Qué dijo la dirección de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de registros históricos impulsado por producción récord

Petrobras cerró el segundo trimestre de 2026 con lo que la dirección describió como el mayor beneficio neto recurrente y el mayor beneficio bruto en la historia de la compañía, con un EBITDA ajustado de 20.000 millones de dólares —un 70% por encima del trimestre anterior y casi el doble del nivel de un año atrás—. El flujo de caja operativo alcanzó 12.300 millones de dólares, un crecimiento de casi el 50% respecto al trimestre previo. La presidenta Magda Chambriard fue explícita en señalar que el precio del Brent, que promedió algo por encima de 104 dólares, no fue el factor determinante: en más de diez trimestres anteriores el crudo cotizó más caro sin que la empresa alcanzara estas cifras. La diferencia, dijo, estuvo en la eficiencia operativa.

La producción de petróleo llegó a 2,7 millones de barriles diarios, un 15% más que hace doce meses, superando en 200.000 barriles la meta del trimestre. La plataforma Almirante Tamandare, diseñada para 225.000 barriles diarios, llegó a producir 270.000. La dirección indicó que aún quedan 270.000 barriles diarios de capacidad de rampa por materializar en el segundo semestre, procedentes de plataformas como P-78, P-79 y Alexandre de Gusmão, que todavía no han alcanzado su capacidad nominal. En refinación, el factor de utilización superó el 101%, lo que permitió reducir las importaciones de diésel un 40% respecto al trimestre anterior y elevar las exportaciones de crudo un 12%.

Perspectivas: más plataformas, deuda convergente y etanol en negociación

La compañía espera cerrar el año en el extremo superior de su rango de producción, aunque la dirección se negó a prometer un nuevo récord y advirtió que los parones programados representarán unos 290.000 barriles diarios de pérdida de producción en el año. En cuanto a inversión, la compañía espera desembolsar unos 16.900 millones de dólares en 2026, con posibilidad de adelantar partidas si ello genera valor. Para las plataformas P-80 y P-82, el zarpe está previsto en el tercer trimestre de 2026 y el inicio de producción para el segundo trimestre de 2027, aunque la dirección trabaja para adelantar P-80 al primer trimestre. P-83 zarpará a principios de 2027.

En cuanto a la deuda, la compañía espera converger hacia 65.000 millones de dólares brutos —nivel que considera óptimo para su estructura de capital— y ve posible adelantar ese objetivo respecto al horizonte original de 2030. Sobre el destino del excedente de caja, el CFO Fernando Melgarejo explicó que la prioridad es acelerar inversiones con retorno y reducir deuda; los dividendos extraordinarios se consideran poco probables a corto plazo, dado que el entorno de Brent elevado podría no sostenerse. En mercados relevantes para la región, Petrobras confirmó negociaciones activas para entrar en el segmento de etanol en Brasil, exploración en Colombia con tres descubrimientos de gas que superan las necesidades del país, un memorando de entendimiento no vinculante con Pemex para aguas profundas en México, y operaciones activas en Namibia, Costa de Marfil y Sudáfrica en asociación con Total y Shell.

Turno de preguntas: Braskem, gas y margen de la Margen Ecuatorial

Las preguntas de los analistas se concentraron en cuatro frentes. El primero fue Braskem: Gabriel Barra (Citi) preguntó directamente sobre la posibilidad de una reorganización judicial y una eventual inyección de capital por parte de Petrobras. La dirección reconoció que el nuevo acuerdo de accionistas, firmado hace apenas dos meses, le otorga mayor poder político en Braskem, pero declinó dar detalles alegando la proximidad de la presentación de resultados de esa compañía el 13 de agosto y una medida cautelar vigente hasta el 24 de octubre.

El segundo frente fue la política de gas en Brasil, donde el gobierno analiza una liberalización del mercado. La dirección de Petrobras fue crítica: señaló que ya tiene solo el 15,6% del mercado, que operan más de 30 competidores y que una simple transferencia de moléculas no garantiza mayor oferta. La compañía espera participar en la audiencia pública convocada por el regulador en los próximos 45 días. El tercer punto fue la Margen Ecuatorial, donde la compañía aguarda los resultados del pozo en el bloque BMFCA-49 antes de finales de agosto, con tres pozos contingentes adicionales pendientes de autorización. Finalmente, Rodrigo Almeida (BTG) preguntó por la concesión de Tupi, cuyo vencimiento se acerca; la dirección confirmó negociaciones en curso con organismos gubernamentales pero se negó a anticipar términos.