém, leva em conta uma eventual realidade com o Brent a US$ 70. Caso o barril permaneça a um patamar mais elevado do que esse, o impacto arrefece.
Também vale lembrar que o barril em alta vem num momento de expansão da Prio. A petroleira acaba de colocar um novo campo em operação, Wahoo, com capacidade para extrair 40 mil barris por dia. O Itaú BBA estima que a produção chegue a 201 mil bpd neste ano – praticamente o dobro dos 106 mil bpd de 2025.
Brava Energia e PetroReconcavo
A Brava exporta só um terço de sua produção. Diante disso, os analistas do Safra vêem um impacto menor do novo imposto ali: redução de 7% do lucro operacional previsto para 2026 (naquele cenário de barril a US$ 70). Também ajuda o fato de ela trabalhar com refino – a petroleira opera a refinaria de Camarão (RN). As margens maiores na venda de diesel, então, mitigam o efeito do imposto, como acontece (em escala maior) com a Petrobras.
A Brava é a segunda maior junior oil do país (80 mil barris por dia em 2025) e passa por um momento de virada. Aumentou produção em 46% no ano passado e reverteu o prejuízo de R$ 1,1 bilhão em lucro de R$ 1,5 bilhão. O plano interno é aumentar a produção para 100 mil bpd em 2027.
Já na PetroReconcavo o efeito do imposto seria desprezível. Focada em campos maduros e em terra no Nordeste, com produção de 24 mil bpd, a empresa tem escala menor e fica pouco exposta à exportação. De acordo com o Safra, ela praticamente não sofre impacto com a taxa de 12%.
O que mais preocupa, para o setor como um todo, nem é o impacto financeiro imediato, mas o precedente aberto pelo governo. Para os analistas do Morgan Stanley e do Bradesco BBI, a criação do imposto aumenta a incerteza regulatória na exploração de petróleo no Brasil, o que pode reduzir o apetite de investidores.
Na outra ponta, a vantagem geopolítica conta a favor das brasileiras. Não estamos, afinal, numa região sujeita a conflitos militares capazes de interromper a produção. Para quem deseja segurança energética, o Brasil é um bom fornecedor.
Países que dependem fortemente de petróleo importado, especialmente China, Índia e Japão, agora tendem, na medida do possível, a buscar mais fontes de suprimento alternativas ao Oriente Médio. Definitivamente, somos uma delas.
Na segunda-feira (16), a Unifique realiza pagamento de dividendos de R$ 0,078 para a ação ordinária (FIQE3), com 29 de dezembro de 2025 como data de corte.
Já na quarta-feira (18), a Gerdau paga dividendos de R$ 0,1oo, tanto para a ação ordinária (GGBR3) quanto para a preferencial (GGBR4), com base nos acionistas de 10 de março de 2026.
Na quinta-feira (19), a Metalúrgica Gerdau paga dividendos de R$ 0,050 para a ação ordinária (GOAU3) a para a preferencial (GOAU4), tendo também 10 de março de 2026 como data de corte.
E na sexta-feira (20), uma empresa faz pagamentos.
Petrobras: dividendos de R$ 0,296 por ação ordinária (PETR3) e preferencial (PETR4), com base na posição de 22 de dezembro de 2025.
Petrobras: JCP de R$ 0,175 por ação ordinária (PETR3) e preferencial (PETR4), considerando os acionistas de 22 de dezembro de 2025.
Empresa
Ticker
Tipo de provento
Valor bruto por ação (R$)
Data do pagamento
Data de corte
Unifique
FIQE3
Dividendo
R$ 0,078
16/03/26
29/12/25
Gerdau
GGBR3
Dividendo
R$ 0,100
18/03/26
10/03/26
Gerdau
GGBR4
Dividendo
R$ 0,100
18/03/26
10/03/26
Metalúrgica Gerdau
GOAU3
Dividendo
R$ 0,050
19/03/26
10/03/26
Metarlúrgica Gerdau
GOAU4
Dividendo
R$ 0,050
19/03/26
10/03/25
Petrobras
PETR3
Dividendo
R$ 0,296
20/03/26
22/12/25
Petrobras
PETR4
Dividendo
R$ 0,296
20/03/26
22/12/25
Petrobras
PETR3
JCP
R$ 0,175
20/03/26
22/12/25
Petrobras
PETR4
JCP
R$ 0,175
20/03/26
22/12/25
*Datas e valores sujeitos a eventuais alterações das empresas
A Petrobras anunciou o primeiro aumento do diesel em suas refinarias depois de 312 dias sem alteração. A partir de sábado (14), o litro sobe R$ 0,38, de R$ 3,27 para R$ 3,65. Uma alta de 11,6%.
O reajuste vem num momento de escassez de petróleo. A produção mundial já foi cortada em 10%, por conta do bloqueio ao estreito de Ormuz, e o barril passou dos US$ 100 pela primeira vez desde 2022.
Isso elevou o preço do diesel no mercado global, obviamente. De acordo com a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), o litro do diesel nas refinarias teria de subir a R$ 5,61 para entrar em paridade com o preço internacional.
A defasagem do diesel, portanto, está agora em 54%. Na gasolina, de acordo com a entidade, ela é de 43%.
Não custa lembrar: o preço dos combustíveis na refinarias é livre. Só que a Petrobras tem 84% da capacidade brasileira de refino, então é ela quem determina, na prática, o valor de mercado.
A Petrobras (PETR4) informou que o seu conselho de administração aprovou a adesão da estatal à subvenção econômica à comercialização de óleo diesel de uso rodoviário, de acordo com fato relevante na quinta-feira (12) à noite.
“Diante do caráter facultativo do programa e do potencial benefício adicional, entende-se que essa adesão é compatível com o interesse da companhia”, acrescentou a petrolífera.
A decisão da Petrobras foi tomada horas depois que o presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciou a medida para zerar a cobrança de PIS/Cofins que incide sobre importação e comercialização do óleo diesel após a alta de preços do petróleo por causa da eclosão do conflito militar no Irã.
Segundo o Palácio do Planalto, o corte de PIS/Cofins representa uma redução de R$ 0,32 por litro do diesel nas refinarias, enquanto a subvenção representará outros R$ 0,32 por litro.
O petróleo voltou ao centro das atenções do mercado internacional com a escalada da guerra que envolve Irã, Estados Unidos e Israel. A cotação do barril do Brent, referência global da commodity, encerrou esta quinta-feira (12) acima da marca de US$ 100, pela primeira vez desde 2022.
Em meio às tensões no Oriente Médio e aos riscos em rotas estratégicas como o Estreito de Ormuz, dois tipos de petróleo ganham destaque neste momento: Brent e WTI, as principais referências globais para o preço da commodity.
Apesar de aparecerem frequentemente lado a lado nas cotações internacionais, o petróleo Brent e o WTI possuem características diferentes de origem, produção e formação de preço.
Além das referências globais, existem também classificações utilizadas para caracterizar diferentes tipos de petróleo produzidos em países específicos.
No caso do Brasil, a indústria nacional utiliza denominações próprias para identificar a qualidade e a origem do óleo extraído em campos locais e também recorre aos padrões internacionais para se posicionar dentro do mercado global da commodity.
A diferença entre os dois tipos de barril começa pela origem da extração.
O Brent, principal referência internacional da commodity, é extraído de campos petrolíferos no Mar do Norte, em uma região situada entre o Reino Unido e a Noruega.
Por se tratar de um petróleo marítimo, isto é, extraído do fundo do mar, o Brent possui maior facilidade logística para ser transportado para diferentes portos internacionais.
Devido a essa flexibilidade logística, o petróleo Brent tornou-se a principal referência do mercado, utilizada para precificar cerca de 80% do petróleo comercializado globalmente.
Já o WTI (West Texas Intermediate), produzido onshore (em terra) nos EUA, também é uma referência importante, porém com particularidades diferentes.
A extração da commodity é feita em campos localizados no Texas e em outras regiões produtoras do país, sendo o armazenamento centralizado na região de Cushing, localizada em Oklahoma, que funciona como ponto central de estocagem e entrega física do petróleo.
A logística nesse hub é feita por meio de tanques de armazenamento conectados a diversos oleodutos que distribuem o petróleo para refinarias ou outros pontos da rede energética dos EUA.
Com isso, o petróleo WTI está mais associado ao mercado norte-americano e serve como principal parâmetro de preços para o mercado energético dos EUA, maior economia do mundo.
Composição química do petróleo Brent e WTI
Na composição química, as diferenças entre o petróleo Brent e o WTI também aparecem de forma mais técnica.
O WTI é classificado como um petróleo leve e “doce”, com teor de enxofre em torno de 0,24%, característica que facilita o processo de refino e permite uma produção maior de derivados como gasolina e diesel.
O termo “doce” (sweet) é usado para indicar baixo teor de enxofre na composição do óleo bruto, enquanto o tipo com alto teor é chamado de “ácido” (sour).
O Brent também possui baixo teor de enxofre e densidade considerada média a leve, mas costuma apresentar uma classificação ligeiramente mais pesada na escala API quando comparado ao WTI.
API é uma escala que indica a densidade do óleo em relação à água, utilizada para classificar diferentes tipos de petróleo bruto. Quanto mais leve, melhor a qualidade do petróleo.
A diferença de composição influencia diretamente a eficiência do refino: petróleos mais leves e com menos enxofre exigem menos etapas de processamento e demandam menos processos adicionais para a produção de combustíveis.
Cotação do petróleo Brent e WTI
Além disso, o Brent e o WTI também se diferenciam pelos ambientes em que são negociados, ligados a diferentes centros financeiros do mercado de energia.
O Brent tem seus contratos futuros e derivativos negociados principalmente na Bolsa de Londres, que reúne operações ligadas ao mercado internacional de energia.
Sua cotação é mais influenciada por fatores geopolíticos, econômicos e logísticos, sendo especialmente sensível a mudanças no ambiente político internacional.
Conflitos em regiões produtoras, especialmente no Oriente Médio, costumam ter impacto direto sobre as cotações do petróleo Brent, uma vez que elevam o risco de interrupção no abastecimento e adicionam um prêmio de risco ao barril.
Decisões da OPEP+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados) que alteram a oferta global, eventos climáticos extremos e variações cambiais — especialmente do dólar — também podem afetar os custos de produção, transporte e importação do petróleo.
Já o WTI é negociado na Nymex (Bolsa de Mercadorias de Nova York), que concentra as operações ligadas ao mercado de energia nos Estados Unidos.
Os estoques de petróleo em Cushing são centrais na formação do preço do WTI. A relação segue a lógica básica de oferta e demanda.
Estoques elevados tendem a pressionar os preços da commodity para baixo. Já quedas nos níveis de armazenamento costumam impulsionar a cotação do barril.
Em condições normais de mercado, o petróleo WTI tende a ser negociado por um valor ligeiramente superior ao Brent, devido à sua composição química e ao menor custo de refino.
No entanto o aumento das tensões no Oriente Médio e os riscos de interrupção nas rotas marítimas internacionais tendem a pressionar mais a cotação do Brent, devido ao seu uso como padrão internacional.
Como a alta do Brent e do WTI podem afetar o petróleo produzido no Brasil?
As variedades de petróleo produzidas no Brasil também seguem a dinâmica do mercado internacional.
Os barris de petróleo Tupi e Marlim têm seus preços influenciados diretamente pelas cotações globais, principalmente pelo Brent, que serve de referência para decisões comerciais de empresas como Petrobras e PRIO.
Extraído das reservas do pré-sal, o petróleo Tupi é classificado como um óleo leve, por apresentar características semelhantes às de petróleos de alta qualidade no mercado internacional.
Com isso, sua cotação tende a acompanhar a valorização do Brent quando os preços globais sobem.
O petróleo Marlim, por sua vez, é classificado como um óleo pesado, produzido na Bacia de Campos, localizada no litoral entre o norte do Rio de Janeiro e o sul do Espírito Santo.
Seu preço também segue os movimentos de alta do Brent, mas normalmente é negociado com “desconto” em relação aos óleos mais leves, devido à maior complexidade no processo de refino.
O WTI também influencia os preços locais, embora o Brent seja a principal referência utilizada no Brasil.
Por ser um petróleo mais leve e com menor teor de enxofre, o WTI costuma ser negociado por valores mais altos que o Brent.
Quando a cotação do WTI atinge níveis elevados, isso pode indicar mudanças de oferta ou demanda nos Estados Unidos, com reflexos nas cotações globais.
Se a disparada do petróleoanimou parte dos investidores, isso não ocorreu com a Genial Investimentos. Em relatório, os analistas dizem que comprar o papel apenas por um efeito que pode acabar a qualquer momento pode ser um risco.
“Aos atuais níveis de preço, vemos as ações de empresas de petróleo passando a entregar rendimentos mais modestos se considerarmos o preço do petróleo em termos normalizados de US$ 70-80 por barril de Brent crude em doze meses”, dizem os analistas.
Para a corretora, a impressão é que “o melhor já passou”, e os investidores precisam ser mais moderados em seus portfólios. Além disso, observam esse cenário até mais como uma possibilidade de realização de lucros nos ativos do que o contrário.
A questão é: comprar petroleiras agora, quando o petróleo está nas máximas, pode não ser uma boa ideia.
“Vamos acompanhar os próximos dias e semanas em relação à evolução do preço do Brent e, eventualmente, alterar nossas recomendações caso o rali nos preços dos ativos continue”.
A Genial lembra que o investidor deve pensar não apenas até onde o preço do petróleo pode chegar, mas também onde ele deve se estabilizar. É aí que está o verdadeiro ganho para o investidor.
Para fins de comparação, o preço médio do Brent ao longo de 2022, quando estourou a Guerra na Ucrânia, foi de US$ 99 por barril. Naquele momento, isso acabou gerando cerca de R$ 215 bilhões em proventos.
“Vemos as empresas entregando um rendimento entre 16% e 24%. Ou seja, aos preços atuais, é como se o mercado estivesse precificando os cases com uma premissa de Brent de cerca de US$ 70-80 por barril”.
Ou seja, na prática, o potencial de alta está bem limitado para as empresas de petróleo, tendo em vista a performance recente dos papéis e a incorporação de premissas cada vez mais otimistas nos preços de mercado.
Petrobras
No caso da Petrobras, a Genial diz que a volatilidade das opções dos papéis está praticamente nas máximas. Ou seja, as opções de compra e de venda estão bem “gordas” e pagando bons prêmios.
“Entendemos que algumas estratégias baseadas na venda de volatilidade (straddle, strangle e/ou venda coberta, por exemplo) podem ser exploradas por traders habilidosos”.
A intensificação dos conflitos no Oriente Médio, envolvendo Estados Unidos, Israel e Irã, tem pressionado fortemente os preços do petróleo. Nos últimos dias, a commodity entrou em forte alta até o brent spot atingir US$ 119 na última segunda-feira (9), nível mais alto desde 2021.
Essa disparada está ligada, sobretudo, à situação do estreito de Ormuz, passagem estratégica pela qual escoa grande parte do petróleo exportado pelo Oriente Médio para os mercados globais. O governo iraniano alega que a rota está fechada.
Nesta terça-feira (10), o preço do petróleo passou a cair rapidamente, para o patamar dos US$ 90, após afirmações do presidente dos EUA, Donald Trump, de que a guerra no Irã pode terminar em breve.
Diante desse cenário, o Ibovespa, que também ficou pressionado pelo conflito, mostrou “alívio”. Ao longo do pregão desta terça o índice chegou a apresentar alta de 1,62% no início da tarde.
De qualquer forma, as proporções do conflito ainda são incertas, e não há previsão de retomada das atividades “integrais” do estreito de Ormuz.
Esse cenário pode continuar pressionando os preços para cima o que, por um lado tende a amplificar a aversão ao risco nos mercados globais. Contudo, também pode beneficiar ações ligadas ao setor de óleo e gás. Nesse contexto, como investidor deve se posicionar?
‘Mais transitório do que perene’: os impactos do conflito no Oriente Médio para os ativos brasileiros
“A guerra deve ocupar um espaço mais transitório do que perene no mercado brasileiro”, afirma Rodolfo Amstalden, CEO da Empiricus, em conteúdo publicado para assinantes da casa no último dia 4 de março. “O contexto do petróleo ‘para cima’ não é ruim para o Brasil”.
A chave para esse raciocínio está na exportação do petróleo brasileiro que, nesse caso, pode suprir a demanda não atendida pelo Oriente Médio.
“Até por questões humanitárias, o mercado prefere que a guerra não exista. Mas o Brasil é um dos grandes exportadores de petróleo no mundo. Inclusive, é mais beneficiado do que a própria Rússia”, afirma. E conclui:
“Isso teria impactos de crescimento de PIB para o Brasil, redução de déficit fiscal, porque gera-se muita receita tributária com o petróleo. […] Tem um pouquinho de impacto no IPCA, mas também não é ‘de outro mundo’. Então mesmo sob uma ótica de ‘petróleo para cima’, isso não é necessariamente ‘horrível’ para o Brasil.”
Com isso, é possível que investidores deduzam que esse é um cenário favorável para investir nas ações de petroleiras. A Petrobras (PETR4) costuma ser a primeira a vir à mente dos investidores, por ser um dos nomes mais conhecidos do grande público e ter histórico de bons retornos aos acionistas.
Entretanto, neste momento uma outra ação de petroleira é a preferida da Empiricus para quem deseja investir em ações compounders. Isto é, geradoras de valor intrínseco consistente ao longo dos anos.
Essa ação brasileira é uma das maiores beneficiadas pela alta do petróleo, mas pode performar bem independentemente disso
Para a Empiricus, as ações da Petrobras (PETR4) são uma aposta específica para o investidor que mira na distribuição de dividendos em sua carteira, e não como uma compounder de patrimônio.
Assim, pensando na valorização do preço das ações, em relatório do último dia 5 de março, os analistas da Empiricus revelaram que uma outra ação é a preferida da casa no setor de petróleo e gás.
O relatório expõe que, desde o agravamento das tensões no Oriente Médio, o comportamento dessa ação, em especial, descolou do desempenho do Ibovespa e passou acompanhar a valorização do petróleo brent, chegando a performar 9,1 pontos percentuais acima do índice da bolsa brasileira.
Nesse período, a ação em questão subiu 6%. A Petrobras (PETR4), em comparação, registrou alta de “apenas” 2% em seus papéis.
“A mesma aversão ao risco que costuma derrubar ativos de renda variável, de maneira geral, costuma beneficiar ativos vistos como hedge e, naturalmente, os seus produtores. É o caso dessa ação, cuja geração de caixa e lucros estão diretamente ligados ao preço do petróleo”, comentam os analistas.
Fonte: Bloomberg | Elaboração: Empiricus
Mas apesar dos analistas apontarem que “qualquer valorização da commodity tende a alavancar os resultados da empresa”, o que favorece a entrada no ativo atualmente é, justamente, não depender somente disso.
A empresa é recomendada “por ser uma ótima geradora de caixa e operar com excelência a níveis de brent significativamente abaixo dos atuais. Ou seja, ela independe desse cenário para performar”, segundo os analistas.
Além disso, comentam que, para 2026, espera-se que o custo de extração do petróleo da empresa atinja cerca de US$ 8 por barril, valor considerado muito barato no setor. Com isso, qualquer valorização da commodity tende a alavancar seus resultados.
Atualmente, as ações dessa petroleira fazem parte da carteira recomendada Empiricus Top Picks, com as 10 ações brasileiras mais promissoras para investir no momento.
E se você quiser saber mais sobre essa recomendação de investimento, temos uma boa notícia.
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Você pode conhecer a petroleira recomendada pela carteira Empiricus Top Picks acessando, como cortesia, o relatório completo da carteira.
Porém, aqui vale um alerta: a Empiricus não recomenda que o investidor se exponha somente às ações de petroleiras. É preciso criar uma carteira equilibrada entre ações cíclicas e defensivas, que possam trazer resultados independentemente do cenário econômico.
Por isso, no relatório da Empiricus Top Picks, você conhece as teses de investimento não só da ação “protagonista” desse texto, como também os outros 9 papéis selecionados nesse mês de março.
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O petróleo teve a maior alta semanal desde a década de 80 impulsionado pela guerra no Irã. Até o começo do ano, a commodity parecia estabilizada em US$ 60 em um momento de oferta elevada e demanda menos aquecida. Mas agora, tudo mudou. De acordo com especialistas, uma guerra prolongada pode deixar os preços altos por boas semanas.
Nesse caso, os mercados estão de olho em como as petrolíferas podem surfar nessa disparada, principalmente a Petrobras (PETR4), maior e empresa mais procurada por investidores. A boa notícias, segundo cálculos do Bradesco BBI, é que companhia pode ver o seu retorno de dividendos alcançar até 12,5% com a disparada dos preços.
Porém, tudo vai depender do grau de repasse aos preços. Desde que mudou a política de preços, o repasse à gasolina não é feito de maneira automática. No cálculo, é considerado outros fatores, como o preço do dólar.
Até quinta-feira o desconto do diesel da Petrobras em relação ao produto importado havia atingido cerca de 30%, a maior defasagem desde 2022, apontou o Goldman Sachs em nota aos clientes.
Petrobras: Dividendos extraordinários no radar?
Depois de anunciar R$ 8,1 bilhões em proventos, investidores tentaram entender se o patamar pode se repetir — e a diretoria reforçou que a companhia não gosta de carregar caixa “sobrando”: se enxergar um nível elevado e sem necessidade para financiar projetos, prefere devolver ao acionista.
“Reforço que nossa estratégia é gerar valor no longo prazo, conciliando investimentos e projetos de alto retorno com nossa política de dividendos”, disse o diretor financeiro (CFO), Fernando Melgarejo, ao apresentar o balanço e a proposta de distribuição.
Em meio à alta do petróleo por causa do conflito no Oriente Médio, Melgarejo admitiu que pode haver espaço para dividendos extraordinários se o caixa ficar acima do necessário.
“Se a gente entender que temos um nível elevado de caixa, a gente adoraria… fazer uma distribuição de dividendos extraordinários, desde que a gente tenha certeza que não há impacto na financiabilidade dos nossos projetos”, afirmou.
Outras petrolíferas
Mas o Bradesco não se limitou a analisar a Petrobras. Segundo os analistas, com o petróleo nas alturas, os maiores benefícios recaem sobre empresas mais alavancadas e com fluxo de caixa mais concentrado no curto prazo, como a Brava(BRAV3).
“A maior assimetria aparece em BRAV3, cujo desempenho recente não reflete integralmente o nível atual da curva futura, onde estimamos potencial de valorização adicional caso os preços do petróleo permaneçam acima dos patamares embutidos nas projeções atuais”.
Por outro lado, nomes de menor sensibilidade marginal —como PRIO(PRIO3), devido à duração mais curta de geração de caixa —tendem a capturar menor variação percentual.
O derretimento de 5% do Ibovespa na semana com a aversão a risco, diante do conflito no Oriente Médio, e o anúncio do pagamento de juros sobre capital próprio (JCP) de R$ 8,1 bilhões pela Petrobras (PETR4) foram o centro das atenções entre os leitores.
Entre os temas mais lidos aqui no Money Times, estão também a ação que pode ser beneficiada pelo conflito no Irã, segundo o BTG Pactual, e a data de divulgação das regras para o Imposto de Renda (IR) de 2026. Confira o que mais ganhou destaque nos últimos dias:
Ibovespa tomba 5% na semana
Diante do sentimento de aversão a risco, com a escalada de tensão no conflito dos Estados Unidos e Israel com o Irã, o Ibovespa, o principal índice da bolsa brasileira, caiu 5% nesta semana.
Um dos destaques positivos na bolsa, porém, foi a Petrobras (PETR4), com as ações ordinárias e preferenciais fechando em alta de 5% nesta sexta-feira (6), entre as maiores altas do índice, em reação ao balanço do quarto trimestre (4T25), ao anúncio de dividendos e à disparada do petróleo.
Petrobras (PETR4) paga R$ 8,1 bilhões de JCP
Na quinta-feira (5), a Petrobras (PETR4) informou que seu conselho de administração aprovou o encaminhamento à assembleia de acionistas da proposta de distribuição de R$ 8,1 bilhões em remuneração aos acionistas, referentes ao quarto trimestre de 2025.
A proposta será analisada na Assembleia Geral Ordinária (AGO) marcada para 16 de abril de 2026.
Caso a proposta seja aprovada, os proventos serão pagos em duas parcelas, ambas na forma de juros sobre capital próprio: R$ 0,31311454 por ação em 20 de maio de 2026; R$ 0,31311454 por ação em 22 de junho de 2026.
Disparada do Brent pode beneficiar uma ação, segundo o BTG
Na semana, o petróleo Brent acumulou alta de 27%, superando os US$ 90 com o fechamento do Estreito de Ormuz, uma das principais rotas marítimas de transporte de petróleo bruto.
Nesse contexto, o BTG Pactual, recomenda a compra e preço-alvo de R$ 56 para a Prio (PRIO3), considerada a principal escolha do banco no setor. Segundo os analistas, apesar das discussões recentes sobre o grau de captura da alta do petróleo pela companhia, o papel tende a acompanhar o movimento do Brent.
O resultado do quarto trimestre de 2025 e o início da produção em Wahoo reforçam a tese, que ganha ainda mais força com preços mais elevados da commodity — ao menos nos mercados futuros.
Receita Federal anuncia regras em 16 de março
A Receita Federal comunicou que a divulgação das normas para a Declaração de Ajuste Anual do Imposto de Renda 2026 ocorrerá no dia 16 de março, às 10 horas, durante coletiva de imprensa.
O anúncio, que habitualmente acontece na primeira quinzena do mês, foi postergado para o início da segunda quinzena, o que deve resultar em um período menor para o envio do documento pelos contribuintes em comparação a anos anteriores.
Como o dia 15 de março cai em um domingo e a divulgação das regras está agendada para o dia 16 (segunda-feira), a expectativa é que o início das transmissões das declarações ocorra apenas a partir do dia 17 de março.
O encerramento do prazo de entrega está previsto para o dia 29 de maio, uma vez que os dias 30 e 31 de maio coincidem com o final de semana,. Essa configuração resultará em menos tempo para preencher e transmitir a declaração do que o registrado em 2025.
XP aumenta projeção do Ibovespa
A XP Investimentos revisou o preço-alvo do Ibovespa para 196 mil pontos, aumentando a projeção anterior de 190 mil, ao levar em conta o início do ciclo de cortes de juros e revisões positivas de preço-alvo de ações pelos analistas.
Durante o mês de fevereiro, o fluxo de capital estrangeiro para fora dos Estados Unidos se manteve. Além das tensões geopolíticas que envolveram o presidente dos EUA, Donald Trump, a insegurança sobre uma bolha de IA criou um cenário favorável aos mercados emergentes, incluindo o Brasil.
Ao longo do mês o Ibovespa atingiu máximas históricas, com um forte rali, que a XP acredita que pode “persistir no curto prazo”. Ainda assim, os analistas ressaltam a possibilidade de que os investidores migrem para um “trade de convergência, buscando nomes e setores que ficaram para trás”.
O balanço da Petrobras, divulgado na noite de quinta-feira (6), foi bem recebido por analistas e investidores.
As ações ordinárias da estatal (PETR3), que já vinham surfando o movimento de alta do preço do petróleo em meio às tensões crescentes no Oriente Médio, avançaram mais de 5% ao longo desta sexta-feira (6), para um patamar acima de R$ 46, a maior valorização da B3 no dia e o melhor preço do papel desde maio de 2008. No fechamento, a alta foi de 4,12%, a R$ 45,78. O papel preferencial (PETR4) subiu 3,49%, a R$ 42,11.
Parte dos ganhos tem relação direta com os dividendos. No balanço, a Petrobras anunciou o pagamento de R$ 8,1 bilhões em proventos, valor acima do que vinha sendo projetado pelo mercado. Isso equivale a R$ 0,62 por ação.
Em teleconferência, a CEO da companhia, Magda Chambriard, afirmou que a superação das metas de produção e o aumento da extração de petróleo contribuíram para uma maior geração de caixa, ampliando tanto a capacidade de investimento quanto a distribuição de dividendos.
A produção de petróleo e gás totalizou 3,1 milhões de barris de óleo equivalente por dia, alta de 2% na comparação trimestral. Para colocar esse número em perspectiva: um barril de petróleo tem cerca de 159 litros, o que significa que a produção diária equivale a quase 500 milhões de litros.
Um carro comum tem tanque de cerca de 50 litros – ou seja, daria para abastecer quase 10 milhões de tanques de carro por dia. E o preço do petróleo nas alturas (US$ 93 hoje) ajudou.
Um gestor afirmou que, se os preços do petróleo permanecerem nos níveis atuais por um período prolongado, a empresa pode se tornar uma máquina de gerar dinheiro.
Sobre a possibilidade de pagamentos extraordinários, o CFO da Petrobras, Fernando Melgarejo, afirmou que a companhia “adoraria” realizá-los caso haja um nível elevado de caixa – desde que isso não comprometa o financiamento dos projetos previstos no plano de negócios.
O executivo ressaltou, no entanto, que a prática da empresa é avaliar distribuições adicionais durante a elaboração do planejamento estratégico. Por essa razão, ainda é cedo para pensar em garantir novos pagamentos trimestrais além dos já previstos.
No balanço, a Petrobras indicou US$ 20,3 bilhões em capex para 2025, número próximo do limite superior do planejamento divulgado anteriormente. O capex mede quanto a empresa investe em projetos e infraestrutura. Um valor elevado assim indica que a companhia está acelerando investimentos – o que pode pressionar a geração de caixa no curto prazo e reduzir o montante disponível para dividendos.
Por outro lado, esses investimentos também podem fortalecer a geração de caixa nos próximos anos, base que sustenta a distribuição de dividendos ao longo do tempo.
No curto prazo, o desempenho das ações da Petrobras tende a continuar bastante ligado ao comportamento do preço do petróleo, que segue sensível ao cenário geopolítico no Oriente Médio e às condições da economia global.
Ao mesmo tempo, fatores internos também permanecem no radar dos investidores, como decisões de alocação de capital, nível de investimentos e eventuais discussões sobre a política de preços dos combustíveis no âmbito das eleições deste ano.
Nesse contexto, analistas da XP mantêm recomendação de compra, com preço-alvo de R$ 47 por ação preferencial, destacando a forte geração de caixa da companhia e o potencial de distribuição de dividendos.
Analistas do BTG têm recomendação de compra para os ADRs da petroleira, com preço-alvo a US$ 15. O Bank of America reiterou recomendação neutra, com preço-alvo a R$ 44.
Ou seja, a expectativa é que o preço permaneça próximo
Resultado forte. Mas há dúvidas
A Petrobras reportou fluxo de caixa de US$ 10,2 bilhões, número 14% acima das estimativas do mercado. Esse indicador mede quanto dinheiro a empresa efetivamente gera com suas operações, depois de pagar custos e despesas. Em outras palavras, mostra a capacidade da companhia de transformar suas atividades – produção e venda de petróleo e derivados – em caixa.
Mesmo assim, nem todo analista enxerga a empresa como o melhor investimento do setor neste momento. Isso porque, apesar de se beneficiar da alta do petróleo e dos números fortes do balanço, a Petrobras segue bastante exposta ao cenário político.
As dúvidas recaem principalmente sobre decisões de alocação de capital e sobre a política de preços dos combustíveis, áreas que parte do mercado considera mais suscetíveis a interferências.
Daniel Teles, especialista da Valor Investimentos, disse que vê um risco adicional caso o conflito no Oriente Médio se prolongue e leve a uma disparada ainda maior da cotação do petróleo. Nesse cenário, poderia surgir pressão política sobre os preços dos combustíveis no Brasil.
“Se o preço do petróleo disparar e isso começar a pesar muito na bomba, o mercado pode passar a temer algum tipo de intervenção. Como a empresa é estatal, esse risco sempre existe.”
Segundo ele, uma eventual tentativa da estatal de segurar os preços ou subsidiar parte do combustível poderia ser negativa para as ações no curto e médio prazo.
Diante desse cenário, alguns gestores avaliam que a relação entre risco e retorno não favorece a companhia neste momento. Por essa razão, eles mantêm exposição reduzida às ações da empresa ou até posições vendidas – estratégia que ganha com a queda do papel.
Ainda assim, as ações preferenciais da Petrobras (PETR4) acumulam alta de 41% no ano, enquanto as ordinárias sobem perto de 45%.
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) acaba de aprovar sem restrições a transação em que a gestora IG4 assumirá o controle da Braskem. Agora, haverá um prazo de 15 dias para que haja manifestações e, caso não ocorra contestações, a operação será aprovada em definitivo.
A decisão foi tomada na tarde desta sexta-feira (6) após 73 dias de análise, prazo considerado atípico para transações deste tipo. A demora poderia levar a um desmanche do negócio, como mostrou com exclusividade o InvestNews na última quarta-feira (4).
A demora na análise vinha pressionando as negociações entre IG4 e Petrobras e colocando em risco a própria situação financeira da petroquímica. Como revelou o InvestNews, a Braskem teria apenas cerca de quatro meses de caixa e enfrentaria vencimentos relevantes de juros já no meio do ano, sem espaço no mercado para novas captações.
Sem o aval do Cade, a gestora e a Petrobras não poderiam assumir formalmente o controle da companhia nem liderar uma eventual renegociação de suas dívidas — um passo considerado essencial para estabilizar a empresa. Uma recuperação judicial já vinha sendo preparada.
No parecer que embasou a decisão, a Superintendência-Geral do Cade concluiu que a operação representa apenas a substituição da Novonor como acionista da Braskem por um fundo estruturado sob consultoria da IG4, sem efeitos concorrenciais relevantes no setor petroquímico. Por isso, a autarquia aprovou a transação sem remédios.
Atrasos
O processo acabou se estendendo após manifestações de entidades do setor plástico e de órgãos públicos. No parecer, o Cade registra que essas intervenções levantaram preocupações sobre estrutura de mercado e contratos da cadeia petroquímica, mas concluiu que esses temas não têm relação direta com a mudança de controle da companhia.
Também houve manifestação do Ministério Público Federal (MPF) pedindo que fossem considerados os impactos ambientais do caso Alagoas. O Cade afirmou, porém, que não identificou nexo de causalidade entre a operação societária e o cenário descrito, limitando sua análise aos efeitos concorrenciais da transação.
Relembre a operação
O acordo que levou a IG4 ao controle da Braskem foi anunciado em dezembro e estruturado a partir das dívidas da Novonor com cinco bancos credores – Itaú, Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES – que tinham ações da petroquímica dadas em garantia em empréstimos concedidos à antiga Odebrecht.
Esses credores transferiram cerca de R$ 20 bilhões em créditos, garantidos por ações da Braskem, para o fundo Shine I, ligado à gestora IG4, do empresário Paulo Mattos. Com isso, a gestora passa a assumir as ações que estavam dadas em alienação fiduciária, herdando a participação que antes pertencia à Novonor.
Ao final da operação, a IG4 ficará com cerca de 50,1% do capital votante e 34,3% do capital total da Braskem, tornando-se a principal acionista da companhia. A Petrobras, que já detém 47% das ações com direito a voto, seguirá como sócia relevante e dividirá o controle da petroquímica com a gestora.
As duas empresas deverão firmar um novo acordo de acionistas para formalizar o co-controle e definir a nova governança da companhia. O CEO deverá ser indicado pela IG4, enquanto a presidência do conselho ficaria a cargo de um nome ligado à Petrobras.
A Novonor permanecerá apenas com uma participação residual de cerca de 4% do capital, em ações preferenciais e sem direito a voto.
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) acaba de aprovar sem restrições a transação em que a gestora IG4 assumirá o controle da Braskem. Agora, haverá um prazo de 15 dias para que haja manifestações e, caso não ocorra contestações, a operação será aprovada em definitivo.
A decisão foi tomada na tarde desta sexta-feira (6) após 73 dias de análise, prazo considerado atípico para transações deste tipo. A demora poderia levar a um desmanche do negócio, como mostrou com exclusividade o InvestNews na última quarta-feira (4).
A demora na análise vinha pressionando as negociações entre IG4 e Petrobras e colocando em risco a própria situação financeira da petroquímica. Como revelou o InvestNews, a Braskem teria apenas cerca de quatro meses de caixa e enfrentaria vencimentos relevantes de juros já no meio do ano, sem espaço no mercado para novas captações.
Sem o aval do Cade, a gestora e a Petrobras não poderiam assumir formalmente o controle da companhia nem liderar uma eventual renegociação de suas dívidas — um passo considerado essencial para estabilizar a empresa. Uma recuperação judicial já vinha sendo preparada.
No parecer que embasou a decisão, a Superintendência-Geral do Cade concluiu que a operação representa apenas a substituição da Novonor como acionista da Braskem por um fundo estruturado sob consultoria da IG4, sem efeitos concorrenciais relevantes no setor petroquímico. Por isso, a autarquia aprovou a transação sem remédios.
Atrasos
O processo acabou se estendendo após manifestações de entidades do setor plástico e de órgãos públicos. No parecer, o Cade registra que essas intervenções levantaram preocupações sobre estrutura de mercado e contratos da cadeia petroquímica, mas concluiu que esses temas não têm relação direta com a mudança de controle da companhia.
Também houve manifestação do Ministério Público Federal (MPF) pedindo que fossem considerados os impactos ambientais do caso Alagoas. O Cade afirmou, porém, que não identificou nexo de causalidade entre a operação societária e o cenário descrito, limitando sua análise aos efeitos concorrenciais da transação.
Relembre a operação
O acordo que levou a IG4 ao controle da Braskem foi anunciado em dezembro e estruturado a partir das dívidas da Novonor com cinco bancos credores – Itaú, Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES – que tinham ações da petroquímica dadas em garantia em empréstimos concedidos à antiga Odebrecht.
Esses credores transferiram cerca de R$ 20 bilhões em créditos, garantidos por ações da Braskem, para o fundo Shine I, ligado à gestora IG4, do empresário Paulo Mattos. Com isso, a gestora passa a assumir as ações que estavam dadas em alienação fiduciária, herdando a participação que antes pertencia à Novonor.
Ao final da operação, a IG4 ficará com cerca de 50,1% do capital votante e 34,3% do capital total da Braskem, tornando-se a principal acionista da companhia. A Petrobras, que já detém 47% das ações com direito a voto, seguirá como sócia relevante e dividirá o controle da petroquímica com a gestora.
As duas empresas deverão firmar um novo acordo de acionistas para formalizar o co-controle e definir a nova governança da companhia. O CEO deverá ser indicado pela IG4, enquanto a presidência do conselho ficaria a cargo de um nome ligado à Petrobras.
A Novonor permanecerá apenas com uma participação residual de cerca de 4% do capital, em ações preferenciais e sem direito a voto.
Após registrar produção recorde de petróleo em 2025, impulsionada pelo avanço do pré-sal, a Petrobras vê espaço para ampliar a geração de caixa nos próximos anos com três frentes: crescimento da produção, maior utilização das refinarias e expansão do mercado de gás natural.
A estratégia da maior empresa do país será executada em um cenário de maior volatilidade do petróleo, em meio às tensões no Oriente Médio, que aumentaram a pressão do mercado sobre eventuais repasses de preços dos combustíveis no Brasil.
Já sobre a crise da Braskem, com o risco de a gestora IG4 abandonar as negociações para assumir o controle da petroquímica diante da demora na análise do caso pelo Cade, a diretoria da Petrobras se esquivou e demonstrou otimismo de que o órgão regulador libere a transação “o mais breve possível”. Após a publicação deste texto, o Cade autorizou a troca de controle na Braskem.
Crise da Braskem
A situação da Braskem voltou ao radar da diretoria da Petrobras. Executivos foram questionados na manhã desta sexta-feira (6) sobre o andamento da operação que pode levar a gestora IG4, do investidor Paulo Mattos, a assumir o controle da petroquímica ao lado da estatal.
O processo aguarda análise do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) desde dezembro e vem se arrastando mais do que o esperado, aumentando a incerteza sobre o futuro da empresa.
Como o InvestNews mostrou com exclusividade na quarta-feira (4), a demora regulatória começa a pressionar a situação financeira da petroquímica, que teria cerca de três meses de caixa para fazer frente às suas obrigações.
O cenário de incerteza também passou a afetar o destino da transação. A IG4 já sinalizou a bancos credores que pode abandonar as negociações caso o processo no Cade siga se arrastando a situação financeira da companhia se deteriore ainda mais.
A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou que a estatal segue acompanhando o processo, mas destacou que a conclusão da operação depende da decisão das autoridades concorrenciais. A executiva disse esperar que a análise do Cade seja concluída “o mais breve possível”.
Refinaria da Braskem nos Estados Unidos(Bloomberg/Luke Sharrett)
“Enquanto o processo não é concluído, seguimos acompanhando a situação. As decisões estruturais dependem da conclusão dessa etapa”, acrescentou o diretor financeiro Fernando Melgarejo, durante a apresentação dos resultados da Petrobras no quarto trimestre de 2025.
A Braskem encerrou o terceiro trimestre do ano passado com dívida líquida de cerca de US$ 7,1 bilhões e alavancagem de 14,8 vezes o Ebitda, patamar considerado elevado por analistas e que limita o acesso da empresa a novas captações no mercado.
Diante do aperto de liquidez, uma eventual recuperação judicial já passa a ser discutida.
Crescimento no pré-sal
Sobre óleo e gás, Magda destacou que o crescimento de 11% na produção de 2025 se deve, em grande parte, a melhorias na gestão de reservatórios, que reduziram o declínio natural dos campos e permitiram que plataformas recém-instaladas no pré-sal se traduzissem em crescimento líquido de produção.
“A gente conseguiu reduzir o declínio das jazidas e isso muda o patamar de produção. Com novas plataformas entrando em operação, elas passam a representar aumento real de produção”, afirmou a CEO da Petrobras.
Entre os projetos que sustentam essa estratégia estão novas plataformas no pré-sal e o ramp-up de unidades que entraram recentemente em operação. A Petrobras citou, entre os sistemas em aceleração, os FPSOs Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, Marechal Duque de Caxias, em Mero, e Maria Quitéria, em Jubarte, além da P-78, também em Búzios.
Plataforma P-74 no campo de Búzios, operado pela Petrobras com duas sócias chinesas. Foto: Divulgação/Petrobrás
Nos próximos anos, a companhia ainda prevê a entrada de novas unidades no mesmo campo, como P-79, P-80, P-82 e P-83, que devem sustentar o aumento gradual da produção no pré-sal.
Búzios, em particular, vem se consolidando como o principal motor de crescimento da Petrobras. O campo já ultrapassou a marca de 1 milhão de barris por dia de produção e concentra boa parte dos novos sistemas que entrarão em operação ao longo da década.
Refino e gás
Outro eixo da estratégia é ampliar o uso das refinarias. As unidades operaram com capacidade média de utilização de 91% em 2025, nível que a companhia pretende elevar ainda mais neste ano. O objetivo é aumentar a produção de derivados de maior valor agregado –principalmente diesel, gasolina e querosene de aviação – e capturar mais margem no mercado doméstico.
“Aumentar a utilização das refinarias é uma forma direta de capturar valor adicional na cadeia. Quando operamos próximos da capacidade máxima, conseguimos melhorar o mix de derivados e ampliar a rentabilidade do refino”, afirmou Magda Chambriard.
A estratégia também inclui investimentos para ampliar a produção de combustíveis de maior qualidade e adaptar unidades industriais para novos produtos, como diesel de baixo teor de enxofre e combustíveis de aviação.
Gás Natural – Foto: Agência Petrobras
No segmento de gás natural, a companhia também vê espaço para crescimento, impulsionado pela abertura gradual do mercado brasileiro e pela expansão do consumo industrial. A diretoria destacou o aumento da base de clientes no mercado livre de gás, com novos contratos firmes assinados nos últimos meses.
“Estamos ampliando nossa presença no mercado livre e diversificando a carteira de clientes. O gás natural é um vetor importante de crescimento para a companhia nos próximos anos”, acrescentou Melgarejo.
A Petrobras também aposta na expansão da infraestrutura de escoamento e processamento de gás, incluindo projetos ligados ao Complexo de Energias Boaventura, no Rio de Janeiro, que deve reforçar a oferta do combustível para o mercado brasileiro.
Política de preços
Apesar da volatilidade recente do petróleo, a Petrobras indicou que pretende manter sua estratégia comercial para combustíveis no Brasil, baseada na observação das paridades internacionais, mas evitando repassar automaticamente oscilações de curto prazo ao consumidor.
“A nossa estratégia comercial foi construída justamente para momentos de volatilidade. A gente observa o mercado, mas não transfere automaticamente cada movimento para o preço doméstico”, disse Melgarejo.
Irã sofre ataques dos EUA neste sábado (28/02) (Foto: Bloomberg)
Executivos lembraram que o diesel permanece há cerca de 300 dias sem reajuste, citando o dado como exemplo da estratégia de estabilidade de preços no mercado interno.
A estratégia operacional ocorre em um momento de maior incerteza no mercado internacional de petróleo, impulsionada por tensões geopolíticas e oscilações recentes no Brent. Executivos disseram que a companhia foi estruturada para operar em uma ampla faixa de preços da commodity.
“Temos que estar preparados para qualquer cenário. Se o petróleo estiver a US$ 85 ou a US$ 55, a empresa precisa continuar gerando caixa e executando seus projetos”, concluiu Magda.
Resultados
No quarto trimestre de 2025, a Petrobras registrou receita líquida de R$ 127,4 bilhões, alta de 5% na comparação anual, enquanto o Ebitda ajustado somou R$ 59,9 bilhões, avanço de cerca de 46,3% frente ao mesmo período de 2024.
A companhia também voltou ao azul no período, com lucro líquido de R$ 15,6 bilhões, após ter registrado prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre do ano anterior.
No acumulado de 2025, a petroleira reportou lucro líquido de R$ 110,6 bilhões, quase triplicando o resultado em relação a 2024.
A produção total de óleo e gás cresceu 11%, com média próxima de 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia, impulsionada principalmente pela entrada de novos sistemas no pré-sal.
Após registrar produção recorde de petróleo em 2025, impulsionada pelo avanço do pré-sal, a Petrobras vê espaço para ampliar a geração de caixa nos próximos anos com três frentes: crescimento da produção, maior utilização das refinarias e expansão do mercado de gás natural.
A estratégia da maior empresa do país será executada em um cenário de maior volatilidade do petróleo, em meio às tensões no Oriente Médio, que aumentaram a pressão do mercado sobre eventuais repasses de preços dos combustíveis no Brasil.
Já sobre a crise da Braskem, com o risco de a gestora IG4 abandonar as negociações para assumir o controle da petroquímica diante da demora na análise do caso pelo Cade, a diretoria da Petrobras se esquivou e demonstrou otimismo de que o órgão regulador libere a transação “o mais breve possível”. Após a publicação deste texto, o Cade autorizou a troca de controle na Braskem.
Crise da Braskem
A situação da Braskem voltou ao radar da diretoria da Petrobras. Executivos foram questionados na manhã desta sexta-feira (6) sobre o andamento da operação que pode levar a gestora IG4, do investidor Paulo Mattos, a assumir o controle da petroquímica ao lado da estatal.
O processo aguarda análise do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) desde dezembro e vem se arrastando mais do que o esperado, aumentando a incerteza sobre o futuro da empresa.
Como o InvestNews mostrou com exclusividade na quarta-feira (4), a demora regulatória começa a pressionar a situação financeira da petroquímica, que teria cerca de três meses de caixa para fazer frente às suas obrigações.
O cenário de incerteza também passou a afetar o destino da transação. A IG4 já sinalizou a bancos credores que pode abandonar as negociações caso o processo no Cade siga se arrastando a situação financeira da companhia se deteriore ainda mais.
A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou que a estatal segue acompanhando o processo, mas destacou que a conclusão da operação depende da decisão das autoridades concorrenciais. A executiva disse esperar que a análise do Cade seja concluída “o mais breve possível”.
Refinaria da Braskem nos Estados Unidos(Bloomberg/Luke Sharrett)
“Enquanto o processo não é concluído, seguimos acompanhando a situação. As decisões estruturais dependem da conclusão dessa etapa”, acrescentou o diretor financeiro Fernando Melgarejo, durante a apresentação dos resultados da Petrobras no quarto trimestre de 2025.
A Braskem encerrou o terceiro trimestre do ano passado com dívida líquida de cerca de US$ 7,1 bilhões e alavancagem de 14,8 vezes o Ebitda, patamar considerado elevado por analistas e que limita o acesso da empresa a novas captações no mercado.
Diante do aperto de liquidez, uma eventual recuperação judicial já passa a ser discutida.
Crescimento no pré-sal
Sobre óleo e gás, Magda destacou que o crescimento de 11% na produção de 2025 se deve, em grande parte, a melhorias na gestão de reservatórios, que reduziram o declínio natural dos campos e permitiram que plataformas recém-instaladas no pré-sal se traduzissem em crescimento líquido de produção.
“A gente conseguiu reduzir o declínio das jazidas e isso muda o patamar de produção. Com novas plataformas entrando em operação, elas passam a representar aumento real de produção”, afirmou a CEO da Petrobras.
Entre os projetos que sustentam essa estratégia estão novas plataformas no pré-sal e o ramp-up de unidades que entraram recentemente em operação. A Petrobras citou, entre os sistemas em aceleração, os FPSOs Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, Marechal Duque de Caxias, em Mero, e Maria Quitéria, em Jubarte, além da P-78, também em Búzios.
Plataforma P-74 no campo de Búzios, operado pela Petrobras com duas sócias chinesas. Foto: Divulgação/Petrobrás
Nos próximos anos, a companhia ainda prevê a entrada de novas unidades no mesmo campo, como P-79, P-80, P-82 e P-83, que devem sustentar o aumento gradual da produção no pré-sal.
Búzios, em particular, vem se consolidando como o principal motor de crescimento da Petrobras. O campo já ultrapassou a marca de 1 milhão de barris por dia de produção e concentra boa parte dos novos sistemas que entrarão em operação ao longo da década.
Refino e gás
Outro eixo da estratégia é ampliar o uso das refinarias. As unidades operaram com capacidade média de utilização de 91% em 2025, nível que a companhia pretende elevar ainda mais neste ano. O objetivo é aumentar a produção de derivados de maior valor agregado –principalmente diesel, gasolina e querosene de aviação – e capturar mais margem no mercado doméstico.
“Aumentar a utilização das refinarias é uma forma direta de capturar valor adicional na cadeia. Quando operamos próximos da capacidade máxima, conseguimos melhorar o mix de derivados e ampliar a rentabilidade do refino”, afirmou Magda Chambriard.
A estratégia também inclui investimentos para ampliar a produção de combustíveis de maior qualidade e adaptar unidades industriais para novos produtos, como diesel de baixo teor de enxofre e combustíveis de aviação.
Gás Natural – Foto: Agência Petrobras
No segmento de gás natural, a companhia também vê espaço para crescimento, impulsionado pela abertura gradual do mercado brasileiro e pela expansão do consumo industrial. A diretoria destacou o aumento da base de clientes no mercado livre de gás, com novos contratos firmes assinados nos últimos meses.
“Estamos ampliando nossa presença no mercado livre e diversificando a carteira de clientes. O gás natural é um vetor importante de crescimento para a companhia nos próximos anos”, acrescentou Melgarejo.
A Petrobras também aposta na expansão da infraestrutura de escoamento e processamento de gás, incluindo projetos ligados ao Complexo de Energias Boaventura, no Rio de Janeiro, que deve reforçar a oferta do combustível para o mercado brasileiro.
Política de preços
Apesar da volatilidade recente do petróleo, a Petrobras indicou que pretende manter sua estratégia comercial para combustíveis no Brasil, baseada na observação das paridades internacionais, mas evitando repassar automaticamente oscilações de curto prazo ao consumidor.
“A nossa estratégia comercial foi construída justamente para momentos de volatilidade. A gente observa o mercado, mas não transfere automaticamente cada movimento para o preço doméstico”, disse Melgarejo.
Irã sofre ataques dos EUA neste sábado (28/02) (Foto: Bloomberg)
Executivos lembraram que o diesel permanece há cerca de 300 dias sem reajuste, citando o dado como exemplo da estratégia de estabilidade de preços no mercado interno.
A estratégia operacional ocorre em um momento de maior incerteza no mercado internacional de petróleo, impulsionada por tensões geopolíticas e oscilações recentes no Brent. Executivos disseram que a companhia foi estruturada para operar em uma ampla faixa de preços da commodity.
“Temos que estar preparados para qualquer cenário. Se o petróleo estiver a US$ 85 ou a US$ 55, a empresa precisa continuar gerando caixa e executando seus projetos”, concluiu Magda.
Resultados
No quarto trimestre de 2025, a Petrobras registrou receita líquida de R$ 127,4 bilhões, alta de 5% na comparação anual, enquanto o Ebitda ajustado somou R$ 59,9 bilhões, avanço de cerca de 46,3% frente ao mesmo período de 2024.
A companhia também voltou ao azul no período, com lucro líquido de R$ 15,6 bilhões, após ter registrado prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre do ano anterior.
No acumulado de 2025, a petroleira reportou lucro líquido de R$ 110,6 bilhões, quase triplicando o resultado em relação a 2024.
A produção total de óleo e gás cresceu 11%, com média próxima de 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia, impulsionada principalmente pela entrada de novos sistemas no pré-sal.
A gestora de ativos IG4 Capital sinalizou que pode abandonar as negociações para adquirir uma participação de controle na gigante petroquímica brasileira Braskem, já que o órgão antitruste do país, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), atrasou a análise do acordo.
A Braskem e a IG4 não responderam imediatamente aos pedidos de comentário. A Petrobras, que divide o controle da Braskem com a Novonor, também não respondeu de imediato a um pedido de comentário.
As ações da Braskem reduziram ganhos que chegaram a 8,5% após a reportagem. Os papéis subiam 1,3% às 11h51 em São Paulo.
Em dezembro, a IG4 e o problemático conglomerado Novonor — anteriormente conhecido como Odebrecht — assinaram um acordo vinculante com bancos credores para comprar toda a dívida da Novonor lastreada em ações da Braskem.
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), como o órgão é conhecido, vem analisando o negócio desde então. No mês passado, a autoridade estendeu o prazo para a revisão do acordo.
Petróleo em alta, aumento da produção e novos projetos prestes a entrar em operação ajudam a explicar por que a Prio virou uma das ações mais procuradas por grandes investidores locais e estrangeiros. Agora, com geração de caixa crescente, começa a ganhar espaço no mercado a expectativa de que a companhia entre em uma fase de retorno direto ao acionista.
No acumulado do ano, a Prio já sobe 33%, superando até mesmo o Ibovespa. Em 12 meses, 45%. É um desempenho melhor do que todo mundo no setor, caso da Brava, PetroReconcavo e da própria Petrobras.
Parte do mercado começa a enxergar que a próxima etapa da história da Prio pode vir de um novo elemento: a distribuição de lucros para os investidores.
Historicamente, a Prio concentrou seus esforços em crescer: adquirir campos maduros, aumentar a eficiência operacional e elevar a produção. Essa estratégia permitiu à empresa ampliar rapidamente sua escala nos últimos anos.
Agora, com novos projetos entrando em operação e a produção atingindo um novo patamar, a empresa começa a se aproximar de uma fase em que crescimento e geração de caixa podem ocorrer ao mesmo tempo.
Quando isso acontece, muda também a forma como a empresa é avaliada. A companhia deixa de ser vista apenas como uma história de expansão e passa a ser avaliada também pela sua capacidade de devolver capital aos acionistas.
Essas percepções foram coletadas em uma pesquisa realizada pelo BTG com hedge funds, os nossos multimercados (que compram várias classes de ativos), e fundos long only, que investem apenas em ações e em prazos maiores. No levantamento, 48% dos participantes citaram a Prio como o consenso de melhor investimento no setor de óleo e gás.
Além dessa leitura sobre o potencial de retorno ao acionista, os gestores também deram ênfase aos preços do petróleo e ao início da produção no campo de Wahoo, na Bacia de Campos, como grande ponto de virada para a empresa.
Em contraste, a maioria dos fundos está com exposição baixa ou short (os “vendidos”, que ganham com a queda do papel) em Petrobras. Isso porque as ações dependem dos preços do petróleo e do fluxo estrangeiro, mas não só isso. Existe a parte que atrapalha: as eleições e o ciclo político, que começarão a se desenhar ao longo deste ano.
A vantagem operacional da Prio
Diferentemente de outras companhias de energia que também atuam em refino ou gás natural, a Prio tem praticamente toda a sua produção concentrada em petróleo bruto. Isso significa que suas receitas reagem mais rapidamente quando o preço do barril sobe.
Esse tipo de perfil tende a se tornar mais atrativo em períodos de incerteza no mercado de energia, como o atual. O acirramento dos conflitos no Oriente Médio impulsionou ainda mais os preços da commodity, que já sobe 32% desde o começo do ano.
Nos últimos anos, a Prio ficou conhecida por adquirir campos maduros de petróleo e aumentar sua eficiência operacional nesses ativos.
Esse modelo fez a empresa crescer rapidamente. No fim de 2025, a produção atingiu cerca de 128 mil barris de petróleo por dia, avanço expressivo em relação aos trimestres anteriores.
Parte desse crescimento veio da ampliação da participação da companhia no campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Com uma fatia maior no ativo, a empresa passa a capturar uma parcela maior da produção e da receita gerada ali.
Esse aumento de escala é relevante porque muda a estrutura da empresa. Quanto maior for a produção, maior tende a ser a geração de caixa quando o preço do petróleo está elevado. E, agora, Wahoo deve representar o próximo salto.
Com a licença ambiental concedida, a expectativa é que cada poço produza cerca de 10 mil barris por dia, com potencial de chegar a aproximadamente 40 mil barris diários conforme novos poços sejam conectados.
Se esse volume se confirmar, o campo pode representar uma adição relevante à produção atual da empresa. É justamente esse aumento de escala que faz o mercado acompanhar de perto o início das operações. Em empresas de petróleo, novos campos costumam ser o principal motor de crescimento.
O petróleo já se valorizou cerca de 30% no acumulado de 2026. Em apenas dois dias, com a escalada de conflitos no Oriente Médio, a alta é de 8%. Esse movimento levanta questionamentos da parte de investidores sobre a melhor forma de buscar tirar proveito da alta das cotações.
As maneiras mais acessíveis são ETFs negociados no exterior, atrelados aos preços do petróleo ou a empresas do setor de petróleo e gás; BDRs de ETFs negociados na B3, também ligados a petrolíferas estrangeiras; BDRs de empresas estrangeiras; e ações brasileiras do setor, em que a exposição ao petróleo existe, mas com particularidades operacionais que precisam ser levadas em conta.
ETFs fora do Brasil
Por meio de uma conta internacional, o investidor brasileiro que procura ativos americanos tem à disposição alternativas com grande liquidez. Uma delas é o USO, sigla para United States Oil Fund. O fundo acompanha o desempenho do WTI, a principal referência de preço do petróleo bruto nos Estados Unidos.
Há também o BNO, ou United States Brent Oil Fund. Nesse caso, o investidor tem exposição ao desempenho do Brent, referência global para os preços do petróleo, utilizada em grande parte dos contratos internacionais e nas exportações de diversos países.
Nos dois casos, o investidor não compra petróleo físico. A exposição ocorre por meio de contratos futuros, que precisam ser renovados periodicamente. Como esses contratos têm vencimento, o fundo precisa vender um contrato que está para expirar e comprar outro mais adiante no tempo.
O custo dessa troca pode influenciar o retorno final, fazendo com que o desempenho do ETF não seja exatamente igual ao do preço do barril à vista. Ainda assim, é uma forma de se expor à commodity.
BDRs de ETFs
Quem não quer alternativas fora do Brasil encontra algumas opções na B3, com dois BDRs de ETFs que oferecem exposição ao setor nos EUA.
Um deles é o BIYE39, BDR que acompanha um ETF atrelado ao índice Dow Jones U.S. Oil & Gas. Esse índice reúne grandes empresas americanas do setor, como as gigantes ExxonMobil e Chevron, além da ConocoPhillips e de outras menos conhecidas, caso da EOG Resources, da Occidental Petroleum e da Phillips 66.
Há também o BIEO39, BDR que replica um ETF focado principalmente em empresas de exploração e produção de petróleo nos EUA. Nesse grupo estão companhias mais diretamente expostas ao preço da commodity, como a ConocoPhillips, e a outras menos conhecidas (EOG Resources, Occidental Petroleum e Marathon Oil, por exemplo).
Nos dois casos, porém, vale destacar que a liquidez é muito baixa, ou seja, o investidor deve encontrar dificuldades de comprar e vender rapidamente os ativos na bolsa. Nesse caso, uma saída é negociar os ETFs diretamente lá fora em vez dos BDRs que os replicam aqui no Brasil.
Empresas americanas
Para quem deseja ir diretamente a empresas beneficiadas pelo movimento do petróleo, é possível buscar BDRs na B3 ou ações no mercado americano, via corretoras internacionais. Entre as mais relevantes estão a ConocoPhillips (Nova York:COP; B3:COPH34), a Chevron (Nova York:CVX; B3:CHVX34) e a ExxonMobil (Nova York:XOM; B3:EXXO34).
A ConocoPhillips é uma empresa focada em exploração e produção (upstream). Isso significa que sua geração de caixa depende diretamente do preço do petróleo e do gás natural. Por não contar com operações relevantes de refino e distribuição que amortecem ciclos, seus resultados tendem a ser mais sensíveis às oscilações da commodity.
Já Chevron e ExxonMobil são empresas com cadeias integradas. Além da produção de petróleo, atuam em refino, distribuição e petroquímica. Isso tende a suavizar parcialmente os efeitos das oscilações do petróleo sobre os resultados, já que as margens de refino (o que sobra da receita depois dos custos e dos investimentos) podem se comportar de maneira distinta do preço do barril.
Ainda assim, para as duas empresas, o segmento de exploração e produção continua sendo determinante para a rentabilidade em ciclos de alta da commodity.
Empresas brasileiras
No campo das empresas brasileiras, a Petrobras é a alternativa mais evidente, embora o futuro da empresa esteja muito mais ligado à sua capacidade de execução do que simplesmente à direção do petróleo.
De qualquer forma, o preço da commodity interfere diretamente na receita no segmento de exploração e produção, que responde pela maior parte do lucro operacional da companhia. Ou seja, a correlação com a matéria-prima existe, mesmo não sendo o único fator a ser levado em conta.
A estatal brasileira é uma das maiores produtoras globais em águas profundas e no pré-sal, com custo de extração considerado competitivo internacionalmente. Quando o Brent sobe, a receita por barril vendido aumenta, ampliando a geração de caixa.
Mas existe um componente adicional a ser levado em conta: os eventos políticos. Isso porque, em ano eleitoral como é o caso de 2026, começam a pesar as dúvidas para o futuro da política de preços de combustíveis, câmbio e decisões de alocação de capital. É o período em que os papéis podem apresentar ainda mais volatilidade do que o normal.
Entre as empresas brasileiras independentes, aquelas que tendem a responder de forma mais direta ao movimento do petróleo é a Prio, segundo analistas. A companhia atua predominantemente em exploração e produção e não possui operações relevantes de refino ou distribuição.
Sua receita é diretamente ligada ao preço do Brent e ao volume produzido nos campos em que opera. Por ser uma empresa focada em ativos maduros adquiridos de grandes operadoras, sua geração de caixa tende a ser altamente sensível às variações da commodity, o que pode potencializar ganhos em ciclos de alta — mas também ampliar a volatilidade em momentos de queda.
Itaú, Localiza, Vale, Petrobras, Cyrela, Bradesco, Aura Minerals e Axia. Essas são as ações mais indicadas por corretoras e bancos em fevereiro. É o que mostra a avaliação de 10 carteiras recomendadas feita pelo InvestNews.
São ações que se destacam em um momento de exuberância da renda variável vista poucas vezes nos últimos anos: o Ibovespa, por exemplo, superou os 187.334 pontos na terça-feira e deu um show em janeiro. Subiu 12,56%, o melhor início de ano desde 2021 – e um avanço até mais brilhante do que o do ouro. Boa parte desse movimento veio do fluxo de investidores estrangeiros, que voltaram os olhos para mercados emergentes, como o nosso, em meio à desvalorização do dólar.
E a expectativa é que, nos próximos meses, o dinheiro vindo de fora continue pingando nos emergentes. Por aqui, a perspectiva de cortes de juros nos próximos meses também ajuda: a renda fixa que acompanha a Selic perde um pouco do poder de atração e as ações ganham espaço no radar do investidor local.
Vale o aviso: nossa seleção não é uma recomendação de investimento, ok? A ideia é mostrar o que está acontecendo no mercado e quais tendências estão ganhando força. E é sempre bom lembrar: em renda variável, a melhor estratégia não é ficar trocando de papel todo mês, mas pensar no longo prazo.
Presente em sete das dez carteiras analisadas, o Itaú segue como uma das apostas mais recorrentes entre os analistas. A ação é negociada a R$ 42,88, mas há casas que projetam alta para R$ 50. O otimismo se apoia, principalmente, na expectativa de que o banco volte a acelerar a concessão de crédito em alguns segmentos específicos, agora que a instituição conseguiu estabilizar os níveis de inadimplência da carteira.
Além disso, o mercado espera que a margem financeira – a receita líquida de juros, que reflete a diferença entre o que o banco ganha ao emprestar dinheiro e o que paga para captar recursos – cresça a taxas de dois dígitos. Esse avanço deve ser impulsionado pela melhora dos spreads, ou seja, do quanto o banco ganha em cada operação de financiamento, e pela retomada gradual do crédito.
A ação negociada a 9,5 vezes o lucro projetado para 2026 (P/L) – esse múltiplo significa uma antecipação do potencial de crescimento do negócio. Na prática, o mercado está disposto a pagar R$ 9,50 hoje para cada R$ 1 de lucro que a empresa gera atualmente.
Isso acontece porque os investidores mantêm a perspectiva de que o grupo tende a atingir esse patamar no futuro. Não é exatamente barato, mas também não chega a ser caro – especialmente se o banco conseguir entregar crescimento consistente de resultados, segundos os analistas.
Depois de um período mais turbulento, marcado por questionamentos sobre custos e margens, a Localiza começa a mostrar sinais mais claros de estabilização. Na leitura dos analistas, a companhia acertou a mão na estratégia: os reajustes de preços vêm sendo absorvidos sem perda relevante de volume, enquanto ganhos de eficiência operacional ajudam a sustentar a recuperação das margens.
Além disso, a gestão da frota tem sido conduzida com foco em rentabilidade. A empresa vem ajustando o portfólio de veículos e acelerando a renovação, com a retirada de carros mais rodados para elevar a qualidade dos ativos e melhorar os retornos. No segmento de seminovos, os impactos do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) foram absorvidos e hoje estão refletidos nos preços, o que também é visto como algo positivo.
Nesse contexto, o valuation (valor percebido da empresa no mercado) também joga a favor. O papel negocia a cerca de 13 vezes o lucro projetado para 2026. O que significa isso? Que o mercado hoje aceita pagar R$ 13 pela ação para cada R$ 1 de lucro que a empresa deve gerar no ano. Em termos simples, isso indica que a ação não está cara e já embute expectativas mais moderadas, o que melhora a relação entre risco e potencial de retorno para o investidor.
2025 foi um bom ano para a Vale. A companhia entregou resultados sólidos nas três frentes em que atua – minério de ferro, níquel e cobre – e entrou em 2026 com expectativas mais positivas. A leitura de parte do mercado é que esse bom momento deve se estender ao longo dos próximos 12 meses, apoiado em fundamentos mais estáveis.
O principal motor desse otimismo segue sendo o minério de ferro. A expectativa de que o preço da commodity se mantenha acima de US$ 100 por tonelada ao longo do ano tem dado sustentação à tese da Vale.
Além disso, a oferta global pode ficar mais restrita, à medida que as minas pelo mundo envelhecem e perdem produtividade. A Vale, por outro lado, tem acesso a reservas de alta qualidade no Brasil, com baixo teor de sílica – o que reduz custos e aumenta a eficiência na produção de aço. Esse diferencial reforça a posição da empresa como uma das principais fornecedoras globais da matéria-prima e pode seguir favorecendo seus resultados.
Produção forte, ativos de alta qualidade e valuation baixo. Esses são alguns dos principais motivos que levam o mercado a apostar na petroleira brasileira, que aproveitou a recente alta do petróleo e acumulou uma valorização de 24%.
A empresa concentra boa parte da sua produção no pré-sal – região do litoral brasileiro onde o petróleo é mais produtivo, mais barato de extrair e que concentra as maiores reservas -, o que garante eficiência mesmo em cenários mais desafiadores, segundo analistas. Um possível catalisador adicional é a licença para perfuração de um poço na bacia da Foz do Amazonas, concedida ano passado. Os resultados devem ser conhecidos nos próximos dois anos, mas já alimentam as expectativas em torno de uma área que tem potencial de se tornar um novo pré-sal.
Outro ponto-chave é a forte geração de caixa, que sustenta expectativas elevadas para o pagamento de dividendos. O dividend yield – métrica que mede o retorno da ação apenas com proventos – gira em torno de 9% a 10% ao ano para 2026, patamar considerado atrativo em comparação com pares globais.
Queridinha do setor imobiliário, a Cyrela tem chamado a atenção dos analistas por conta de uma carteira robusta de lançamentos, focados principalmente nos segmentos de média e alta renda em São Paulo, Rio de Janeiro e na região Sul.
O mercado enxerga margens elevadas, em torno de 36%, e um ROE (retorno sobre o patrimônio) próximo de 20%. Na prática, margens nesse patamar indicam que, a cada R$ 100 em vendas de imóveis, cerca de R$ 36 viram lucro operacional, antes de despesas financeiras e impostos. Já o ROE mostra a capacidade da empresa de gerar resultado com o capital dos próprios acionistas: para cada R$ 100 investidos, a Cyrela entrega aproximadamente R$ 20 de lucro ao ano.
Há ainda outro ponto a favor. Parte do mercado avalia que o valuation da Cyrela embute um cenário desafiador de juros altos – justamente em um momento em que cresce a expectativa de corte de taxas no Brasil. Soma-se a isso o fato de a empresa ser vista como o principal nome do setor para capturar o fluxo de capital estrangeiro, que segue forte na bolsa brasileira.
Os papéis do Bradesco são negociados na casa dos R$ 21. Tem analista que projeta uma alta até R$ 25 para 2026. No geral, a leitura é que o banco pode se beneficiar da queda de juros no Brasil – até mais do que as outras instituicões financeiras. Um banco pode ganhar mais com a queda dos juros quando sua receita principal está mais ligada à atividade de crédito tradicional, que ganha mais tração com taxas menores.
O plano de transformação do banco também é visto como um impulsionador. Em resumo, é um um pacote de mudanças para tornar o banco mais eficiente, rentável e competitivo, depois de alguns anos de pressão sobre resultados.
Neste ano, existe expectativa de que o banco consiga ganhar escala, reduzir custos e dar um “up” nas operações, o que tende a melhorar a rentabilidade. Com isso, o ROE pode alcançar cerca de 15% até o fim de 2025 e avançar para algo próximo de 17% neste ano, indicando uma geração de lucro mais eficiente para os acionistas.
Aura Minerals (AURA33)
A Aura Minerals é uma mineradora de ouro que se beneficiou diretamente da forte valorização do metal nos últimos meses. A ação subiu 65% no ano passado e começou 2025 em alta. Mesmo com a correção recente do ouro, o papel segue no radar de quatro das dez carteiras analisadas, já que o cenário de incertezas globais continua favorecendo ativos considerados proteção, como o ouro.
Outro ponto que sustenta a tese é o valuation atrativo. A Aura negocia a um múltiplo P/NAV de 0,9 vez, enquanto mineradoras internacionais costumam operar acima de 1,3 vez. Em termos simples, o P/NAV compara o preço da empresa em bolsa com o valor estimado de suas reservas de ouro. Quando esse número fica abaixo de 1, como no caso da Aura, significa que o mercado está pagando menos do que o valor teórico dos ativos, o que sugere desconto em relação às pares.
Além disso, a tese não depende apenas de uma alta contínua do ouro. A expectativa é de forte geração de caixa, com crescimento de cerca de 18% no caixa operacional e de 50% no EBITDA – indicador que mede o desempenho operacional da empresa antes de juros, impostos e outros efeitos financeiros. Na prática, isso mostra que a Aura tende a ganhar mais dinheiro com sua operação, o que ajuda a sustentar o valor da ação mesmo em períodos de maior volatilidade da commodity.
A Axia (antiga Eletrobras) pode se beneficiar da expansão do setor elétrico nos próximos anos, segundo os analistas. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) prevê um aumento de mais de 9 mil megawatts na capacidade instalada do país em 2026 – o que, na prática, significa mais usinas e maior demanda por energia. Em paralelo, mudanças regulatórias tendem a manter os preços de energia elevados, criando um ambiente favorável para empresas bem posicionadas no setor.
A empresa ganha relevância em momentos de maior volatilidade do mercado elétrico, quando cresce a necessidade de energia firme – aquela que pode ser entregue de forma contínua, sem depender tanto do clima. Com uma expectativa mais otimista para os preços da energia, essa combinação deve se traduzir em receitas mais robustas ao longo do tempo.
Além disso, segundo analistas, a Axia começa a se consolidar como uma boa pagadora de dividendos. Essa narrativa ficou mais evidente em 2025, quando a companhia anunciou pagamentos adicionais de R$ 4 bilhões, referentes a 2024, e outros R$ 4,3 bilhões no terceiro trimestre.
O petróleo mal se mexeu após o ataque dos EUA à Venezuela, mas o mercado segue em estado de alerta. Para o investidor brasileiro, é natural que a atenção se volte à Petrobras, mas há um nome menos óbvio que pode ser atingido – e para o bem – por esse novo equilíbrio geopolítico: a Aura Minerals.
A Aura é uma mineradora de ouro. O ouro subiu 65% no ano passado – e a tendência é que a escalada continue. Depois do ataque americano ao governo venezuelano e da retirada de Nicolás Maduro do poder, o mercado rapidamente reagiu para um movimento de procura por ativos considerados defensivos – e o ouro subiu 2% em seguida.
É aquela coisa: quando não se sabe o que vai acontecer, o melhor é já ter uma proteção na carteira. Vale para um grande investidor, como vale para você.
Do lado “macro”…
Na frente macroeconômica, o grande ponto é: o ouro deve seguir avançando nesse ano. Os riscos geopolíticos, que eram apenas “risco” há um tempo, cresceram: agora, eles se tornaram um medo recorrente com a escalada das tensões na América Latina. Lembrando: em um mundo que já enfrenta conflitos entre Rússia e Ucrânia e no Oriente Médio.
Junto disso vem a deterioração das contas públicas em várias economias e o temor de pressões inflacionárias, que reforçaram o status do metal como instrumento de proteção.
Não só entre investidores. O ouro conta com um comprador sólido: bancos centrais. Eles vêm recorrendo ao ouro como alternativa para diversificar reservas além do dólar.
O ouro, afinal, não é imune a crises geopolíticas. Para a China, por exemplo, não interessa ter só dólares em suas reservas internacionais. Em última instância, eles podem ser confiscados pelos EUA – como aconteceu com a Rússia –, já que ficam na forma de títulos públicos. Logo, o país de Xi Jinping tem trocado paulatinamente suas reservas em dólar por ouro. Com o caso da Venezuela, o caldeirão geopolítico ganha mais temperatura. E o jogo fica mais favorável para o metal amarelo.
A China não está sozinha, claro. Turquia, Polônia, Cazaquistão e até o Brasil estão entre os maiores compradores. Não só por “medo de confisco”, mas porque a dívida americana está no maior nível desde 1946 (120% do PIB). Isso tira confiança no dólar – os EUA podem imprimir moeda para pagar, gerando inflação e corroendo o valor da moeda. Não dá para imprimir ouro. Logo, os bancos centrais correm para o metal amarelo.
A perspectiva de afrouxamento monetário nos Estados Unidos – que no fim do ano passado virou realidade – também tornou o metal mais atrativo. Um corte de juros reduz o custo de carregar um ativo que não paga cupom. Em outras palavras: o ouro não paga juros nem dividendos; por isso, quem tem o metal como investimento “deixa de ganhar” o que receberia em aplicações seguras, como títulos do Tesouro dos EUA. Se o juro cai, melhor para o metal.
Para este ano, muitas casas já trabalham com um cenário em que o ouro possa perder um pouco de força, mas sem afetar o ciclo atual do metal, que é de alta, consolidado na faixa entre US$ 3 mil e US$ 4 mil a onça (o equivalente a 31 gramas).
…e do lado “micro”
Depois de ser negociada na bolsa do Canadá, a Aura Minerals estreou na Nasdaq em julho de 2025, de olho em um aumento da liquidez de seus papéis. De lá para cá, teve enorme valorização na bolsa americana – e o BDR, a “versão brasileira” da ação lá fora, acompanhou o desempenho.
O que explica o descolamento do BDR da ação em Nova York é a variação do ouro, que foi mais relevante que a do câmbio e é melhor capturada pela ação diretamente lá fora.
Toda essa euforia é resultado da leitura sobre o momento operacional da empresa. Na frente de volumes produzidos, o crescimento estimado é de 39% em 2026 na comparação anual, segundo cálculos do BTG Pactual. O impulso deve vir sobretudo do aumento de produção na mina de Borborema (RN) e da plena atividade da mina de Serra Grande (GO).
Os papéis estão entre os mais “esticados” da bolsa, quer dizer, avaliados como caros no comparativo com outras companhias de mineração – Vale, CSN Mineração e Usiminas entre os mais importantes. Ainda assim, partindo da premissa que o ciclo do ouro vai permanecer, a expectativa é de que a Aura apresente uma forte geração de caixa.
O fluxo de caixa livre – o dinheiro que sobra após os investimentos para manter e expandir as operações – equivaleria a aproximadamente 11% do valor de mercado. É um nível elevado, que indica que, em um único ano, a empresa gera caixa correspondente a mais de um décimo do que o mercado paga hoje por ela. Um fluxo de caixa forte estimula a compra do papel, portanto, porque representa um percentual muito grande do preço da ação.
Além disso, a Aura seria avaliada a cerca de 3,9 vezes o Ebitda (uma medida de lucro operacional) projetado para 2026, também nas contas do BTG. Essa é uma métrica calculada dividindo-se a dívida líquida pelo Ebitda e expressa quantos anos a empresa levaria para quitar suas dívidas usando todo o lucro operacional. Em linhas gerais, níveis abaixo de 2 vezes são considerados mais saudáveis, mas empresas com operações mais alavancadas pode acabar operando com relações mais altas.
O papel também negociaria com “desconto” em relação ao valor de seus ativos, já que o múltiplo que relaciona o preço da ação ao valor patrimonial (P/NAV) é de 0,68 vez. Ou seja: o mercado ainda atribui à companhia um valor inferior ao das minas e projetos que ela tem.
Por fim, a empresa teria capacidade de sustentar um dividend yield na faixa de 7% a 8%, ou seja, um retorno anual em dividendos equivalente a esse percentual do preço da ação, desde que mantidas as atuais condições de geração de caixa.
A Petrobras informou nesta terça-feira (23) que a operação que pode levar a gestora IG4 ao controle da Braskem já foi protocolada no Cade, passo necessário para a aprovação regulatória do negócio. A estatal afirmou que acompanha as negociações como parte envolvida e que ainda avalia se vai aderir a um novo acordo de acionistas da companhia.
Segundo a Petrobras, a análise envolve a definição final dos termos da operação e a checagem de direitos que a estatal já possui no acordo atual, como preferência na compra de ações e proteção em caso de venda do controle. A empresa destacou que nenhuma decisão foi tomada até agora e que seguirá seus ritos internos antes de bater o martelo.
O avanço no Cade ocorre após a IG4 Capital fechar um acordo com os principais bancos credores da Novonor, antiga Odebrecht, para assumir o controle da Braskem. Pelo desenho já divulgado, a gestora ficará com 50,1% do capital votante da petroquímica, dividindo o controle com a Petrobras, enquanto a Novonor manterá apenas 4% do capital, sem poder de decisão.
Para viabilizar o negócio, Itaú, Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES aceitaram trocar cerca de R$ 20 bilhões em dívida da Novonor por uma participação no ganho futuro da Braskem, em vez de vender os créditos a preços deprimidos. A estrutura separa a dívida, que foi transferida para um FIDC, das ações da companhia, que ficarão em um FIP ligado à IG4.
Pelo desenho da operação, a IG4 passará a deter 50,1% do capital votante da Braskem, por meio de um fundo de investimento, assumindo o controle da companhia ao lado da Petrobras, que seguirá como sócia relevante. A Novonor, antiga Odebrecht, ficará apenas com uma fatia residual de 4% do capital, sem direitos de governança.
A Petrobras destacou que ainda analisa os termos do novo acordo de acionistas, que precisará preservar direitos já existentes, como o tag along, mecanismo que garante à estatal proteção em caso de uma futura venda do controle da companhia.
A conclusão da operação ainda depende da aprovação do Cade e da decisão final da Petrobras sobre o novo arranjo societário da companhia.
O acordo entre a Novonor e a empresa de investimentos IG4 para transferência da participação da antiga Odebrecht na petroquímica Braskem foi comemorado nesta segunda-feira (15) pela Petrobras. A estatal tem uma participação relevante na petroquímica embora reclame de representação reduzida no comando da companhia.
O acerto anunciado mais cedo é visto como um primeiro passo para que haja um novo acordo de acionistas que possa viabilizar maior presença e participação da estatal na gestão da maior petroquímica da América Latina, disseram três fontes próximas da Petrobras à Reuters.
Atualmente, a Petrobras detém 47% do capital votante da Braskem e 36,1% do capital total. No entanto, ocupa quatro cadeiras no conselho de administração de 11 membros da companhia. A Novonor ocupa sete, com uma fatia de 50,1% das ações ON.
“A proposta para o acordo prevê paridade da Petrobras na empresa ou seja, quatro diretorias e cinco cadeiras no conselho de um total de 11. Eles (IG4) ficam com o CEO (presidente-executivo) no primeiro mandato e a Petrobras com o chairman (presidente do conselho de administração)”, disse uma das fontes próxima da Petrobras.
“Aí é um novo papo e uma nova gestão para Braskem”, acrescentou a fonte. “Os 4% de ações (participação) que ficarão com a Novonor sairão da carteira da IG4.”
Segundo uma segunda fonte próxima da estatal, após o termo de compromisso assinado pelas partes sobre a paridade de participação no comando da Braskem, ainda vai levar “uns meses” para a definição do novo acordo de acionistas.
Pelo que foi anunciado mais cedo, a IG4 terá 60 dias de exclusividade para negociar os detalhes do acordo com a Novonor.
“A vantagem é que as conversas com a Petrobras já começaram há algum tempo e as coisas já estão mais ou menos direcionadas. Mas, hoje é uma ótima notícia depois de sete ou oito anos de idas e vindas”, acrescentou a segunda fonte.
Dentro da Petrobras, ainda não se fala em exercer o direito de preferência na operação de venda das ações da Novonor na Braskem para a IG4, mas há o sentimento de que a empresa de investimentos vai trabalhar em parceira com a estatal para melhorar os resultados da petroquímica. Isso permitirá uma futura revenda dessa participação a ser adquirida pela IG4, disseram as fontes.
A possibilidade de compra do controle da Braskem também não está sendo cogitada pela Petrobras.
“Não tem como comprar a Braskem; são muitas questões como lei da estatais, desinteresse da Petrobras e há também a perspectiva de que no futuro a IG4 vai vender sua participação para um outro parceiro”, disse uma das fontes próximas da estatal.
“O que a Petrobras busca é estar mais no dia a dia da empresa, na parte operacional da empresa, que é uma boa empresa e uma das maiores do mundo. Podemos levantar a empresa”, afirmou uma das fontes.
Uma terceira fonte próxima da Petrobras afirmou que a expectativa é que um acordo definitivo com a IG4 possa ser assinado em cerca de 30 dias “e mais uns 30 dias para o ‘closing’ da operação”.
“Quando eles (Novonor, bancos credores e IG4) assinarem o acordo definitivo, a Petrobras já deve estar com tudo pronto para dar o ‘ok’ e acelerar o processo”, disse a terceira fonte, citando uma eventual desistência do direito de preferência da estatal na venda da participação da Novonor na Braskem.
“A previsão é em março de 2026 a Braskem já estará sob nova gestão”, disse a terceira fonte. “Isso tem que ser comemorado; foi um passo importante que as empresas deram, soluciona oito anos de controvérsia e vira-se uma página importante e abre-se uma boa perspectiva”, acrescentou a segunda fonte.
Procurada, a Petrobras não pode comentar o assunto de imediato.
Insatisfeita com o atual acordo de acionistas e o poder de decisão limitado na Braskem, a Petrobras considera ser “possível” até assumir a operação da petroquímica na qual é uma das sócias, disse a presidente da estatal, Magda Chambriard, nesta sexta-feira (5).
Em evento na sede da Firjan, a federação das indústrias do Rio de Janeiro, Magda disse que “esse é um assunto em discussão, que não está fechado, então qualquer coisa que eu diga a esse respeito não seria mais do que especulação.”
A executiva afirmou ainda que existem “sinergias” entre a atividade de uma petroquímica com a de uma petroleira, no caso, a própria Petrobras.
Ela disse esperar para este ano um novo acordo de acionistas na Braskem, junto ao sócio Novonor (ex-Odebrecht). Afirmou ainda que as discussões têm evoluído.
Paralelamente, sabe-se que a Novonor tem negociações avançadas para a venda de uma parte significativa de sua fatia na petroquímica para a IG4 Capital, com o objetivo de saldar suas dívidas bilionárias.
A Petrobras precisa avalizar a operação e aprovar o novo acordo de acionistas com eventuais novos sócios. Bancos credores esperam que o acordo entre Novonor e IG4 seja assinado na semana que vem. Magda disse que há evolução nas tratativas, mas que não pode dizer que está fechado. “Temos ainda algumas questões societárias a serem ajustadas”, concluiu.
A Petrobras está se preparando para reiniciar a produção defertilizantes nas fábricas do Nordeste, o que deve acontecer até janeiro, afirmou nesta quinta-feira (4) o diretor-executivo de processos industriais e produtos da estatal, William França.
Em outubro, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, havia dito que a companhia reiniciaria a operação no início de 2026, mas não deu um prazo mais específico.
A Petrobras voltou a investir em fertilizantes após uma demanda do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que busca deixar o setor agrícola menos dependente de importações do insumo.
A Fafen Sergipe tem capacidade instalada para 1,8 mil toneladas de ureia por dia, enquanto a Fafen Bahia pode produzir 1,3 mil toneladas/dia.
As Fafens chegaram a ser arrendadas pela Unigel, mas voltaram ao controle da Petrobras neste ano, após ficarem hibernadas desde 2023 por dificuldades financeiras.
Uma outra unidade parada desde o governo anterior, a Ansa, no Paraná, deve ter a partida iniciada em março de 2026, de acordo com o executivo. A fábrica paranaense tem capacidade de 1,9 mil toneladas diárias.
O plano inicial da Petrobras é atender em 2026 cerca de 20% do mercado brasileiro de fertilizante nitrogenado, produto que o Brasil importa em grande escala.
Mas, segundo o diretor, os planos da companhia vão além.
Até o fim da década, o país deve produzir cerca de 40% da demanda interna de ureia, hoje quase totalmente importada.
A Petrobras também prevê iniciar em 2029 a produção de fertilizantes em Três Lagoas (MS), fábrica cuja construção foi paralisada por anos, ampliando a capacidade nacional e reduzindo importações.
“O Brasil consome cerca de 8 milhões de toneladas de ureia por ano. Vamos chegar a menos de 4 milhões de toneladas importadas com Três Lagoas operando, com as Fafens e Ansa. Vamos atender 40% ou mais do mercado”, disse França.
A possibilidade de resolução da novela envolvendo o futuro da Braskem movimentou o mercado de ações nesta quarta-feira (19). A companhia chegou a liderar as altas do dia no Ibovespa, saltando mais de 9% em sua máxima no intradia, mas devolveu os ganhos e sobe apenas 0,87% às 16h14. Duas notícias puxaram os papéis: a aprovação de um novo programa de incentivos para o setor químico e as notícias sobre o avanço nas negociações para a troca de controle da empresa.
Em relação ao comando da Braskem, o colunista Lauro Jardim, de O Globo, informou que a gestora IG4 está próxima de firmar um acordo com os bancos credores da Novonor(Itaú, Bradesco, Santander, Banco do Brasil e BNDES) para assumir as ações da ex-Odebrecht na Braskem. A Novonor detém 50,1% das ações com direito a voto da Braskem e 38,3% do capital total da companhia.
O InvestNews confirmou a informação e apurou que ainda faltam detalhes jurídicos para a assinatura, o que poderá levar mais alguns dias, devendo ocorrer mais para o fim da próxima semana. Com a troca de controlador, uma nova diretoria deverá assumir a empresa petroquímica, conforme mostrado no fim de setembro.
A IG4, do gestor Paulo Mattos, firmou em agosto um acordo de exclusividade de 90 dias com os bancos credores da Novonor que possuem as ações da Braskem em garantia. O acordo vence nos próximos dias, o que explica a maior expectativa do investidor por uma resolução da história, mas as negociações seguirão mesmo sem a exclusividade.
A antiga Odebrecht contratou empréstimos e utilizou os papéis como alternativa de pagamento, caso não conseguisse honrar os compromissos. O valor da dívida da Novonor com os bancos gira em torno dos R$ 19 bilhões.
O InvestNews apurou que a Petrobras, sócia da Novonor no ativo, observa o desenrolar da negociação, mas ainda não recebeu comunicados contundentes por parte da gestora. A petroleira aguarda o desfecho da transação com o IG4 para definir possíveis aportes na Braskem. É possível que o tema seja colocado na pauta da próxima assembleia do comitê de investimentos, marcada para 26 de novembro.
A definição do cenário é crucial para se decidir sobre as formas de reestruturação de capital na Braskem, que poderá incluir reestruturação de ações e dívidas, e a participação da Petrobras nesse processo.
Algo que joga a favor da petroquímica é o acordo firmado com o governo de Alagoas para o pagamento de R$ 1,2 bilhão em indenizações relacionadas ao desmoronamento do solo em bairros da capital alagoana, Maceió; um desastre causado pela extração de sal-gema pela petroquímica. O valor será pago ao longo de 10 anos.
Questionado sobre a possibilidade de desfecho do imbróglio na última teleconferência com analistas, o CEO da companhia, Roberto Ramos, reforçou que a empresa continua em “compasso de espera”. “Não somos nem atores coadjuvantes, nós somos espectadores. Talvez espectadores de primeira fila, mas apenas espectadores”, reiterou.
Além disso, a empresa foi beneficiada indiretamente pela aprovação do Programa Especial de Sustentabilidade da Indústria Química (PRESIQ), novo programa de incentivo ao setor que substituirá o Regime Especial da Indústria Química (REIQ), no Senado.
Incentivos fiscais
A companhia aguardava a aprovação de um projeto de lei que expandiria o programa REIQ. Intitulado PRESIQ, o programa cria um novo regime para o período de 2027 a 2029, com possibilidade de créditos industriais de até 5% do valor de aquisição de matérias-primas (limitados a R$ 3 bilhões), dos quais 10% devem ser reinvestidos em P&D.
O projeto é visto por analistas do mercado como uma “salvação” para o caixa da Braskem, já que daria fôlego para que a companhia termine seus investimentos, sobretudo na ampliação de seu complexo industrial em construção no Rio de Janeiro.
Com a aprovação do projeto no Senado na última terça-feira (18), a XP Inc. estima um aumento de cerca de US$ 25 milhões no Ebitda da companhia em 2025 e de até 380 milhões para 2026 (entre +55-70% em relação ao EBITDA da Braskem nos últimos 12 meses) com a extensão do REIQ. Entre 2027 a 2029, o impacto positivo esperado é de até US$ 280 milhões por ano. O projeto de lei agora segue para sanção presidencial.
Os incentivos propostos no projeto de lei podem ser divididos em duas partes. Em primeiro lugar, há a expansão do programa REIQ, que oferece um crédito fiscal de cerca de 0,73% sobre compras de nafta e outras matérias-primas.
De acordo com o novo projeto de lei, esse benefício aumentaria para 5,50% entre novembro e dezembro de 2025 e para 6,25% em 2026. Em relação ao Presiq, cria-se um novo regime para o período entre 2027 e 2029, no qual o governo concederia créditos fiscais até um limite máximo de R$ 3 bilhões por ano.
“Se o projeto de lei for aprovado, representará um alívio substancial para a Braskem, podendo interromper a queima recorrente de caixa da empresa em meio ao ciclo de baixa nos spreads petroquímicos globais”, afirmou a XP, em documento aos clientes assinado pelo analista Regis Carvalho. “Do limite máximo [do PRESIQ] de R$ 3 bilhões para todo o setor para 2027 a 2029, estimamos que aproximadamente R$ 1,5 bilhão (cerca de US$ 280 milhões) seria destinado à Braskem.”
O projeto de lei agora segue para sanção presidencial. O presidente tem 15 dias úteis para aprovar ou vetar a proposta, no todo ou em partes. Uma vez sancionado e publicado, o projeto de lei entrará em vigor imediatamente.
Além disso, a companhia também tem atuado junto à indústria no processo antidumping para o polietileno importado dos EUA e do Canadá. Nas contas da XP Inc, se aprovado, a medida poderia adicionar cerca de US$ 100 milhões em Ebitda para a Braskem.
Diante da queda da demanda global, a companhia defende a aplicação da medida protetiva para importação do polietileno para consumo interno e uma manutenção da alíquota de imposto de importação de 20% no Brasil para resinas de polietileno, polipropileno e PVC.
A votação no Senado que institui a tributação sobre dividendos a partir de 2026 fez com que algumas empresas antecipassem o pagamento de dividendos aos acionistas. Isso porque os dividendos declarados em 2025, com base nos lucros obtidos neste ano e em anos anteriores — ou seja, incluindo lucros acumulados e reservas de lucros — continuam sob a regra anterior. Não estão sujeitos, portanto, ao imposto de até 10% para quem tira mais de R$ 600 mil por ano (ele varia de 1% daí até 660 mil/ano e chega a 10% para ganhos de mais de 1,2 milhão/ano).
Entre as empresas que já declararam o pagamento de dividendos estão a Axia (ex-Eletrobras) e a Petrobras. A estatal anunciou o pagamento de dividendos no valor de R$ 12,16 bilhões. Os proventos serão pagos como antecipação da remuneração aos acionistas relativa ao exercício de 2025, declarada com base no balanço de 30 de setembro, em duas parcelas nos meses de fevereiro e março de 2026.
Já a Axia distribuirá R$ 4,3 bilhões, sob a forma de dividendos, utilizando parte do saldo da reserva estatutária. Em ambos os casos, o anúncio foi de pagamento de dividendos intercalares, ou seja, antes do encerramento do exercício fiscal, com base em lucros já apurados.
A Vulcabras também acelerou a distribuição de dividendos, justamente de olho na mudança de tributação e na necessidade de não carregar “caixa ocioso” dentro da empresa.
Depois de dois anos operando com caixa líquido, a gestão decidiu devolver ao acionista o excedente, mantendo apenas o necessário para operar, investir e sustentar o ROE elevado. No segundo semestre, a companhia pagou R$ 300 milhões em dividendos e agora anunciou mais R$ 597 milhões, combinando o movimento com um aumento de capital que permite ao investidor reinvestir o dividendo e, ao mesmo tempo, otimizar a base tributária ao elevar o custo de aquisição das ações.
De acordo com Wagner Dantas, CFO da Vulcabras, a empresa pretende seguir avaliando novas distribuições à luz da tributação, mas sem comprometer o balanço nem se expor demais a um 2026 potencialmente mais volátil.
A lista de empresas que devem anunciar o pagamento de dividendos devido à mudança tributária deve aumentar. Um relatório divulgado pelo BTG Pactual estima 20 empresas com maior probabilidade de fazer grandes pagamentos. A lista inclui Metalúrgica Gerdau, Unifique, Blau, Marcopolo, Eztec, Copel, Intelbras, Isa Energia, Energisa, C&A, PetroReconcavo e Usiminas, entre outras. Segundo o banco, algumas dessas empresas podem anunciar pagamentos de dividendos extraordinários que podem render retornos entre 15% e 20%.
Lucros acumulados em 2025
Os lucros apurados até 31 de dezembro de 2025 permanecem isentos do IR sobre dividendos, desde que:
a distribuição seja deliberada até 31/12/2025;
o pagamento siga os prazos legais, mesmo que realizado em 2026;
o lucro esteja formalmente apurado antes da virada do exercício.
Essa regra cria uma janela de planejamento tributário até o fim de 2025 para empresas e sócios que desejem antecipar a distribuição de lucros sob o regime antigo, livre da nova tributação.
Planejamento tributário
Essa estrutura levantou questões sobre possíveis estratégias de planejamento tributário, especialmente se os investidores poderiam evitar o novo imposto mantendo ações por meio de fundos de investimento nacionais, que continuariam recebendo dividendos isentos de impostos. No entanto, os benefícios dessa abordagem são limitados.
Para as empresas que já distribuem dividendos por meio de estruturas de fundos, a reforma não altera o tratamento tributário atual: os pagamentos de dividendos continuam isentos, mas, no resgate ou amortização, as cotas do fundo estão sujeitas ao imposto sobre ganhos de capital. De acordo com as regras existentes, isso geralmente resulta em 15% de imposto sobre os ganhos totais acumulados em todos os ativos da carteira. Como esse tratamento permanece inalterado, a reforma não cria incentivos para as empresas usarem fundos para distribuir lucros.
Para as empresas que atualmente distribuem dividendos diretamente aos seus proprietários, transferir ativos para uma estrutura de fundos acionaria o imposto sobre ganhos de capital sobre a diferença entre o custo de aquisição e o valor de mercado atual — um custo inicial potencialmente significativo.
Portanto, o incentivo para aproveitar a janela de isenção fiscal parece mais relevante para empresas estrangeiras que remetem dividendos para o exterior e para empresas nacionais que distribuem diretamente aos seus proprietários.
Bom dia! A sexta-feira, 7 de novembro, começa em clima de cautela lá fora, mas nada para se preocupar. As ansiedade diante da percepção de valorização excessiva das big techs ainda se mostra presente, mas os futuros das bolsas de Nova York indicam uma visão de copo meio cheio. Aqui, o dia começa com Petrobras em destaque após aprovar R$ 12,2 bilhões em dividendos — tema que deve dominar as conversas dos investidores. A seguir, os números da manhã e o que acompanhar.
Enquanto você dormia…
Às 7h20, os futuros das bolsas de Nova York mostravam um misto de ânimo, mas com um pé atrás: S&P 500 +0,05% e Nasdaq +0,04%.
Na Europa o tom era levemente positivo, em meio a temporada de balanços, com o STOXX 600 em alta de +0,2%.
Na Ásia, dados mais fracos de exportação chinesa pesaram: o Nikkei japonês encerrou em queda de -1,19% e o Hang Seng, de Hong Kong, caiu -0,92%.
O índice dólar (DXY) se mantém em leve alta aos 99,8 pontos; o petróleo Brent segue em alta de 1,26% a US$ 63,7 o barril; a Treasury de 10 anos também sobe para 4,11% ao ano.
Destaques do dia
A Petrobras vai pagar R$ 12,2 bi em proventos (dividendos e JCP) extras, com depósitos na conta dos acionistas em 20 de fevereiro e 20 de março de 2026. Quem comprar papéis da petroleira até 22 de dezembro poderá receber. Após isso, a ação se torna “ex-dividendo”, ou seja, sem direito a receber essa distribuição de lucros.
E daí? O tema deve mexer com as ações da Petrobras, especialmente as preferenciais (PN), na abertura da bolsa. Uma alta da gigante brasileira ajuda a levar o Ibovespa de “carona”.
Giro pelo mundo
Pacote histórico de remuneração: acionistas da Tesla aprovam plano que pode levar o CEO Elon Musk a se tornar trilionário. Sim, pode render até US$ 1 trilhão se as metas agressivas forem cumpridas. Acompanhar reação do papel e desdobramentos legais.
China: exportações caem em outubro e azedam a inclinação de investidores por risco. A leitura pesou nas bolsas da Ásia e pode influenciar os preços de commodities.
Petróleo: após três quedas, os referenciais Brent global e WTI americano reagem, mas caminham para 2ª semana de perdas.
Giro pelo Brasil
Dia de indicadores: inflação medida pelo IGP-DI e produção industrial pelo IPP. As leituras podem ajudam a calibrar curva de juros.
Giro corporativo
SLC Agrícola fechou um acordo de R$ 1,03 bi com fundos do BTG para projeto de irrigação na Bahia. O grupo agro é um dos maiores proprietários de terras do país e o modelo de parcerias ajuda a aumentar a área plantada.
Heineken Brasil disputa pela liderança do segmento premium cabeça a cabeça com a Ambev. Sua nova “arma” foi a inauguração de uma nova fábrica bilionária em Passos (MG), com capacidade de 5 milhões de hectolitros (equivalente a 500 milhões de litros ou 1,4 bilhão de latas de 350 ml).
Agenda do dia
08:00: Inflação pelo IGP-DI (out) — FGV. Termômetro de inflação no atacado, é um importante indicador dos efeitos do câmbio e dos preços de commodities.
09:00: Atividade industrial pelo IPP (set) — IBGE. Sinaliza pressão de custos industriais.
10:00: Indicadores industriais (set) — IBGE. Vai mostrar o nível de produção e tendências entre setores.
11:00: O integrante do Fed, Philip Jefferson, faz discurso. Comentários de membros do banco central americano podem mexer com a curva de juros das Treasuries nos EUA.
19:00: O integrante do Fed Stephen Miran faz comentários sobre inflação e mercado de trabalho. Miran tem sido um dos membros do BC dos EUA mais vocais para o Fed ampliar os cortes de juros.
A Petrobras informou nesta quinta-feira (6) que seu conselho de administração aprovou o pagamento de dividendos intercalares no valor de R$ 12,16 bilhões, o que equivale a R$ 0,94320755 por ação ordinária e preferencial em circulação.
A remuneração é uma antecipação relativa ao exercício de 2025, com base no balanço de 30 de setembro de 2025.
A Petrobras registrou lucro líquido de US$6,03 bilhões no terceiro trimestre, alta de 2,7% na comparação anual, em um período marcado por um recorde na exportação de petróleo, com o avanço da produção no pré-sal, informou a companhia nesta quinta-feira.
Na comparação com o segundo trimestre, o resultado cresceu 27,3%, segundo a Petrobras.
O lucro cresceu apesar de um recuo de 13,9% nos preços do petróleo, em relação ao terceiro trimestre de 2024.
Entre julho e setembro, a companhia registrou que o petróleo Brent, referência internacional, teve média de US$69,07. Na comparação com o segundo trimestre, houve alta de 1,8%.
“Nos últimos doze meses, o Brent caiu US$11 por barril e nós conseguimos compensar este impacto na receita, elevando nossa produção de óleo para mais de 2,5 milhões de barris por dia, estabelecendo diversos recordes operacionais”, disse em nota Fernando Melgarejo, diretor financeiro e de Relacionamento com Investidores.
“Aumentamos nossa eficiência, reduzimos as paradas de produção e alcançamos o topo da produção do FPSO Almirante Tamandaré, superando sua capacidade nominal.”
O lucro antes de juros, impostos, amortização e depreciação (Ebitda) ajustado da Petrobras totalizou US$11,73 bilhões entre julho e setembro, alta de 2,2% versus o mesmo período de 2024.
A receita de vendas da petroleira somou US$23,48 bilhões no terceiro trimestre, alta de 0,5% na comparação anual e avanço de 11,6% versus o trimestre imediatamente anterior.
Os dividendos serão pagos em duas parcelas, em fevereiro e março de 2026, com datas de corte estabelecidas para 22 de dezembro de 2025 para ações negociadas na B3, e 26 de dezembro de 2025 para ADRs na NYSE.
A forma exata de distribuição, entre dividendos e juros sobre capital próprio, será definida até 11 de dezembro de 2025.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
Não é por acaso que a China lidera em produção de carros elétricos. Trata-se de uma política nacional para diminuir a dependência de petróleo.
A China produz até mais do que o Brasil: 4,2 milhões de barris por dia (contra 3,8 mbpd por aqui), mas consome quase tanto quanto os Estados Unidos. São 16 milhões de barris por dia.
Dá só 3 mbpd menos que os americanos, com uma diferença: enquanto os EUA chegaram à autossuficiência, com sua extração de 20 milhões de barris por dia, a China depende de petróleo importado para manter seu coração batendo. É o maior comprador do mundo, de longe.
A participação chinesa nas nossas exportações de petróleo é absurda. Dos 1,7 milhões de barris por dia que o país exportou em 2024, 750 mil foram para a China. Ou seja: 44%. Só que uma fatia cada vez maior desse bolo parte de empresas chinesas que atuam na extração de petróleo por aqui.
Em agosto de 2025, data dos dados mais recentes, elas tiraram 221,7 mil barris por dia dos nossos mares. Dá 5,7% da produção total.
Não chega a ser um absurdo. O Reino Unido fica com 11% (por ser o país-sede da Shell, a segunda maior concessionária de campos de petróleo brasileiros, atrás apenas da Petrobras). Mas a proporção que mais cresce entre os players relevantes é a da China mesmo, que passou a ser o terceiro país com mais presença na produção nacional, atrás do Reino Unido e, claro, do próprio Brasil.
O país da Muralha atua por aqui com três estatais: Sinopec, CNPC (China National Petroleum Corporation) e CNOOC (China National Offshore Oil Corporation). Até outro dia, em 2021, elas respondiam por apenas 2% da produção brasileira. Ou seja: a fatia chinesa triplicou de lá para cá:
Mesmo assim, o objetivo da China não é fazer volume a qualquer custo. As petroleiras de lá prezam mais pela qualidade dos campos do que pela quantidade de áreas de exploração. É o que vamos ver agora.
Mandato duplo
Rivaldo Moreira Neto, diretor de infraestrutura da consultoria Alvarez & Marsal, tem uma boa analogia para descrever a estratégia chinesa: ‘mandato duplo’.
Trata-se de um paralelo com a missão dupla do Fed, o banco central americano: de um lado, controlar a inflação (o que pede altas nos juros); de outro, combater o desemprego (tarefa que exige baixar os juros) – no Brasil também é assim, mas a tradição vem do Fed. É de “mandato duplo” que os economistas chamam esse equilíbrio de interesses.
Pois bem. “Claro que a China busca rentabilidade, mas com um mandato duplo”, diz Rivaldo. “De um lado, retorno financeiro, de outro, segurança de acesso ao petróleo”.
“Segurança” significa escolher os maiores campos, que garantem produção por décadas. E aqui dá pra desenhar a estratégia chinesa.
O pré-sal tem 31 campos de petróleo. Mas os três maiores concentram, sozinhos, 70% da produção. São eles:
E é justamente nesse trio de megacampos que as chinesas concentram o grosso de suas atividades. Em Búzios, elas têm uma participação de 11,1% (3,7% com a CNPC e 7,4% com CNOOC, especializada em águas profundas). O resto fica com a Petrobras. Veja abaixo as participações das chinesas nesses três campos:
Em tempo. Enquanto CNOOC e CNPC atuam por conta própria no Brasil, a Sinopec entra por meio de joint-ventures. No campo de Tupi, ela atua com a portuguesa Galp, num esquema 70-30: 70% pertence à Galp; 30%, à Sinopec.
Essa joint-venture possui 10% de Tupi. Na prática, então, a Sinopec tem 3% do campo – como mostramos ali na tabela. Além desse campo, essa sociedade sino-lusa também opera em outros quatro de menor porte.
Essa não é a única joint-venture da qual a Sinopec participa. Eles têm outra, com a espanhola Repsol, que opera em outros sete campos menores. No total, ela atua em 12 campos. Dos 31 do pré-sal, ela está em 11 – 35% de presença.
Mas a Sinopec, cheia de tentáculos em campos menores, é meio que a exceção que confirma a regra. Porque CNOOC e a CNPC seguem à risca a estratégia de focar em campos gigantes e longevos: atuam apenas em Búzios e Mero. E mesmo assim a produção delas é bem maior que a da Sinopec. Aqui, com números de agosto (os mais recentes):
Para dar uma ideia: a produção que cabe à CNOOC no Brasil é superior à da Prio, a maior das petroleiras independentes do país. Faça você mesmo suas comparações entre a tabela de cima, com os números das chinesas, e a de baixo, com a produção das brasileiras de capital privado.
Em tempo. O movimento chinês no Brasil não é totalmente expansionista. No jogo de fusões e aquisições petrolíferas, uma das estatais deles saiu do país. Foi a Sinochem. Ela tinha 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Em setembro do ano passado, vendeu essa participação para a Prio, pro US$ 1,9 bilhão.
Em maio deste ano, a junior oil brasileira completaria a aquisição do campo todo, comprando por US$ 3,5 bilhões os demais 60%, que pertenciam à Equinor, da Noruega.
‘Bons em aprender’
Além de focar em megacampos, as petroleiras chinesas têm outra característica: participar sempre como não operadoras. A empresa que opera o campo é a que manda. Desenha o projeto, faz a extração, define o ritmo dos trabalhos.
Em Búzios, Tupi e Mero, os grandes campos do pré-sal, esse papel é da Petrobras. As chinesas entram como investidoras coadjuvantes.
Plataforma P-74 no campo de Búzios, operado pela Petrobras com duas sócias chinesas. Foto: Divulgação/Petrobrás
Existe um motivo para isso. Primeiro, que 70% da produção de petróleo na China é em terra. O mar não é exatamente a praia da Sinopec e da CNPC. E mesmo a CNOOC, nascida e criada para o offshore, prefere ir de mansinho. “O pré-sal é uma província muito particular. Não é trivial chegar num país novo e operar campos dessa complexidade”, diz Rivaldo Moreira Neto, da A&M.
“Então existe também esse componente estratégico de aprendizado: estarem juntas de quem opera agora para talvez, no futuro, se tornarem operadores também”, completa o consultor. “Eles são bons em aprender.”
De fato. Na indústria automobilística aconteceu algo parecido, de certa forma. Entre os anos 1980 e 2000, as montadoras estrangeiras que quisessem entrar no mercado chinês eram obrigadas a fazer joint ventures com estatais de lá.
Surgiram aí SAIC-Volkswagen, Dongfeng-Peugeot, Beijing-Benz, GAC-Honda… E no fim os chineses aprenderam tão bem sobre como produzir carros que, hoje, são eles quem dão aula. Nada indica que no petróleo será diferente.
A produção de petróleo da Petrobras no Brasil cresceu 18,4% no terceiro trimestre ante igual período do ano passado, permitindo um recorde de exportações da commodity pela estatal, com o avanço operacional de novas plataformas e menor volume de paradas programadas, apesar de declínio em campos maduros.
A Petrobras produziu uma média de 2,52 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) no país entre julho e setembro, versus 2,13 milhões de bpd nos mesmos três meses de 2024, mostrou a empresa em seu relatório de produção e vendas, nesta sexta-feira (24).
Na comparação com o segundo trimestre, houve uma alta de 8% na produção de petróleo da Petrobras no Brasil.
O avanço, segundo a Petrobras, ocorreu principalmente com o atingimento do topo de produção do FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, e aumento da capacidade de produção do FPSO Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero.
Além disso, houve avanço na produção dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador, e Alexandre de Gusmão, no campo de Mero.
Durante o terceiro trimestre, entraram em operação 11 novos poços produtores, sendo 7 na Bacia de Campos e 4 na Bacia de Santos, informou o relatório.
Somente no pré-sal, a Petrobras produziu 2,12 milhões de bpd nos meses de julho e setembro, alta de 16,2% na comparação com o mesmo período do ano passado e avanço de 6,6% em relação ao segundo trimestre.
As exportações de petróleo da estatal somaram recorde 814 mil bpd no terceiro trimestre, alta de 36,1% ante o mesmo período do ano passado e avanço de 18% na comparação com o segundo trimestre.
A China, principal destino das exportações de petróleo da Petrobras, representou 53% das vendas externas da empresa, contra 39% no mesmo período de 2024 e 51% no segundo trimestre.
Os países da Ásia (fora a China) somaram 19%, enquanto a Europa representou 15% e os Estados Unidos, 3%.
Produção e vendas totais
Considerando a produção total de óleo e gás natural no Brasil e no exterior, a Petrobras bombeou uma média diária de 3,14 milhões de barris de óleo equivalente (boed) entre julho e setembro, alta de 16,9% ante o mesmo período de 2024 e avanço de 7,6% versus o segundo trimestre deste ano.
Como operadora, a companhia produziu 4,54 milhões de boed no terceiro trimestre, alta de 17,3% ante igual período do ano passado e avanço de 8% na comparação com o trimestre anterior, considerando o volume total produzido pelos campos operados pela empresa, incluindo parcelas que pertencem a eventuais parceiros nos ativos.
A Petrobras também informou que suas vendas totais de petróleo, gás e derivados cresceram 9,8% no terceiro trimestre ante o mesmo período do ano passado, para 3,26 milhões de bpd, com vendas domésticas respondendo por 2,18 milhões de bpd.
O Brasil vendeu cinco dos sete blocos oferecidos em um leilão do pré-sal nesta quarta-feira (22) para grandes empresas, incluindo a Petrobras e a Equinor, em um sinal de interesse renovado na exploração de águas profundas na costa sul do país, apesar dos baixos preços do petróleo.
O leilão apresentou surpresas. A Karoon Energy, sediada em Melbourne, na Austrália, venceu sozinha o bloco Esmeralda.
As petrolíferas chinesas CNOOC e China Petroleum & Chemical, ou Sinopec, arremataram um bloco sem nenhum parceiro local.
“A rodada de licitações foi um sucesso”, disse Marcelo De Assis, consultor independente de petróleo, com base no Rio de Janeiro. “Um bloco operado pela China no pré-sal é o primeiro.”
Os campos estão localizados na chamada região do pré-sal, tão produtiva que o maior projeto individual produz mais petróleo do que toda a Colômbia.
Descobertas feitas na década de 2000 impulsionaram o Brasil a se tornar o maior produtor da América Latina, mas a exploração perdeu força por mais de uma década, até que a BP anunciou, neste ano, a descoberta de Bumerangue, também no pré-sal.
A Petrobras também anunciou uma série de descobertas de petróleo no bloco Aram, no pré-sal.
“O mais importante é que o pré-sal voltou a aquecer”, disse Pedro Zalan, geólogo e consultor que trabalhou anteriormente na Petrobras. “O pré-sal, que estava um pouco desanimado, ganhou fôlego extra.”
Ainda assim, as grandes empresas europeias que operam no Brasil, Shell, BP e TotalEnergies não apresentaram ofertas.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) recebeu compromissos de investimento, mesmo em meio aos preços baixos que estão levando as petroleiras a cortar gastos e reduzir o quadro de funcionários.
A Petrobras vai retomar a produção em uma plataforma de um de seus dois maiores campos de petróleo offshore. Com isso, a empresa deve aumentar o excedente de oferta global, que deixou os preços do petróleo bruto na faixa de US$ 60 o barril.
A Petrobras está reiniciando a operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis após concluir os trabalhos solicitados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, informou a empresa à Bloomberg News.
A unidade produziu 43.951 barris por dia em janeiro no Campo de Tupi, antes de ser fechada no mês seguinte pela ANP por questões de segurança.
Tupi é atualmente o segundo maior campo produtor do Brasil, tendo sido superado no início deste ano por Búzios, onde a Petrobras se prepara para iniciar a produção em seu sétimo FPSO. A produção total do Brasil aumentou acentuadamente durante o primeiro semestre deste ano, mas se estabilizou em torno de 4 milhões de barris por dia nos últimos meses, de acordo com dados da ANP.
Além da Petrobras, a Equinor trabalha para restaurar a produção no campo de petróleo offshore Peregrino, cuja produção foi interrompida em agosto pela ANP, e atua para iniciar a produção no Bacalhau, um grande campo de petróleo em águas profundas.
A produção adicional do Brasil pode prejudicar ainda mais as perspectivas para os preços do petróleo e agravar o excesso de oferta previsto para o final deste ano. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados continuam adicionando barris ao mercado.
A petrolífera colombiana Ecopetrol está em busca de negócios de petróleo e gás no Brasil que podem incluir um polo de campos onshore da Petrobras na Bahia.
“Acreditamos que o onshore brasileiro tem grande potencial, especialmente em gás natural”, disse Jorge Martínez, chefe das operações da Ecopetrol no Brasil, em entrevista no Rio de Janeiro.
A Ecopetrol busca alavancar sua expertise em campos terrestres na Colômbia para expandir no Brasil, que é o maior produtor de petróleo da América Latina.
“A Petrobras e outras grandes petrolíferas têm se concentrado em megacampos em águas profundas, e há oportunidades de expansão da produção em áreas terrestres que têm sido negligenciadas”, disse Martínez. Ele espera que a demanda por gás natural cresça como fonte de eletricidade para projetos como os de data centers.
A estatal Ecopetrol está disposta a assumir riscos de exploração em regiões petrolíferas como os polos Potiguar e Recôncavo, no Nordeste do Brasil.
A Petrobras considera vender seu Polo Bahia Terra, um complexo de campos onshore, onde os custos operacionais são mais altos do que em campos de águas profundas na chamada região do pré-sal, disse a CEO Magda Chambriard anteriormente neste ano.
“Se Petrobras decidir vender seus ativos no Complexo Bahia Terra, ou buscar um parceiro, gostaríamos de participar desse processo”, disse Martínez.
Ecopetrol e Petrobras
As duas empresas já trabalham juntas na maior descoberta de gás natural offshore da Colômbia.
O projeto Sirius pode triplicar as reservas colombianas se o depósito for comercialmente viável, potencialmente aliviando a escassez do país. A Petrobras é a operadora.
Um programa de desinvestimento na gestão anterior da Petrobras deu às petroleiras brasileiras e estrangeiras a oportunidade de comprar campos em terra onde a estatal considerava de baixa prioridade.
A Ecopetrol está buscando fusões e aquisições com estas empresas para expandir suas reservas e a produção. A empresa também planeja participar de futuras rodadas de licitação onshore.
“Bons negócios sempre arranjam dinheiro”, disse Martínez.
A produção de petróleo e gás natural no setor onshore do Brasil começou a declinar no início dos anos 2000 e bateu na mínima de 206.792 barris de óleo por dia em 2022, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A agência espera que a produção cresça após a aquisição de ativos da Petrobras por novos operadores.
A Ecopetrol está no Brasil há quase 20 anos e tem participações minoritárias nos projetos de águas profundas Gato do Mato e Santos Sul, onde a Shell é a operadora.
O empresário argentino Marcelo Mindlin aprendeu cedo que ter dinheiro disponível é vital para atravessar as instabilidades econômicas do seu país. Também é adepto da doutrina de que é nas crises que surgem as melhores oportunidades de compra. Foi assim que, em 2016, adquiriu a operação da Petrobras na Argentina e transformou seu grupo, a Pampa Energía, na maior empresa privada de energia dos nossos vizinhos.
Agora, com a mesma cartilha, se prepara para suceder a família Camargo, dona da Mover (a antiga Camargo Corrêa) como um dos principais acionistas da InterCement, a terceira maior produtora de cimento do Brasil.
Mindlin lidera um grupo de investidores internacionais que comprou dívidas da InterCement de bancos brasileiros para concentrar a maior fatia do passivo e, assim, ganhar poder de negociação junto ao grupo Mover. Uma assembleia nesta segunda-feira (6) tende a selar a saída definitiva da família de Sebastião Camargo do negócio de cimentos, abrindo espaço para que os credores assumam a InterCement.
Estima-se que esse consórcio — que inclui também as gestoras Moneda, Redwood e Contrarian — já tenha reunido cerca de R$ 7,3 bilhões em títulos de dívida da InterCement, tornando-se o principal credor da companhia, que tem hoje cerca de R$ 9 bilhões em passivos.
“Numa Argentina com tanta volatilidade, a questão financeira é crucial. Quem fica endividado e é pego por uma dessas crises, acaba caindo. Mas, se uma dessas crises te pega com liquidez, você pode justamente aproveitá-la e crescer, seja investindo ou comprando ativos”, disse Mindlin em uma de suas poucas entrevistas, concedida recentemente ao economista Alfredo Zaiat.
O interesse de Mindlin tem nome e sobrenome: Loma Negra, dona de 45% do mercado de cimento da Argentina e que lucrou US$ 19,2 milhões no primeiro semestre deste ano, registrando recieta líquida de US$ 291 milhões. A InterCement tem 54% das ações de Loma Negra, enquanto o restante está em circulação no mercado acionário (o chamado “free float“).
Cimentos Loma Negra: empresa da InterCement (Bloomberg)
Listada na Bolsa de Nova York, a companhia é a joia da coroa da InterCement e foi alvo de cobiça de grandes players do Brasil, entre eles Benjamin Steinbruch, o dono da CSN, que tentou até o fim do ano passado comprar a IC antes de seu pedido de recuperação judicial. Na imprensa argentina, Marcelo Mindlin já é tratado como o novo controlador de Loma Negra.
“As multinacionais continuam saindo do país. (…) Todas essas empresas foram compradas por empresários locais. Isso nunca tinha acontecido na Argentina. (…) Vejo que é uma época em que os empresários locais estão assumindo a dianteira e investindo no país”, prosseguiu Mindlin a Zait.
Além do valor simbólico de trazer de volta a icônica Loma Negra para mãos argentinas — a indústria criada por Amalia Fortabat em 1926 foi comprada pela Camargo Corrêa há 20 anos por US$ 1 bilhão —, o empresário também controla a construtora SACDE, uma das maiores do país, e pode encontrar na cimenteira a chance de verticalizar ainda mais seus negócios.
A grande dúvida agora, segundo profissionais do setor, é o destino das operações brasileiras da InterCement — um parque industrial de 10 fábricas e as marcas Cauê, Goiás e Zebu. Não estão claras as pretensões de Mindlin para essa parte da InterCement.
“A tendência é que o Mindlin fique com a Loma Negra e que o restante fique com os outros credores e seja vendido, já que não há sinergia com os negócios dele. Mas ainda é cedo para cravar”, afirma um executivo de um concorrente ouvido pelo InvestNews.
Outra incógnita é qual o real tamanho da fatia que Mindlin terá na nova InterCement. O InvestNews procurou os representantes do empresário argentino na última semana, mas não obteve resposta. A InterCement e a Mover não comentam.
O futuro da InterCement
Fundada em 1939 por Sebastião Camargo e Sylvio Brand Corrêa como empreiteira, a Camargo Corrêa logo diversificou-se para outros setores. O cimento, insumo natural de suas obras, ganhou corpo com a criação da Camargo Corrêa Cimentos nos anos 1970. Sob o comando da família Camargo, a empresa se expandiu por nove países, com dezenas de fábricas e milhares de empregados e adotou o nome de InterCement.
Mas a crise que atingiu o grupo da família de Sebastião Camargo após a Lava Jato tornou suas dívidas impagáveis. Uma tentativa frustrada de abrir o capital da InterCement deflagrou uma crise ainda maior. Em dezembro, a InterCement e a Mover pediram recuperação judicial.
O plano de RJ da InterCement abriu caminho para que credores convertessem dívida em ações. Quem aceitasse a troca por equity ganharia direito a voto e participação no futuro da empresa; quem recusasse teria prazos longos, carência e fortes descontos para receber — em alguns casos superiores a 60%.
Na prática, a lógica é simples: quem concentrar a maior fatia dos bonds e debêntures será o controlador da InterCement. Com a saída definitiva da Mover do capital da companhia de cimento, a gestão passará a ser exclusiva dos credores liderados por Marcelo Mindlin.
Instalação industrial da InterCement. Foto: Divulgação
Nos últimos meses, esse grupo comprou créditos de bancos que não tinham interesse em se tornar acionistas nem em esperar anos para reaver os recursos. Entre eles, estavam os dois principais credores da InterCement: Itaú e Banco do Brasil.
Segundo reportagem do Pipeline, Mindlin e aliados já somam cerca de R$ 7,3 bilhões em títulos da empresa. Do total de R$ 9 bilhões da dívida, aproximadamente R$ 4 bilhões estariam vinculados à Loma Negra, que poderá ser vendida — seja para Mindlin ou para outro investidor. O restante será convertido em dívidas reestruturadas e ações da InterCement.
No fim de julho, a InterCement anunciou ter fechado um acordo com seus credores. O pacote inclui títulos participativos atrelados à Loma Negra, com direito a dividendos e a eventual venda, além de novas obrigações garantidas e suspensão de litígios. A engenharia financeira dá fôlego imediato à companhia e define como os credores serão remunerados até 2026, quando deve ser decidido o destino da joia argentina.
O acerto dos Camargo também envolve a venda da fatia de 14,86% que a Mover possui na Motiva (antiga CCR) para quitar a dívida com o Bradesco, outro grande credor. Pelo acordo, a Mover receberá R$ 450 milhões em dinheiro e até R$ 50 milhões adicionais em warrants — instrumentos que dão direito a ganhos extras caso a empresa atinja determinado valor de mercado.
O jeito Mindlin
Marcelo Mindlin nasceu em La Carlota, no interior de Córdoba, em 1964. Filho de médicos e de família judia, passou parte da juventude em Israel antes de regressar a Buenos Aires para estudar economia na Universidade de Buenos Aires (UBA) e fez um MBA no Centro de Estudios Macroeconómicos de Argentina (CEMA). No ranking de 2024 da revista Forbes, foi listado como o 31º pessoa mais rica da Argentina, com patrimônio estimado em US$ 900 milhões.
Entre 1991 e 2003, foi acionista e diretor financeiro da IRSA, um dos principais grupos imobiliários do país, além de iniciativas regionais como o Fondo de Valores Inmobiliarios, na Venezuela, e a Brazil Realty, no Brasil.
Em paralelo, criou em 1989 o Grupo Dolphin, embrião do atual Grupo Emes, seu veículo de private equity. A grande virada veio em 2005, com a fundação da Pampa Energía, hoje o maior grupo privado integrado de energia da Argentina, listada em Buenos Aires e em Nova York.
Empresário Marcelo Mindlin (Bloomberg)
Mindlin construiu reputação com um estilo repetido à exaustão: comprar em momentos de crise e transformar ativos depreciados em plataformas de crescimento. Foi assim em 2016, quando comprou a Petrobras Argentina por US$ 875 milhões em meio à recessão e transformou-a em pilar da Pampa. O mesmo também ocorreu com a construtora IECSA, da família Macri, rebatizada como SACDE, que passou a disputar obras estratégicas como o gasoduto de Vaca Muerta.
Agora, aplica a mesma lógica ao cimento: usar a estratégia “loan-to-own” — comprar dívida para converter em controle acionário — e assumir a InterCement, dona da Loma Negra na Argentina e com presença no Brasil.
Além da energia e da construção, Mindlin é co-controlador da seguradora Orígenes e fundador e presidente do Museu do Holocausto de Buenos Aires. Também mantém atuação filantrópica pela Fundação Pampa, voltada à educação, e pela ONG Tzedaká.
A empresa de engenharia Azevedo & Travassos assinou um contrato com a Petrobras para o projeto UGH GasLub. O acordo, firmado por meio de um consórcio entre a controlada da A&T, Heftos Óleo e Gás, e a construtora Colares Linhares, tem valor total de R$ 1,76 bilhão e um prazo de execução de 40 meses.
As atividades incluem projeto executivo, suprimentos, construção, montagem, comissionamento e testes para a unidade de geração de hidrogênio, a ser realizada em Itaboraí, RJ.
A Heftos Óleo & Gás Construções detém 80% do projeto e a Colares Linhares participa com 20%.
A obra faz parta de um conjunto de seis grandes licitações da Petrobras nos moldes EPC (Engineering, Procurement, Construction) para as obras do Gaslub, rebatizado de Complexo de Energias Boaventura.
O projeto retoma as obras no polo deItaboraí (RJ), que foram paralisadas em 2015. As licitações incluem serviços de engenharia, projeto, equipamentos e montagem para construção de unidades de Hidrocraqueamento Catalítico (HCC), de Hidrotratamento (HDT), de Desparafinação por Isomerização por Hidrogênio (HIDW), para o laboratório e edificações do Gaslub e para Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH).
O Complexo de Energias Boaventura reunirá diferentes unidades de processamento e produção, de geração de energia a combustíveis, inclusive de fontes renováveis.
Além da própria Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), o complexo da Petrobras será composto por duas usinas termelétricas (UTEs), unidades de produção de combustíveis e lubrificantes, Unidade de Hidrocraqueamento Catalítico (HCC) e várias outras.
Tradicional empresa brasileira de engenharia e construção, a Azevedo & Travassos tem forte atuação em infraestrutura, especialmente nos setores de saneamento, óleo e gás. Fundada em 1922, tem mais de um século de experiência no mercado.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
A Braskem teve sua nota de crédito global rebaixada pela Fitch Ratings e pela S&P Global Ratings neste fim de semana, em meio ao aumento das incertezas sobre sua capacidade de honrar dívidas. A Fitch reduziu o rating para CCC+ e a S&P para CCC-, ambas categorias consideradas de “alto risco de calote”, mantendo perspectiva negativa.
As revisões ocorreram após a companhia contratar o banco Lazard e os escritórios Cleary Gottlieb e E. Munhoz Advogados para “avaliar alternativas de reestruturação financeira” — o que, muito provavelmente, deverá envolver a renegociação de dívidas, intensificando a percepção de risco no mercado.
O mercado já vinha precificando esse risco: na sexta-feira (26), os títulos da Braskem com vencimento em 2031 foram negociados a apenas US$ 0,42 por dólar de face, com taxa de retorno de 28% ao ano, enquanto as ações da petroquímica despencaram 14,8%, para R$ 7,02. No pregão desta segunda-feira (29), os papéis recuam mais 3,42%, cotados a R$ 6,78. No acumulado do ano, a queda chega a 43,4%.
Segundo a Fitch, a liquidez da Braskem — antes um ponto forte — se deteriorou rapidamente. A agência projeta consumo de caixa de R$ 3,5 bilhões em 2025 e R$ 2 bilhões em 2026, além de desembolsos bilionários relacionados ao afundamento do solo em Alagoas. A avaliação é que a empresa pode ficar sem recursos já em 2026 para lidar com dívidas que vencem a partir de 2028. A relação entre dívida e geração de caixa (conhecida como alavancagem) pode ultrapassar 10 vezes o lucro operacional nos próximos dois anos.
A S&P destacou que, diante do endividamento elevado e das condições adversas da indústria química, há uma “grande probabilidade” de que a Braskem reestruture suas dívidas em até seis meses. Para a agência, um eventual acordo de renegociação forçada ou atraso no pagamento de juros seria tratado como default, isto é, o não cumprimento de obrigações financeiras.
Em linha com essa visão, o JP Morgan avaliou que a revisão da estrutura de capital da Braskem é inevitável e deve impactar diretamente seus títulos. Para o BTG Pactual, uma das alternativas já cogitadas é a conversão de parte da dívida em ações. Nesse cenário, a Petrobras, dona de 36,1% da companhia teria de acompanhar a operação com uma injeção de US$ 1,7 bilhão para manter até 49% de participação e evitar consolidar a Braskem em seu balanço.
A conversão de dívida em ações poderia trazer alívio na alavancagem, reduzindo-a de 10 para 2,6 vezes a geração de caixa em 2026, mas às custas de uma queda estimada de 0,8 ponto percentual nos dividendos da Petrobras.
Braskem em disputa
A pressão aumenta em meio à disputa pelo futuro da Braskem. O controle da petroquímica está hoje no centro de uma queda de braço entre bancos credores, a gestora IG4, o empresário Nelson Tanure, a Petrobras e a própria Novonor (ex-Odebrecht).
A holding da família Odebrecht, em recuperação judicial desde 2019, tenta preservar ao menos 5% de participação para sustentar seu plano de reestruturação, conforme mostrou o InvestNews na semana passada.
Enquanto isso, os bancos credores da Novonor (Itaú, Bradesco, Banco do Brasil, Santander e BNDES) negociam com a IG4 a transferência dos créditos atrelados à fatia de 38,3% que detêm como garantia. Já a Petrobras busca ampliar sua influência na gestão e condiciona um eventual aporte de capital à saída da Novonor do bloco de controle.
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