Dava para ser melhor…
Seguimos com a recomendação de MANTER para a RECV3. A empresa reportou números abaixo das nossas estimativas, mas razoavelmente em linha com o consenso. Os grandes detratores do resultado foram o volume produzido ainda fraco e abaixo das curvas provadas (24k bpde vs 27k bpde curva 1P) e os descontos comerciais acima da média dos últimos trimestres. A geração de caixa no trimestre foi de R$80 milhões (rendimento de c. 9% em termos anualizados), mostrando que a empresa ainda não capturou a recente alta do preço do petróleo devido a questões pontuais (maiores detalhes ao longo do documento). Sem grandes gatilhos de valor no curto prazo e sem uma dinâmica produtiva favorável, preferirmos manter neutros no caso por julgar existir outros oportunidades mais interessantes no setor de O&G.
Resultado 1T26
Preço do Brent deu uma forcinha, desconto comercial extraordinariamente alto. A Receita Líquida totalizou R$ 684 milhões no 1T26, queda de 3% t/t e de 20% a/a. O principal vetor negativo foi a menor produção consolidada (-3% t/t e -11% a/a), além da apreciação do real frente ao dólar (-3% t/t), parcialmente compensados pela forte alta do Brent no período (+27% t/t), cuja média atingiu US$ 81,1/bbl. Na divisão de petróleo, a receita avançou 4% t/t, sustentada pela valorização do Brent e pelo aumento do preço médio realizado para US$ 63,4/bbl (+15% t/t), apesar da redução de volumes. Ainda assim, a companhia continuou sofrendo descontos relevantes no Ativo Potiguar (-US$ 15,49/bbl vs Brent), refletindo limitações logísticas e diferenças entre Dated Brent (preço realizado no mercado à vista) e ICE Brent (preço futuro) durante o choque geopolítico observado em março. Como a empresa possui os contratos indexados ao ICE brent, acabou por não se apropriar da movimentação dos preços ao longo do 1T26. Em nossa leitura, esse evento foi o principal detrator no trimestre. No 1T26, o preço realizado representou 78% do brent vs 89% no 1T25. Já na divisão de gás natural, a receita caiu 10% t/t, impactada pelo menor volume entregue, menor compra de gás de terceiros e pela defasagem contratual na captura da alta recente do Brent. Como os contratos possuem reajustes trimestrais, parte relevante da valorização do petróleo ainda deverá aparecer apenas ao longo do 2T26.
Drivers de valor: produção sob pressão. A produção média consolidada ficou em 24,4k bpde dia (-3% t/t), refletindo principalmente dificuldades operacionais no Ativo Bahia, que apresentou queda de 5% t/t em função de paradas programadas e não programadas, além de intervenções em sistemas de compressão e processamento. No Potiguar, a produção ficou praticamente estável, mesmo diante de falhas pontuais em poços de alta vazão. A entrada de novos poços em Boa Esperança e os resultados positivos dos workovers ajudaram a sustentar os volumes ao longo do trimestre. É importante mencionar que a atual certificação de reservas tem um guidance de produção de 27k bpde. Sendo assim, a produção da empresa segue aquém do guidance provido pelas suas certificações.
Custos e SG&A: Disciplina operacional compensando pressões inflacionárias. Os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 314 milhões (-13% t/t), refletindo uma combinação positiva de menores despesas com serviços, redução relevante nos custos de midstream e encerramento de contratos mais onerosos de compra de gás. O principal destaque positivo continua sendo o midstream. Após a consolidação da aquisição de 50% da UPGN Guamaré, a companhia capturou ganhos relevantes de eficiência operacional, reduzindo custos de processamento e escoamento de gás. Esse movimento reforça nossa visão de que a transação possui racional estratégico relevante, não apenas pela segurança operacional, mas também pela capacidade estrutural de redução de custos ao longo do tempo. Por outro lado, houve aumento das despesas com pessoal (+17% t/t), impactadas por eventos não recorrentes ligados a retenção de executivos, provisões de PLR e reajustes de benefícios. O lifting cost atingiu US$ 15,8/boe (+10% t/t), pressionado principalmente pela menor diluição de custos fixos diante da queda da produção.
EBITDA: Margens resilientes apesar dos hedges. O EBITDA ficou em R$ 310 milhões (+5% t/t), com margem EBITDA de 45,3%, demonstrando boa resiliência operacional mesmo diante de um trimestre com menor produção. A melhora sequencial do EBITDA decorreu principalmente da redução relevante de custos operacionais e da valorização do Brent. O netback (o quanto uma empresa consegue capturar por barril excluindo custos Considerando o preço realizado – royalties – transporte – refino – custos variáveis).consolidado atingiu US$ 29,5/boe (+7% t/t), apesar do impacto extremamente negativo dos hedges NDF no trimestre. Isso evidencia que, operacionalmente, a companhia segue apresentando geração robusta de caixa por barril produzido.
Resultado Financeiro e endividamento. O resultado financeiro ficou praticamente neutro em R$ -1 milhão, versus despesa de R$ 61 milhões no 4T25. A apreciação do real gerou efeitos positivos nos swaps cambiais da dívida; por outro, a forte alta do Brent deteriorou o resultado dos hedges do tipo collar, que geraram impacto negativo relevante na marcação a mercado. Vale destacar que boa parte desses efeitos é não caixa. Excluindo os impactos contábeis da marcação a mercado, o resultado financeiro ajustado teria sido significativamente mais negativo, em aproximadamente R$ 154 milhões.A alavancagem permaneceu controlada, com Dívida Líquida/EBITDA de 1,04x, nível que seguimos considerando confortável para o perfil operacional da companhia.
Lucro Líquido: ajudinha do financeiro. O lucro líquido totalizou R$ 124 milhões, avanço de 144% t/t, beneficiado principalmente pela melhora do resultado financeiro em relação ao trimestre anterior. Na comparação anual, entretanto, houve queda de 46%, refletindo menor produção e maior pressão operacional. O lucro ajustado, excluindo os efeitos de marcação a mercado dos derivativos, teria sido de aproximadamente R$ 61 milhões.
Investimentos. O Capex totalizou R$ 197 milhões (-26% t/t), refletindo uma postura mais conservadora da companhia diante da volatilidade do petróleo e do ambiente macroeconômico mais incerto. Os investimentos seguiram concentrados em desenvolvimento de reservas, workovers e projetos ligados à repressurização dos campos.
Geração de caixa! O principal destaque do trimestre foi a volta da geração positiva de fluxo de caixa livre, que atingiu R$ 80 milhões, revertendo o valor negativo observado no trimestre anterior (rendimento de c. 9% em termos anualizados, o que consideramos baixo). Mesmo com impactos negativos dos hedges NDF e dos contratos de collar, a companhia conseguiu preservar a geração de caixa e reduzir significativamente o consumo de caixa em investimentos. Isso permitiu inclusive o anúncio de R$ 100 milhões em JCP, reforçando a capacidade de remuneração aos acionistas mesmo em um ambiente mais volátil.
