Um banho de água fria
Seguimos com a recomendação de MANTER para as ações da Petrorecôncavo. Apesar do resultado razoavelmente em linha com as nossas estimativas/consenso de mercado, a leitura adiante para tese da empresa nos mantém cético quanto a possível recuperação do preço do ativo tendo em vista a fraqueza recente no preço do brent, performance da produção abaixo das premissas mais conservadoras consideradas em suas certificações de reservas e, por último, resultado decepcionante das recentes perfurações iniciadas no 4T24 (maiores detalhes ao longo do documento) – que em última instância, irá precisar de novos investimentos para viabilizar a produção. Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando 2,5x EV/EBITDA 25E e entregando um rendimento de fluxo de caixa 25E de c. 5% – isso usando como premissas brent de US$64 para 2025 e curva de produção 1P. Sendo assim, considerando um futuro ainda desafiador para a empresa no que diz respeito a evolução da produção, não vemos grandes motivos para alterarmos a nossa recomendação no ativo.
Detalhamento do Resultado 3T25
A PetroReconcavo registrou receita líquida de R$ 786 milhões (-2% t/t; -8% a/a), refletindo a combinação de menor produção (-3% t/t), queda de 4% no câmbio e estabilidade no preço médio do Brent (+2% t/t, a US$ 86/bbl). A receita com petróleo totalizou R$ 472 milhões (-5% t/t) e a de gás R$ 299 milhões (-2% t/t), ambas impactadas pela retração de volumes e pelo mix de contratos. No acumulado de 9M25, a receita foi de R$ 2,45 bilhões (+1% a/a), sustentada pelo desempenho operacional dos semestres anteriores e pela diversificação da base de clientes.
Volume & Preços. O trimestre foi caracterizado por queda de produção para 26,4 mil boe/dia (-3% t/t), influenciada pelo declínio no campo de Tiê e pela ausência de novas completações no Ativo Potiguar. Apesar disso, a entrada em operação do gasoduto de Tiê e o início do programa de injeção de água marcaram avanços operacionais relevantes. O preço médio de venda de petróleo ficou em US$ 59,5/bbl, equivalendo a 86% do Brent, com spreads ainda elevados no Potiguar (US$ -13,9/bbl). No gás, o preço médio de US$ 9,60/MMBTU manteve-se resiliente, sustentado por contratos com cláusulas de piso e teto, que funcionam como hedge natural para cerca de 89% do volume entregue.
Resultado das perfurações do 4T24: decepcionante. Como comentado em nossos documentos pregressos sobre a empresa, RECV está entregando um volume muito abaixo das curvas de produção estimadas em seus certificados de reservas. A curva de reservas provadas (1P, aquela com pelo menos 90% de chance de materialização) nos indica que a produção deveria estar em pelo menos 29,2k bpde vs 26,4k bpde médios alcançados no 3T25. Dito isso, o resultado do processo de revitalização que começou no 4T24 foi concluído com resultados desanimadores. Essencialmente, apesar da descoberta de hidrocarbonetos, as zonas possuem baixa permeabilidade – ou seja, os fluidos não se movimentam com facilidade dentro da rocha. A empresa está avaliando novas medidas técnicas para viabilizara produção desses ativos – que naturalmente demandará ainda mais investimentos por parte da empresa. Sendo assim, acreditamos que existe pouco espaço para empresa possa alcançar a produção estimada em suas reservas ainda no ano de 2025.
Custos e SG&A. Os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 384 milhões (+3% t/t), pressionados por serviços e materiais (+20%) relacionados à integridade de ativos e reparo de poços, bem como pela ausência de créditos de ICMS que beneficiaram o 2T25. O lifting cost subiu 12% t/t, para US$ 15,52/boe, refletindo menor diluição de custos fixos e o impacto cambial. Por outro lado, houve redução de -12% na conta de energia elétrica, em função de novos contratos mais vantajosos em Miranga e Remanso, e queda de -6% nos custos de midstream após o fechamento da joint venture com a Brava Energia.
O EBITDA somou R$ 350 milhões (-6% t/t; -7% a/a), com margem de 44,5%, ligeiramente abaixo do trimestre anterior (46,4%). O recuo reflete menor produção, aumento de custos unitários e impacto cambial, parcialmente compensados pela venda de estoques e ganho operacional com gás natural. No acumulado de 9M25, o EBITDA atingiu R$ 1,1 bilhão, demonstrando a resiliência da geração operacional mesmo em um ambiente adverso de preços e volumes.
Resultado financeiro e endividamento. O resultado financeiro foi negativo em R$9 milhões, revertendo ganho do 2T25 (+R$ 75 milhões), em razão de menor variação cambial e custos com a 3ª emissão de debêntures (R$ 500 milhões, custo dolarizado de 5,66% a.a.). Excluídos os efeitos de marcação a mercado, o resultado financeiro seria negativo em R$ 88,6 milhões. A dívida líquida subiu para R$ 1,55 bilhão (+18% vs. 2024), levando a alavancagem a 1,0x Dívida Líquida/EBITDA LTM, ainda em patamar confortável e inferior à média do setor onshore. Vale mencionar que a evolução do endividamento no trimestre está relacionado a aquisição/desembolso de ativos de infraestrutura (mais detalhes adiante).
O lucro líquido foi de R$ 122 milhões (-49% t/t), impactado pelo menor EBITDA e efeito contábil da marcação a mercado. O lucro líquido ajustado (ex-hedge cambial) foi de R$ 69 milhões (-50% t/t). No acumulado de 9M25, o lucro atingiu R$ 588 milhões (+45% a/a), refletindo o bom desempenho operacional e financeiro dos primeiros trimestres.
Investimentos em alta! O Capex totalizou R$ 569 milhões (+55% t/t), com destaque para o desenvolvimento de reservas (R$ 287 milhões), incluindo a conclusão dos poços profundos e o primeiro poço horizonta no RN. Além disso, foram desembolsados R$ 260 milhões pela aquisição de 50% dos ativos de midstream da Brava, e R$ 61 milhões em facilidades (injeção de água, compressão e integridade de ativos). A companhia reduziu o número de sondas terceirizadas no fim de outubro, buscando flexibilizar o Capex diante da volatilidade do Brent.
A geração operacional de caixa somou R$ 388 milhões (+20% t/t), favorecida pela ausência de pagamentos de juros de debêntures. O Fluxo de Caixa Livre foi negativo em R$ 221 milhões (positivo em R$ 38 milhões) ao excluir o desembolso da aquisição de midstream. A Petroreconcavo encerrou o trimestre com posição de caixa de R$ 934 milhões, assegurando solidez financeira e liquidez para seguir investindo em projetos estruturantes.
