Conclusão
Seguimos com recomendação de MANTER para as ações da RECV3. A teleconferência do 1T26 reforçou uma mensagem central: a PetroReconcavo está deliberadamente trocando crescimento imediato de produção por uma alocação de capital mais seletiva, orientada à estabilização da curva, melhora de retorno sobre o capital investido e maior resiliência operacional. O management deixou claro, que a prioridade passa a ser o desenvolvimento de projetos de médio e longo prazo, especialmente injeção de água, workovers e gestão mais sofisticada de reservatórios maduros. Em nossa visão, consideramos essas afirmações como negativa para tese da RECV3 vs outros pares do setor. Ainda que em estágios distintos, todas as demais empresas petroleiras sob nossa cobertura (PRIO, PETR e BRAV) estão expandindo produção via campanhas exploratórias (margem equatorial na PETR) ou de redesenvolvimento, consolidando ativos adquiridos (Peregrino), corte de custos (Peregrino) vs RECV, que tudo leva a crer, não deve apresentar grandes novidades sobre esses pontos no curto prazo. Com opções limitadas de geração de valor no curto prazo, acreditamos que a empresa deverá seguir sendo um case de dividendos e/ou, quem sabe, alvo de M&A.
Capex: sem mudança de rota = maiores dividendos
O principal ponto do Q&A foi a discussão sobre Capex. A companhia foi direta ao afirmar que, apesar da mudança no cenário de petróleo, ainda não alterou a estratégia definida no fim de 2025 para 2026. A administração reconheceu que está revisando o portfólio diante do novo ambiente macro, mas disse que, neste momento, segue implementando o plano original e tentando entender os efeitos de médio e longo prazo do novo patamar de preços. Essa resposta é relevante porque reduz a probabilidade de uma aceleração imediata e agressiva de perfuração apenas em função da alta do Brent. Na prática, a companhia quer manter um nível de atividade compatível com a estratégia desenhada para o ano, priorizando projetos de melhor retorno e maior aderência à geração de caixa. Isso ficou evidente também na apresentação, quando a companhia destacou Capex de R$197 milhões no trimestre, queda de 26% t/t, com investimentos mais concentrados em workovers, injeção de água e resiliência operacional.
Nossa Opinião: A queda dos investimentos é necessária tendo em vista uma perspectiva anêmica de crescimento na produção. Com menos investimento, preço mais alto de petróleo e endividamento sob controle, faz muito sentido que a empresa siga sendo mais generosa no que diz respeito ao pagamento de dividendos.
Produção: foco em estabilização antes de crescimento
A companhia deixou claro que a prioridade de 2026 é estabilizar a produção média com menor Capex, e não entregar uma inflexão imediata de volumes. No Q&A, a administração afirmou que está cerca de 5% abaixo do que havia programado para o 1T26, em razão de problemas sazonais conhecidos, como manutenções e interrupções, mas ainda trabalha para encerrar o ano com produção média estável em relação ao ano anterior, preservando o Capex planejado e buscando retorno superior ao observado nos últimos dois anos.
Esse ponto é importante para calibrar expectativas. O 1T26 teve produção média de 24,4 mil boe/dia, queda de 3% t/t e 11% a/a, com impactos relevantes em Miranga e Tiê, além de paradas operacionais, manutenção de unidades de processamento, sistemas de compressão e eventos elétricos. Em Potiguar, a produção ficou mais estável, sustentada pela execução de 57 projetos de workover e pela continuidade da campanha de perfuração, com três novos poços no ativo, sendo dois injetores e um produtor ainda em fase de completação.
O principal insight do call é que a relação entre investimento e produção incremental será menos imediata daqui para frente. A companhia destacou que poços injetores não têm a mesma dinâmica de um poço produtor: eles são perfurados para estabilizar diversos poços e melhorar o comportamento do reservatório, mas não geram produção direta no mês seguinte. Dessa forma, o retorno do capital tende a aparecer de maneira mais gradual, por meio de menor declínio, maior fator de recuperação e melhora da eficiência de longo prazo dos campos maduros.
Custos: disciplina operacional como principal proteção da tese
A redução de custos foi uma das mensagens mais fortes do call. A companhia afirmou que manteve trajetória consistente de redução de custos e despesas, com foco em disciplina operacional e eficiência. Os custos e despesas totalizaram R$374 milhões no trimestre, redução de aproximadamente 9% t/t, com queda de serviços, consultorias e materiais mais do que compensando o aumento de royalties causado pelo maior preço de referência de óleo e gás.
No Q&A, a administração reforçou que o lifting cost é uma das principais obsessões da companhia. O management ressaltou que a PetroReconcavo é benchmark de custo no onshore brasileiro e que, embora o indicador por barril seja relevante, a companhia controla primordialmente o custo em reais e a produção. A lógica é simples: parte relevante do custo é fixa, de modo que a estabilização ou crescimento de produção tende a diluir custos e melhorar o custo por boe.
Hedge: proteção relevante, mas com limitação parcial do upside do Brent
A estratégia de hedge foi amplamente discutida no Q&A. A companhia informou que aproximadamente 65% da produção de óleo 1P de 2026 está protegida, com esse percentual caindo para 37% em 2027 e 9% em 2028. Em termos de volume, o hedge equivale a cerca de 10 mil barris/dia em 2026, frente a uma produção de óleo de aproximadamente 14 mil barris/dia. A companhia explicou que parte dos instrumentos está em NDF, com preço fixo próximo de US$65/bbl, e parte em collars, com proteção em níveis próximos de US$50–60/bbl e limite de upside ao redor de US$70/bbl.
O management reconheceu que os hedges limitam parcialmente a captura da alta do Brent, mas enfatizou que a estrutura foi desenhada para proteger caixa em cenários de queda e, ao mesmo tempo, preservar alguma exposição positiva ao petróleo. A companhia também destacou que cerca de 40% da produção é gás, cujo preço captura os movimentos de petróleo com defasagem e possui contratos estruturados, de modo que o hedge de óleo é importante, mas não determina sozinho a capacidade de geração de caixa.
Sobre uma eventual liquidação antecipada dos NDFs, a resposta foi conservadora: a companhia não pretende encerrar contratos neste momento e não vê benefício nesse caminho. A administração afirmou que os contratos têm liquidação mensal, são casados com a venda física de óleo, não geram chamada de margem e não criam descasamento temporário relevante. Na leitura do management, mesmo quando há desembolso financeiro no hedge, o efeito líquido de caixa permanece positivo porque a companhia recebe mais na venda física do óleo.
Gás: defasagem de preços pode trazer captura adicional nos próximos meses
A companhia reforçou que os preços de gás ainda não refletiram plenamente a alta recente do Brent, em função da metodologia contratual de reajuste trimestral. O último reajuste havia considerado a média de preços entre outubro e dezembro de 2025, enquanto o reajuste seguinte, previsto para maio, incorporaria a média de janeiro a março de 2026. Assim, existe uma defasagem natural na captura dos movimentos do petróleo, o que sustenta a expectativa de maior captura de valor nos próximos meses.
Esse ponto é relevante porque parte da melhora de Brent no 1T26 apareceu mais rapidamente no óleo, mas ainda não foi plenamente capturada no gás. Como o gás possui peso relevante no mix da companhia, a atualização contratual pode ajudar a sustentar receita e margem nos próximos trimestres, especialmente em um cenário no qual a produção de óleo ainda passa por fase de estabilização.
Contrato com a Brava: mais um passo na busca por resiliência comercial
A companhia também discutiu os aditivos de três meses firmados com a Brava para venda de óleo do Ativo Potiguar. Segundo o management, o acordo faz parte de uma estratégia mais ampla de resiliência operacional e comercial, com objetivo de iniciar uma negociação para contrato de longo prazo, reduzir riscos associados aos spreads das refinarias, melhorar previsibilidade de entrega e criar incentivos para redução de custos sistêmicos no onshore.
A administração indicou que o contrato deve melhorar a monetização do óleo da PetroReconcavo, em linha com a lógica já observada na parceria com a Brava em Guamaré, onde a companhia conseguiu reduzir custos de midstream após a aquisição de 50% dos ativos. O management evitou detalhar termos comerciais específicos, mas afirmou que o mercado deverá observar melhora trimestre contra trimestre.
Na nossa visão, esse é um ponto positivo para a tese porque endereça um dos principais desafios do onshore: a necessidade de reduzir descontos, melhorar logística, aumentar previsibilidade de escoamento e capturar eficiências ao longo da cadeia. O contrato de curto prazo parece ser uma ponte para uma estrutura comercial mais robusta e potencialmente mais alinhada entre PetroReconcavo e Brava.
Alocação de capital: flexibilidade segue sendo a regra
Quando questionada sobre alocação de capital diante da baixa alavancagem, a companhia respondeu que pretende manter todas as alternativas abertas: investimento no portfólio atual, M&A, midstream, possíveis investimentos em outros portfólios e distribuição de capital aos acionistas. A administração enfatizou que a estrutura de capital atual dá flexibilidade para perseguir projetos de valor de longo prazo e, ao mesmo tempo, manter retornos ao acionista, como evidenciado pelo JCP anunciado no trimestre.
A leitura é que a PetroReconcavo não pretende adotar uma política rígida de distribuição, mas sim uma abordagem oportunística e disciplinada. Essa flexibilidade é coerente com o momento da companhia: há opcionalidades relevantes no portfólio técnico, mas também há incerteza sobre preço do petróleo, timing de maturação dos projetos e ritmo ideal de crescimento. Para o investidor, o lado positivo é a preservação de opcionalidade; o ponto de atenção é a menor previsibilidade sobre o mix futuro entre Capex, M&A e proventos.
Nossa Opinião: apesar de entendermos o discurso da empresa, achamos que a ausencia de crescimento material no curto prazo (~12 meses) limita muito o otimismo quanto a performance do papel.
