Conclusão
A teleconferência do 1T26 reforçou uma mensagem mais construtiva para a tese da Brava: a companhia parece estar migrando de uma fase de execução intensiva e recuperação de ativos para um ciclo mais focado em estabilização operacional, desalavancagem e captura de valor do portfólio. O Q&A foi particularmente relevante porque endereçou os principais pontos de sensibilidade para o mercado: cronograma dos novos poços em Papa-Terra e Atlanta, potencial de redução de lifting cost, geração de caixa em um cenário de Brent mais volátil, estratégia de hedge, impacto da taxa de exportação, além dos possíveis desdobramentos da oferta da Ecopetrol. Em nossa visão, a combinação de maior previsibilidade operacional, melhora de monetização em Atlanta e potencial de queda estrutural de custos em Papa-Terra sustenta uma leitura positiva para o equity story, ainda que o curto prazo continue carregando ruídos relacionados ao seu plano de investimentos, hedge, impostos e volatilidade de preços.
Ano de estabilização operacional e expansão de valor
Pé no chão. A mensagem central da administração foi que 2026 deve ser um ano de estabilização operacional e expansão de valor para o acionista. A companhia destacou quatro prioridades: estabilizar a produção com segurança operacional, acelerar a desalavancagem, executar a campanha offshore dentro do prazo e orçamento, e avançar no programa Brava Efficiency, com foco em redução estrutural de custos e otimização contratual.
Papa-Terra: novos poços como gatilho de volume e queda de lifting cost
No Q&A, a administração foi questionada sobre as expectativas para os novos poços em Papa-Terra. A resposta foi relevante: a empresa espera conectar os dois poços no 4T26, com entrada em produção ainda no fim do ano, e indicou que a campanha segue exatamente conforme planejado. A administração evitou dar guidance formal, mas afirmou que a produção incremental média no ano poderia ser calculada a partir de uma entrada no fim de 2026, mencionando potencial de incremento relevante em Papa-Terra.
O ponto mais importante, contudo, foi a discussão sobre custos. A companhia afirmou ver espaço de redução do lifting cost em Papa-Terra não apenas por maior diluição de custos com aumento de produção, mas também por iniciativas estruturais. A administração indicou que a tomada de controle operacional a partir de março de 2027 deve gerar economia de aproximadamente US$ 23 milhões por ano em custo de extração, levando o lifting cost do ativo de cerca de US$ 23/bbl atualmente para algo próximo de US$ 13/bbl no próximo ano, considerando a combinação de redução de custos e aumento de produção.
Esse é um dos pontos mais relevantes da tese. Papa-Terra tem sido historicamente visto pelo mercado como um ativo com maior complexidade operacional e maior risco de execução. A possibilidade de combinar novos poços, maior eficiência e redução estrutural de custo altera a percepção de risco-retorno do ativo.
Atlanta: declínio dentro do esperado e Fase 2 próxima da capacidade do FPSO
Atlanta também foi um dos principais temas do Q&A, especialmente em relação ao comportamento de declínio dos poços e à capacidade do FPSO. A administração afirmou que o declínio observado nos últimos 90 dias foi de aproximadamente 23%, mas destacou que esse número vem caindo e que a curva está se tornando mais horizontal ao longo do tempo, em linha com o que era esperado para um campo de óleo pesado.
Sobre a Fase 2, a companhia afirmou que os novos poços devem entrar no 1T27 e que, embora não queira fornecer guidance, acredita que, com a adição desses poços, a produção ficará “muito próxima” da capacidade total do FPSO Atlanta. A unidade tem capacidade de acomodar cerca de 50 mil bbl/d, e a administração destacou que existe flexibilidade operacional para gerir os poços sem necessariamente precisar fechar produção.
Em termos de tese, Atlanta segue como o principal ativo de escala da Brava. A resposta da administração ajuda a reduzir parte da preocupação sobre declínio mais acelerado e reforça a leitura de que a Fase 2 pode ser um gatilho relevante para reaproximação da capacidade nominal da unidade. Ainda assim, o investidor deve monitorar a produtividade efetiva dos novos poços, o comportamento da curva de declínio e a estabilidade dos sistemas submarinos, dado que o ativo opera em condições técnicas desafiadoras.
Problema nas bombas de Atlanta: evento técnico, mas sem sinal de deterioração sistêmica
Outro ponto importante do Q&A foi a explicação sobre o problema na ESP de Atlanta. A administração classificou o evento como não grave, relacionado a consumo acima do esperado de fluido de barreira em um sistema de proteção da bomba. Segundo a companhia, foram adotadas medidas de proteção, o problema se resolveu, e as três bombas ESP estão operando normalmente. A empresa também afirmou possuir uma bomba sobressalente no Brasil para eventual substituição, embora não espere utilizá-la no curto, médio ou longo prazo.
Para a tese, a resposta é tranquilizadora. Atlanta é um ativo tecnicamente complexo, e pequenas falhas podem gerar volatilidade de produção no curto prazo. No entanto, a ausência de um problema sistêmico nas bombas e a existência de contingência local reduzem a percepção de risco operacional imediato. Ainda assim, por se tratar de tecnologia pioneira em campo de óleo pesado em águas profundas, o acompanhamento da confiabilidade das ESPs continuará sendo um ponto crítico.
Onshore: Potiguar, Bahia e EOR como alavancas orgânicas de baixo capital relativo
No onshore, a administração reforçou que Potiguar deve normalizar gradualmente. Das 85 instalações originalmente em operação, 51 já retomaram atividades e 34 ainda permaneciam parcialmente paralisadas, enquanto a ANP vinha aprovando cerca de nove instalações por mês. Com esse ritmo, a companhia estimou retomada plena de produção até o fim de agosto.
A companhia também destacou a retomada da injeção de vapor em Estreito, a retomada de Fazenda Belém e o início da fase de desenvolvimento do projeto de EOR com injeção de nitrogênio, após resultados positivos no piloto realizado no ano anterior.
No Q&A, Boeri detalhou oportunidades adicionais em Bahia e Potiguar. Em Bahia, a empresa pretende iniciar a comercialização do gás de São João, que hoje é reinjetado, e avançar em ajustes operacionais para elevar produção de gás em outro projeto, com impacto positivo em receita e lifting cost. Em Potiguar, a companhia citou o aumento da capacidade de escoamento de água como elemento que destrava campanhas de perfuração mais eficientes, além de apontar os sistemas de EOR como os principais vetores futuros de crescimento.
A leitura para a tese é positiva porque o onshore oferece flexibilidade de capital e opcionalidade de crescimento menos concentrada em grandes projetos. Em um ambiente de Brent mais volátil, essa flexibilidade é importante: a companhia consegue ajustar ritmo de perfuração e intervenção, preservar caixa e ainda capturar ganhos de eficiência em projetos de recuperação secundária/terciária.
Geração de caixa: leitura ainda impactada por CapEx, hedge e itens não recorrentes
A geração de caixa foi um dos temas mais relevantes do Q&A. A administração reconheceu que o 1T26 foi um trimestre mais limpo, mas ainda com resíduos operacionais, como manutenção em BC-10 encerrada em janeiro e problema pontual na bomba de Atlanta. Além disso, houve impactos de compromissos passados de earn-outs/M&A e pagamento de US$ 50 milhões relacionado a Tartaruga Verde, a ser registrado no 2T26.
Olhando para frente, a companhia indicou que o CapEx deve acelerar a partir do 2T26, uma vez que a campanha offshore começou no fim de março e passará a rodar integralmente nos trimestres seguintes. A administração também afirmou que não há novos compromissos de M&A até o fim do ano e que haverá retorno do valor pago por Tartaruga Verde.
Nossa leitura é que a geração de caixa de 2026 deve ser analisada com cuidado. De um lado, a empresa entra em uma fase de maior eficiência operacional, melhor monetização e menor alavancagem. De outro, o ano ainda carrega CapEx relevante da campanha offshore, impacto potencial de hedge e efeitos pontuais como taxa de exportação. O principal ponto para o mercado será separar a geração de caixa recorrente do ruído temporário de capital de giro, hedge, impostos e pagamentos herdados de transações anteriores.
CapEx: campanha offshore deve consumir caixa de forma mais linear
A administração afirmou que o CapEx do 1T26 foi de cerca de US$ 70 milhões, com pouco impacto da campanha de perfuração, dado que ela começou apenas no fim do trimestre. Sem fornecer guidance formal, a companhia indicou que uma campanha de perfuração custa, em ordem de grandeza, perto de US$ 1 milhão por dia, considerando sonda, equipamentos e demais custos. A administração também afirmou que não espera uma concentração relevante em um trimestre específico, mas sim desembolsos mais lineares ao longo dos trimestres em que a campanha estiver em execução.
Esse ponto é importante para o modelo porque sugere que o CapEx de 2026 deve subir frente ao 1T26, mas sem um pico abrupto isolado. A disciplina de capital segue sendo a principal mensagem: a companhia reiterou que novos projetos orgânicos entram em fila de priorização e só avançam após validação técnica, econômica e de alocação de capital.
Malombe e pipeline offshore: opcionalidade existe, mas capital allocation segue restritivo
Ainda no Q&A, a administração foi questionada sobre o próximo grande projeto offshore após Papa-Terra e Atlanta. A empresa afirmou que ainda é cedo para afirmar novos investimentos, mas indicou que estudos em Papa-Terra continuam sendo refinados, inclusive após validação externa de dados. Sobre Malombe, a administração disse que o ativo está na “fila” de oportunidades do portfólio, que é considerado interessante, e que a companhia solicitou à ANP a postergação da declaração de comercialidade, aguardando resposta.
A mensagem é clara: há opcionalidade, mas o capital não será alocado antes de validação da produção dos projetos em execução. Para o equity story, isso reduz o risco de “growth for growth’s sake” e reforça a tese de disciplina financeira. Ao mesmo tempo, mantém opcionalidade de NAV em projetos ainda não precificados integralmente pelo mercado.
Trading e preços realizados: melhora em Atlanta pode compensar parte do Brent mais fraco
A administração também trouxe comentários relevantes sobre trading. A companhia afirmou que viu melhora nos preços de referência no 2T26 e que Atlanta passou a vender a Brent Plus, depois de historicamente operar com desconto. A empresa também descartou a aquisição de VLCCs, argumentando que essa decisão exigiria escala e homogeneidade de óleo que não fazem sentido no momento, dado que os óleos da Brava têm características físicas distintas, como API e contaminantes.
Esse comentário é relevante porque melhora a visibilidade de monetização do principal ativo de crescimento da companhia. Em E&P, especialmente com óleo pesado, o preço realizado pode ser tão relevante quanto o volume produzido. Se Atlanta sustentar menor desconto ou prêmio contra Brent, o efeito na geração de caixa por barril pode ser material, ainda mais em um cenário de Brent mais volátil.
Hedge: proteção de caixa em 2026, mas com potencial ruído contábil e de upside
O hedge foi outro tema crítico. A administração explicou que não há complexidade incomum: os instrumentos são marcados a mercado pela curva futura, com impacto de caixa conforme os contratos vencem. O impacto no 1T26 foi pequeno, de R$ 19 milhões, mas a companhia espera efeito maior nos próximos trimestres. Vale lembrar que a maior concentração de contratos está exatamente no 2T26.
Do ponto de vista estratégico, o CFO defendeu que a proteção era necessária diante de um cenário de Brent potencialmente mais desafiador, alavancagem ainda em processo de normalização e compromissos relevantes de investimento. A administração afirmou que protegeu o que precisava proteger para assegurar geração de caixa em 2026, mas também indicou que essa política tende a ser revista à medida que a alavancagem se aproxime de níveis ainda mais confortáveis.
A leitura para a tese é balanceada. O hedge reduz volatilidade de caixa e protege a execução da campanha offshore, mas limita parte do upside em um cenário de Brent mais forte. Para o acionista, o ponto-chave é que a companhia parece tratar o hedge como ferramenta temporária de proteção do balanço durante uma fase de CapEx relevante, e não como política estrutural permanente de limitação de upside.
Taxa de exportação: impacto relevante, mas temporário e parcialmente judicializável
A administração também comentou a taxa de exportação. A empresa trabalha com um cenário de impacto para Brava, estimado em aproximadamente US$ 10 milhões por mês ou US$ 30 milhões por trimestre, considerando Atlanta, BC-10 e Papa-Terra. A companhia afirmou que vê dificuldade política para aprovação definitiva da medida, mas, para fins de modelagem, considera o impacto no caixa.
No caso de Papa-Terra, a administração esclareceu que, embora o offload não seja diretamente exportado pela Brava, a companhia espera pagar a taxa como produtora, por questões contratuais com o offtaker.
Esse é um headwind de curto prazo, mas não altera a tese estrutural. O impacto é relevante para FCF trimestral, especialmente em um período de CapEx mais alto, mas tende a ser tratado pelo mercado como item transitório se a medida não for prorrogada ou se houver algum grau de recuperação judicial no futuro.
Ecopetrol: possível reforço técnico e estratégico, mas ainda dependente de condições
A OPA da Ecopetrol também foi abordada no Q&A. A administração explicou que a transação depende de aprovações e condições precedentes, incluindo CADE, waivers em instrumentos financeiros ( especialmente debêntures) e os procedimentos próprios da oferta. A companhia estimou, sem garantir precisão, um prazo de dois a três meses para conclusão, caso não haja contratempos.
Do ponto de vista técnico, Boeri afirmou que a Ecopetrol tem forte expertise em campos onshore e, especialmente, em óleo pesado, o que poderia fortalecer tecnicamente a Brava em parte relevante do portfólio. A administração destacou que a experiência da Ecopetrol em óleo pesado onshore poderia ser complementar à experiência brasileira em offshore.
Esse comentário é importante porque a OPA não deve ser analisada apenas pelo preço da oferta, mas também pelo possível impacto estratégico de um acionista industrial com conhecimento técnico em óleo pesado. Ainda assim, qualquer mudança de estratégia dependerá da conclusão da transação e do eventual alinhamento entre Ecopetrol, administração e demais stakeholders.
