PRIO conta com demanda aquecida e pode redirecionar fatia dos EUA

A imposição de tarifas de 50% sobre as exportações brasileiras direcionadas aos EUA deve ter pouco impacto sobre os resultados da petroleira PRIO (PRIO3, ex-Petro Rio). Segundo especialistas do Banco Safra, a companhia deve ser capaz de redirecionar suas vendas a outras regiões, dada a relativa flexibilidade comercial do petróleo.

Nos últimos anos, estima-se que a contribuição das exportações aos EUA na receita líquida da PRIO variou em torno de 13% – 15%, com diminuição em 2024. No primeiro anúncio de tarifas, feito em abril de 2025 (liberation day), óleo e gás foram excluídos da tributação.

Segundo a análise do Banco Safra, a demanda deve continuar aquecida nos próximos anos. O petróleo é um produto globalmente líquido e favorecido pela demanda por energia.

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De acordo com a International Energy Agency (IEA), o aumento da demanda por petróleo está desacelerando, mas o consumo global projetado para 2030 ainda será 3,2 milhões de barris por dia, maior do que o consumo de 2023.

Países emergentes da Ásia, como China e Índia, devem liderar o uso do óleo como insumo no setor de transportes e, sobretudo, no setor petroquímico. Já a oferta global deve expandir, acompanhando a produção dos EUA e de outros países das Américas, o que deve gerar um
grande aumento de capacidade produtiva, seguido de uma acomodação da oferta até o fim de 2030.

Resultado da PRIO no primeiro trimestre de 2025

No primeiro trimestre de 2025, a produção da PRIO atingiu 109,3 mil barris de óleo equivalente por dia (+23,7% a/a), com o início do reconhecimento da produção do campo de Peregrino, que mais do que compensou a menor produção nos campos de Frade (-17,6% a/a), Albacora Leste (-15,7% a/a) e Polvo e TBM (-31,6% a/a) após interrupções para manutenção e parada de poços no campo de Frade, que segue aguardando a anuência do Ibama. O lifting cost, por sua vez, atingiu US$12,8/bbl (+70,8% a/a), explicado pelos maiores custos de extração do campo de Peregrino e queda na produtividade dos demais campos.

Assim, a receita líquida atingiu R$4,3 bilhões (+33,7% a/a), com EBITDA de R$2,6 bilhões (+11,3% a/a) e margem EBITDA de 61,6% (-12,4 p.p. vs. 1T24).

Perfil da dívida

A dívida bruta da companhia foi de R$18,2 bilhões (-1,0% t/t) no 1T25, sendo 57% em linhas bancárias e 43% em debêntures. Ainda no 1T25, a companhia emitiu R$1,2 bilhão em debêntures com contrato de swap, dolarizando a operação. Seu custo médio da dívida foi de 6,39% (-0,16 p.p. t/t), com prazo médio de 2,6 anos (vs. 2,76 anos no 4T24). A dívida líquida da companhia foi de R$14,1 bilhões (-2,4% t/t).

Métricas de alavancagem

A alavancagem (dívida líquida / EBITDA) da companhia é de 1,3x (+0,1 ponto t/t), após leve queda no EBITDA do trimestre. A companhia possui covenants que limitam a captação de determinados instrumentos de dívida, quando a alavancagem for superior a 2,5x.

Liquidez

Caixa e equivalentes totalizaram US$725 milhões, com dívida de curto prazo de US$25 milhões. Possui vencimentos previstos em 2026, 2027 e 2028 de US$1,1 bilhão, US$913 milhões e US$66 milhões, respectivamente.

Estratégia

A PRIO é dedicada à exploração e produção de petróleo a partir de campos offshore. A companhia é uma das maiores produtoras nacionais de petróleo, extraído a partir de seus 4 clusters de atuação e totalizando 8 blocos localizados na Bacia de Campos (RJ). Sua estratégia de atuação consiste na aquisição de poços de exploração maduros, com projetos já iniciados por outras companhias.

As aquisições são feitas visando possíveis ganhos de sinergia entre os campos de exploração, expansão das reservas e redesenvolvimento do campo para aumento de produção e extensão da vida útil.

Em mai/2025, a companhia fechou um acordo de US$3,35 bilhões e adquiriu 60% de participação do campo Peregrino, antes pertencente à Equinor Brasil. O valor, no entanto, será ajustado pela geração de caixa do ativo até o closing da operação, podendo atingir US$1,0 bilhão.

A PRIO já possuía 40% de participação, mas agora passa a ser operadora e proprietária de 100% do campo. A transação deve adicionar 202 milhões de barris de petróleo às suas reservas 1P+1C (reservas provadas e contingentes) e será realizada em duas etapas: com pagamento por 40% das ações, seguido de pagamento dos 20% restantes. O término da transação está previsto para o fim de 2025 ou meados de 2026.

Aumento das reservas e escala operacional após aquisição do campo Peregrino. A aquisição do campo de Peregrino deve adicionar 58 mil barris a produção diária da Prio (+53% vs. produção atual). A operação ainda prevê ganhos de escala operacionais, com redução de OPEX, fretes e
menores descontos sob o preço de óleo vendido.

A Prio vem ampliando suas reservas provadas nos últimos anos (+35,7% 2024 vs. 2022), com a entrada em operação de novos ativos (Albacora Leste e Peregrino) além de campanhas de exploração, desenvolvimento de novos poços e investimentos na vida útil dos campos.

Incorporando os números de extração de Peregrino e dos novos poços, a produção deverá atingir 200 mil barris/dia em 2026 vs. ~120 mil barris em 2025. As reservas, por sua vez, atendem a nova média de produção para os próximos 11,5 anos.

Licenças ambientais e postergação de novos poços

A produção da PRIO foi reduzida nos últimos trimestres e parte de suas atividades foi restringida pelo atraso das licenças ambientais relacionados à autorização de perfurações e de reparos em suas unidades. Dois poços do Cluster Polvo e Tubarão Martelo (TBMT) ficaram inativos e aguardando reparos por quase 1 ano.

O campo de Frade possui um poço fora de operação desde mai/2024. Já a perfuração do campo Wahoo ficou em espera por quase dois anos, até que foi aprovada em fev/2025. O atraso na concessão de licenças posterga medidas de eficiência operacional, tendo ainda custos relacionados à contratação de sondas de exploração e perfuração.

Custos de extração

As sucessivas reduções nos custos de extração da PRIO têm sido impulsionadas pelo aumento da produção, aliado à implementação de iniciativas de redução de custos e às sinergias obtidas entre seus ativos, especialmente com a interligação de campos (tieback).

Olhando para frente, o custo de extração consolidado dos poços atuais deve se estabilizar em torno do nível atual, embora o campo de Wahoo possa contribuir positivamente Posicionamento no mercado de petróleo.

Excluindo-se a Petrobras, a PRIO se destaca entre as maiores petroleiras do Brasil no primeiro trimestre de 2025. Sua produção atual corresponde a mais de 3,5x a produção de 2019, o que fez a companhia subir 5 posições dentre as produtoras locais de petróleo, ultrapassando companhias como Enauta, TotalEnergies e Shell Brasil.

Essa evolução se deve tanto ao desenvolvimento de seus próprios campos quanto à aquisição e reciclagem de novos ativos. Ressalta-se a entrada operacional de mais poços em 2023 – responsável por mais do que dobrar a capacidade no campo de Frade – e a compra, no mesmo ano, de 90% do campo de Albacora Leste, anteriormente pertencente à Petrobras.

O mais recente plano de aquisição e redesenvolvimento de Peregrino também deve fortalecer a companhia em relação às outras junior oils, o que pode ser reforçado por eventuais novas incorporações de ativos.

Alavancagem deve crescer no curto prazo

O closing da aquisição de Peregrino vai elevar momentaneamente a alavancagem da PRIO, que deverá ficar próxima a 2,0x ao final do ano.
No entanto, dado que o ativo já está em operação, a manutenção do desempenho dos demais campos e o preço do petróleo nos patamares atuais devem favorecer um processo de desalavancagem já em 2026