Dentro do consenso, mas ainda sem brilho!
Seguimos com a recomendação de MANTER para as ações da Petrorecôncavo. O EBITDA da companhia veio acima do que esperávamos e em linha com o consenso. O 2T25 foi marcado por razoável estabilidade operacional, mas com compressão de receita e EBITDA devido ao cenário macro (Brent e câmbio) e descontos comerciais. A manutenção de produção estável em ativos maduros, combinada com investimento agressivo em poços profundos/horizontais e integração em midstream, mostram os esforços da empresa em seguir rampando a sua produção – ainda que a um alto custo ao curto prazo. O desafio é atravessar um ciclo de preços mais baixos sem deteriorar margens e fluxo de caixa; no médio prazo, os projetos atuais devem sustentar aumento de reservas, diluição de lifting cost e maior resiliência frente à volatilidade do Brent. Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando a 2,8x EV/EBITDA 25E e EV/1P de apenas US$5,0 – barato, mas refletindo as dificuldades da empresa em rampar sua produção e atravessar essa fase de pesados investimentos. Nossa preferência segue sendo por outros cases no setor de O&G.
Detalhamento dos Resultados 2T25
Devagar, quase parando. A Receita Líquida totalizou R$ 806 milhões no 2T25, queda de 6% t/t e 2% a/a. Ainda que dentro do consenso, observamos esse resultado como fraco para tese como um todo tendo em vista sua produção operando ainda abaixo da curva de reservas provadas (1P) – de acordo com a apresentação corporativa, a produção da curva 1P deveria ser de pelo menos 29,2k bpde (vs 27,4k bpde na média do 2T25 e 26,8k bpde em Julho/25). Como principais destaques no 2T25, citamos: I) queda de 10% no preço médio do Brent (US$ 58,56/bbl realizado, representando 86% do valor de referência), agravada por desvalorização de 3% do dólar frente ao real. e II) Novos contratos de comercialização com maior desconto em relação ao Brent (Ativo Potiguar desde fev/25 e Ativo Bahia desde mai/25).
Investindo para produzir. No Ativo Bahia, a companhia concluiu a perfuração de três poços profundos nos campos de Biriba e Jacuípe, todos com múltiplas zonas portadoras de hidrocarbonetos, atualmente em fase de testes de formação para definição da estratégia de completação – resta saber a produção esperada. Para o 2S25, estão previstos dois poços horizontais – um em cada ativo – que, pela maior área de contato com as zonas produtoras, tendem a elevar a taxa de recuperação e reduzir o declínio natural.
Proteção contra quedas no preço do brent! No 2T25, a PetroRecôncavo manteve sua política de proteção de preços por meio de contratos de hedge no formato zero cost collar, que combinam opções de compra (call) e de venda (put) para estabelecer um intervalo de preço do Brent sem desembolso inicial. Nessa estrutura, a put garante um piso de preço, protegendo contra quedas acentuadas, enquanto a call define um teto, limitando ganhos em cenários de alta. A estrutura de hedge que a PetroRecôncavo montou para os próximos anos segue o modelo de zero cost collar, garantindo proteção para parte relevante da produção futura de petróleo. Em 30 de junho de 2025, os contratos vigentes previam:
- Até 3 meses: piso (put) de US$ 65,00/bbl e teto (call) de US$ 87,50/bbl, cobrindo 364 mil barris.
- De 3 a 6 meses: piso de US$ 60,00/bbl e teto de US$ 69,75/bbl, cobrindo 368 mil barris.
- De 6 a 12 meses: piso de US$ 60,00/bbl e teto de US$ 69,75/bbl, cobrindo 724 mil barris.
- De 1 a 2 anos: piso de US$ 60,00/bbl e teto de US$ 69,75/bbl, cobrindo 368 mil barris.
No total, a posição somava 1,824 milhão de barris protegidos, com preço médio de strike de US$ 61,00 para as opções de venda e US$ 73,29 para as opções de compra. Essa proteção corresponde a cerca de 50% do volume produzido pela companhia, considerando tanto o petróleo hedgeado diretamente quanto a parcela de gás natural com contratos de venda que possuem pisos de preço indexados ao Brent. O objetivo é mitigar o impacto de quedas expressivas no Brent, ao mesmo tempo em que se aceita abrir mão de parte da alta em cenários de preços muito elevados, garantindo previsibilidade de receitas e estabilidade no fluxo de caixa.
Custos mais altos. Custos e Despesas Operacionais Somaram R$ 374 milhões (+1% t/t; +14% a/a). O lifting cost ficou em US$13,88, praticamente estável vs 2024 (US$13,6/barril). EBITDA em linha com o consenso. Totalizou R$ 374 milhões (-12% t/t; estável a/a), com margem EBITDA de 46%. Impacto negativo direto da queda de receita sem redução proporcional de custos.
Resultado Financeiro. Lucro financeiro líquido de R$ 75 milhões (vs. R$ 49 milhões no 1T25), beneficiado por efeito contábil positivo de marcação a mercado de swaps de dívida. Excluíndo os efetos não-recorrentes, resultado seria negativo em R$ 74,4 milhões.
Lucro líquido. Foi de R$ 238 milhões (+5% t/t; +75% a/a). Ajustado pelos efeitos cambiais dos swaps, seria R$ 139 milhões (+2% t/t; -18% a/a).
Queima de Caixa com pesados investimentos. O fluxo de caixa recorrente (Fluxo de Caixa Operacional – Investimentos – Resultado Financeiro) foi de -R$112 milhões no 2T25. O fluxo de investimentos foi de R$422 milhões com foco no desenvolvimento de novas reservas (R$287 milhões) e assinatura de aquisição da UPGN Guamaré (R$37 milhões). Importante mencionar que ciclo de investimento atual é de frontloading, especialmente com os poços profundos e aquisição de midstream. No curto prazo, pressiona FCL, mas pode destravar reservas e reduzir custos no médio prazo.
Mais dívida, mas sob controle. Dívida líquida de R$ 1,28 bi (0,78x EBITDA LTM), custo médio 6,74% a.a. (5,66% a.a. dolarizado na 3ª emissão). Tendo em vista os pesados investimentos no trimestre, vemos a evolução da dívida com naturalidade.
Sobre a Produção da Petroreconcavo de Julho/2025: Julgamos os dados como neutros. A empresa apresentou uma produção de 26.8k bpde no mês de Julho – em linha com os números de Junho. O ativo Potiguar entregou um produção de 13,1k bpde, uma ligeira queda em relação ao mês anterior (13.5k bpde). Tal performance aconteceu devido a falhas em poços de alta vazão e devido estarem em transição para fim de workover para conexão final. A produção do Ativo Bahia alcançou 13.8k bpde (vs 13.3k bpde em Julho/25). Tal incremento aconteceu devido ao retorno produtivo após as paradas técnicas do campo de Cassarongongo. Infelizmente, a produção da empresa segue abaixo inclusive das estimativas de reservas provadas de sua última certificação de reservas (justamente a premissa mais conservadora de todas). De acordo com sua atual certificação de reservas, a empresa deveria estar produzindo pelo menos 29,7k bpde (para maiores informações, leia o nosso relatório de atualização de estimativas para o case – Petroreconcavo (RECV3) | Atualização de Estimativas: Conservadorismo nas Premissas, Oportunismo no Gatilho!).
