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12/03/2026 03:59:13 • Atualizado em 12/03/2026 04:03:43
3 minutos de leitura

Brava Energia (BRAV3) | Resultados do 4T25: Sem brilho, mas dentro do esperado

A Brava Energia reportou seus resultados referentes ao 4º trimestre de 2025. Veja nossos comentários.

Regis Cardoso, CFA
Regis Cardoso, CFA
Head de Óleo, Gás e Petroquímicos

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Trimestre operacionalmente fraco devido à menor produção. O Brent é um fator favorável, mas os hedges limitam os ganhos

A Brava divulgou os resultados do 4T25 nesta quarta-feira (11), após o fechamento do mercado. O EBITDA ajustado de R$ 808 milhões (-38% t/t, +60% a/a) ou US$ 150 milhões ficou em linha com nossas estimativas (-1% em relação ao XPe). O lucro líquido de cerca de R$ 588 milhões ficou abaixo de nossas previsões (XPe -R$ 305 milhões). Operacionalmente, o 4T25 da Brava ficou abaixo do esperado, com o Brent mais baixo, produção e vendas menores, além de lifting costs mais altos pesando nos resultados. Olhando para o futuro, esperamos que os resultados se recuperem à medida que a produção volte a níveis mais normalizados e os preços do Brent apresentem uma tendência de alta, embora os hedges existentes possam limitar o potencial de alta.

Alavancagem estável. A dívida líquida consolidada da Brava (incluindo ganhos com aquisições) situou-se em US$ 1,7 bilhão no final do quarto trimestre de 2025, uma ligeira queda de US$ 36 milhões em relação ao trimestre anterior. A alavancagem caiu para 2,2x ND/EBITDA LTM, uma pequena redução em relação aos 2,3x do terceiro trimestre de 2025. O fluxo de caixa livre foi impulsionado pelo capital de giro líquido de cerca de US$ 40 milhões e pelas alienações líquidas totais de cerca de US$ 35 milhões. Ajustando todos esses efeitos, o FCFE recorrente no trimestre ficou em cerca de -US$ 15 milhões, próximo do neutro.

Aumento do lifting cost devido à menor produção. O lifting cost consolidado (excluindo arrendamentos) para o trimestre aumentou +10% t/t (+USD 1,3/boe) para USD 14,6/boe. O aumento foi impulsionado pelos segmentos offshore e onshore. No segmento offshore, o lifting cost (excluindo arrendamentos) aumentou +USD 1,4/boe t/t, para USD 12,4/boe, principalmente devido à menor produção. O lifting cost onshore aumentou sequencialmente para USD 18,3/boe (+USD 1,1/boe t/t), também impactado pela menor produção, mas parcialmente compensado pela redução das despesas com energia e menos intervenções em poços. Olhando para frente, o lifting cost de Potiguar de US$ 17,9/boe no 4T25 pode diminuir à medida que a produção se recupera após a interdição da ANP. Notavelmente, o lifting cost de Papa-Terra de US$ 21,4/boe diminuiu de US$ 22,3/boe vs. 3T25, apesar da menor produção, refletindo reduções nas despesas operacionais e de manutenção, bem como nas atividades relacionadas à integridade.

Produção abaixo do esperado. A produção total da Brava atingiu 76,8 kboed, uma queda de -15,1 kboed t/t (dos quais -12,2 kbpd de petróleo), após um forte 3T25. Acreditamos que a produção da Brava continua aquém do seu potencial total. O desempenho do trimestre foi afetado por vários fatores extraordinários, incluindo: (i) a interdição de parte das instalações de Potiguar pela agência reguladora (ANP); (ii) paradas programadas para manutenção em Papa-Terra e Parque das Conchas; e (iii) ajustes no FPSO Atlanta. As vendas do 4T25 diminuíram -0,8 MMbbl q/q para 5,5 MMbbl, ficando aquém da produção, que totalizou 5,6 MMbbl no período. Notavelmente, não houve vendas em Parque das Conchas.

Hedge aumentou. Desde o início do conflito entre o Irã e os EUA, tem havido um aumento no interesse pelos hedges da Brava para avaliar o efeito que isso terá na sensibilidade de curto prazo aos preços mais altos do Brent. Aqui está uma atualização da situação dos hedges da Brava. Resumidamente, o volume aumentou no 4T25, o que fazia sentido no contexto de mercados com excesso de oferta com que começamos o ano, mas que, na verdade, limitará ainda mais a exposição à alta do Brent agora.

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