Conclusão
Conclusão. O 2T26 foi um trimestre positivo para PetroReconcavo, com forte melhora sequencial de EBITDA, lucro e margens, sustentada por Brent elevado e, principalmente, por avanço comercial no Potiguar. Ainda assim, a tese não está plenamente destravada: a produção segue em queda na comparação anual, o lifting cost por barril continua pressionado pela menor escala, e os hedges reduziram a captura do ciclo de alta do petróleo. Para os próximos trimestres, vemos quatro variáveis centrais para o case: continuidade da redução dos descontos no Potiguar, recuperação dos volumes via workovers e injeção de água, captura integral dos reajustes de gás e manutenção de disciplina de Capex. A leitura é construtiva, mas ainda dependente de execução operacional para transformar a melhora de preço em crescimento recorrente de caixa. A empresa divulgou os dados de produção referente a Julho/2026 – e nova queda de produção: 23.7 k bpde. Esse número é inferior a média de produção do ano (c. 24k bpde) e inferior aos 27k bpde considerados em sua última certificação de reservas. Apesar do patamar do brent, acreditamos que esse resultado não será um gatilho de valor para o case.
Resultado 2T26
A PetroReconcavo reportou um 2T26 forte em termos sequenciais, com crescimento de receita, EBITDA, lucro líquido e manutenção de fluxo de caixa livre positivo, apesar de volumes ainda pressionados. O trimestre reforça uma leitura importante para a tese: a companhia conseguiu capturar melhor o ciclo de alta do Brent não apenas pelo preço da commodity, mas também pela melhora das condições comerciais no Ativo Potiguar, com redução dos descontos na venda de óleo para a Brava. Por outro lado, a produção segue abaixo do patamar histórico recente, e a normalização dos volumes continua sendo o principal ponto de validação para uma reprecificação mais estrutural da ação.
E&P. No segmento de E&P, a produção média foi de 24,1 mil boe/dia, queda de 1% t/t e de 12% a/a, com estabilidade no Ativo Potiguar e queda de 2% t/t no Ativo Bahia. Na Bahia, a produção foi impactada por menor desempenho em Miranga e Tiê, com quedas de 4% e 10%, respectivamente, parcialmente compensadas por crescimento de 6% em Remanso, decorrente de workovers. No Potiguar, a estabilidade foi sustentada por ações operacionais, intervenções corretivas, workovers positivos em Livramento e Juazeiro, além da entrada de um novo poço produtor em Cachoeirinha. A leitura é mista: a companhia segue mostrando capacidade de gestão de campos maduros, mas a tese ainda precisa de evidência mais forte de que os projetos de recuperação secundária serão capazes de compensar o declínio natural dos ativos.
Midstream. A PetroReconcavo não reporta segmentos chamados “RTC” e “Energia”; portanto, para a lógica da companhia, o recorte mais próximo é o de RSO/Midstream e comercialização de gás. Em RSO, a companhia encerrou o trimestre com 11 sondas próprias de workover em operação e realizou 49 projetos de workover, sendo 36 no Potiguar e 13 na Bahia. A PR-21 continuou a campanha de perfurações no Potiguar, enquanto a PR-14 permaneceu prestando serviços para terceiros, contribuindo para receita de serviços de R$ 24 milhões. No midstream, a UPGN Guamaré passou por parada programada de 21 dias, exigindo compra de 18 milhões de m³ de gás de terceiros para garantir contratos firmes, mas o modelo de rateio de custos da UPGN segue como um dos principais vetores de eficiência estrutural após a aquisição de 50% dos ativos no Rio Grande do Norte.
Gás Energia. A divisão de gás natural teve melhora de preço, mas ainda sofreu impacto operacional da parada de Guamaré. A receita líquida de gás e subprodutos foi de R$ 279 milhões, alta de 6% t/t, sustentada pelo preço médio de realização de US$ 10,26/MMBTU, avanço de 10% t/t. O volume produzido e entregue, contudo, caiu 10% t/t, para 126 milhões de m³, enquanto o volume comprado de terceiros aumentou para 18,3 milhões de m³, refletindo a necessidade de cumprir contratos firmes durante a manutenção da UPGN. A tese do gás segue positiva pela previsibilidade dos contratos, com pisos, tetos e parcelas fixas, mas a captura plena do Brent ocorre com defasagem trimestral, o que limita a sensibilidade imediata da receita ao choque de preços.
Receita. A receita líquida totalizou R$ 808 milhões, alta de 18% t/t e praticamente estável a/a. No semestre, a receita foi de R$ 1,49 bilhão, queda de 10% a/a, refletindo volumes menores, câmbio médio mais baixo e efeitos negativos dos hedges NDF. A receita de petróleo foi o principal destaque, atingindo R$ 505 milhões, avanço de 24% t/t, impulsionada pelo Brent mais alto e pela redução dos descontos comerciais no Potiguar. A receita de gás cresceu 6% t/t, para R$ 279 milhões, enquanto serviços somaram R$ 24 milhões, com a PR-14 operando para terceiros.
Drivers: Brent, volumes e preços realizados. O grande vetor positivo foi o Brent: o Dated Brent médio atingiu US$ 103,85/bbl, alta de 28% t/t e 53% a/a. O preço médio de realização do óleo, excluindo hedge, foi de US$ 93,57/bbl, equivalente a 90% do Dated Brent, com desconto médio de US$ 7,69/bbl na Bahia e US$ 12,38/bbl no Potiguar. O ponto mais relevante foi a queda de 20% t/t no desconto do Potiguar, explicada pelos aditivos ao contrato com a Brava, que reduziram em cerca de 40% a parcela fixa de desconto e atualizaram os mecanismos variáveis. Esse é um ponto relevante para a tese, pois reduz uma das principais fontes de penalização do netback da companhia. O contraponto é que o hedge NDF gerou impacto negativo de R$ 89,3 milhões na receita, pela liquidação de 546 mil barris a preço médio contratado de US$ 64,54/bbl, limitando a captura integral do Brent mais alto.
EBITDA. O EBITDA foi de R$ 396 milhões, alta de 28% t/t e 6% a/a, com margem EBITDA de 49,0%, avanço de 3,7 p.p. frente ao 1T26. A melhora foi explicada pela combinação de Brent mais alto, menor desconto comercial, melhor realização de gás e custos ainda relativamente controlados, apesar da pressão temporária da compra de gás de terceiros. O lucro operacional atingiu R$ 223 milhões, alta de 49% t/t. No netback, a margem média subiu para US$ 40,65/boe, crescimento de 38% t/t, mostrando que a melhora de preço e desconto mais do que compensou o aumento do break-even cash cost para US$ 30,85/boe.
Dividendos. A companhia manteve uma política de remuneração relevante mesmo em um ambiente de maior volatilidade. Em maio, pagou R$ 100 milhões em JCP, equivalentes a R$ 0,34/ação. Em agosto, aprovou nova distribuição de R$ 100 milhões em JCP, também equivalente a R$ 0,34/ação, com pagamento previsto para 27 de agosto. Além disso, permanece vigente a distribuição de R$ 300 milhões em dividendos aprovada em dezembro de 2025, dos quais R$ 100 milhões serão pagos em dezembro de 2026 e o restante em dezembro de 2027 e dezembro de 2028. A mensagem é positiva: mesmo com produção mais fraca e desembolsos de hedge, a companhia preserva liquidez para remunerar acionistas.
Resultado financeiro. O resultado financeiro foi positivo em R$ 10,8 milhões, revertendo o resultado negativo de R$ 1,0 milhão do 1T26, mas ainda muito abaixo dos R$ 75 milhões do 2T25. A melhora sequencial foi explicada pela variação positiva da marcação a mercado dos instrumentos financeiros, pela variação cambial líquida positiva de R$ 2,4 milhões e pelo ganho de R$ 44,9 milhões com MTM dos swaps da dívida. No entanto, o trimestre também teve efeito caixa negativo de R$ 50 milhões em ZCC e despesas financeiras de R$ 122 milhões, alta de 4% t/t, principalmente pela atualização monetária das debêntures. Excluindo marcações a mercado de swap e ZCC, o resultado financeiro teria sido negativo em cerca de R$ 102,5 milhões, reforçando que parte relevante da melhora contábil não deve ser extrapolada como geração recorrente.
Lucro líquido. O lucro líquido foi de R$ 203 milhões, alta de 64% t/t, mas queda de 15% a/a. A melhora sequencial reflete EBITDA mais forte e resultado financeiro positivo, embora o número ainda seja influenciado por efeitos de marcação a mercado de instrumentos financeiros e swaps associados ao endividamento. O lucro líquido ajustado foi de R$ 105 milhões no trimestre, alta de 80% t/t, mas queda de 33% a/a. Em nossa visão, o lucro ajustado é uma referência mais adequada para avaliar a capacidade recorrente de geração de resultados, sobretudo em um período com forte volatilidade de Brent e câmbio.
Investimentos. O Capex totalizou R$ 193 milhões, queda de 2% t/t e de 47% a/a. No semestre, os investimentos somaram R$ 390 milhões, queda de 37% a/a, refletindo menor intensidade de capital nas campanhas de perfuração e intervenções em poços. O desenvolvimento de reservas consumiu R$ 174 milhões, com R$ 21 milhões em perfuração, R$ 121 milhões em workovers e R$ 32 milhões em facilidades. A companhia segue priorizando intervenções de maior eficiência, ampliação de sistemas de injeção de água e melhorias de infraestrutura. A redução de Capex é positiva para o caixa no curto prazo, mas a companhia precisa equilibrar disciplina financeira com investimento suficiente para estabilizar volumes em campos maduros.
Endividamento. A dívida líquida encerrou o trimestre em R$ 1,36 bilhão, queda de 14% frente ao saldo de dezembro de 2025, com alavancagem de 1,01x Dívida Líquida/EBITDA LTM, ante 1,10x no fim de 2025. A redução foi favorecida pelo efeito positivo da apreciação do real sobre os swaps cambiais da dívida. A companhia encerrou o trimestre com posição de caixa de R$ 1,62 bilhão, duration de 3,7 anos e custo médio dolarizado de 6,12% a.a.. O perfil de vencimentos permanece confortável, com próxima amortização relevante apenas em 2028, o que preserva flexibilidade financeira para executar a estratégia e sustentar a política de proventos.
Fluxo de caixa livre. O fluxo de caixa livre foi positivo em R$ 74 milhões, queda de 8% t/t, mas melhora relevante frente ao consumo de caixa observado no 2T25. No semestre, o FCL foi de R$ 154 milhões, alta de 44% a/a. O caixa operacional somou R$ 264 milhões, queda de 6% t/t, impactado pelos desembolsos com hedges (R$ 89 milhões em NDF e R$ 50 milhões em ZCC) e pelo maior pagamento de juros das debêntures. Ainda assim, a companhia preservou geração positiva de caixa após Capex e pagamento de JCP, reforçando a leitura de resiliência financeira.
Projetos em desenvolvimento. Os principais projetos em andamento continuam ligados à recuperação secundária e à melhoria de monetização da produção. No Ativo Bahia, a companhia ampliou iniciativas de injeção de água em Miranga, Remanso e Tiê, incluindo abertura de novas zonas, otimização de volumes injetados entre as formações Água Grande e Sergi e início de piloto de injeção de polímeros em Tiê. No Potiguar, foram convertidos quatro poços em injetores, além da entrada de um novo injetor em Boa Esperança. Na frente comercial, o novo contrato de longo prazo com a Brava, com vigência de outubro de 2026 a dezembro de 2030 e compromisso mínimo de compra e venda de 50% da produção, deve aumentar previsibilidade e flexibilidade comercial. Em nossa leitura, esses projetos são os principais gatilhos para a tese: estabilizar a produção, elevar fator de recuperação, reduzir descontos e melhorar o netback estrutural.
