Conclusão
Seguimos revisando nossos números. Nossa interpretação, a empresa entregou um trimestre morno, ligeiramente abaixo das estimativas do consenso. Reconhecemos as evoluções do trimestre as evoluções pontuais do trimestre (produção estável, offshore melhorando na margem, melhor monetização do petróleo/gás, etc), mas destacamos a ainda anêmica geração de caixa, perfuração nos campos de Atlanta e Papa-Terra (esses aqui sim com grande potencial de destravamento de valor para o case caso as perfurações sejam bem sucedidas) e, finalmente, a conclusão da aquisição de 51% da empresa pela Ecopetrol.
A produção voltou a crescer na comparação sequencial, puxada pela normalização de ativos que haviam sofrido paradas e ajustes operacionais, enquanto a receita líquida e o EBITDA ajustado renovaram máximas históricas, beneficiados por melhor monetização do óleo, alta do Brent, expansão dos spreads de derivados e maior contribuição do offshore. O ponto mais relevante para os próximos trimestres, no entanto, está menos no resultado corrente e mais nos gatilhos à frente: entrada dos novos poços de Papa-Terra no 4T26, avanço da campanha de Atlanta com primeiro óleo previsto para o 1S27, continuidade da retomada gradual do onshore e possível melhora do perfil de crédito com a Ecopetrol assumindo o controle.
A produção média da Brava atingiu 81,7 mil boe/d no 2T26, alta de 8% t/t, embora ainda 5% abaixo do 2T25. A melhora sequencial veio principalmente de quatro frentes: Parque das Conchas, que cresceu 38% t/t após a conclusão da manutenção programada em janeiro; Manati, com alta de 41% t/t impulsionada pela reabertura de poços e conclusão de intervenções; Atlanta, que avançou 4% t/t após ajustes operacionais realizados no 1T26; e Potiguar, que começou a se recuperar gradualmente após as interdições temporárias ligadas à auditoria da ANP. Em julho, a produção total já aparecia em 82,6 mil boe/d, sugerindo continuidade da recomposição operacional após os eventos não recorrentes dos trimestres anteriores. Os ativos offshore é a principal alavanca de escala, margem e geração incremental de caixa, mas a recomposição do onshore ajuda a estabilizar a base produtiva e reduzir a volatilidade operacional consolidada.
Atlanta: ajustes concluídos e Fase 2 como principal ponte para 2027. Atlanta segue sendo um dos ativos mais relevantes para destravamento de valor da Brava. No 2T26, o campo produziu 31,5 mil boe/d em 100% do ativo, com melhora explicada pelos ajustes realizados em uma das bombas em operação durante o 1T26 e por ajustes de comissionamento e na planta de separação no 4T25. Em julho, a produção já avançava para 32,7 mil boe/d em 100% do ativo, reforçando a leitura de que a estabilização operacional do FPSO pode continuar contribuindo para a geração de caixa no curto prazo.
Para além da estabilização da Fase 1, a principal alavanca está na campanha integrada de desenvolvimento. Após a conclusão da perfuração dos poços de Papa-Terra, a sonda será mobilizada para Atlanta, com início da perfuração dos poços ATL-9H e ATL-10H previsto para outubro de 2026. Depois disso, serão realizadas as atividades de interligação, com primeiro óleo previsto ainda no 1S27. A companhia destaca que a campanha integrada contempla quatro novos poços produtores (dois em Papa-Terra e dois em Atlanta) com o objetivo de ampliar produção, compensar o declínio natural dos poços atuais e impulsionar a geração de caixa dos campos.
Papa-Terra: parada antecipada reduz ruído de curto prazo e prepara o ativo para novos poços. Papa-Terra apresentou desempenho consistente no 2T26, com produção de 18,0 mil boe/d em 100% do ativo. O dado isolado não parece tão forte quanto a história de Atlanta, mas o ponto estratégico é a preparação do ativo para receber os poços PPT-52 e PPT-53. A companhia antecipou, para o fim de julho, uma parada programada que inicialmente estava prevista para o 4T26, com o objetivo de alinhar as atividades de manutenção ao cronograma da campanha de perfuração. A campanha de Papa-Terra começou em março com a sonda Lone Star e tinha duração estimada de cerca de seis meses. A mobilização da embarcação NO-102 está prevista para o 3T26, iniciando as operações de interligação, com prazo estimado de aproximadamente 60 dias. A entrada em produção dos poços permanece prevista para o 4T26. Esse é provavelmente o principal gatilho operacional de curto prazo da Brava, pois pode elevar o patamar de produção do campo, diluir custos fixos e melhorar a geração de caixa do offshore antes da contribuição dos novos poços de Atlanta em 2027.
Parque das Conchas e Manati: normalização reforça a qualidade do portfólio diversificado. Parque das Conchas foi um dos destaques do trimestre, com produção de 34,8 mil boe/d em 100% do ativo, alta de 38% t/t, refletindo a normalização operacional após a manutenção programada concluída em janeiro. O ativo também teve forte contribuição comercial: o volume de óleo vendido em Parque das Conchas cresceu 2,0x t/t, ajudando a explicar a melhora da receita e da monetização no período. Em Manati, a produção combinada de Peroá, Manati e Pescada atingiu 8,9 mil boe/d, alta de 34% t/t, explicada principalmente pelo crescimento de Manati após reabertura de poços e conclusão de intervenções operacionais. Embora esses ativos não sejam o centro da tese de crescimento da Brava, eles reforçam a diversificação do portfólio e ajudam a suavizar a dependência de Atlanta e Papa-Terra.
Resultado financeiro e hedge: menos ruído contábil, mas impacto caixa relevante. O resultado financeiro líquido foi positivo em R$ 131 milhões no 2T26, contra resultado negativo de R$ 1,578 bilhão no 1T26. A melhora foi explicada principalmente por efeitos positivos de marcação a mercado dos instrumentos de hedge, incluindo R$ 462 milhões no hedge de óleo e R$ 316 milhões no hedge das dívidas. Esse ganho contábil decorreu da queda do ICE Brent no fim do período, de US$ 118,4/bbl em 30 de março para US$ 72,9/bbl em 30 de junho. Do ponto de vista de caixa, porém, a leitura é diferente: a liquidação dos contratos de hedge de óleo gerou desembolso líquido de R$ 864 milhões, ou US$ 167 milhões, no trimestre.
O hedge continua sendo uma faca de dois gumes. Ele protege a desalavancagem e a geração de caixa em cenários de queda do Brent, mas limita parte do upside em cenários de preço muito elevado.
Capex: ciclo de investimento concentrado no offshore. O capex do 2T26 foi de R$ 765 milhões, ou US$ 151 milhões, mais que o dobro do 1T26. Do total, 74% foi direcionado ao offshore, principalmente Papa-Terra e Atlanta, relacionados à campanha de perfuração em andamento.
Estrutura de capital: desalavancagem estrutural continua, apesar do efeito do hedge no trimestre. A companhia encerrou o 2T26 com dívida líquida de R$ 7,4 bilhões, ou US$ 1,425 bilhão. Incluindo obrigações do portfólio, a dívida líquida consolidada ficou em R$ 8,416 bilhões, ou US$ 1,626 bilhão, queda de 22% em dólar contra o 2T25. A alavancagem encerrou em 1,97x em dólar, aumento de 0,13x contra o 1T26, pressionada pela liquidação dos contratos de hedge de óleo, que também afeta o cálculo de covenant por ser considerado no EBITDA ajustado LTM.
Algo de positivo no financeiro. O ponto positivo é que o liability management segue avançando. A Brava reduziu o custo médio da dívida para 7,86% a.a., contra 8,70% a.a. no início de 2025, após pré-pagamentos e novas captações em condições mais competitivas. No trimestre, a companhia amortizou antecipadamente R$ 937 milhões em dívidas e captou R$ 358 milhões em novas dívidas, reduzindo custo e melhorando o perfil da estrutura de capital.
OPA da Ecopetrol: controle definido, agora o mercado espera estratégia. A Brava informou que o leilão da OPA da Ecopetrol foi realizado em 5 de agosto de 2026, após o cumprimento das condições precedentes e exigências regulatórias aplicáveis. Como resultado, a Ecopetrol Investimentos do Brasil Ltda., subsidiária integral da Ecopetrol S.A., adquiriu 116.110.717 ações ordinárias, equivalentes a aproximadamente 25% do capital social da Brava, ao preço de R$ 23,00 por ação, totalizando R$ 2,671 bilhões. A liquidação financeira está prevista para 17 de agosto de 2026, quando a Ecopetrol passará a deter 236.924.207 ações ordinárias, equivalentes a 51% do capital social da companhia.
A entrada da Ecopetrol como controladora pode representar um novo capítulo para a Brava. O efeito mais imediato é societário: a companhia deixa de ser uma corporation com controle mais pulverizado e passa a ter um controlador estratégico do setor de óleo e gás. O release também mostra que a Fitch colocou os ratings da Brava em Observação Positiva, refletindo o potencial fortalecimento do perfil de crédito da companhia em decorrência da proposta de aquisição de controle pela Ecopetrol.
Ainda não há, nos documentos fornecidos, detalhamento sobre mudanças de estratégia, governança, dividendos, capex ou integração operacional com a Ecopetrol. Portanto, por ora, a OPA reduz a incerteza sobre controle, mas abre uma nova agenda de perguntas sobre governança, alocação de capital e prioridades estratégicas.
O que monitorar daqui para frente? O equity story da Brava nos próximos trimestres deve ser determinado por cinco vetores: I) O primeiro é a entrada dos poços PPT-52 e PPT-53 em Papa-Terra no 4T26, que pode ser o gatilho operacional mais relevante de curto prazo. II) o início da perfuração de ATL-9H e ATL-10H em outubro de 2026, com primeiro óleo esperado no 1S27, conectando o resultado de 2026 ao crescimento de 2027. III) A continuidade da normalização de Potiguar, Manati e Parque das Conchas, que sustenta a base de produção enquanto os novos poços não entram. IV) é a evolução do lifting cost, que subiu para US$ 16,3/boe no 2T26, pressionado pelo mix offshore e por custos pontuais em Papa-Terra e Parque das Conchas. V) É a estratégia da Ecopetrol como nova controladora, especialmente em relação a estrutura de capital, governança, execução dos projetos e eventual política de retorno ao acionista.
