O ganho de produtividade esperado para 2026 pode levar a maior produtora independente de petróleo do Brasil a anunciar, pela primeira vez em sua história, uma política formal de distribuição de capital aos acionistas.
O movimento marca uma virada na trajetória da junior oil criada há uma década, cuja história foi construída comprando e revitalizando campos maduros que grandes petroleiras haviam decidido abandonar.
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O primeiro óleo de Wahoo deve sair nos próximos dias. O campo, localizado na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, está em fase final de comissionamento e será conectado ao FPSO Valente, uma plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo, a cerca de 30 quilômetros de distância.
A produção começa com dois poços. Um terceiro entra entre o fim de março e o início de abril, e o quarto está previsto para o final de abril. A capacidade plena é de 40 mil barris por dia. O Itaú BBA, que acompanha a companhia com recomendação de compra, estima produção de 201 mil barris por dia em 2026 e 217 mil barris em 2027.
O capex total do projeto foi revisado para US$ 870 milhões, com custo por barril adicionado de US$ 7,1, segundo certificação da consultoria DeGolyer & MacNaughton com base em janeiro de 2026.
Para a Prio, Wahoo representa um novo passo. Toda a história da companhia foi escrita comprando ativos que outros operadores deixaram para trás – Frade, da Chevron; Albacora Leste, da Petrobras; Tubarão Martelo e Polvo, da Dommo; e, mais recentemente, Peregrino, da Equinor.
Produtividade
O impacto aparece diretamente em uma métrica central para a indústria: o chamado lifting cost — o custo de produzir cada barril de petróleo, que inclui despesas operacionais como energia, manutenção e logística.
Esse indicador funciona como um termômetro de eficiência. Quanto menor o lifting cost, maior a margem da companhia e maior sua capacidade de resistir a quedas no preço do petróleo.
“A melhor proteção contra a volatilidade do petróleo é manter os custos sob controle e o lifting cost baixo”, disse o CEO Roberto Monteiro, em teleconferência com analistas sobre os resultados do quarto trimestre de 2025 nesta quarta-feira (11).
Se Wahoo é a novidade, Peregrino é onde a eficiência tem maior peso no balanço. O campo, adquirido da Equinor ao longo de 2025, chegou às mãos da Prio depois de um período turbulento: o FPSO do ativo foi interditado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) em agosto, ainda sob gestão da operadora anterior, e só retomou produção em outubro.
O impacto apareceu rapidamente nos números. O lifting cost consolidado da companhia chegou a US$ 17,4 por barril no terceiro trimestre de 2025, pressionado pela interdição de Peregrino, quando os custos continuaram correndo mesmo com a produção parada. No quarto trimestre, o indicador recuou para US$ 12,5 por barril.
A Prio atuou durante a interdição junto ao regulador para destravar o ativo e conseguiu antecipar o fechamento da segunda parcela da transação — os 40% adicionais e a operação do campo — para novembro, antes do prazo original de 2026.
Com o controle efetivo, a empresa começou imediatamente a cortar custos. O custo operacional de Peregrino, que estava em torno de US$ 500 milhões anuais sob a Equinor, já caiu para US$ 370 milhões e deve chegar a US$ 250 milhões quando a linha de importação de gás do campo for reativada, o que está previsto para maio ou junho.
A redução de custos também permitiu estender a vida econômica do campo, adicionando 19,3 milhões de barris à curva de reservas provadas da companhia, conhecidas na indústria como reservas “1P”. Peregrino foi, de longe, o ativo que mais contribuiu para o crescimento das reservas da Prio no ciclo recente, com cerca de 38 milhões de barris adicionados ao total.
Dividendos
É sobre essa base que a Prio pretende, pela primeira vez, formalizar uma política de remuneração aos acionistas. A empresa sempre foi vista pelo mercado como uma companhia de crescimento via aquisições, que retinha caixa para financiar o próximo negócio.
O modelo funcionou. Em menos de uma década, a produção saiu de alguns milhares de barris por dia para uma média de 106,4 mil barris diários em 2025, recorde histórico, com pico de 155,8 mil barris em dezembro.
Agora, com escala maior e a fase mais intensa de investimentos dando lugar à colheita, Monteiro sinalizou que a política será divulgada antes da metade de 2026.
O parâmetro orientador será atingir uma alavancagem de cerca de uma vez a dívida líquida sobre o Ebitda até o final de 2027, considerando um preço de petróleo de US$ 60 por barril. O excedente acima desse patamar seria distribuído aos acionistas, seja por meio de recompras de ações, seja via dividendos.
A recompra já está em curso. A empresa cancelou 3% das ações em tesouraria em dezembro e reabriu um programa para recomprar até 10% do capital. Em janeiro e fevereiro, foram adquiridos cerca de US$ 30 milhões em ações.
Com o petróleo em níveis mais altos, a distribuição tende a crescer. O CEO estimou algo em torno de US$ 400 milhões para o ano, mas ressaltou que nem todo esse valor pode ser absorvido via recompras dentro dos critérios conservadores adotados pela companhia.
“O dividendo entra exatamente para isso”, disse Monteiro durante o call.