A PRIO registrou lucro líquido ajustado de US$ 521,1 milhões no terceiro trimestre de 2026, alta de 468% sobre o mesmo período de 2025. O balanço de PRIO3 combina produção e vendas recordes com o avanço operacional que já havia aparecido no relatório de outubro.
No padrão contábil, incluindo IFRS 16, o lucro foi de US$ 516,6 milhões, crescimento de 707%. A diferença entre os dois números decorre de ajustes de apresentação e deve ser preservada: um não substitui o outro, e as bases de comparação precisam ser as mesmas.
Receita e Ebitda mais que dobraram
A receita líquida chegou a US$ 1,37 bilhão, avanço anual de 146% e aumento de 12% sobre o segundo trimestre. O Ebitda ajustado somou aproximadamente US$ 1,07 bilhão, crescimento de 235%, com margem de 78%.
| Indicador do 3T26 | Resultado | Variação anual |
|---|---|---|
| Lucro ajustado | US$ 521,1 milhões | +468% |
| Lucro contábil | US$ 516,6 milhões | +707% |
| Receita líquida | US$ 1,37 bilhão | +146% |
| Ebitda ajustado | US$ 1,07 bilhão | +235% |
| Produção média reportada | 191,6 mil barris/dia | +117% |
| Custo de extração | US$ 7,90 por barril | -55% |
O resultado foi impulsionado pelo aumento do volume produzido, por vendas maiores e por preços realizados elevados. A entrada dos poços de Wahoo em operação, o desempenho de Peregrino e um novo poço em Frade ampliaram a escala da companhia.
Wahoo teve primeiro trimestre completo
O projeto de Wahoo completou seu primeiro trimestre com os quatro poços produtores em atividade. Somados, Frade e Wahoo lideraram o crescimento sequencial da produção. Peregrino também contribuiu, enquanto Polvo e Tubarão Martelo tiveram desempenho mais fraco.
A produção média considerada em análises operacionais ficou perto de 186 mil barris diários, enquanto o indicador consolidado apresentado pela empresa alcançou 191,6 mil barris por dia conforme a métrica utilizada. A diferença reforça a necessidade de observar participação econômica, produção bruta, gás e critérios de consolidação.
As vendas totalizaram 17,2 milhões de barris, aumento de 12% sobre o trimestre anterior. Volume vendido e produzido podem divergir em um período por causa de estoques e datas de retirada das cargas, chamadas de offtakes.
Custo por barril caiu para US$ 7,90
O custo de extração, ou lifting cost, recuou para US$ 7,90 por barril. A redução foi de 11% ante o segundo trimestre e de 55% na comparação anual. Maior produção dilui gastos fixos, enquanto a otimização de Peregrino e a conclusão do reparo de um gasoduto também ajudaram.
O custo menor protege a geração de caixa quando o petróleo cai, mas não elimina a exposição ao Brent. Fretes, descontos na venda, impostos de exportação, royalties e qualidade do óleo determinam quanto a companhia efetivamente recebe por barril.
No trimestre, o preço de referência realizado permaneceu perto de US$ 94,20 por barril. O desconto em relação ao Brent aumentou ligeiramente, influenciado por custos de transporte mais altos.
A expansão de escala reduziu o custo unitário e transformou o crescimento de produção em geração de caixa mais forte.
Dívida líquida recuou US$ 586 milhões
A dívida líquida consolidada caiu de US$ 4,04 bilhões em junho para US$ 3,46 bilhões no fim de setembro. A alavancagem, medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda ajustado dos últimos 12 meses, diminuiu de 1,5 para 1,1 vez.
Essa redução ocorreu mesmo com recompra de ações, investimentos e necessidade maior de capital de giro. A geração de caixa livre ao acionista, antes da variação do capital de giro, foi estimada em US$ 781 milhões por analistas da XP.
A desalavancagem é relevante porque a companhia cresceu por aquisições e assumiu compromissos financeiros elevados. Quanto menor a dívida em relação à geração operacional, maior tende a ser a flexibilidade para investir, comprar ativos ou remunerar acionistas. Isso não representa promessa de dividendos.
O que ainda pode mexer com PRIO3
O desempenho do quarto trimestre dependerá do preço do petróleo, da continuidade operacional dos campos e do calendário de vendas. A produção preliminar de outubro subiu para 196,3 mil barris de óleo equivalente por dia, mas um mês isolado não deve ser projetado automaticamente para o ano inteiro.
A empresa também adquiriu os blocos Magnetita e Hematita em outubro. Esses ativos podem ser conectados à infraestrutura existente no futuro, mas exigem estudos, investimento e tempo antes de gerar produção.
A teleconferência desta quinta-feira pode detalhar a velocidade esperada de redução da dívida, o orçamento de investimentos e uma futura política de remuneração. Qualquer indicação deve ser tratada como planejamento sujeito a petróleo, produção e aprovações, e não como pagamento garantido.
Para o investidor, os pontos centrais são produção, custo por barril, disciplina de capital e redução da dívida. O trimestre foi forte e superou estimativas operacionais, porém PRIO3 continua exposta ao Brent, ao câmbio, à execução de projetos e a interrupções de produção típicas da atividade offshore.
