A Brava Energia (BRAV3) divulgou bons resultados e manteve uma tendência positiva, refletida em maiores níveis de produção, menor custo de extração (lifting cost) e redução da alavancagem — o destaque do trimestre.
O EBITDA ajustado de R$ 1,3 bilhão ficou em linha com nossa estimativa, mas recuou 2% T/T, pois o desempenho fraco do segmento de downstream foi apenas parcialmente compensado pelos números um pouco mais fortes do upstream.
O lucro líquido foi de R$ 121 milhões, superando nossas estimativas em 17%, mas caiu 88% T/T, devido às maiores despesas financeiras, que somaram R$ 1,327 bilhão (contra ganho de R$ 627 milhões no 2T), mais do que compensando o reconhecimento de um crédito tributário de R$ 581 milhões. As despesas financeiras foram impactadas negativamente pelo efeito não caixa de R$ 849 milhões do adiantamento de recebíveis da Yinson.
A Brava reportou fluxo de caixa livre (excluindo aquisições e desinvestimentos) de R$ 535 milhões vs. geração de R$ 650 milhões no 2T.
O Banco Safra mantém otimismo quanto à tese de investimento da Brava, uma vez que a empresa continua a entregar resultados nos principais fronts operacionais.
O aumento consistente da produção, aliado à geração de caixa e à melhoria contínua na estrutura de capital, reforça nossa confiança na direção estratégica da companhia.
Um ponto de atenção continua sendo a trajetória dos preços do Brent. Embora a Brava esteja executando bem internamente, as dinâmicas externas do mercado permanecem como risco para o setor.
O EBITDA ajustado do Upstream foi de R$ 1,272 bilhão (2% abaixo da nossa estimativa de R$ 1,299 bilhão), comparado
a R$ 1,249 bilhão no 2T25. Esse resultado reflete principalmente preços do Brent 2% maiores T/T, volumes estáveis de
vendas de petróleo, aumento de 27% T/T nas vendas de gás, parcialmente compensados por COGS 10% maiores T/T.
O EBITDA ajustado do Downstream foi de R$ 46 milhões (em linha com nossa estimativa), comparado a R$ 105 milhões no trimestre anterior. O resultado reflete queda de 4% T/T nas vendas de derivados de petróleo, para 3,1 milhões de barris, devido à menor taxa de utilização de 86% (-0,3 p.p.) e menores volumes de vendas de produtos armazenados no fim do trimestre anterior.
O lifting cost caiu 12% T/T para US$ 13,3/boe, o menor nível já registrado, impulsionado pelo aumento da produção em
ambos os segmentos, o que levou a maior diluição de custos fixos. Esses efeitos compensaram parcialmente os
maiores custos de energia e o aumento de atividades operacionais em poços onshore.
O custo por ativo foi: Potiguar, US$ 17,9/boe (+3% T/T); Recôncavo, US$ 15,0/boe (+3% T/T); Peroá, US$ 8,4/boe (-19% T/T); Atlanta, US$ 5,7/boe (-41% T/T); Papa Terra, US$ 22,3/boe (vs. US$ 18,7/boe no 2T); Parque das Conchas, US$ 9,9/boe (vs. US$ 27,9/boe no 2T).
Alavancagem: a dívida líquida caiu 16% T/T para R$ 9,0 bilhões no final do trimestre, resultado da combinação entre
menor dívida bruta, maior posição de caixa e menores obrigações de portfólio.
Esse valor equivale a 2,3x o EBITDA, abaixo das 3,1x registradas no trimestre anterior. De modo geral, a melhora na estrutura de capital reflete o progresso da Brava em suas operações, com aumento do EBITDA dos últimos 12 meses, impulsionado principalmente pelo crescimento da produção, menor custo de extração, otimização de capex e gestão de passivos, o que vem reduzindo o endividamento e as despesas financeiras.
