Com Foz do Amazonas, valor da Petrobras pode ir a R$ 811 bi até fim do ano

O que você precisa saber

A avaliação da Petrobras em R$ 811 bilhões é uma projeção conservadora. No relatório, o Itaú BBA projetou que até o final de 2026 a ação mais negociada da empresa, a PETR4, valerá R$ 63, muito acima dos R$ 44,30 em que fechou na sexta-feira (21). O valor da empresa saltaria de R$ 632,5 bilhões para R$ 811,4 bilhões (valorização de 28%) ao multiplicar os R$ 63 por todas as 12,88 bilhões de ações existentes da Petrobras.

Se a projeção se confirmar, a ação da Petrobras vai se aproximar da máxima histórica em termos nominais. O recorde foi em 2008, com a euforia provocada pela descoberta do megacampo de Tupi, na camada pré-sal, meses antes. Em maio daquele ano, a PETR4 chegou a R$ 52,51 (R$ 144,21 em valores de hoje), com a empresa avaliada em R$ 510,3 bilhões, o equivalente a R$ 1,4 trilhão em cifra corrigida pela inflação.

No longo prazo, a valorização da Petrobras pode ser ainda maior. Se a estatal confirmar a projeção da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) de que existem 5,7 bilhões de barris recuperáveis (que dá para extrair) só na Foz do Amazonas, as reservas comprovadas de petróleo em todo o Brasil cresceriam 33%, e as da própria Petrobras, até 55%. Para toda a Margem Equatorial, formada por cinco bacias, a EPE estimou em seu PDE (Plano Decenal de Expansão de Energia) 2035 a existência de 41 bilhões de barris em potencial, número superior ao da ANP (Agência Nacional de Petróleo), que projeta 30 bilhões de barris.

O otimismo do Itaú BBA para as ações no longo prazo leva em conta a possibilidade de a Petrobras confirmar os 5,7 bilhões de barris na Foz do Amazonas. A conta do banco se apoia no indicador EV/Reserva, que mede quanto vale a empresa para cada barril de petróleo em reservas. O valor despencaria dos atuais US$ 12,7 por barril equivalente para US$ 8,5, abaixo do praticado por concorrentes globais. Essa queda atrairia investidores, valorizando o preço da ação.

Os até 6 bilhões de barris recuperáveis na Foz do Amazonas têm valor bruto estimado em R$ 3,8 trilhões. O cálculo, que considera o preço do barril do tipo Brent a US$ 70 e a taxa de câmbio a R$ 5,40, é da FGV-IBRE (Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getulio Vargas).

Como extrair petróleo naquela região é barato, a margem de lucro valeria a pena. “O custo de extração na região tende a ser muito baixo a julgar pelo que tem sido observado na Guiana, em uma região petrolífera contígua à Margem Equatorial, situando-se entre US$ 15 e US$ 30 o barril, mesmo se tratando de águas profundas”, diz o relatório sobre a região onde a ExxonMobil opera com elevada margem de lucro.

O próprio Itaú BBA diz que ainda é cedo para incorporar a descoberta ao plano de investimentos de longo prazo. O banco cita o campo de Búzios, principal referência do pré-sal, que levou cerca de três anos entre a descoberta inicial e a declaração de comercialidade, e mais cinco anos até começar a produzir. “Serão necessárias atividades adicionais de avaliação para determinar a extensão da descoberta, as características do reservatório e, em última instância, se a acumulação pode ser desenvolvida comercialmente”, diz Monique Greco, analista de Óleo e Gás do Itaú BBA.

Dado o entendimento ainda limitado sobre o potencial geológico da região, ainda é cedo para avaliar a relevância dessa descoberta para a tese de investimento de longo prazo da Petrobras.
– Monique Greco, do Itaú BBA

A descoberta no Amapá pode ser vital porque 80% do petróleo brasileiro hoje vem do Pré-sal. Essa camada exploratória, porém, deverá entrar em declínio no início da década de 2030. “A Petrobras tem outras frentes de atuação que devem aportar uma quantidade razoável de reservas tanto de petróleo quanto de gás, como a Bacia de Pelotas e a Sergipe Águas Profundas”, diz Eric Gil Dantas, economista do Ibeps (Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais). “Mas não chegam na mesma escala do Pré-sal. Por isso a necessidade da Margem Equatorial para garantir a reposição das reservas.”

Para lucrar com a Foz do Amazonas, a Petrobras poderá encontrar até menos petróleo do que o projetado. “Para gerar excedente econômico, os cálculos estimam mais ou menos 390 milhões de barris recuperáveis, o equivalente a dois terços de Liza, o campo que revelou o potencial petrolífero da Guiana”, explica o professor Luís Eduardo Duque Dutra, do MBA Executivo em Economia do Petróleo, Gás e Energia da Escola Politécnica da UFRJ.

Para Dantas, os investidores de longo prazo saberão esperar os anos necessários para lucrar com a comercialização do óleo. Por essa razão, “ainda não houve um impacto visível no preço das ações”. “Estes investidores sabem que o tempo de maturação é longo e que compensa esperar, como compensou com o pré-sal”, diz ele, ao mencionar fundos de investimentos como o BlackRock e GQG Partners LLC, “que juntas detêm mais de R$ 60 bilhões em ações da companhia”.

Já o investidor de curto prazo ainda “não acredita” na Foz. “Eu diria que o mercado aplica um desconto muito grande ao valor potencial desses recursos porque boa parte desse valor ainda está cercada de incerteza”, diz Marcos Praça, economista da Zero Markets Brasil. “É exatamente assim que um ativo exploratório deveria ser avaliado.”

Apesar dos bilhões que a Petrobras ainda precisará investir na região, os lucros e dividendos estão praticamente garantidos. “Os planos de produção da empresa e a produtividade dos poços do pré-sal asseguram um lucro extraordinário até o final da década se mantido o atual controle acionário, considerando o desempenho das reservas ultra-profundas do Pré-sal e tendo em conta o cenário do comércio de óleo e gás nos próximos cinco anos.”

Para Dantas, a atual política de dividendos de 45% de fluxo de caixa livre “é irresponsável”. “A Petrobras tem aumentado seu endividamento para bancar investimentos, quando poderia bancá-los com dinheiro de caixa”, diz. “Será benéfico para as finanças se a Petrobras diminuir a proporção de dividendos pagos.”

Isto impactará no preço da ação, mas a estratégia de longo prazo da empresa não deve passar por reações de curto prazo do mercado acionário, e sim pelos seus fundamentos financeiros.
– Eric Gil Dantas, economista

Da descoberta à exploração

A Petrobras confirmou a presença de hidrocarbonetos no poço de Morpho na segunda-feira (17). A perfuração do poço já alcançou 3.000 metros sob a lâmina d’água e outros 3.000 na rocha, faltando cerca de um quilômetro para o fundo. O trabalho termina no mês que vem, mas a viabilidade comercial só será calculada após o envio de amostras ao centro de pesquisas da empresa e da perfuração de um poço para descobrir até onde a poça de petróleo se estende.

O poço Morpho fica no bloco FZA-M-59 na bacia da Foz do Amazonas, uma das cinco que compõem a Margem Equatorial: Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar. Essa fronteira se estende por mais de 2.200 quilômetros de costa, com área exploratória que vai da foz do rio Oiapoque, no Amapá, até o litoral do Rio Grande do Norte.

A estatal brasileira detém atualmente o controle exclusivo do bloco onde ocorreu a descoberta. Nenhuma outra petroleira tem permissão para pesquisar ou extrair óleo na área, mas as regras do mercado permitem que a Petrobras venda parte dessa participação no futuro para compartilhar os custos da operação.

Se as projeções de petróleo na região não se confirmarem, a Petrobras ficará com todo o prejuízo. A operação custa cerca de US$ 1 milhão por dia e já acumula gastos superiores a R$ 1,5 bilhão.

O mapa da Foz do Amazonas soma 25 blocos de exploração sob concessão de grandes companhias. Seis dessas áreas pertencem à Petrobras desde um leilão de 2013, incluindo o bloco FZA-M-59. Os outros 19 blocos foram arrematados em junho de 2025. Desse lote novo, o consórcio formado por Petrobras e ExxonMobil levou dez áreas, enquanto a parceria entre Chevron e a chinesa CNPC ficou com as outras nove.

O avanço operacional das petroleiras na região esbarra nas exigências de licenciamento do Ibama. Recentemente a Petrobras tentou usar a licença do poço Morpho para furar três áreas vizinhas, mas o Ibama barrou o pedido e definiu que cada nova perfuração exigirá estudos de impacto e licenças ambientais específicas.

UOL