Conclusão
A Brava reportou um EBITDA ligeiramente abaixo do consenso. Observamos esse trimestre como positivo do ponto de vista estritamente operacional (produção no pico, controle de custos/lifting costs, investimentos, etc) mas que talvez ainda seja insuficiente para destravar o valor que esperamos para o case e que, em nossa leitura, deve se orientar pelo tema de desalavancagem. E sim, a empresa conseguiu colocar seu endividamento em um patamar mais razoável em um prazo razoável de tempo (2,3x dívida líquida/EBITDA 12M vs 3,1x no 2T25), entretanto é importante mencionar os efeitos não-recorrentes que aconteceram no trimestre, como a venda de infraestrutura para Petroreconcavo e antecipação de recebíveis da Yinson. Ou seja, faltou uma fotografia mais “limpa” por parte da geração de caixa da empresa. Por enquanto, seguimos com a recomendação de MANTER enquanto seguimos trabalhando na revisão das nossas estimativas para o case.
Vai pagar dividendo em 2025? Acreditamos que não, o foco deve seguir na desalavancagem do balanço. A empresa obteve um waiver com debênturistas para conseguir aprovar de maneira temporária o limite de endividamento para 3,75x dívida líquida/EBITDA até o 3T25. A empresa tem como meta alcançar uma relação de 1,7x-2,3x dívida líquida/EBITDA até o final de 2025 – vale lembrar que neste trimestre a empresa encerrou com uma relação 2,3x dívida líquida/EBITDA 12M. Sendo assim, em nosso cenário-base a empresa deve passar a distribuir dividendos de maneira expressiva apenas em 2026.
Destaques 3T25
Maior produção e custos mínimos históricos. A Brava reportou receita líquida de R$ 3,1 bilhões (-2,7% t/t; +39,4% a/a) no 3T25, em linha com o recorde histórico do trimestre anterior. O resultado reflete o terceiro trimestre consecutivo de crescimento operacional, com produção média de 91,8k boe/d (+6,9% t/t; +77,5% a/a), novo recorde na história da companhia. O avanço foi sustentado pela performance dos campos offshore (Atlanta, Papa-Terra e Parque das Conchas) que seguiram apresentando ganhos de eficiência e escala. O campo de Atlanta, principal ativo da Brava, produziu em média 28,6k bpde, beneficiado pela conexão dos poços 2H e 3H durante o trimestre, enquanto Papa-Terra manteve ritmo elevado, atingindo 11,4k bpde (62,5%), consolidando o melhor desempenho desde a aquisição do ativo. A retomada integral da produção em Manati também impulsionou o volume de gás, que subiu +29,8% t/t. Apesar dos números positivos principalmente no tocante a produção, a empresa acabou por apresentar um menor número de vendas de barris de petróleo oriundos de Atlanta e Papa-Terra, incrementando estoques no período. Sendo assim, apesar do operacional positivo, a receita acabou pro ficar abaixo do consenso.
Preço realizado. O preço médio de venda do óleo foi de US$ 61,9/bbl, representando ~90% do Brent médio (US$ 69,1/bbl) e refletindo estabilidade nas condições comerciais frente ao 2T25. A leve retração no preço absoluto (-1,3% t/t) foi compensada pela maior produção e pela diversificação de clientes, apoiada na integração logística com o Terminal de Guamaré, cuja operação própria permite maior flexibilidade e melhor monetização do portfólio. No gás, o preço médio total de venda foi de US$ 6,4/MMBTU (+11,9% t/t), e considerando apenas as vendas a terceiros, o preço atingiu US$ 7,2/MMBTU, equivalente a ~10,4% do valor energético do Brent, patamar estável e competitivo. O avanço decorre, principalmente, da recomposição da produção em Manati e das melhorias contratuais nos polos Potiguar e Recôncavo.
Novo Piso histórico. O lifting cost consolidado caiu para US$ 13,3/boe (-11,5% t/t; -21,5% a/a). Tal valor é o menor da história da Brava. Sem afretamento, o custo no offshore foi de US$ 11,0/boe, representando queda de -21% t/t e -18% a/a. A expressiva redução decorre da diluição de custos fixos e aumento de eficiência nos sistemas de produção em Atlanta e Papa-Terra. Esse desempenho reforça o ganho estrutural de escala e a disciplina operacional da companhia no pós-fusão com Enauta.
O EBITDA ajustado somou R$ 1,3 bilhão (-2,3% t/t; +78,7% a/a), com margem de 42,5%, o maior nível já registrado pela empresa. O resultado reflete a forte contribuição do segmento offshore, que concentrou mais da metade do EBITDA e apresentou margem próxima de 52%, evidenciando o foco estratégico da Brava em ativos de maior produtividade e rentabilidade. As despesas gerais e administrativas (G&A) atingiram US$ 3/boe, o menor patamar histórico, resultado das sinergias pós-integração e da reestruturação organizacional concluída no trimestre.
Desalavancagem acelerada. A alavancagem líquida caiu de 3,1x para 2,3x em US$ (2,2x em R$), refletindo geração de caixa consistente e redução de passivos. A companhia segue colhendo os frutos da ampla agenda de liability management, implementada desde o 2T25: pré-pagamento de dívidas mais onerosas, monetização de recebíveis do FPSO Atlanta e venda de infraestrutura downstream (R$ 260 milhões).
Investimentos sob controle. Os investimentos permaneceram concentrados na conclusão dos poços 2H e 3H de Atlanta e nos preparativos da Fase 2 do projeto, além de melhorias em Papa-Terra (engenharia e licenciamento de novos poços PPT-52 e PPT-53) e manutenção de integridade dos ativos onshore. A companhia segue racionalizando o CAPEX, priorizando projetos com maior retorno e ajustando o cronograma para preservar geração de caixa. Os investimentos no trimestre foram de R$616 milhões (vs R$1,6 bilhões no 3T24 e R$758 milhões no 2T25). Tal redução nos investimentos faziam parte do plano de negócios da empresa e enxergamos tal evento com naturalidade. Acreditamos que a certificação de reservas que deve ser anunciada ano que vá ou não trazer algum impacto na curva de produção futura.
Fluxo de caixa recorrente ainda apertado! A geração de caixa recorrente (fluxo de caixa operacional – capex – obrigação de portfólio – resultado financeiro) foi de apenas R$37 milhões – um número tímido em relação as necessidades gerais da empresa no tocante a redução da dívida, principalmente. É importante mencionar que a redução da dívida nas comparações a/a aconteceram sim por causa da melhora operacional da empresa, mas também devido aos efeitos não recorrente da venda de ativos downstream para RECV (impacto de R$260 milhões) e antecipação de recebíveis da Yinson (R$1,4 bilhões). Sendo assim, o tema “desalavancagem” ainda deve ser um grande ponto a ser observado nos próximos trimestres.
