Conclusão
A teleconferência do 2T26 mostrou uma Brava mais madura e com uma agenda de valor muito clara:. A companhia está estabilizando Atlanta, preparando Papa-Terra para novos poços, retomando Potiguar, capturando spreads no downstream e reduzindo dívida. Ao mesmo tempo, a entrada da Ecopetrol inaugura uma nova fase, com potencial de fortalecer crédito, trazer know-how técnico e apoiar a otimização da estrutura de capital.
Em nossa visão, a tese da Brava passa agora por três provas. I) colocar os poços de Papa-Terra e Atlanta em produção dentro do cronograma e com boa produtividade. II) reduzir alavancagem e custo da dívida, convertendo EBITDA em fluxo de caixa livre e III) A terceira é societária: demonstrar que a chegada da Ecopetrol será positiva para todos os acionistas, preservando disciplina de capital e governança.
O 2T26 não elimina todos os riscos, mas confirma que a companhia está em uma direção melhor. A Brava parece estar saindo de uma fase de consertar o passado para uma fase de capturar o futuro.
I) Operação: estabilização começa a aparecer, mas a tese ainda depende dos próximos poços
O ponto central da call foi que a Brava está conseguindo estabilizar a produção antes da entrada dos novos poços. Em Atlanta, a companhia afirmou que a unidade está estável e que parte dos desafios anteriores esteve relacionada à fase inicial de operação, algo comum em unidades novas. Em Papa-Terra, o management destacou que o ativo manteve eficiência operacional elevada, mas está passando por parada programada antecipada para preparar a planta para receber a produção dos poços PPT-52 e PPT-53. Já em Potiguar, a retomada das instalações suspensas segue em andamento, com normalização gradual da produção e aumento da injeção de vapor.
Nossa leitura é que o risco de execução parece menor do que em trimestres anteriores. A companhia já não discute apenas correção de problemas herdados; agora a agenda passa a ser aumentar produção, reduzir custos e preparar os ativos para uma nova fase de crescimento.
II) Papa-Terra: o principal gatilho de curto prazo
Papa-Terra foi o tema operacional mais relevante da teleconferência. A companhia explicou que a parada programada iniciada em julho foi antecipada em relação ao cronograma original para coincidir com a campanha de perfuração. O objetivo é preparar a unidade para receber os poços PPT-52 e PPT-53, com foco em três frentes: manutenção da planta, preparação do sistema de aquecimento de óleo e ajustes na planta de processamento para receber óleo com maior conteúdo de água, esperado nos novos poços.
O management informou que o poço PPT-53 teve a perfuração finalizada e que o resultado foi positivo, com bons indícios de produtividade. Já o poço PPT-52 está em perfuração e deve ser concluído em sequência. A companhia também destacou que a PLSV já foi mobilizada e está em operação em Papa-Terra, o que reforça a aderência do cronograma. A expectativa é iniciar a produção no 2S26, com um poço entrando inicialmente e o segundo na sequência, ainda antes da mobilização da sonda para Atlanta.
Nossa visão é que Papa-Terra é o gatilho de valor mais relevante para os próximos meses. Se os poços entregarem boa produtividade e a unidade mantiver eficiência operacional elevada, o ativo pode deixar de ser percebido apenas como um campo em recuperação e passar a ser visto como uma fonte relevante de crescimento orgânico e geração incremental de caixa. A administração foi cuidadosa ao evitar números de produção, mas o tom foi claramente positivo quanto à campanha.
III) Atlanta: estabilidade da Fase 1 e crescimento via Fase 2
Em Atlanta, a companhia afirmou que a unidade está estável e que as instabilidades observadas anteriormente fazem parte do processo normal de maturação de uma nova unidade em fase inicial de produção. O management destacou que o ativo passou por correções em bombas, separadores e sistemas de planta, e que a produção atual já reflete maior estabilidade operacional.
Para frente, o principal vetor será a campanha de perfuração dos novos poços em Atlanta. Depois da conclusão da etapa de Papa-Terra, a sonda será mobilizada para Atlanta, com foco nos poços ATL-9H e ATL-10H. A companhia indicou que esses poços devem contribuir para compensar o declínio natural e sustentar uma produção mais elevada a partir de 2027.
Nossa leitura é que Atlanta continua sendo o principal ativo de escala da Brava. O campo combina maior potencial de diluição de custos, relevância para geração de caixa e capacidade de mudar o patamar operacional da companhia. O ponto de atenção é que o capex de Atlanta já foi em grande parte contratado, com desembolsos distribuídos ao longo do tempo, o que reduz risco de contratação, mas mantém o desafio de execução física e ramp-up.
IV) Onshore: Ecopetrol tem uma boa experiência nesse negócio
No onshore, a Brava destacou avanços em Potiguar, Bahia e nos projetos de recuperação avançada. Em Potiguar, a companhia mencionou retomada gradual das instalações anteriormente suspensas e evolução da injeção de vapor. No Campo de Sabiá, o management explicou que o projeto de injeção de nitrogênio tem apresentado resultados positivos, com o objetivo de testar o potencial de produção e, em caso de sucesso, replicar a tecnologia em outros poços da região.
A entrada da Ecopetrol foi tratada como potencialmente positiva para o onshore. A administração destacou que a Ecopetrol tem experiência e know-how em campos maduros onshore, especialmente em recuperação secundária e terciária. A leitura do management é que essa experiência pode ajudar a capturar mais valor no portfólio da Brava, principalmente em projetos de EOR e otimização de campos maduros.
Em nossa visão, essa é uma das sinergias industriais mais interessantes da transação. O onshore da Brava é relevante, mas exige eficiência operacional, tecnologia de recuperação e disciplina de capex. Uma Ecopetrol mais presente pode ajudar a acelerar aprendizados, melhorar curvas de recuperação e reduzir custos unitários.
V) Hedge: proteção foi prudente, mas tende a diminuir com desalavancagem
A política de hedge foi um dos pontos mais importantes do Q&A. O management reconheceu que a estratégia de proteção de petróleo teve impacto negativo relevante no caixa em um ambiente de Brent elevado. Segundo a companhia, naquele momento a alavancagem era mais alta, o conselho havia exigido proteção de caixa para 2026, e o objetivo era preservar geração de caixa e reduzir risco de liquidez durante a fase mais intensa de execução de projetos.
Para frente, a mensagem foi clara: conforme a alavancagem se aproxima do patamar ideal, a necessidade de hedge estrutural diminui. A administração afirmou que, em sua visão, quando a companhia estiver mais próxima de 1,5x dívida líquida/EBITDA, não será mais necessário manter uma política estrutural de proteção sobre parcela relevante da produção. Isso não elimina hedges táticos, mas reduz a probabilidade de uma estratégia ampla de travamento de preço.
VII) Capex: pico em 2026, queda esperada em 2027
A Brava explicou que o capex do 2T26 foi elevado porque concentrou desembolsos ligados à campanha integrada de Papa-Terra e Atlanta. Segundo o management, a tendência é que o nível de desembolso permaneça semelhante na segunda metade de 2026, ainda refletindo equipamentos, perfuração, interligação e marcos contratuais da campanha.
Para 2027, a companhia indicou que o capex deve cair, embora ainda inclua a continuidade da campanha, especialmente Atlanta. A administração afirmou que, a partir de 2027, o perfil de investimento deve ser menor do que o de 2026, e que o macrocenário deve continuar pesando na decisão de alocação de capital, especialmente preços do petróleo e custo de capital.
Em nossa visão, esse é um ponto positivo para o fluxo de caixa livre. O mercado tende a penalizar a Brava enquanto o capex ainda é elevado e a produção incremental ainda não entrou completamente. A inflexão positiva deve aparecer quando os novos poços começarem a produzir e o capex começar a normalizar, melhorando a conversão de EBITDA em caixa.
VIII) Estrutura de capital: desalavancagem segue como prioridade
A companhia reforçou que a estrutura de capital continua sendo uma prioridade. Segundo o management, a Brava encerrou o trimestre com caixa de aproximadamente US$ 965 milhões e alavancagem de 1,97x, ainda dentro de um processo de desalavancagem. A administração destacou que a companhia reduziu a dívida líquida pelo quinto trimestre consecutivo e vem buscando redução do custo médio da dívida.
A Brava também comentou que parte da dívida foi herdada de uma estrutura anterior, quando 3R e Enauta ainda eram companhias separadas, e que a atual configuração, com produção mais estável em Atlanta e Papa-Terra, permite buscar uma estrutura de capital mais eficiente. A administração indicou que existem oportunidades para reduzir custo da dívida, inclusive com apoio potencial do novo controlador.
Nossa leitura é que a desalavancagem é o principal pré-requisito para qualquer mudança mais agressiva de capital allocation. Enquanto a companhia estiver em fase de execução de capex e redução de dívida, o foco seguirá em preservar balanço e baixar custo financeiro.
IX) Dividendos e recompras: ainda não é o momento
O management foi bastante direto ao comentar remuneração ao acionista. A companhia reconheceu que investidores perguntam sobre dividendos, mas reforçou que ainda existem restrições práticas: se a alavancagem estiver acima de determinados patamares, a companhia não pode pagar dividendos extraordinários; se estiver acima de 2,5x, não pode emitir nova dívida.
A mensagem foi que 2026 deve ser um ano de investimento e entrega operacional, enquanto 2027 pode abrir uma discussão mais favorável sobre capital allocation, caso os novos poços entrem, a geração de caixa aumente e o capex comece a cair. A companhia também mencionou que pode haver tender de parte de bonds, a depender das condições de mercado e da atratividade econômica.
Nossa visão é que dividendos e recompras ainda não são gatilhos imediatos. O capital return da Brava deve depender de três condições: I) entrada dos novos poços (fiquem de olho em PapaTerra e Atlanta), II) redução da dívida bruta/custo da dívida e III) normalização do capex. Até lá, o retorno ao acionista virá mais por rerating operacional do que por distribuição direta de caixa.
X) Ecopetrol: novo controlador, nova fase de governança e possível menor custo de capital
A OPA da Ecopetrol foi concluída em 5 de agosto, com a aquisição de 116,1 milhões de ações no leilão, equivalentes a cerca de 25% do capital social, ao preço de R$ 23,00 por ação. Após a liquidação, prevista para 17 de agosto, a Ecopetrol passará a deter 51% do capital social da Brava.
Na call, a administração afirmou que as discussões mais estruturadas com a Ecopetrol começarão após a liquidação da OPA. O management destacou que ainda há limitações de governança antes do fechamento financeiro da transação, mas indicou que o novo controlador poderá contribuir em três frentes: experiência operacional em onshore, suporte à estrutura de capital e potencial redução do custo da dívida. A administração também foi questionada sobre eventual conflito entre interesse do controlador e minoritários. A resposta foi que a Brava continuará com governança própria, conselheiros independentes e limitações previstas em contratos de dívida, além de afirmar que decisões de alocação de capital precisam respeitar a criação de valor para todos os acionistas.
XI) Westlawn/NTE: arbitragem ainda sem conclusão, mas Brava vê cenário favorável
A companhia também comentou a arbitragem envolvendo Papa-Terra. O management afirmou que houve uma decisão arbitral considerada favorável à Brava, mas reforçou que o processo ainda não terminou e que os árbitros ainda estão sendo definidos. A administração evitou comentar detalhes adicionais, mas indicou confiança em sua posição jurídica.
