O conselho de administração da B3 (B3SA3) aprovou o pagamento de juros sobre capital próprio (JCP) no valor total de R$ 372,5 milhões, equivalente a R$ 0,07434043 por ação, de acordo com documento desta quinta-feira (26).
O valor líquido será de R$ 0,06133086 por ação, já considerando a retenção de 17,5% de Imposto de Renda, exceto para acionistas com tributação diferenciada, segundo a operadora da bolsa brasileira.
O pagamento será realizado em 13 de abril de 2026, com base na posição acionária de 31 de março de 2026. As ações serão negociadas com direito ao provento até 31 de março, passando à condição “ex-JCP” a partir de 1º de abril.
O montante será imputado aos dividendos obrigatórios do exercício social de 2026, acrescentou a companhia.
De acordo com dados mais recentes divulgados pela companhia, a B3 registrou forte crescimento no volume negociado em ações em fevereiro de 2026, em um mês marcado por desempenho positivo do mercado brasileiro e entrada de capital estrangeiro.
O volume financeiro médio diário no mercado à vista atingiu R$ 37,3 bilhões, alta de 50,1% em relação a fevereiro de 2025 e avanço de 16,2% frente a janeiro.
A Hypera (HYPE3) informou nesta quinta-feira (26) que o conselho de administração aprovou a distribuição de juros sobre capital próprio (JCP) de R$ 185 milhões, equivalente a R$ 0,26304 por ação, com retenção de imposto de renda na fonte.
Terão direito aos proventos os acionistas com posição em 31 de março de 2026, incluindo as ações emitidas no aumento de capital. A partir de 1º de abril de 2026, os papéis passam a ser negociados “ex-JCP”.
O valor líquido será imputado aos dividendos obrigatórios relativos ao exercício de 2026, a serem deliberados na assembleia geral de 2027. O pagamento ocorrerá até o fim de 2027, em data ainda a ser definida, sem atualização monetária.
A companhia também informou que foram subscritas todas as ações do aumento de capital aprovado anteriormente, somando R$ 1,5 bilhão. Com a homologação prevista para 31 de março de 2026, o capital social passará a R$ 11,2 bilhões, dividido em 704 milhões de ações ordinárias.
A farmacêutica teve lucro líquido de operações continuadas de cerca de R$ 450 milhões no quarto trimestre de 2025, ligeiramente acima do esperado pelo mercado, impulsionada por base de comparação mais fraca com um ano antes.
O conselho de administração do Bradesco (BBDC4) aprovou o pagamento de juros sobre o capital próprio (JCP) intermediários no valor total de R$ 3 bilhões, sendo R$ 0,270307744 por ação ordinária e R$ 0,297338519 por ação preferencial. Será considerada a posição acionária do dia 6 de abril, de forma que os papéis passarão a ser negociados “ex-direito” a partir do dia 7.
O pagamento ocorrerá até 30 de outubro pelo valor líquido de R$ 0,223003889 por ação ordinária e R$ 0,245304278 por ação preferencial, já deduzido o Imposto de Renda na Fonte de 17,5%.
De acordo com o banco, os juros aprovados representam, aproximadamente, 15,7 vezes o valor dos juros mensalmente pagos, líquidos de imposto de renda na fonte, e serão computados no cálculo dos dividendos obrigatórios do exercício previstos no estatuto social.
O conselho de administração da Porto Seguro (PSSA3) aprovou a declaração dos juros sobre o capital próprio (JCP), relativos ao primeiro trimestre de 2026, no montante bruto de R$ 347.258.000,00, equivalente ao valor líquido de R$ 286.770.282,50, imputados ao valor do dividendo obrigatório relativo ao exercício social de 2026.
O valor bruto dos JCP corresponde a R$ 0,54228396511 para as ações da companhia, equivalente ao valor líquido de R$ 0,44782532259 por ação. Será considerada posição acionária dia 30 de março, sendo que as ações passam a ser negociadas “ex-JCP” a partir de 31. De acordo com a empresa, data de pagamento ainda será definida.
A Totvs (TOTS3) informou nesta sexta-feira (20) que seu Conselho de Administração aprovou o pagamento de juros sobre capital próprio (JCP) no valor de R$ 0,18 por ação, totalizando aproximadamente R$ 104,2 milhões. O montante será imputado aos dividendos obrigatórios do exercício.
Terão direito ao provento os acionistas com posição acionária na data-base de 25 de março de 2026. A partir de 26 de março, inclusive, as ações passarão a ser negociadas na condição “ex-JCP”, informou a companhia.
O pagamento será realizado no dia 10 de abril de 2026, sem incidência de correção monetária ou remuneração adicional, por meio de crédito em conta corrente e domicílio bancário informados ao Banco Itaú Unibanco.
A Tovs destacou que acionistas com cadastro incompleto ou desatualizado precisarão regularizar seus dados junto às agências do banco para receber os valores. Já investidores que utilizam custódia fiduciária terão os créditos disponibilizados conforme os procedimentos da B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão.
O valor dos JCP estará sujeito à retenção de Imposto de Renda na fonte, conforme a legislação vigente. Acionistas isentos ou imunes deverão encaminhar a documentação comprobatória até 2 de abril de 2026 à sede da companhia, em São Paulo.
Recentemente, a Tovs anunciou que pretende intensificar os aportes em desenvolvimento, com um incremento adicional de cerca de R$ 75 milhões por ano nos próximos quatro anos, dentro de um total estimado de aproximadamente R$ 600 milhões no período.
Os recursos serão direcionados à evolução da base tecnológica que permitirá integrar agentes de inteligência artificial aos próprios ERPs, além da ampliação da infraestrutura em nuvem e da adaptação dos sistemas para novos modelos de monetização baseados no uso dessas funcionalidades.
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.
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”.
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.
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.
O preço do barril cai 15% no ano, mas a receita das duas maiores junior oils do país segue em expansão. A Prio viu seu faturamento líquido subir 18%, para US$ 557,6 milhões, enquanto o da Brava alcançou US$ 561 milhões, o melhor resultado da companhia desde sua criação (em agosto de 2024, com a fusão entre 3R Petroleum e Enauta).
A PetroReconcavo, terceira maior, foi por outro caminho. Registrou uma queda de 8% na receita líquida, R$ 786 milhões (o equivalente a US$ 150 milhões pelo câmbio médio do trimestre, para termos uma comparação mais simétrica com as rivais).
Para o economista Roberto Castello Branco, ex-presidente da Petrobras, a diferença aí tem a ver com uma questão de estratégia: “A PetroReconcavo tem uma política de não priorizar a expansão da produção de petróleo. Ao contrário da Brava e da Prio, que acertadamente buscam chegar a níveis mais elevados de produção”.
De qualquer forma, especialistas do setor entendem que há um amadurecimento das junior oils. “Todas as três são empresas bem geridas. E mesmo com a queda no preço do petróleo, trabalha-se com margens grandes”, diz David Zylbersztajn, ex-diretor geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e professor do Instituto de Energia da PUC Rio. “Até onde eu sei, não tem ninguém triste com essas empresas”.
Mas o momento de baixa do petróleo, com o barril rondado os R$ 60, obviamente pede cuidados, já que o buraco pode ficar mais embaixo em 2026.
Custos de extração
Com a pressão do Brent, cresce a importância do lifting cost – o custo operacional para a exploração de um barril de petróleo. A Prio salientou como destaque negativo que o dela avançou para a faixa de US$ 17,4, valor mais alto desde 2019.
A Brava, por sua vez, conseguiu trilhar um caminho oposto. Se no primeiro trimestre deste ano, seu custo operacional para exploração por barril era de US$ 20, os últimos resultados demonstraram uma queda para US$ 15,7. Já a PetroReconcavo, viu seu custo de exploração por barril subir 13% na mesma base de comparação, para US$ 15,5.
O CEO da Prio, Roberto Monteiro, enfatizou que o aumento dos custos de extração por barril se deu por conta da paralisação do campo de Peregrino. A operação ainda pertencia em sua maioria à Equinor, que vendeu sua fatia de 60% para a Prio em maio, por US$ 3,5 bilhões, mas a conclusão do negócio ainda está sujeita a aprovações regulatórias da ANP e do Cade.
A ANP suspendeu a produção do campo após identificar falhas em medidas de segurança, como estudos de risco desatualizados, tempo de escape inadequado e deficiências em sistemas de detecção e alarme. A produção ficou suspensa por quase nove semanas, e foi autorizada a ser retomada em 17 de outubro de 2025, após a Equinor implementar as melhorias solicitadas. A Prio avalia a possibilidade de buscar uma compensação pela perda não planejada no campo.
Para Roberto Castello Branco, é possível garantir boas margens com o atual patamar do óleo, mas há limites. “[O negócio] se paga até bem num cenário de preços acima de US$ 60. Mas, numa situação em que o preço do petróleo caia para menos de US$ 50, a situação fica bem apertada”, diz ele, que também foi presidente do conselho da 3R Petroleum, antes da criação da Brava.
“A Petrobras consegue operar com o pré-sal, que tem custos abaixo de US$ 5. A diferença é muito grande. Com o lifting cost a US$ 17, pode-se dizer que os custos são muito elevados. Mas isso reflete a natureza dos campos que eles [Brava e Prio] estão operando: não tão competitivos quanto os da Petrobras”, reforça Castello Branco.
Com o petróleo em queda, é natural que o lucro das empresas do setor fiquem mais espremidos. Tanto Prio como Brava, embora tenham mantido o nível da produção e expandido em receita, vacilaram com o lucro líquido. O da Brava ficou em R$ 120,7 milhões (US$ 22 milhões) no terceiro trimestre, queda de 75,8%. a A Prio apresentou recuo de 59% na comparação anual, para US$ 92 milhões. E o lucro da PetroReconcavo cedeu 23%, para R$ 158,8 milhões (US$ 29 milhões ).
Os progressos recentes
Segundo o analista Vicente Falanga, do Bradesco, a Prio tem um cronograma positivo para entrega de projetos, como a entrega de Wahoo e a aceleração da integração de Peregrino, além da continuidade das melhorias de confiabilidade em Albacora Leste.
“Com a contribuição desses dois novos ativos, a produção deverá ultrapassar 200 mil barris por dia em poucos meses, posicionando a Prio como a maior produtora independente de petróleo do Brasil”, diz o analista em relatório. Ele também projeta que a alavancagem da empresa deva cair para 1,1 vez no final de 2026.
Empresa
Produção (boepd)
Variação vs. 3T24
Brava
91,8k
+77,5%
Prio
88,2k
+25%
PetroReconcavo
26,4k
0%
Boepd = barril de óleo equivalente por dia
A Brava, por sua vez, tem dado tração a seu plano de reestruturação, reduzindo custos e cargos duplicados, como mostrou o InvestNews. O corpo diretivo foi reduzido de cinco para quatro, com o anúncio de um novo CFO, e simplificaram a estrutura gerencial. As mudanças foram costuradas pelo bloco de acionistas que hoje compõe mais de 20% do capital da Brava: Yellowstone, Jive e Queiroz Galvão formaram um grupo nos últimos meses com o intuito de tomar as rédeas do futuro da companhia.
O CEO da Brava Energia, Décio Oddone, disse em conferência para analistas que o foco da empresa está na desalavancagem para ter em 2027 “uma companhia com uma posição mais robusta e com uma geração de caixa mais forte”. “No ano que vem, a gente já tem um compromisso de Capex (investimento) forte com esses quatro poços que vamos perfurar, os dois de Atlanta e os dois de Papa-Terra. E vamos ter uma redução significativa de Capex para 2027”, disse ele.
Na PetroReconcavo o avanço é o seguinte: a empresa terminou uma rodada de perfuração de poços profundos, para alcançar camadas com mais óleo e gás, e começou a parte de perfuração horizontal dentro do reservatório, que expande a área de produção.
Mais um sinal de que o universo das junior oils está ficando mais sênior. Mas os desafios agora, com os estoques de petróleo se acumulando mundo afora, são, definitivamente, de gente grande.
A Prio vendeu uma participação de 10% no bloco exploratório no Golfo do México para a empresa americana TotalEnergies. O valor não foi informado.
O acordo foi fechado após uma avaliação das condições do bloco, considerando aspectos técnicos e financeiros. Segundo a empresa, a decisão faz parte de uma estratégia de otimização de portfólio e alocação de capital para projetos com maior potencial de retorno.
O bloco exploratório no Golfo do México é objeto de interesse de diversas empresas do setor, devido às suas reservas promissoras. A Prio destaca que continuará a monitorar oportunidades na região, buscando maximizar seus recursos e fortalecer sua presença em áreas estratégicas de exploração de petróleo.
A Prio (anteriormente PetroRio) é uma das maiores empresas independentes de produção de petróleo e gás do Brasil, que atua na aquisição, desenvolvimento e operação de campos maduros de petróleo. É controlada pelo empresário Nelson Tanure.
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 Prio está considerando buscar uma compensação pela perda de produção causada por uma paralisação não planejada em um campo de petróleo offshore, que a empresa brasileira acordou comprar da Equinor ASA. A informação partiu de pessoas com conhecimento sobre o assunto.
A Prio está avaliando opções, depois que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu a produção por questões de segurança no campo localizado na costa do Rio de Janeiro, disseram as pessoas, que pediram anonimato porque o assunto não é público.
Atualmente, a Prio é sócia minoritária com 40% do campo de Peregrino, que foi sua maior fonte de produção no segundo trimestre.
Em maio, a companhia fechou acordo para comprar os 60% da Equinor em Peregrino por US$ 3,5 bilhões e se prepara para assumir as operações.
No mês passado, a ANP ordenou que a Equinor interrompesse a produção em Peregrino devido a problemas de segurança. O campo estava produzindo mais de 90.000 barris por dia antes de ser paralisado em 15 de agosto e seguia fora de operação em 23 de setembro, segundo dados do site da ANP.
Grande parte dos trabalhos na unidade flutuante de produção, conhecida como FPSO, já foi concluída, e não deve demorar para que a ANP autorize a retomada da produção, disse uma pessoa a par das operações.
Em resposta a questionamentos, a Prio afirmou que não há decisão sobre qualquer pedido de compensação.
A Equinor não comentou sobre uma eventual compensação e disse que vem trabalhando para retomar a produção de forma segura o mais rápido possível.
Na semana passada, o regulador brasileiro aprovou a primeira fase da transação com a Equinor que tornará a Prio a operadora do campo. A empresa norueguesa, sediada em Stavanger, reafirmou estar comprometida com a transação.
A paralisação de Peregrino ocorre em meio ao aumento da fiscalização de operações offshore pela ANP.
Em 2024, o regulador realizou um recorde de 150 ações de fiscalização que resultaram em 33 paralisações totais ou parciais, segundo o relatório anual de segurança mais recente da ANP.
A Equinor enfrentou outros problemas de segurança neste ano. Em fevereiro, a falha em uma bomba provocou uma explosão a bordo de uma sonda da Valaris, que realizava trabalhos no campo de Bacalhau, também operado pela Equinor.
Importância da Peregrino para a Prio
Peregrino é uma peça-chave na estratégia de crescimento da Prio.
No ano passado, a companhia adquiriu os 40% do campo que pertenciam ao grupo chinês Sinochem.
A empresa tem sido o maior ativo produtor da Equinor fora da Noruega, mas decidiu vender o campo como parte de um movimento para simplificar suas operações.
A Equinor se prepara para iniciar ainda este ano a produção em Bacalhau, campo localizado na região do pré-sal.
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