Conclusão
Seguimos com a recomendação de Manter. A Brava reportou um 1T26 interessante e acima do consenso do ponto de vista operacional, ainda que os hedges financeiros da empresa tenham eliminado o lucro nesse trimestre. A empresa apresentou evolução relevante de receita, EBITDA, margem e desalavancagem, mesmo com produção total praticamente estável na comparação trimestral. O principal ponto do trimestre foi a combinação entre melhor monetização do óleo, normalização parcial dos ativos offshore, retomada de Parque das Conchas e disciplina de custos, que levou o EBITDA ajustado ao maior patamar histórico da companhia. Por outro lado, o prejuízo líquido de R$350 milhões foi negativamente impactado por efeitos contábeis não caixa relacionados à marcação a mercado dos hedges de óleo, o que reduz a qualidade do lucro contábil, mas não altera de forma proporcional a leitura de geração operacional de caixa. Estamos trabalhando na atualização das nossas estimativas para a empresa e pretendemos publicar em breve.
Resultado 1T26
Receita. A Brava reportou forte melhora no trimestre, impulsionada principalmente pelo preço realizado de óleo, que subiu 34% t/t, para US$ 74,6/bbl, em linha com a alta de 27% do Brent médio. O resultado também refletiu a retomada da comercialização de Parque das Conchas após a parada programada concluída em janeiro e a melhor monetização das cargas de Atlanta. A leitura é positiva, pois a companhia capturou um ambiente de commodity mais favorável sem depender de crescimento relevante de produção, evidenciando maior sensibilidade operacional e comercial ao ciclo de preços. Além disso, o 2T26 tende a ser ainda mais relevante por capturar preços de Brent superiores aos do 1T26.
Drivers: volume, produção e preços realizados. A produção média total foi de 76,0 mil boe/dia, alta de 7% a/a e leve queda de 1% t/t. A produção de óleo ficou praticamente estável, em 61,2 mil bbl/dia, enquanto o gás recuou 5% t/t, para 14,8 mil boe/dia. No onshore, a produção caiu para 27,4 mil boe/dia, impactada pela interdição parcial e temporária de instalações em Potiguar e pela parada da UPGN de Catu. Já o offshore avançou 4% t/t e 33% a/a, para 48,6 mil boe/dia, sustentado pela normalização de Papa-Terra e retomada de Parque das Conchas, parcialmente compensadas por intervenção em uma bomba de Atlanta. A dinâmica de preços foi o principal vetor de melhora: a companhia vendeu 5,585 milhões de barris de óleo a US$ 74,6/bbl, equivalente a 92% do Brent médio, além de 5,887 milhões de MMBTU de gás a US$ 6,5/MMBTU. A melhora em Atlanta é relevante para a tese, pois o ativo vem ganhando escala e qualidade comercial, ainda que parte da precificação das cargas tenha sido fixada antes do agravamento geopolítico, limitando a captura integral do upside no crack spread.
EBITDA. O EBITDA ajustado alcançou R$ 1,6 bilhão, alta de 52% a/a, com margem ajustada de 51,9%, avanço de 20 p.p. t/t e maior nível histórico da companhia. O desempenho foi puxado pelo offshore, com EBITDA ajustado de R$ 1,2 bilhão e margem de 67,7%, enquanto o onshore apresentou margem de 51,1% e o mid/downstream, 5,5%. A leitura é bastante positiva: a Brava começa a demonstrar o benefício da escala offshore sobre a estrutura consolidada, com diluição de custos fixos e maior conversão de receita em EBITDA. Essa métrica reforça que a companhia pode caminhar para um perfil de geração de caixa mais previsível à medida que Atlanta, Papa-Terra e Parque das Conchas operem com maior estabilidade.
Custos e lifting cost. O custo dos produtos vendidos somou R$ 2,0 bilhões, alta de apenas 3% a/a e queda de 14% t/t, enquanto o lucro bruto atingiu R$ 1,133 bilhão, crescimento de 22% a/a. O comportamento do CPV foi importante para a expansão de margem, refletindo melhor ambiente de preços, maior eficiência operacional e menor pressão de custos. As despesas gerais e administrativas caíram para R$ 59 milhões, redução de 64% a/a e 63% t/t, beneficiadas por menores despesas com pessoal e serviços de terceiros, além da ausência de efeitos não recorrentes do 4T25. O lifting cost consolidado, excluindo afretamento, caiu para US$ 14,2/boe, redução de 18% a/a e 3% t/t. Incluindo afretamento, ficou em US$ 16,9/boe.
Resultado financeiro. O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 1,6 bilhão no 1T26, revertendo o resultado positivo do 1T25 e piorando frente ao 4T25. A principal explicação foi a despesa financeira associada à marcação a mercado dos contratos de hedge de óleo, efeito contábil não caixa calculado com base nas condições de mercado no fechamento do trimestre, quando o ICE Brent estava em US$ 118,4/bbl. Em termos de caixa, o efeito do hedge de óleo foi negativo em apenas R$ 19 milhões, enquanto o resultado financeiro líquido caixa foi negativo em R$ 300 milhões, explicado principalmente pelo pagamento de R$ 569 milhões em juros de empréstimos, debêntures e arrendamentos, parcialmente compensado por R$ 199 milhões de resultado positivo em aplicações financeiras e R$ 70 milhões em hedge de moeda e dívida.
Explicando o hedge da empresa. A estratégia de collar é uma estrutura de hedge usada por produtoras de petróleo para proteger parte da receita contra quedas do Brent, mantendo participação limitada na alta da commodity. A companhia cria uma “faixa” de preço: abaixo de determinado nível, está protegida; acima de outro, abre mão do ganho adicional. Na prática, compra uma opção de venda, ou put, com strike mais baixo e, para reduzir ou zerar o custo da proteção, vende uma opção de compra, ou call, com strike mais alto. A put garante um preço mínimo; a call cria um teto efetivo de captura. Considerando os dados do gráfico, a empresa tem 2,530 milhões de contratos abertos no 2T26, com call em US$ 75/barril e put em US$ 64/barril.
Dessa forma, o impacto financeiro esperado para o 2T26 seria de 2,530 milhões de contratos multiplicados pela diferença entre o preço realizado do Brent e a call de US$ 75/barril. Considerando câmbio de R$ 4,9/US$, o impacto financeiro no 2T26 deveria ser de pelo menos R$ 300 milhões no trimestre.
Prejuízo. A Brava reportou prejuízo líquido de R$ 350 milhões no 1T26, apesar da forte melhora operacional. O prejuízo foi explicado principalmente pela despesa financeira não caixa de hedge de óleo, parcialmente compensada pelo melhor resultado operacional, sustentado pelo desempenho do offshore e por preços de comercialização mais elevados. Do ponto de vista de qualidade do resultado, o prejuízo não indica deterioração operacional; ao contrário, a companhia apresentou recorde de EBITDA e margem. Para a tese, o lucro líquido ainda pode permanecer volátil enquanto houver marcações relevantes de derivativos, mas a evolução de EBITDA, lifting cost e alavancagem é mais representativa da melhora econômica subjacente.
Investimentos. O capex contábil foi de R$ 381 milhões, ou US$ 72 milhões, queda de 33% t/t, marcando mais um trimestre de redução dos investimentos. O capex com efeito caixa totalizou R$ 523 milhões, ou US$ 100 milhões, diferença explicada principalmente por reversão de provisões e pagamentos reconhecidos em períodos anteriores. O offshore representou 53% dos investimentos, com destaque para Papa-Terra, em função do início da campanha de perfuração em março. Já onshore e downstream responderam por 43% do capex e apresentaram queda de 49% t/t, refletindo a fase final de revitalização das estações de vapor em Potiguar e menor volume de manutenção e serviços pontuais no downstream.
Endividamento. A estrutura de capital continuou melhorando. A companhia encerrou o trimestre com caixa de US$ 1,080 bilhão e alavancagem de 1,8x em dólares, ante 2,16x no 4T25 e 3,37x no 1T25, menor nível desde a formação da Brava em 2024. A dívida líquida consolidada, incluindo obrigações do portfólio, ficou em R$ 8,553 bilhões, ou US$ 1,6 bilhão, queda de 6% t/t e redução de 21% em dólares contra o 1T25. A dívida bruta, excluindo a debênture cambial compensada pelo TRS, foi de R$ 13,187 bilhões, enquanto caixa e equivalentes somaram R$ 5,638 bilhões, resultando em dívida líquida financeira de R$ 7,549 bilhões; as obrigações do portfólio somavam R$ 1,004 bilhão. Esse é um dos pontos centrais do trimestre: a desalavancagem reduz o risco da tese, melhora a percepção de crédito e amplia a flexibilidade de capital.
Fluxo de caixa livre. A geração de caixa recorrente, calculada como fluxo de caixa operacional menos investimentos e despesa financeira, foi de R$ 48 milhões. A geração de caixa deve melhorar à medida que os investimentos recuem ao longo do ano e a estrutura de derivativos fique menos representativa, caso os preços do petróleo permaneçam elevados.
Projetos em desenvolvimento e gatilhos de valor. Na frente de projetos, o principal destaque foi a campanha integrada de perfuração offshore, iniciada em março, com dois poços em Papa-Terra. A companhia informou que as atividades avançaram dentro do cronograma e orçamento, incluindo adaptação do FPSO para interligação e produção, obtenção da licença de perfuração, mobilização da sonda Lone Star e avanço das fases de perfuração dos poços PPT-52 e PPT-53. Esse é um gatilho relevante porque Papa-Terra já apresentou normalização operacional no trimestre, com produção de 18,9 mil boe/dia em 100% do ativo, e novos poços podem elevar a capacidade produtiva e melhorar a diluição de custos.
