Junior oils: cada vez mais sêniores, elas vivem um desafio de gente grande com a queda do barril

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.

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.