Brava Energia (BRAV3) | Resultados do 1T26: Sequencialmente mais fortes, mas hedges pesam

Resultados em linha. Brent mais alto impulsiona o crescimento do EBITDA, mas os hedges de óleo limitam o upside do lucro

Nesta quarta-feira (6), após o fechamento do mercado, a Brava divulgou os resultados do 1T26. O EBITDA ajustado de R$ 1,63 bilhão (ou US$ 310 milhões) veio ligeiramente acima das nossas estimativas (+5% vs. XPe). O EBITDA avançou de forma sequencial (+101% t/t), principalmente impulsionado pelo maior preço do Brent, em US$ 81,1/barril (+27% t/t). Vale destacar que as estruturas de hedge não impactam o EBITDA da Brava. Já o lucro líquido, por outro lado, foi negativamente impactado pelos hedges de petróleo (reconhecidos no resultado financeiro), levando a um prejuízo líquido de -R$ 350 milhões (vs. XPe de -R$ 255 milhões). Olhando à frente, os resultados operacionais devem seguir sustentados pelo Brent em níveis elevados (média acima de US$ 100/barril até agora no 2T26) e pela recuperação da produção a partir do piso do 1T26 (a produção de abril ficou +3,8 kboed acima da média do 1T26).

Alavancagem em queda, fluxo de caixa livre mais forte do que parece. A dívida líquida consolidada da Brava (incluindo earn-outs de aquisições) ficou em US$ 1,64 bilhão ao final do 1T26, com leve queda (-US$ 23 milhões) em relação ao trimestre anterior. A alavancagem recuou para 1,8x Dívida Líquida/EBITDA dos últimos 12 meses no 1T26 (vs. 2,2x no 4T25), marcando o quarto trimestre consecutivo de desalavancagem — embora valha a ressalva de que o impacto negativo de hedges não é capturado no nível do EBITDA. O fluxo de caixa livre do trimestre foi prejudicado pelo pagamento de assinatura de Tartaruga Verde (cerca de US$ 50 milhões, a ser revertido no 2T26). Excluindo esse efeito, o fluxo de caixa para o acionista no trimestre teria ficado mais próximo de US$ 73 milhões (o que anualiza para cerca de 17% de retorno).

Lifting cost em queda com normalização no offshore. O lifting cost consolidado (excluindo arrendamentos) caiu -3% t/t (-US$ 0,4/boe), para US$ 14,2/boe. A melhora foi puxada pelo segmento offshore, no qual o custo de extração recuou para US$ 10,8/boe (-US$ 1,6/boe t/t), beneficiado pela maior produção em Papa-Terra e, principalmente, em Parque das Conchas, após a conclusão das paradas de manutenção. Já no onshore, o custo de extração subiu para US$ 20,6/boe (+US$ 2,3/boe t/t), pressionado pelo menor volume produzido após a parada programada na planta de processamento de gás de Catu. No nível dos ativos, Atlanta apresentou custo de extração de US$ 7,9/boe, enquanto Papa-Terra e Parque das Conchas registraram US$ 20,8/boe e US$ 10,9/boe, respectivamente.

Produção estável, Brent mais alto. A produção total da Brava atingiu 76,0 kboed, praticamente estável t/t (-0,7 kboed), com a produção de óleo praticamente inalterada em 61,2 kbpd e a de gás caindo para 14,8 kboed (-0,8 kboed t/t). O trimestre ainda foi afetado por diversos fatores, incluindo: (i) a continuidade da interdição, pela ANP, de parte das instalações de Potiguar; (ii) uma intervenção em bomba em Atlanta; e (iii) a parada programada da planta de processamento de gás de Catu. Esses contratempos foram compensados pela normalização de Papa-Terra e pelo retorno de Parque das Conchas após manutenção. As vendas de óleo totalizaram 5,6 MMbbl, praticamente estáveis t/t e ligeiramente acima da produção de óleo de 5,5 MMbbl. Mais importante, o preço médio de venda do óleo subiu para US$ 74,6/barril (+34% t/t), um desconto de -US$ 6,5/barril em relação ao Brent (+US$ 1,6/barril t/t), principal fator externo favorável para o forte crescimento do EBITDA (embora esse número não inclua o efeito dos hedges de petróleo, reconhecidas no resultado financeiro).

Hedges viram um peso contábil. Apesar do trimestre mais forte no operacional, a Brava reportou um prejuízo financeiro líquido de R$ 1,58 bilhão, principalmente devido a uma perda de marcação a mercado de R$ 2,14 bilhões nos hedges de petróleo, parcialmente compensada por ganhos de R$ 830 milhões em hedges da dívida e de R$ 28 milhões no TRS atrelado a ações. Vale notar que o efeito caixa dos hedges de petróleo no trimestre foi de apenas cerca de -R$ 19 milhões, bem inferior ao impacto contábil.

Ainda limitando o upside no curto prazo. Ao final do 1T26, entre NDFs e collars, a Brava tinha protegido o equivalente a 15,9 MMbbl ao longo dos próximos 15 meses, abaixo dos 20,5 MMbbl no 4T25. Desse total, 11,4 MMbbl estão em NDFs a preços fixos médios de US$ 64,3/barril, enquanto 4,5 MMbbl estão protegidos por estruturas de collar com preço médio de exercício da call de US$ 75,3/barril. Assim, embora o hedge book total tenha sido reduzido, ele ainda limita de forma relevante a exposição da Brava a preços mais altos do Brent no curto prazo.

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