Nunca publiquei um estudo dedicado a PRIO (PRIO3) aqui no Laboratório do Investimento (o que é um absurdo, diga-se de passagem).
Ela até esteve presente em uma das edições do Radar de Ações e outros artigos em que comentei sobre as junior oils brasileiras, mas merece um lugar de destaque e o momento parece oportuno.
Em junho/26, a empresa concluiu o desenvolvimento de Wahoo, encerrando um ciclo de aquisições e grandes projetos que tem definido a companhia desde 2023: Peregrino, a estabilização de Albacora Leste, e agora Wahoo plenamente operacional.
Enquanto isso, PRIO3 está perto de máximas históricas, depois de um 2T26 com três recordes ao mesmo tempo: produção, vendas e EBITDA:
Diante deste cenário, apresentarei nesta edição a minha visão pessoal sobre a empresa, aproveitando para construir e explicar, passo a passo, o meu valuation de PRIO3.
O que você vai ver nesta edição:
O que mudou no 2T26
Por que você deveria estudar a tese agora
Como o modelo foi montado
Confronto do meu modelo com o do mercado
Valor Justo e TIR implícita
O que valida e o que invalida a tese
O que mudou no 2T26
Antes de entrar no modelo, os fatos do último trimestre:
Produção média de 172 mil barris por dia, recorde da companhia;
Já em julho, depois do fim do trimestre, a produção ultrapassou 196 mil barris por dia;
Vendas recordes de 15,3 milhões de barris no trimestre.
EBITDA ajustado (ex-IFRS 16) de US$879 milhões, alta de 218% frente ao 2T25.
Lucro líquido (ex-IFRS 16) de US$413 milhões, alta de 169% frente ao 2T25.
Lifting cost caiu para US$8,9/bbl, 36% abaixo do 2T25, reflexo da otimização de Peregrino (sob operação da PRIO desde novembro/25) e da diluição de custos trazida por Wahoo.
Alavancagem de 1,5x Dívida Líquida/EBITDA ajustado, com recompra de 9,3 milhões de ações no trimestre e amortização integral do bond de 2021.
Em Wahoo, os quatro poços produtores foram conectados ao longo do trimestre, levando o campo a 40 mil barris por dia, sendo este o desenvolvimento mais rápido já entregue integralmente pela própria PRIO;
Em Peregrino, entrou em operação o primeiro poço do reservatório Isolado, levando o campo de volta a um patamar acima de 100 mil barris por dia.
Por que você deveria estudar a tese agora
Considero uma “boa prática” ter exposição ao petróleo na carteira de ações, independente da empresa escolhida.
Dito isso, é importante frisar que essa é a primeira vez em que vou me aprofundo e modelo a PRIO detalhadamente.
E acho que, neste caso, o timing importa: meses atrás, qualquer valuation da PRIO estaria tentando acertar um alvo em movimento.
A participação em Peregrino vinha crescendo e Wahoo ainda era um projeto no papel. Modelar nesse meio-tempo significaria apostar em premissas que a própria empresa ainda estava descobrindo.
Justamente por tanta incerteza, tivemos a oportunidade de ver PRIO3 negociar com 50% de desconto em relação ao preço que negocia atualmente.
De lá para cá, o papel andou muito. Parte sustentado pelo aumento do petróleo, em virtude do conflito EUA x Irã, parte porque muitas das incertezas saíram de cena.
Peregrino agora está 100% incorporado, Wahoo está com os quatro poços produzindo, e a estrutura de custos já teve tempo de se assentar em um novo patamar (dois trimestres completos, 1T26 e 2T26, já refletem essa estrutura).
Portanto, está é a primeira janela em que dá para modelar a PRIO como ela realmente é hoje, de forma clara.
Quem se antecipou e projetou corretamente as premissas “incertas” à época, certamente agora está colhendo os frutos de uma valorização superior a 80% nas ações,
Mas será que o bonde realmente passou?
Ou ainda há margem de segurança e retorno implícito suficiente para justificar a compra de PRIO3 aos preços atuais?
Será que PRIO a R$ 60, com os resultados de hoje, não está mais barata do que PRIO a R$ 35, com os resultados do passado?
Para responder a essas perguntas, recorri à autoridade máxima do investimento em valor: o Sr. Fluxo de Caixa Descontado.
Como o modelo foi montado
Fluxo de caixa do acionista, em dólar
Usei o método de Fluxo de Caixa Livre do Acionista (FCFE), na mesma moeda em que a PRIO reporta (dólar), só convertendo para real no último passo, ao dividir pelo número de ações.
Isso evita ficar convertendo premissas de custo, receita e dívida (todas em dólar) para uma moeda intermediária desnecessariamente.
A produção com base no certificador de reservas
Usei o cronograma ano a ano do Relatório de Certificação de Reservas 2P (Provadas + Prováveis), elaborado pela DeGolyer and MacNaughton (D&M) com base em 31/12/2025 e divulgado pelo RI da PRIO.
A empresa tem quatro ativos com trajetórias bem diferentes entre si (Albacora Leste ainda crescendo até 2031, Bravo em declínio suave, Peregrino em platô até 2033 e depois caindo mais rápido, Valente/Wahoo em pico entre 2027-28).
Uma curva única de declínio esconderia essa diferença.
O relatório da D&M já modela isso poço a poço, então usei a soma líquida dos quatro ativos, ano a ano, até 2052 (27 anos), quando as reservas certificadas se esgotam.
As reservas 2P líquidas somam 1.022.393 mil barris de óleo, segundo a D&M.
De onde vêm as premissas de custo
Construí uma série trimestral de 1T23 a 2T26 (14 trimestres) a partir do release e da planilha de suporte à modelagem da própria PRIO, e derivei cada premissa operacional dessa série, com um critério declarado:
Desconto de realização vs. Brent = 10%
Mais conservador que a mediana histórica pura (5,7%), para refletir o peso crescente do óleo mais pesado de Peregrino na mistura de vendas;
D&A / Receita Líquida = 27,7%
Média dos 2 últimos trimestres (novo patamar de base de ativos, pós-Peregrino 100% e Wahoo);
Despesas de Comercialização / Receita = 7,1%
Média dos 4 últimos trimestres.
Alíquota efetiva de impostos = 20%
Racional estrutural (benefício fiscal da SUDENE, prejuízo fiscal acumulado da Dommo, estrutura de comercialização em Luxemburgo); a mediana histórica trimestral (11,6%) é extremamente ruidosa por efeitos de IR diferido;
G&A anual = US$117 milhões
Soma dos 4 últimos trimestres, anualizada;
Incremento de NCG / Receita = 1,0%
Premissa conservadora, visto que o dado histórico de 2025 foi atipicamente uma fonte de caixa.
O Brent como eixo de incerteza
Rodei cinco cenários para o preço do brent: US$60, 65, 70, 75 e 80/bbl.
É o eixo que mais move o valor da empresa, dado o grau de alavancagem operacional de uma petroleira (custos majoritariamente fixos, receita 100% variável com o preço).
As simplificações
Todo modelo tem escolhas deliberadas de simplificação. As principais usadas aqui foram:
O capex projetado é o que a D&M estima ser necessário para desenvolver as reservas já certificadas. Portanto, isso tende a subestimar o capex real em alguns anos, mas evita que eu tenha que adivinhar projetos que a própria empresa ainda não anunciou;
O resultado financeiro (despesa de juros líquida de receita de caixa) foi mantido constante ao longo dos 27 anos, conforme dívida bruta e caixa atuais, ou seja, sem modelar a desalavancagem que a empresa deve entregar nos próximos anos. Isso acaba sendo conservador, visto que, se a dívida cair (como esperado), a despesa financeira real também cai, e o fluxo de caixa livre real tende a ficar acima do que projetei;
Os royalties e a Participação Especial foram aproximados por um percentual efetivo implícito no próprio relatório da D&M, aplicado sobre a receita recalculada em cada cenário de Brent .
Confronto do meu modelo com o do mercado
Depois de montar o modelo, comparei com o recente relatório divulgado pelo BTG Pactual (17/08/2026, rating de Compra, preço-alvo R$73 para dez/2027).
Houve convergência em alguns pontos, mesmo usando metodologias completamente diferentes:
Produção: o BTG projeta produção entre 195-200 mil bbl/dia até o fim de 2026 e acima de 220 mil bbl/dia durante 2027. O cronograma da D&M que usei no modelo dá praticamente os mesmos números: ~198 mil bbl/dia em 2026 e ~222 mil bbl/dia em 2027.
OPEX e CAPEX: O BTG estima OPEX consolidado de ~US$550 milhões/ano e capex normalizado de ~US$400-600 milhões/ano. O relatório da D&M, que uso como base, dá US$517 milhões de OPEX e US$500-624 milhões de CAPEX.
Taxa de retorno implícita: O BTG calculou uma TIR implícita ao preço atual de 28% no cenário-base (subindo a 33% se incluir projetos ainda não mapeados pós-2028). No meu modelo, a TIR real varia de 15,7% (Brent 60) a 28,9% (Brent 80).
Valor Justo e TIR implícita
Com os cinco cenários de Brent, e a cotação de R$ 61,53 (19/08/2026) como referência, cheguei aos resultados abaixo: