A BP prevê que a dívida líquida caia para US$ 13,5 bilhões a US$ 14,5 bilhões no terceiro trimestre

BP p.l.c. (BP ) A BP publicou seu comunicado de negociação do terceiro trimestre de 2026 em 13 de outubro de 2026. Nele, informou que espera uma dívida líquida de US$ 13,5 bilhões a US$ 14,5 bilhões no fim do trimestre, ante US$ 22,3 bilhões no fim do segundo trimestre. O comunicado de negociação apresenta as estimativas e expectativas atuais da bp para o período, e os resultados completos do grupo para o terceiro trimestre têm publicação prevista para 30 de outubro de 2026.

A empresa afirmou que as informações apresentadas não abrangem todos os fatores que podem afetar os resultados do grupo no trimestre e não constituem uma estimativa desses resultados. Também informou que todas as informações fornecidas estão sujeitas à conclusão dos processos de elaboração de seus relatórios financeiros. As projeções divulgadas por bp no anúncio dos resultados do segundo trimestre de 2026, em 4 de agosto de 2026, continuam válidas, salvo indicação explícita em contrário, e um resumo dessas projeções foi incluído novamente em um apêndice do comunicado.

A produção upstream informada para o terceiro trimestre deve ficar entre 2.190 e 2.240 mil barris de óleo equivalente por dia (mboe/d), ante 2.201 mboe/d no segundo trimestre e dentro da projeção inicial de 2.100 a 2.250 mboe/d. A bp afirmou que o nível esperado reflete principalmente a retomada após as manutenções sazonais, parcialmente compensada pela redução de sua participação acionária na América Latina. O trimestre também inclui os efeitos da continuidade das interrupções no Oriente Médio e nenhum impacto de eventos climáticos no Golfo da América. Do total, a produção de gás e energia de baixo carbono deve ficar entre 775 e 795 mboe/d, ante 765 mboe/d no trimestre anterior, e a produção e as operações de petróleo, entre 1.415 e 1.445 mboe/d, ante 1.436 mboe/d. O comunicado observa que, devido ao arredondamento, a produção upstream pode não corresponder exatamente à soma dos dois segmentos.

Considerações sobre os resultados dos segmentos

No segmento de gás e energia de baixo carbono, a bp espera que os preços realizados, em comparação com o trimestre anterior, tenham um impacto positivo de US$ 0,1 bilhão a US$ 0,3 bilhão, incluindo o efeito das variações nos preços de referência do gás natural que não são o Henry Hub. Espera-se que o resultado das atividades de comercialização e negociação de gás seja significativamente superior ao do segundo trimestre.

No segmento de produção e operações de petróleo, espera-se que os preços realizados tenham um impacto negativo de US$ 0,2 bilhão a US$ 0,4 bilhão, também incluindo o efeito das variações nos preços de referência do gás natural que não são o Henry Hub. As baixas contábeis de exploração devem ser significativamente menores, pois o trimestre anterior incluiu o impacto da venda de Bay Du Nord, enquanto a depreciação, a exaustão e a amortização (DD&A) devem ser ligeiramente maiores devido a uma mudança no mix de produção. A bp afirmou que os resultados de empresas contabilizadas pelo método de equivalência patrimonial no segundo trimestre foram beneficiados por contribuições maiores na América Latina, que não devem se repetir no terceiro trimestre.

No segmento de clientes e produtos, espera-se que o negócio de clientes apresente um resultado significativamente menor, devido à redução das margens de combustíveis e ao aumento dos preços dos óleos básicos na Castrol, além de uma contribuição menor do segmento midstream. Esses efeitos devem ser parcialmente compensados por volumes ligeiramente maiores em razão de fatores sazonais. Espera-se que o negócio de produtos reflita margens de refino realizadas mais fortes, na faixa de US$ 1,9 bilhão a US$ 2,1 bilhões, com processamento de 1.375 a 1.405 mil barris por dia, ante 1.467 mil no segundo trimestre. A bp afirmou que a expectativa de processamento reflete a conclusão da venda de Gelsenkirchen em 31 de julho de 2026 e um nível menor de paradas programadas e atividades de manutenção. Espera-se que o resultado da negociação de petróleo fique, em linhas gerais, estável em comparação com o segundo trimestre.

Dívida líquida, perdas por redução ao valor recuperável e projeções para o ano inteiro

A alíquota efetiva de imposto subjacente do grupo no terceiro trimestre deve ficar em torno de 30%, o que a bp atribuiu à distribuição geográfica dos lucros. As projeções atualizadas para a alíquota de imposto do ano inteiro serão divulgadas junto com os resultados do terceiro trimestre; o apêndice do comunicado apresenta a projeção atual para o ano inteiro, de 35% a 40%.

A redução esperada da dívida líquida inclui o resgate de US$ 1,0 bilhão em títulos híbridos em 30 de setembro de 2026. Espera-se que o valor restante em títulos e valores mobiliários híbridos fique em torno de US$ 12,0 bilhões no fim do terceiro trimestre, ante US$ 13,0 bilhões no fim do segundo. A variação também reflete pagamentos de impostos sobre a renda cerca de US$ 1,0 bilhão maiores, uma liberação de capital de giro de US$ 0 a US$ 1,0 bilhão e despesas de capital de aproximadamente US$ 3,0 bilhões. Como resultado, a bp espera que o total combinado da dívida líquida, dos títulos híbridos, dos arrendamentos e dos passivos de acordos relacionados ao Golfo da América diminua cerca de US$ 9,0 bilhões a US$ 10,0 bilhões em comparação com o segundo trimestre.

Espera-se que os resultados do terceiro trimestre incluam ajustes pós-impostos relacionados a perdas por redução ao valor recuperável, na faixa de US$ 3,0 bilhões a US$ 4,5 bilhões. A bp afirmou que os encargos são atribuídos principalmente aos negócios de transição do segmento de gás e energia de baixo carbono e estão excluídos do lucro subjacente pelo custo de reposição.

Quanto às condições de negociação, o petróleo Brent teve preço médio de US$ 96,99 por barril no terceiro trimestre, ante US$ 103,85 no segundo trimestre, e o índice Henry Hub dos EUA, referente ao primeiro dia do mês, teve média de US$ 2,96 por milhão de unidades térmicas britânicas (mmBtu), ante US$ 2,90. A Margem Indicadora de Refino da bp, um indicador simples da média ponderada do mix de petróleo bruto e do rendimento de produtos de cada refinaria da bp, teve média de US$ 46,7 por barril, ante US$ 29,6. A empresa afirmou que os preços de referência e as margens não representam os preços ou as margens efetivamente obtidos durante esses períodos.

As regras práticas da bp para o ano completo de 2026 indicam um impacto no lucro operacional antes dos impostos pelo custo de reposição de US$ 340 milhões para cada variação de US$ 1 por barril no Brent, US$ 40 milhões para cada variação de US$ 0,10 por mmBtu no Henry Hub e US$ 450 milhões para cada variação de US$ 1 por barril na margem indicadora de refino. A ponderação dos indicadores do Brent e do Henry Hub corresponde a uma divisão aproximada de 80% para produção e operações de petróleo e 20% para gás e energia de baixo carbono. A bp descreve essas regras práticas como indicadores direcionais aproximados e alerta que a relação entre preços e resultados não é necessariamente linear em uma ampla faixa de preços de petróleo e gás.

As projeções reformuladas para o ano completo de 2026 incluem produção reportada no segmento upstream de 2.180 a 2.270 mboe/d, com produção subjacente no segmento upstream amplamente estável em relação a 2025; despesas de capital de US$ 13,5 bilhões a US$ 14,0 bilhões; depreciação, exaustão e amortização (DD&A) de US$ 17,0 bilhões a US$ 17,5 bilhões; e receitas de desinvestimentos e outras receitas de US$ 8 bilhões a US$ 9 bilhões, incluindo US$ 6 bilhões referentes à transação anunciada da Castrol. A projeção para o volume de processamento nas refinarias no ano completo é de 1.360 a 1.410 mil barris por dia, e a projeção para os pagamentos relativos à liquidação de petróleo no Golfo da América ao longo do ano completo é de US$ 1,6 bilhão antes dos impostos, incluindo US$ 0,4 bilhão no primeiro trimestre e US$ 1,1 bilhão no segundo.

O comunicado identifica o lucro subjacente pelo custo de reposição antes de juros e impostos, a alíquota efetiva de imposto subjacente, a dívida líquida e o capital de giro como medidas não IFRS. A bp também realizará uma atualização sobre estratégia e perspectivas em 15 de dezembro de 2026, em New York City.