La producción de petróleo y gas de Petrobras (PBR.US) en el tercer trimestre alcanza un récord, con un beneficio neto ajustado que aumenta un 78% interanual; se eleva la guía anual de producción y gasto de capital.

Según ha informado Spanish Investing APP, Petrobras (PBR.US) publicó sus resultados del tercer trimestre de 2026 tras el cierre del mercado estadounidense el 10 de noviembre. Los ingresos por ventas durante el trimestre fueron de 32.962 millones de dólares, un aumento interanual del 40,4%. El beneficio neto atribuible a los accionistas fue de 7.740 millones de dólares, con un crecimiento interanual del 28,4%. Excluyendo partidas extraordinarias, el beneficio neto ascendió a 9.316 millones de dólares, lo que supone un aumento interanual del 78,0%. El EBITDA ajustado (excluyendo partidas extraordinarias) alcanzó los 18.394 millones de dólares, un 53,9% más que el año anterior. El flujo de caja operativo fue de 12.026 millones de dólares y el flujo de caja libre fue de 6.618 millones de dólares, incrementos interanuales del 22% y 33,2%, respectivamente.

“Nuestro desempeño operativo ha sido extremadamente sólido”, declaró la directora ejecutiva Magda Chambriard en el reporte financiero: “En este trimestre hemos alcanzado nuevamente una producción récord de petróleo y gas, llevando la curva de producción de la compañía a niveles sin precedentes. Al inicio del año, la guía de producción apuntaba a una media diaria de 3,1 millones de barriles equivalentes de petróleo en 2026, pero ahora esperamos alcanzar un promedio de entre 3,3 y 3,4 millones de barriles equivalentes de petróleo. Este desempeño demuestra la fortaleza de nuestra gestión operativa y nuestra capacidad para maximizar el potencial de nuestros activos”. Chambriard también destacó que la producción de diésel de las refinerías alcanzó un récord y la tasa de utilización promedio de las refinerías fue del 99%, “lo cual es crucial para garantizar la seguridad energética de Brasil durante los periodos de crisis geopolítica”.

El director financiero Fernando Melgarejo comentó: “El excelente desempeño operativo de este trimestre generó una sólida creación de efectivo, fondos que respaldan inversiones destinadas a acelerar la ejecución de proyectos y la puesta en marcha anticipada de nuevas capacidades productivas. El flujo de caja operativo también garantiza el pago de dividendos a los accionistas y ha contribuido a reducir la deuda financiera de la compañía. Estamos acelerando inversiones rentables que conforman la cartera de activos únicos de la empresa y continuaremos generando valor a través del crecimiento y el flujo de caja operativo”.

El elemento clave del desempeño fue la producción récord. Durante el trimestre, la producción promedio de petróleo y gas equivalentes de la compañía alcanzó los 3,512 millones de barriles equivalentes por día, un aumento interanual del 11,7% y un 5,3% con respecto al trimestre anterior, estableciendo un nuevo máximo histórico. La producción de diésel, de 769.000 barriles por día, también fue récord, y la utilización de las refinerías se mantuvo en un elevado 99%. La empresa atribuyó este desempeño al crecimiento de la producción en nuevas plataformas de proyectos como los yacimientos pre-sal Búzios y Mero, así como a la mayor eficiencia productiva de los últimos ocho años: en el trimestre se pusieron en operación 12 nuevos pozos de producción (6 en la cuenca de Campos y 6 en la cuenca de Santos). Gracias a las economías de escala, el coste de extracción en Brasil se redujo a 6,12 dólares por barril equivalente, el nivel más bajo desde el tercer trimestre de 2024, y en la zona pre-sal el coste fue de solo 4,48 dólares por barril equivalente.

Por segmentos, el EBITDA ajustado del departamento de Exploración y Producción (E&P) para el trimestre fue de 12.686 millones de dólares, un 16,2% más interanual aunque un 20,1% menos respecto al trimestre anterior, principalmente debido a la caída del precio de Brent (97 dólares por barril de media, una disminución del 7,2% respecto al trimestre anterior) y al hecho de que al cierre del trimestre quedaban aproximadamente 140.000 barriles diarios de crudo en tránsito o exportados que no se contabilizaron en el periodo actual. El segmento de Refinación, Transporte y Comercialización (RTM) alcanzó un EBITDA ajustado de 5.880 millones de dólares, un 363% más interanual, convirtiéndose en el segmento más destacado, impulsado por el aumento de las ventas de combustibles a nivel nacional (ventas de diésel +14,4% respecto al trimestre anterior, queroseno de aviación +9,9%), así como la mejora de los márgenes en exportación de fuel oil y crudo. El EBITDA ajustado del segmento de Gas y Energías de Bajo Carbono (G&LCE) alcanzó los 521 millones de dólares, un incremento interanual del 156,7%, apoyado en el aumento de ingresos fijos por el inicio en agosto de los contratos de reservas de capacidad eléctrica (LRCAP).

La solidez financiera de la empresa continúa mejorando. Al cierre de septiembre, la deuda neta era de 57.847 millones de dólares, una reducción del 4,2% respecto al trimestre anterior. La razón deuda neta/EBITDA ajustado de los últimos 12 meses descendió a 1,00 veces (1,53 veces en el mismo periodo del año anterior), y la razón deuda total/EBITDA ajustado de 12 meses fue de 1,21 veces. El plazo promedio ponderado de la deuda es de unos 11,8 años y el coste promedio del 6,7%. En el trimestre, la empresa amortizó aproximadamente 2.100 millones de dólares entre principal e intereses, incluyendo 1.200 millones de dólares en bonos recomprados y rescatados en mercados internacionales, y obtuvo simultáneamente 1.200 millones de dólares en financiación en la banca internacional. El consejo de administración aprobó una retribución para los accionistas del tercer trimestre de 15.300 millones de reales (alrededor de 2.800 millones de dólares); y la empresa pagó impuestos por 90.400 millones de reales a los gobiernos federal, estatal y municipal durante el trimestre.

Cabe destacar que la compañía elevó significativamente su guía anual: la estimación de producción se incrementó de los 3,1 millones de barriles equivalentes por día inicialmente previstos, a un rango de 3,3 a 3,4 millones de barriles equivalentes por día; la inversión de capital (criterio de cartera de activos en desarrollo) pasó de 19.400 millones de dólares a 24.000–25.500 millones de dólares (bajo criterio de caja, de 16.900 a 21.000–22.000 millones de dólares); el flujo de caja operativo de 35.000 millones de dólares a 45.000–50.000 millones de dólares; y los pagos por leasing de 10.000 a 11.000–11.500 millones de dólares. La empresa subrayó que el aumento de la inversión de capital no se debe a sobrecostos en los proyectos, sino principalmente al efecto de la tasa de cambio y a un ritmo de ejecución superior al planificado, incluyendo avances mejores a lo esperado en la construcción de FPSO propios como Búzios, Atapu y Sépia, una mayor disponibilidad de plataformas de perforación, más pozos conectados y el plan para nacionalizar los FPSO Búzios 9 y 10 en 2026.