Q2 2026 Brava Energia SA Earnings Call
Speaker #2: Goodbye.
Speaker #2: Boa tarde a todos. Sejam bem-vindos à conferência de resultados da Brava Energia, referente ao segundo trimestre de 2026. A apresentação e os comentários sobre os resultados serão feitos pelo diretor-presidente, Richard Kovacs, e pelos demais membros da diretoria estatutária.
Speaker #2: Destacamos que a ferramenta de tradução simultânea está disponível na plataforma. Para acessar, basta clicar no botão "Interpretation" na parte inferior da tela e escolher o idioma de preferência.
Speaker #2: Esta conferência está sendo gravada e ficará disponível no site de Relações com Investidores da Companhia, ri.bravaenergia.com, assim como a apresentação aqui exposta. Informamos que todos os participantes estarão apenas ouvindo a conferência durante a apresentação e, em seguida, iniciaremos a sessão de perguntas e respostas, quando mais instruções serão fornecidas.
Speaker #2: Antes de prosseguir, aproveitamos para reforçar que as declarações prospectivas têm como base as crenças e as suposições da administração da Brava Energia, e as informações atualmente disponíveis para a companhia.
Speaker #2: Essas declarações podem envolver riscos e incertezas, tendo em vista que dizem respeito a eventos futuros e, portanto, dependem de circunstâncias que podem ou não ocorrer.
Speaker #2: Investidores, analistas e jornalistas devem levar em conta que eventos relacionados ao ambiente macroeconômico, aos segmentos e a outros fatores podem fazer com que os resultados sejam materialmente diferentes daqueles expressos nas respectivas declarações prospectivas.
Speaker #2: Daremos início à apresentação, passando a palavra ao senhor Richard Kovacs. Por favor, senhor Richard, pode prosseguir.
Speaker #3: Boa tarde, pessoal. Sejam bem-vindos ao call de resultados do segundo trimestre da Brava. Vou começar a apresentação pelo slide de destaque: o segundo trimestre foi marcado por uma combinação muito positiva da evolução operacional e forte desempenho financeiro.
Speaker #3: Alcançamos a produção média de 82.000 barris equivalentes, crescimento de 8% em relação ao trimestre anterior, já superando a média registrada em 2025. Esse resultado reflete principalmente a maior contribuição dos ativos offshore, combinada à retomada gradual da produção da Bacia do Potiguá.
Speaker #3: No âmbito financeiro, registramos recordes históricos de receita e EBITDA ajustado, impulsionados pelo maior volume de vendas, melhores preços e forte desempenho do segmento de downstream.
Speaker #3: Que alcançou margem histórica no trimestre. Também seguimos avançando em nossa agenda de geração de valor. O segundo trimestre de 2026 marcou o quinto trimestre consecutivo de redução da dívida líquida da companhia, acompanhado por uma contínua redução do custo da dívida; esses marcos se somam à alta eficiência operacional dos nossos ativos e à excelente execução da campanha de perfuração.
Speaker #3: Nosso principal vetor de crescimento orgânico para os próximos trimestres. Em eficiência de custos, concluímos em julho a primeira fase do Projeto Brava Eficiente, que representa centenas de milhões de reais em valor presente para a companhia.
Speaker #3: Por fim, vale destacar que foi realizado ontem, na B3, o leilão relacionado à entrada da Ecopetrol como acionista de referência da companhia, com liquidação prevista para 17 de agosto.
Speaker #3: Trata-se de um marco importante para a próxima etapa da trajetória estratégica da Brava. Agora, passando para os destaques operacionais: o trimestre demonstrou a capacidade da Brava de executar simultaneamente iniciativas de crescimento, aumento de eficiência e transformação operacional. Evoluímos na estabilização da produção.
Speaker #3: Avançamos na campanha de perfuração offshore e inauguramos o Centro Integrado de Operações do Potiguá, que representa um novo patamar de controle e gestão dos ativos onshore.
Speaker #3: Conforme mencionado nos destaques, nossa produção média atingiu 82.000 barris equivalentes por dia no trimestre, mantendo a trajetória de recuperação observada desde o início do ano.
Speaker #3: O crescimento foi sustentado principalmente pelos ativos offshore, com destaque para a Atlanta, Papaterra e Parque das Conchas, somado à retomada gradual de níveis normalizados da produção onshore, com o aumento de produção na bacia Potiguá.
Speaker #3: Mais importante do que o crescimento pontual é a consistência operacional que estamos construindo, criando bases sólidas para a próxima etapa de aumento de produção, associado à campanha de perfuração atualmente em andamento.
Speaker #3: Passo a palavra agora para o nosso Diretor de Operações Offshore, Carlos Travassos. Muito obrigado.
Speaker #4: Obrigado, Richard. É uma boa tarde. Bom, eu vou estar trazendo aqui agora alguns destaques da área da diretoria de operações offshore, vou falar pouquinho de operação, mas vou trazer também alguns pontos relacionados à nossa campanha de perfuração em Papaterra e também em Atlanta.
Speaker #4: Bom, em termos de operação, a gente teve um trimestre bastante estável, tanto Papaterra como Atlanta, e também Peruá, com uma produção bem regular. Em Atlanta, a gente assinou o chamado Final Completion, o que significa que no topside a gente reconhece a completude do topside; isso é destacado pelo comissionamento final dos dois deck boilers e da turbina a vapor também.
Speaker #4: Isso, de certa forma, fala com a estabilidade que a gente tem tido no ativo, tanto no topside como também no sistema submarino, nas MPPs.
Speaker #4: O desafio agora em Atlanta, ou seja, as próximas fases, é a preparação da unidade para recebimento dos dois poços que a gente começa a produzir no semestre do ano que vem.
Speaker #4: Indo para Papaterra agora, Papaterra também manteve a eficiência que a gente vinha observando nos últimos meses. Lembrando que a gente está em parada de produção programada em Papaterra, que começou no último dia 29.
Speaker #4: A parada está indo super bem, muito alinhada com o que a gente planejou. As atividades principais que a gente desenhou para fazer nessa parada eram a inspeção da caldeira; esse era o nosso principal ponto de atenção.
Speaker #4: Porque a inspeção, a gente nunca sabe o que vai aparecer, e aí, felizmente, tudo o que apareceu na inspeção a gente estava preparado.
Speaker #4: Então, a caldeira já partiu, já está operando, o que mitiga bastante o risco de não ter aquecimento de óleo. Vocês sabem bem as histórias de Papaterra, aquecimento de óleo é importante pra gente.
Speaker #4: Bom, ainda falando de Papaterra, e aí eu vou migrar um pouquinho para a campanha de poços. O desafio que a gente tem lá hoje naquele ativo é justamente a preparação da unidade para receber os dois poços que estão em fase final de perfuração e completação.
Speaker #4: A gente tem ali, em grande, quatro tarefas a bordo. A primeira delas é a regularização dos nossos consumidores de gás. Então, a gente precisa garantir que os consumidores de gás vão estar em linha, adequados.
Speaker #4: Por conta do enquadramento, a gente pôde manter Yuga em níveis elevados, que a gente tem conseguido. O segundo deles é a preparação do guincho de folhinha; a gente fez um grande retrofit no guincho de folhinha.
Speaker #4: O guincho de folhinha que não operava há muito tempo, desde a época do antigo operador, então a gente fez recomposição estrutural, substituição de equipamentos, troca de cabos e finalizamos com teste de carga.
Speaker #4: O guincho de folhinha também já está comissionado e operacional. O terceiro ponto é o nosso caminho do óleo, então a gente precisa preparar a planta de processos para receber o óleo: troca de válvulas, recomposição estrutural, troca de tubulações, preparação da automação.
Speaker #4: E, por último, talvez mais importante, que é uma atividade que está acontecendo nessa parada, é a substituição dos trocadores de calor. Isso permite a operação dos postos 52 e 53, mas também mitiga ponto importante de eficiência, que é de Papaterra.
Speaker #4: Vocês conhecem bem, vocês que acompanham Papaterra, vocês sabem que aquecimento é fundamental para uma unidade de óleo pesado. E a gente vinha tendo recorrentemente questões associadas ao sistema de aquecimento, então a gente está dando aí um ponto final nessas questões, uma vez que a gente não só comprou aquecedores novos, como também mudamos os projetos.
Speaker #3: Bom, entrando um pouquinho mais na campanha, o timeline que aparece aí na tela: a gente, em março de 26, chegou aqui à unidade da Conserjante, a Lonestar chegou, e a gente, lembrando um pouquinho, eu já falei no último call, a gente fez essa perfuração em batelada. Significa que a gente perfurou algumas fases no 52 e no 53 para otimização de logística, aproveitamento de equipamentos.
Speaker #3: Então, hoje a gente tem quatro fases perfuradas, no PPT 53, e a gente foi lá, colocou árvores de Natal, fez o abandono temporário, e no 52 a gente já finalizou a fase de perfuração e já finalizou também a fase de completação inferior.
Speaker #3: A gente está partindo agora para a completação superior desse poço, também absolutamente em linha com o que a gente planejou. A gente já está com o PLSV mobilizado, mobilizou no último dia 15, também já está em operação lá em Papaterra. Portanto, a campanha está indo muito alinhada com tudo aquilo que a gente planejou.
Speaker #3: Bom, a gente tem aí a previsão de primeiro óleo agora no segundo semestre, este ano ainda a gente começa a produzir tanto o 52 como o 53, enquanto que em Atlanta a gente tem a previsão de início de produção no início, no primeiro semestre do ano que vem.
Speaker #3: Agora, em outubro de 26, a sonda sai de Papaterra e começa a operar lá em Atlanta.
Speaker #4: Bom, pessoal, eu fico por aqui. Naturalmente, estou disponível para responder às perguntas de vocês, como de costume, e passo a palavra para o Jorge Boeri, que vai trazer aqui os destaques da diretoria de operações onshore.
Speaker #4: Obrigado e até já.
Speaker #1: Obrigado, Dr. Travassos.
Speaker #2: O processo das interações do Polo Potiguá está finalizando e, como o gráfico mostra, a produção está voltando aos poucos. Além da produção voltando, é importante mencionar o aumento na injeção de vapor.
Speaker #2: No mês de julho, atingimos o mesmo patamar de injeção de vapor que tínhamos antes da intervenção e, como falei para vocês anteriormente, o vapor é para aquecer o reservatório de óleo pesado, melhorar a fluidez do óleo e, consequentemente, incrementar a produção.
Speaker #2: Não é um processo automático, leva tempo, mas, como aconteceu anteriormente, o reservatório responde favoravelmente. Em Potiguá, estamos iniciando a perfuração do nosso primeiro poço exploratório, no campo de Sanhaçu, com o objetivo principal de acrescentar a produção de gás no campo, que responde pela produção de 50% do gás do polo Potiguá.
Speaker #2: Temos também objetivo secundário de produção de óleo, então vamos aguardar o resultado dos testes nos próximos meses. Nosso projeto de IOA continua a amadurecer. Depois do sucesso do piloto de injeção de nitrogênio, assinamos contrato de risco com o nosso fornecedor – a gente paga pelo barril incrementado.
Speaker #2: Produzido. Também assinamos contrato para o projeto de Organical Recovery, que deveria começar logo, dependendo dos processos de alfândega. Neste mês já deveríamos estar começando, e vai começar esse piloto no campo de Canto do Amaro.
Speaker #2: E, dependendo dos resultados no campo do Amaro, vamos também estender o piloto na Bahia. Estamos em processo final de assinar contrato com o fornecedor de polímeros para iniciar nosso projeto de injeção de polímeros no campo de Salina de Cristal.
Speaker #2: Indo para a Bahia, temos uma estabilidade na produção ao longo do ano. Agora, estamos prestes a iniciar a venda de gás no campo de Socorro.
Speaker #2: Socorro é um campo que está isolado. Então, desde o início de sua história de produção, no ano de 1958, esse campo produz gás e óleo. O gás e o óleo são separados: o óleo é vendido por carreta e o gás é reinjetado.
Speaker #2: Agora vamos reinjetar só uma parcela desse gás e vamos vender como LGN uns 100 mil metros cúbicos por dia, aproximadamente, de gás. Isso vai gerar, obviamente, aumento na receita da Bahia e aproximadamente 15% de acréscimo na venda de gás do ativo.
Speaker #2: Obviamente, vai impactar positivamente em todos os indicadores e no fluxo de caixa do polo. Todas as autorizações perante a ANP da Brava foram atingidas e agora só estamos aguardando a autorização do fornecedor perante a ANP.
Speaker #2: O que deveria acontecer neste mesmo mês. Também vai permitir abrir poços que hoje estão fechados por falta de capacidade e, potencialmente, ter capacidade disponível para projetos de workover ou drilling.
Speaker #2: Outro campo alvo de mudança na Bahia é o campo de CX, onde estamos finalizando obras necessárias para maximizar o aproveitamento do gás da formação Pitânia.
Speaker #2: Temos estimado poder finalizar isso no último trimestre do ano, e também vai permitir acréscimo na produção e na venda do gás de CX, além de poder ter melhor informação da formação Pitânia para entender o real potencial da mesma.
Speaker #2: Na Bahia mesmo, as obras das duas subestações de Recôncavo e Rio Ventura continuam avançando conforme o planejado e começarão a operar no final do ano.
Speaker #2: Com a consequente redução dos custos e melhora na confiabilidade do sistema elétrico. No nosso ativo industrial de Guamaré, continuamos trabalhando para ampliar nossa capacidade e confiabilidade operacional.
Speaker #2: Estamos finalizando obras muito importantes, como a construção de um novo tanque de 45 mil metros cúbicos de capacidade, a quarta estação de tratamento de óleo, continuamos avançando na construção do nosso eletrocentro e da estação de descarga de óleo com bitrens.
Speaker #2: No mês de junho, realizamos a parada de manutenção programada em nossa UPGN. A mesma foi feita nos tempos e nos custos planejados e, o mais importante, sem nenhum tipo de evento de segurança.
Speaker #2: Essa iniciativa vai gerar condições de robustez e confiabilidade em nosso processo de tratamento de gás. Um fato muito importante foi que, no mês de julho, batemos nosso recorde de produção e venda de QAB, aproveitando os excelentes spreads.
Speaker #2: Vamos para o próximo slide, por favor. No mês passado, em Mossoró, inauguramos nosso Centro de Operações Integradas, o COI, do Polo Potiguá. O COI representa uma mudança substancial na forma na qual operamos nossos campos terrestres.
Speaker #2: É uma divisória de águas inédita no anterior brasileiro. No mesmo ambiente colaborativo, estão reunidas todas as disciplinas técnicas, juntamente com a área logística. Isso favorece fortemente a eficiência na utilização dos recursos, todas as áreas que requerem serviços estão juntas ou que fornecem os recursos.
Speaker #2: Então, todos enxergam com clareza onde está a prioridade, a maior necessidade. E, como estão todas as salas juntas, são as salas de plantas, dutos, salas de controle de poços, salas de controle de rede elétrica, salas de controle de sondas e a logística.
Speaker #2: Então, tudo isso consegue aproveitamento máximo dos recursos. Além disso, também temos a sala de monitoramento com drones. Os drones estão em processo de implantação no campo.
Speaker #2: Temos dois drones voando em Potiguá e na Bahia, com o objetivo final de que toda a tarefa de inspeção visual—seja de dutos, linhas elétricas, poços, etc.—seja feita pelos drones e não pelos operadores, como é feito hoje.
Speaker #2: O drone faz a visita na instalação, confere que tudo esteja certo. Se algo não está certo, o drone gera uma solicitude de serviço que chega na área de planejamento e o planejador envia recursos para resolver o desvio.
Speaker #2: Dependendo da urgência, pode ser de forma imediata ou pode ser de um jeito mais planejado. Estamos mudando o sistema de comunicação também, deixando as velhas rádios que só oferecem serviço de voz e passando a um sistema de voz e dados, sistema de Starlink, e isso também, obviamente, vai gerar todas as condições para que toda esta nova forma de operar o campo seja viável.
Speaker #2: No mês de setembro, vamos estar inaugurando nosso COI na Bahia, com exatamente o mesmo conceito que fizemos no Rio Grande do Norte, com o mesmo objetivo: melhorar fortemente a eficiência dos recursos, a velocidade de detecção dos desvios, a resolução eficiente dos problemas e a padronização de nossas operações e de nossos processos produtivos.
Speaker #2: O que redundará em uma melhora importante em nossa segurança em processos também. Obrigado, fico à disposição para perguntas no Q&A e agora vou passar a palavra para o nosso CFO, Luís Carvalho.
Speaker #1: Obrigado, Boeri. Agora a gente vai falar um pouco sobre a parte financeira e mostrar como a evolução operacional e comercial do trimestre se traduziu em uma geração consistente de valor para a companhia.
Speaker #1: Começando pela receita, encerramos o trimestre com resultado recorde de US$712 milhões, crescimento de aproximadamente 15% em relação ao trimestre anterior e também na comparação anual.
Speaker #1: Esse desempenho reflete três fatores principais. O primeiro deles foi a melhora no ambiente de preços, impulsionada pelo fortalecimento do brand ao longo do período.
Speaker #1: O segundo fator foi o aumento dos volumes comercializados, especialmente pelo impacto das conchas e papa-terra. E, por fim, a gente continua avançando na monetização do nosso portfólio, capturando melhores condições comerciais.
Speaker #1: Vale também destacar a contribuição equilibrada das nossas frentes de atuação, com participação relevante das operações offshore, onshore e do segmento de downstream. Passando para o EBITDA, alcançamos resultado recorde, totalizando US$351 milhões no trimestre.
Speaker #1: Esse resultado reforça a resiliência e a diversificação do nosso portfólio, além da disciplina operacional que temos implementado em toda a companhia. O segmento offshore continuou sendo o principal gerador de resultados, mas as operações onshore também apresentaram margens muito sólidas.
Speaker #1: Ao mesmo tempo, a gente manteve uma geração de caixa operacional positiva em todos os segmentos, mesmo em um trimestre marcado pelo aumento dos investimentos relacionados à campanha de perfuração.
Speaker #1: Esse ponto é particularmente importante porque demonstra a nossa capacidade atual de financiar crescimento orgânico, preservando a disciplina de capital da companhia. Em relação ao lifting cost, seguimos observando desempenho consistente.
Speaker #1: Nas operações offshore, o aumento registrado no trimestre está relacionado principalmente ao reconhecimento de custos incorridos em períodos anteriores em BC-10 e Papa-Terra. Já no onshore, os custos permaneceram praticamente estáveis.
Speaker #1: De maneira geral, a gente segue confiante na tendência de diluição de custos ao longo dos próximos trimestres, à medida que a produção aumenta e a gente continua capturando ganhos de escala e eficiência operacional.
Speaker #1: No segundo trimestre, demos início a um novo ciclo de investimentos, diretamente associado à campanha integrada de perfuração. Os investimentos totalizaram US$151 milhões, concentrados principalmente em Atlanta e Papa-Terra.
Speaker #1: É importante destacar que essa dinâmica não representa uma mudança na nossa disciplina financeira. Pelo contrário, a gente está alocando capital em projetos com elevado retorno e grande potencial de geração de valor para os acionistas.
Speaker #1: A história de Atlanta é um bom exemplo disso. Nosso objetivo é antecipar investimentos para capturar crescimento relevante de produção e geração de caixa nos próximos anos.
Speaker #1: Em relação à estrutura de capital, a gente segue avançando de forma consistente no nosso processo de desalavancagem. A gente encerrou o trimestre com uma posição de caixa de US$ 965 milhões e uma alavancagem de 1,97 vezes.
Speaker #1: Esse foi o quinto trimestre consecutivo de redução da dívida líquida consolidada, refletindo a combinação entre crescimento operacional, geração de caixa e uma gestão ativa dos passivos financeiros.
Speaker #1: A gente também conseguiu reduzir o custo médio da dívida, o que reforça ainda mais a solidez da nossa estrutura de capital. No fluxo de caixa, vale destacar que conseguimos preservar uma posição robusta de liquidez, mesmo diante do aumento dos investimentos e do impacto dos instrumentos de hedge ao longo do trimestre.
Speaker #1: A gente também continua avançando na gestão do nosso passivo, mantendo o foco na redução do endividamento e na otimização da estrutura de capital. Em relação ao hedge, a gente acredita que o principal ponto a ser destacado é que a maior parte do impacto negativo já foi reconhecida ao longo do segundo trimestre.
Speaker #1: E, ao mesmo tempo, a exposição remanescente é significativamente menor e continua diminuindo ao longo dos próximos períodos. Nossa estratégia permanece baseada em uma abordagem prudente, combinando proteção de fluxo de caixa, flexibilidade financeira e preservação da exposição ao potencial de valorização do petróleo em um cenário que se demonstrava desafiador do ponto de vista macro, adicionado a uma concentração dos investimentos ao longo do ano de 2026.
Speaker #1: Também vale destacar que todas as estruturas foram implementadas sem exigências de chamada de margem. Por fim, quando a gente olha para o restante de 2026, acreditamos que a Brava está entrando em uma nova fase.
Speaker #1: A gente concluiu um processo importante de estabilização operacional e ajuste da estrutura de capital da companhia, com o balanço mais equilibrado, e a gente está agora totalmente focado na próxima etapa da nossa trajetória de crescimento.
Speaker #1: A gente tem quatro prioridades muito claras. A primeira é concluir o processo de integração e alinhamento com a Ecopetrol; a segunda é continuar aumentando a eficiência operacional e reduzindo o custo da dívida; a terceira é manter a disciplina de capital e acelerar a desalavancagem do balanço; e, por fim, executar com segurança e dentro do cronograma a campanha integrada de perfuração em Papa-Terra e Atlanta.
Speaker #1: Em resumo, a Brava, hoje, está investindo para ampliar a produção, reduzir os custos, fortalecer a geração de caixa e capturar um novo ciclo de crescimento a partir de 2027.
Speaker #1: A combinação entre ativos de qualidade, excelência operacional e disciplina financeira nos deixa muito competitivos em relação ao futuro da companhia. Tudo isso reforça a nossa convicção de que estamos construindo uma companhia cada vez mais eficiente e resiliente, capturando as oportunidades de crescimento nos próximos anos e preparada para gerar valor mesmo em cenários de petróleo mais adversos.
Speaker #1: Embora, antes de encerrar, eu não poderia deixar de agradecer a todos os colaboradores da Brava. Ao longo dos últimos anos, nossas equipes enfrentaram um período de profunda transformação e integração, com inúmeros desafios operacionais, e fizeram — e fazem — isso com enorme resiliência, comprometimento e espírito de dono.
Speaker #1: Os resultados que apresentamos hoje são fruto da dedicação, da competência e do trabalho incansável de cada uma das pessoas que fazem parte da companhia.
Speaker #1: O nosso muito obrigado a todos vocês por ajudarem a construir a Brava todos os dias. Com isso, a gente pode passar para o Q&A.
Speaker #2: Iniciaremos agora a sessão de perguntas e respostas. Caso deseje fazer alguma pergunta, por favor, clique no ícone de Q&A que aparece na parte inferior de sua tela e digite a sua pergunta.
Speaker #2: Para fazer perguntas através do microfone, clique nesse mesmo ícone e digite seu nome e a empresa. Ou clique em "Levantar a mão". Nossa primeira pergunta vem do senhor Gabriel Barra, do Citi.
Speaker #2: Senhor Gabriel, o seu áudio está liberado.
Speaker #3: Olá, Luiz. Time Brava, obrigado por pegar minhas perguntas. Eu tenho duas aqui do meu lado. Eu acho que o primeiro ponto, inevitavelmente, tem que haver essa pergunta, que é essa mudança de controle.
Speaker #3: Eu acho que, nesse ponto, Luiz, eu não sei o quanto você consegue ajudar a gente, mas, agora, sendo finalizado o processo, com a Ecopetrol realmente tomando o controle da companhia, quais vão ser agora os próximos passos aqui nesse processo de mudança?
Speaker #3: Como que está sendo até, se você puder dividir aqui com a gente, como estão sendo as conversas com a Ecopetrol? Se já tem alguma discussão do processo de transição, se, enfim, tentar entender um pouco melhor aqui como que vão ser agora essas próximas etapas.
Speaker #3: Minha segunda pergunta, que também tem a ver com o processo, é com relação às notícias que saíram sobre uma possível arbitragem aqui da Westlaw.
Speaker #3: Essa discussão sobre Atlanta, como vocês estão vendo isso? O quanto disso, na visão de vocês — eu não sei o quanto vocês podem opinar, mas seria interessante ouvir um pouco o lado de vocês — o que tem dentro do jogo, o que eles têm realmente de pleito factível ou não, na visão de vocês, em relação ao controle de Atlanta, dado que a Brava continua sendo sócia do campo.
Speaker #3: Eu não sei como isso funciona na parte do jurídico aqui da discussão. Então, são esses dois pontos que eu queria ouvir um pouco de vocês.
Speaker #3: Obrigado.
Speaker #1: Tá bom, obrigado, Barra. Bom falar com você. Bem, vamos lá, tentar pegar as duas aqui. Sobre o processo de transição aqui agora com a Ecopetrol, como foi anunciado lá no fato relevante, no edital, ontem houve o leilão. Basicamente, foi executado com sucesso, e agora a gente aguarda o dia 17 de agosto para a liquidação financeira, onde as ações vão ser transferidas, de fato, para a Ecopetrol.
Speaker #1: A partir dali que a gente, de fato, vai começar a ter algum tipo de interação um pouco mais estruturada com eles, dado que, até então, por questões, eu diria, jurídicas, a gente não podia interagir e dividir informações, dada a incerteza que existia até ontem.
Speaker #1: Então, marcado o closing para o dia 17, a gente vai começar a ter essa discussão do ponto de vista mais estratégico. Mas, assim, do ponto de vista do que a gente tem hoje aqui, a campanha de perfuração continua seguindo, a Travassos vai falar um pouco sobre isso aqui, e não tem absolutamente nenhuma mudança.
Speaker #1: A estratégia da companhia não muda, do ponto de vista de buscar mais eficiência, redução da alavancagem, redução do custo da dívida. Então, eu não estou antevendo aqui nenhum tipo de mudança, vamos dizer assim, radical na estratégia no horizonte de curto e médio prazo.
Speaker #1: Falando sobre a arbitragem aqui da NTE e da Westlaw, NTE, como vocês sabem, há uma decisão arbitral que já foi favorável ali, podendo ser reversível, favorável a nós.
Speaker #1: Há uma expectativa de o julgamento final ser entre o final deste ano e o início do ano que vem. A gente continua bastante confiante aqui que a nossa tese tem suporte jurídico para ter desfecho positivo.
Speaker #1: Sobre o Westlaw, eu não sei se dá para comentar muito, porque, no final do dia, ainda está num período muito preliminar. Então, houve pedido de arbitragem, a corte arbitral não está nem instalada ainda, então agora há processo de nomeação dos árbitros e tal.
Speaker #1: A gente não sabe nem de fato qual é o pleito, vamos dizer assim. Depois da corte arbitral instalada, aí você tem todo o processo de quais são as alegações e tal.
Speaker #1: Então, para a gente, ainda é muito cedo para fazer qualquer questionamento, qualquer comentário aqui. É isso.
Speaker #3: Obrigado, Luiz.
Speaker #2: Nossa próxima pergunta vem do senhor Bruno Montanari, do Morgan Stanley. Senhor Bruno, seu áudio está liberado.
Speaker #4: Boa tarde, pessoal. Obrigado por pegarem minhas perguntas. Vou fazer uma pergunta sobre estratégia de onshore e outra sobre CAPEX e produção. No onshore, me corrijam se eu estiver errado, mas a gente tinha a impressão de que a companhia estava migrando um pouco mais para IOR, recuperação secundária e terciária, do que necessariamente fazer muitas novas perfurações.
Speaker #4: Só que agora, com o controlador, talvez que tenha um pouco mais de foco e até experiência em campos maduros onshore, vocês acham que isso poderia direcionar mais CAPEX para crescimento, barra perfuração, nos ativos onshore da companhia?
Speaker #4: E a segunda pergunta: vocês conseguem dar uma atualização da expectativa de CAPEX agora para o segundo semestre de 2026? O que vocês estão pensando para 2027?
Speaker #4: E uma orientação aí no sentido de pico de produção em cada um dos clusters, só para a gente dar uma refrescada nesses números, seria bacana.
Speaker #4: Muito obrigado.
Speaker #1: Bom, Erick, quer pegar primeiro?
Speaker #5: Obrigado, Montanari. Bom, sabemos que a Ecopetrol tem uma experiência, um know-how no onshore bem-sucedido, então com certeza a gente vai pegar carona na experiência deles no gerenciamento dos campos onshore.
Speaker #5: O nosso foco continua sendo os projetos de IOR e de recuperação secundária, mas, já para o ano que vem, temos planejada uma campanha de perfuração em nossos campos, tanto no Rio Grande do Norte como na Bahia.
Speaker #5: Tendo em consideração que a gente adiou essa campanha de perfuração para poder ter uma geração de caixa operacional no ano de 2026, decorrente da campanha que temos de perfuração offshore, que consome muito CAPEX.
Speaker #5: Então, com certeza, vai ser potenciado o onshore com a chegada da Ecopetrol, porque sabemos que eles são diferenciados no know-how que têm desse tipo de campo, que são os nossos.
Speaker #5: Eles também têm muita experiência nos projetos de vapor que a gente está desenvolvendo. Então, acho que vamos somar muitas coisas em conjunto.
Speaker #1: Só indo para a segunda aqui, mas pegando um gancho no que o Boeri acabou de colocar, obviamente, quando a gente faz uma análise aqui, Bruno, realmente a gente tem um gráfico aqui que mostra, vamos dizer assim, os retornos dos projetos e o payback.
Speaker #1: E os projetos do onshore, eles são os projetos com maior nível de retorno, principalmente os workovers que a gente tem, com payback mais curto.
Speaker #1: Então, no final do dia, tem muita oportunidade ali para ser capturada, mas, como vocês sabem, a gente vem num processo de desalavancagem e a gente está, obviamente, tentando gerenciar, vamos dizer assim, o ritmo desses investimentos aqui.
Speaker #1: E aí a gente vai, obviamente, discutir um pouco dessa estratégia com a Ecopetrol. Como o Boeri falou, tem bastante para a gente absorver deles. Do ponto de vista de CAPEX, vocês viram o nível de desembolso que a gente teve agora no segundo trimestre.
Speaker #1: A tendência, dado que a campanha do offshore vai permanecer no mesmo ritmo ao longo do segundo semestre deste ano, terceiro tri, quarto tri e até o primeiro trimestre do ano que vem, é que é bem provável que a gente fique com desembolso bastante parecido.
Speaker #1: Não deveria ter grandes surpresas nesse lado. De novo, porque é o plano da campanha, quando você tem ali os principais equipamentos contratados e serviços, então deveria rodar mais ou menos nessa linha.
Speaker #1: Para 2027, a gente está justamente no meio, iniciando, na verdade, o ciclo orçamentário, onde a gente vai discutir aqui, obviamente a depender de como a gente fechar 2026 aqui do ponto de vista de alavancagem, quais são as oportunidades que a gente tem.
Speaker #1: Acho que o onshore pode ser foco, obviamente, de mais investimento, mas, assim, não tem nada FID de grandes projetos, de novos poços no offshore, que façam com que o CAPEX permaneça, vamos dizer assim, no nível de 2026 ou no nível que a gente viu aí no segundo trimestre.
Speaker #1: Então, a tendência é que, para 2027, de fato, a gente tenha uma normalização desse CAPEX para níveis mais próximos do nível de manutenção, o que, de alguma maneira, e eu acho que isso está bem colocado aí nos relatórios de vocês, analistas aí do mercado, a gente passa a ter uma perspectiva de geração de caixa mais forte em 2027, não só por uma redução do CAPEX dado o fim da campanha de perfuração dos quatro poços, mas também porque a nossa produção tende a crescer.
Speaker #1: Quer dizer, a gente vai adicionar ali quatro poços em produção, que devem levar a nossa produção para patamares mais elevados do que a gente está vendo hoje.
Speaker #1: Então, se mantendo constante o cenário macro aqui de preço de petróleo, eu acho que 2027 tem tudo para ser um ano de geração de caixa mais forte.
Speaker #4: Obrigado.
Speaker #2: Nossa próxima pergunta vem do senhor Tasso Vasconcelos, do UBS. Senhor Tasso, seu áudio está liberado.
Speaker #4: Boa tarde, Luiz Travassos, Boeri. Duas aqui do meu lado também. Primeiro, começar com Atlanta. Acho que eu queria pegar um update mais geral de vocês, agora que já passou um tempinho aqui no novo sistema.
Speaker #4: Inicialmente, uma expectativa de que o campo pudesse produzir algo acima de 40 mil barris/dia ali, mas a produção parece ter se estabilizado mais próximo dos 30 mil barris/dia.
Speaker #4: Então, eu queria ouvir um pouquinho de vocês: o que tem saído conforme o esperado inicialmente, onde vocês tiveram mais desafios e qual é o nível de produção que a gente pode esperar para esse campo daqui em diante, com os dois novos poços previstos para entrar em operação vis-à-vis à curva de declínio esperada daqui para frente.
Speaker #4: E uma segunda pergunta, aproveitar o timing da conclusão do Diego com a Ecopetrol para fazer a mesma pergunta que eu tinha feito para eles.
Speaker #4: Quando vocês olham os últimos anos da companhia sob a atual gestão, quais vocês diriam ter sido as principais entregas, os principais projetos onde acreditam ter tido mais sucesso e, obviamente, onde tiveram mais desafios?
Speaker #4: E quando vocês olham daqui para frente, talvez dois anos mais à frente, onde vocês gostariam de ver o foco da companhia? É continuar com essa trajetória de reduzir endividamento, é maximizar a geração de caixa, é aumentar a remuneração dos acionistas, maximizar a produção?
Speaker #4: Vou ficar com essas duas aqui. Obrigado.
Speaker #1: Travassos, eu começo falando
Speaker #5: Aqui, sobre Atlanta. Bom, Atlanta, eu acho que a gente finalmente chegou ao momento de estabilizar aquela unidade. É super comum uma unidade no início de produção ter os desafios pós-comissionamento, onde a gente tem alguma instabilidade nos nossos processos.
Speaker #5: E a gente superou isso. Ao longo do ano passado, do primeiro semestre deste ano, e a gente finalmente chegou a um ponto em que considera a operação estável, tanto no que diz respeito ao topside, como também no que diz respeito ao sistema submarino.
Speaker #5: Que é sistema submarino inédito, como vocês que conhecem o projeto muito bem. Bom, o que a gente espera de Atlanta, a gente espera é ir com esses dois novos poços, maximizar ali a capacidade do ativo.
Speaker #5: É aí que a gente quer chegar. A gente, naturalmente, não tem nível de produção absolutamente certo, mas a gente espera a maximização desse ativo.
Speaker #5: E o trabalho que a gente faz agora é justamente para que, com a entrada desses poços, a gente não tenha uma nova instabilidade. Porque chegam novos poços, novo balanço de massa, nova razão gás-óleo.
Speaker #5: Então, a gente tem uma preparação da planta, a gente está preparado para que a gente tenha os consumidores prontos, o sistema de produção pronto, o sistema de pooling ali pronto, como está para fazer lá o pooling dos poços.
Speaker #5: Então, é o que a gente espera de Atlanta. Naturalmente, isso em curto prazo. Em médio e longo prazo, a gente tem aqui na Brava time que cuida desse futuro próximo e time que cuida lá no futuro mais distante.
Speaker #5: Então, a gente olha assim, além desses dois novos poços, novas oportunidades de Atlanta. Então, a gente vai rodando aqui as nossas oportunidades, sempre tentando maximizar ali a capacidade do ativo.
Speaker #5: É o que a gente tem para Atlanta.
Speaker #1: Boa. Eu vou pegar a segunda aqui, Tasso. Obrigado pela pergunta e, obviamente, vou deixar aqui o Boeri e o Travassos adicionarem aqui do lado do onshore e do offshore, mas do ponto de vista de entrega, eu acho que houve, primeiro, do lado operacional, como o Travassos bem colocou aqui, uma maior estabilização da nossa produção.
Speaker #1: Então, não só em Atlanta, mas para a terra que há tempo atrás era grande tema quando a gente encontrava os investidores e agora não é mais foco de atenção, a produção está bem estável também.
Speaker #1: Eu acho que, obviamente, se a gente olhar para um período um pouquinho para trás, mas acho que a principal entrega, obviamente, foi o primeiro óleo do projeto de Atlanta, um projeto pioneiro, vamos dizer assim, de uma empresa independente aqui no Brasil.
Speaker #1: E eu acho que o processo todo de integração aqui, no final do dia, a Brava fez aí, semana passada, dois anos de vida. Então, tem toda uma dinâmica aqui de integração de cultura, integração de processos, que continua ainda sendo um grande foco aqui da diretoria.
Speaker #1: E a gente tenta, obviamente, permear isso por toda a companhia. Olhando para frente, eu acho que a gente ainda tem uma série de oportunidades para continuar gerando valor.
Speaker #1: A gente ainda tem um processo que, eu diria, está no início, mas que ainda tem uma bela caminhada. Apesar de excelentes resultados, que talvez não sejam tão visíveis para o mercado, o programa Brava Eficiente conseguiu implementar aqui o processo de revisão de todos os contratos. Não é propriamente OBV, mas tudo que tem de contratação nova, extensão de contrato, é revisado por grupo.
Speaker #1: Isso tem gerado uma economia bastante importante. Obviamente, a gente tem uma oportunidade muito grande e, principalmente agora, com a Ecopetrol como controladora da companhia, de reduzir o custo da dívida.
Speaker #1: Eu falo isso muito: o custo da dívida que a companhia tem, de fato, não condiz com o perfil de risco hoje. Lembrando que grande parte da dívida que a companhia levantou foi quando eram duas companhias distintas, quando a Atlanta ainda tinha uma estabilização da produção, e a Terra também com alguns desafios.
Speaker #1: E, basicamente, hoje a gente é uma companhia que está produzindo 80 mil barris, com os poços possivelmente chegando próximo dos 100 mil, eventualmente com um bilhão de dólares ou próximo de um bilhão de dólares em caixa, com uma alavancagem que saiu de acima de três vezes dívida líquida para abaixo de duas vezes.
Speaker #1: Então, assim, tem uma série de oportunidades, obviamente, para a gente ainda otimizar a estrutura de capital da companhia, reduzir, obviamente, pagamento de juro. A gente vem reduzindo a dívida líquida da companhia, mas eu acho que esse é um trabalho que a gente não vai conseguir resolver isso em um ano, dado o perfil de dívida que a gente tem, algumas dívidas que a gente não consegue pré-pagar. Mas, por exemplo, o nosso bond passa a ser pré-pagável a partir do início do ano que vem, com toda uma discussão: faz sentido antecipar alguma coisa, tender de uma parte, refinanciar isso.
Speaker #1: Então, eu acho que o foco aqui, obviamente, de curto prazo, continua sendo entregar a campanha de perfuração on time e on budget, para que a nossa produção, a gente entregue esse crescimento orgânico ao longo de 2027.
Speaker #1: E continuar em busca de otimizar a companhia, seja do ponto de vista de custo, seja do ponto de vista de custo de dívida. Então, eu acho que é isso.
Speaker #1: E aí, obviamente, olhando mais no médio e longo prazo, vai ter uma discussão do ponto de vista estratégico, como eu comentei na pergunta do Barra, com a Ecopetrol.
Speaker #1: Lembrando que, de novo, a Brava, independente de ter novo controlador, é uma companhia que tem uma governança que tem limitações, por exemplo, do ponto de vista de endividamento.
Speaker #1: A gente, as covenants das nossas debêntures, por exemplo, de algumas dívidas, se a gente ultrapassar as duas vezes e meia, a gente não pode tomar novas dívidas.
Speaker #1: Então, isso, de uma maneira ou de outra, protege o investidor no final do dia. Mas não sei se vocês querem complementar em alguma coisa.
Speaker #2: Não, o principal desafio a gente já conseguiu resolver. Eu acho que, trabalhando com muita eficiência, conseguimos perfurar poços em um dia e meio em ativos de Alto Rodrigues e Estreito, quando a antiga operadora perfurava em três dias.
Speaker #2: Otimizar os processos de recuperação secundária. Agora, estamos trabalhando também com ferramentas de IA para poder otimizar a recuperação secundária. Temos mais de 400 poços injetores, então isso gera muito volume de informação e muito volume de trabalho, que agora, com novas ferramentas, a gente consegue desbravar.
Speaker #2: E continuar evoluindo na mudança cultural do onshore, na implantação dos projetos de IOA, que não existia. E tudo isso que é operar com COI, tanto no Rio Grande do Norte como na Bahia.
Speaker #2: Mudança cultural para conseguir trabalhar na eficiência. As oportunidades estão aí, temos muitas oportunidades no onshore, como falei ao início. Vamos perfurar poço exploratório, temos alta expectativa aí.
Speaker #2: Para conseguir acrescentar nossa produção de gás no Rio Grande do Norte, que é faltante no estado. Então, acho que temos bastante coisas para frente.
Speaker #1: Rapaz, alguma coisa do total?
Speaker #2: Não, acho que eu falei pouquinho de Atlanta, mas no offshore acho que a gente tem, assim, um programa muito objetivo. É assim, a gente está focado na campanha de perfuração dos quatro poços.
Speaker #2: Esse ano é período de entrega. A gente foi lá, teve investimento, fez uma aposta muito boa nesses poços. Os resultados até aqui estão excelentes, muito alinhados com tudo aquilo que a gente imaginava.
Speaker #2: Então, assim, é foco na entrega. Sem promessas milagrosas, sem prometer aquilo que a gente não tem certeza. E o que a gente tem certeza é o seguinte: nós vamos entregar esses poços on time, on budget, com a produção que a gente previu ali no FID.
Speaker #2: É isso. Bem pragmático.
Speaker #1: Legal.
Speaker #3: Super claro. Obrigado.
Speaker #1: Nossa próxima pergunta vem do senhor Leonardo Marcondes, do Bank of America. Senhor Leonardo, o seu áudio está liberado.
Speaker #3: Opa, boa tarde, Luiz Travassos, Boeri. Acho que esse call é um pouco diferente, porque as perguntas mais legais aqui não têm muitas respostas dado a entrada da Ecopetrol no curto prazo.
Speaker #3: Mas, se puder fazer duas do meu lado aqui, com essa certa normalização dos preços de petróleo, queria ver e entender um pouco como que vocês estão olhando para a estratégia de hedge. Assim, deu para ver, e o Luiz abordou bem nos comentários, que não teve novo hedge, mas olhando para frente, se a gente imaginar uma normalização no nível de petróleo na casa de 70, 80, o que dá para pensar olhando para frente?
Speaker #3: E aí, minha segunda pergunta é em relação ao downstream, que fez um resultado bem forte nesse tri. Eu queria saber, nesse sentido, o que vocês estão pensando sobre o spread ao longo do ano e até quando vocês esperam que eles continuem acima dos níveis normalizados aí.
Speaker #3: Obrigado.
Speaker #1: Tá bom.
Speaker #2: Obrigado, Léo. Segura a sociedade aí, que a gente no momento certo vai dividir com vocês mais da estratégia. Eu entendo essa frustração de ter um evento como esse, tão importante, e a gente não conseguir ainda dividir tudo. Mas, de novo...
Speaker #2: Em breve a gente vem com mais detalhes. Falando sobre hedge, é exatamente o que você colocou, a gente não fez nada novo. E aí, só relembrando aqui, a nossa decisão de fazer hedge foi uma decisão prudente, dado o cenário macro que se desenhava no final do ano passado, barra início desse ano, que era consensual que o petróleo iria para US$ 50, etc.
Speaker #2: E tal. E a gente tinha, como Travassos já colocou, uma concentração dos investimentos ao longo de perfuração. E a gente estava num nível de alavancagem que começava a se demonstrar um pouco mais confortável, mas a gente não queria realavancar a companhia.
Speaker #2: Então, sob orientação do Conselho e, obviamente, aqui alinhado com a Diretoria, houve uma decisão — e eu faria exatamente o que a gente fez, se eu olhasse para trás com as informações que a gente tinha — de proteger uma parte da geração de caixa que a gente tinha para 2026, para não realavancar a companhia de maneira demasiada.
Speaker #2: Olhando para frente, uma vez que a nossa alavancagem chegue mais próxima do nível ideal, que eu acho que para uma companhia independente do nosso porte deveria estar abaixo ou próxima de uma vez e meia dívida líquida/EBITDA, não há necessidade de a gente fazer hedges adicionais.
Speaker #2: Você pode fazer alguma coisa tática, mas a leitura é que você não precisa ter uma política de hedge estrutural para você ter o mínimo da produção travada ou coisa que valha.
Speaker #2: Aí você pode fazer alguma coisa um pouco mais tática, dependendo do que você está vendo no mercado, de oportunidade, mas a tendência é que, conforme a gente vá se aproximando do nível de alavancagem ou da estrutura de capital que a gente entenda como ideal, a gente não tenha mais proteções de hedge no nosso balanço.
Speaker #2: E aí, como vocês podem, a gente divulga isso para os próximos períodos, para os próximos trimestres. A gente tem um nível de proteção bastante inferior ao que a gente tinha ali no primeiro semestre desse ano.
Speaker #2: Então, basicamente é isso. Falando um pouco do downstream, eu entendo que você perguntou aqui do crack, eventualmente dos produtos ali da refinaria, mas eu vou falar também um pouco de Atlanta e dos outros campos.
Speaker #2: Mas o que a gente tem visto hoje, em função até dos eventos geopolíticos, é que o petróleo tem se demonstrado mais volátil, como vocês acompanham, mas os cracks têm se comportado, eu diria, de maneira bastante mais saudável do que a gente esperava também no início do ano.
Speaker #2: Se você pegar os contratos mais de curto prazo, eles estão em níveis, eu diria, bastante saudáveis, tanto o MGO quanto o QAV, quanto o diesel, quanto os próprios cracks do nosso produto de Atlanta.
Speaker #2: Então, isso tem sido uma surpresa positiva. A gente tem, de alguma maneira, tentado também travar taticamente algumas cargas quando a gente tem visibilidade do carregamento, então isso tem ajudado, sim, o resultado da companhia.
Speaker #2: Agora, quando a gente olha essas curvas para os próximos contratos, de fato, todas essas curvas entram em um backwardation muito forte. Então, há uma expectativa, obviamente, de que exista uma normalização conforme o tempo for passando, mas, se a gente olhar os últimos meses, a curva também estava com essa tendência, vamos dizer assim, de retração, e, conforme os contratos foram sendo rolados, basicamente os cracks foram se mantendo em patamares mais saudáveis.
Speaker #2: Então, a leitura é que tem, sim, aqui espaço, em se mantendo o cenário geopolítico que a gente tem visto hoje, de termos cracks melhores, não só no downstream aqui, no QAV, no diesel, no MGO, mas também nos nossos produtos.
Speaker #2: E aí, acho que só fazendo o fechamento aqui, quando você fala da pergunta do hedge, muita gente olha só para o Brent, que é obviamente a principal referência, mas o nosso netback é composto de outras variáveis, como o crack do petróleo de Atlanta, do diesel, do QAV, do MGO, e, no final do dia, a gente tem visto o netback mais, eu diria, mais saudável do que a gente imaginava no início do ano.
Speaker #3: Tá, bem claro. Obrigado.
Speaker #1: Nossa, a próxima pergunta vem do senhor Vicente Falanga, do Bradesco BBI. Senhor Vicente, o seu áudio está liberado.
Speaker #3: Obrigado, Luiz. Travassos, Boeri. Eu tinha só uma. Falar um pouquinho mais de Papa Terra aí, que eu acho que é o próximo trigger operacional da companhia.
Speaker #3: Se vocês pudessem dar um pouco mais de detalhamento aí do timeline de coleta, perfuração e abertura dos poços, expectativa de produção e ainda sobre o ativo como um todo, se tem melhorias a serem feitas aí do ponto de vista de confiabilidade e eficiência operacional.
Speaker #3: Obrigado.
Speaker #4: Boa tarde, Vicente. Sim, a gente falando um pouquinho ali do timeline de Papa Terra, de fato, a gente vem aí numa trajetória já bastante positiva, num plano, assim, super estruturado.
Speaker #4: Eu vou começar falando da campanha, dando um pouquinho mais de cor do que eu falei na apresentação. Como eu disse, a gente está lá com o poço 52, Papa Terra PPT-52, 53, poço 52, com as cinco fases perfuradas e a completação inferior realizada.
Speaker #4: Isso significa dizer que a gente já teve a oportunidade de verificar a potencial produtividade desse poço, e a notícia boa é que ele está muito em linha com tudo aquilo que a gente imaginava.
Speaker #4: Então, a gente foi lá, fez toda a perfuração horizontal, navegou dentro do reservatório, e os indicadores que a gente tem são de uma produtividade muito boa.
Speaker #4: Isso é uma ótima notícia. Isso também traz um bom sinal para o Papa Terra 53, que a gente brevemente começa aí a quinta fase de perfuração.
Speaker #4: Bom, em termos de potencial de produção, o que eu posso dizer é o seguinte: a gente vai ter, em cada um desses dois poços, os melhores poços que a gente tem em Papa Terra.
Speaker #4: Então, a gente tem uma expectativa de trazer uma produção relevante para esse tipo de ativo, para esse tipo de campo ali. Falando ali de trajetória, o que a gente imagina ali em Papa Terra?
Speaker #4: A gente veio numa tendência de recuperação de ativo. A gente tem uma campanha de OMS prevista para iniciar em dezembro desse ano, então a gente vai estar lá colocando uma OMS que vai ficar seis meses, onde a gente espera dar um upgrade, eu diria assim, no que diz respeito à confiabilidade.
Speaker #4: A gente vem, paulatinamente, recuperando sistemas de papa-terra, recuperando geradores, recuperando compressores, recuperando os consumidores de gás, trazendo ali a duplicidade dos equipamentos. A gente está fazendo agora uma mudança importante também, como eu citei, Vicente, dos grandes ofensores de papa-terra foi o sistema de aquecimento.
Speaker #4: A gente experimentou trocar os equipamentos, colocamos equipamentos novos, e a gente experimentou de novo uma ineficiência. Então, dessa vez, o que a gente fez, além de colocar equipamentos novos, foi substituir, mudar o projeto para equipamentos mais robustos. E aí eu diria que o grande ofensor da improdutividade de Papa Terra é eliminado agora. A partir desse retorno de Papa Terra, como eu citei, a gente está em parada de produção, começando no dia 29 de julho, e uma das atividades dessa parada é a substituição desses trocadores de calor.
Speaker #4: Falando assim agora, no aspecto mais longo, de uma visão um pouquinho mais distante, então a gente tem o Papa-Terra no presente, em que a gente tem essa recuperação de integridade, em que a gente tem a completude desses poços, essa produção, e a gente tem o programa de Papa-Terra do futuro, em que a gente está olhando ali no entorno e buscando novas oportunidades, e elas existem.
Speaker #4: Como o Luiz trouxe, a gente não tem nada planejado para a FID no ano que vem, a gente está ainda em fase de estudo, mas a gente enxerga nesse ativo aí bastante potencial para ser entregue ainda e aí elevar finalmente o fator de recuperação, que hoje está em torno de 3%, para níveis maiores que esse.
Speaker #4: Acho que basicamente é isso. Não sei se abordei ali a tua pergunta. Em termos de confiabilidade e resiliência operacional do ativo, ele tem se mostrado nos resultados que a gente tem apresentado.
Speaker #4: A gente tem aí uma eficiência operacional hoje de 86% como meta, a gente tem chegado a 90%, e a gente espera que depois dessa campanha do Fratel a gente supere 90% de eficiência operacional naquele ativo.
Speaker #4: Basicamente isso.
Speaker #1: Boa. Perfeito. Obrigado,
Speaker #3: pessoal.
Speaker #1: Nossa próxima pergunta vem do senhor Yuri Pereira, do Santander. Senhor Yuri, o seu áudio está liberado.
Speaker #3: Boa tarde, muito obrigado. Pelo que a gente tem de interação com os investidores, uma das principais preocupações lá com relação à Ecopetrol é o famoso pico de produção ou depletion acelerado, e a entrada na Brava tenta endereçar uma dessas preocupações.
Speaker #3: Então, minha pergunta vai para o Luiz, no sentido de se uma expectativa de nível de investimento mais alto para frente compromete ou não a atual estratégia de liability management, que você comentou há pouco. Como que está a sua visão, por exemplo, para pré-pagamento de bonds?
Speaker #3: Vocês foram bem-sucedidos recentemente na redução do custo da dívida. Enfim, a expectativa é para uma aceleração ou não dessa estratégia? Muito obrigado, pessoal.
Speaker #4: Está bom. Senhor Yuri, eu vou pegar aqui algumas informações públicas, até porque a Ecopetrol reportou resultado agora recentemente. De fato, há, eu diria, uma preocupação — de novo, notícias públicas, algumas declarações de interlocutores do governo colombiano, da própria Ecopetrol — sobre a questão da sustentabilidade da produção.
Speaker #4: E a Brava, nesse contexto, não só por conta do controle, a gente entende que a Ecopetrol vai ter a possibilidade não só de buscar as reservas que a Brava consegue contribuir, mas também a produção consolidada.
Speaker #4: Então, pegando os últimos dados aí públicos, acho que a Ecopetrol entregou uma produção próxima de 700 mil barris. A gente está produzindo 80, possivelmente, de novo, com esses quatro poços podendo chegar ali próximo dos 100. É incremento, eu diria, material, nesse contexto.
Speaker #4: E aí, obviamente, quando a gente pega do ponto de vista, da tua pergunta do CAPEX, o quanto eventualmente poderia ser feito a mais e como é que isso pode comprometer as iniciativas de liability management, lembra que talvez no onshore a gente tenha um pouco mais de flexibilidade em acelerar e frear os investimentos, por conta da dinâmica da indústria, enquanto no offshore requer tempo de preparação, de contratação de equipamentos críticos, de disponibilidade de sonda, de barco, que dificilmente a gente, por exemplo, conseguiria fazer alguma coisa para 2027.
Speaker #4: Eu acho que é bastante pouco provável que isso se materialize. E, como eu respondi numa pergunta anterior — não recordo agora quem fez —, os instrumentos de dívida que a Brava tem impõem algumas limitações à companhia.
Speaker #4: A gente tem, por exemplo, em alguns instrumentos, que caso a nossa alavancagem esteja acima de 1,75 vezes, a gente não pode pagar dividendos extraordinários.
Speaker #4: Caso a nossa alavancagem esteja acima de duas vezes e meia, a companhia não pode contrair novas dívidas. Então, o CAPEX pode eventualmente ser acelerado em um determinado momento, mas tem limite para isso.
Speaker #4: Ou seja, não dá para simplesmente achar aqui que o CAPEX vai dobrar ou, enfim, se manter num nível muito alto por período prolongado. Caso contrário, a alavancagem vai subir, a companhia vai ter dificuldade de se refinanciar de novo, independente de ter controlador com balanço mais robusto, com custo de dívida mais baixo que a gente.
Speaker #4: Em relação ao liability management, eu acho que esse tem sido um dos principais focos, assim, desde a minha chegada aqui, porque eu vejo, de fato, muita oportunidade não só de a gente reduzir o custo da dívida da companhia, mas também de reduzir o montante de dívida bruta que a gente tem.
Speaker #4: Porque, no final do dia, a quantidade de juros que a companhia paga é, de novo, contraída num período por conta de determinados projetos que vão gerar valor. Mas a grande verdade é que, olhando para frente, talvez faça sentido a gente carregar um montante de dívida menor, assim como um montante de caixa também menor. Então, eu acho que ainda há algumas otimizações a serem feitas.
Speaker #4: Como eu falei, o nosso bond passa a ser pré-pagável a partir do início do ano que vem, fevereiro do ano que vem. Então, há uma possibilidade sim aqui que a gente está estudando, umas discussões que a gente possivelmente vai ter com a Ecopetrol como pontos de oportunidade, para talvez fazer tender de uma parte do bond, mas aí tem que ver se tem mercado, se não tem, qual é o horizonte, a preparação que a gente precisa para executar. Mas isso continua sendo grande foco aqui, especificamente na minha diretoria, porque tem muita oportunidade para ser capturada.
Speaker #4: A gente, nesse início de ano, pré-pagou uma debênture de US$150 milhões, alguma coisa próximo disso, que tinha custo muito alto.
Speaker #4: O nosso bond é a dívida que tem o maior custo dentro da companhia, quase 10% em dólar, e é a dívida com maior montante também: são 500 milhões de dólares.
Speaker #4: Então, é óbvio que a gente está olhando isso muito de perto, com lupa, para, obviamente, tentar capturar o máximo de oportunidade para reduzir, como eu falei, o custo da dívida da companhia e a dívida bruta como um todo.
Speaker #3: Fechado. Obrigado.
Speaker #2: Fechado, obrigado.
Speaker #1: Nossa, a próxima pergunta vem do senhor Rodrigo Almeida, do BTG Pactual. Senhor Rodrigo, seu áudio está liberado.
Speaker #3: Bom, boa tarde a todos. Eu queria só talvez fazer dois follow-ups aqui. Um deles vai no CAPEX, e talvez aqui para o Luiz. Não sei se dá para a gente imaginar, ou talvez tentar montar aqui junto.
Speaker #3: E eu não sei se também o que eu estou pensando aqui vai ser de fato o que vai acontecer, mas assim, o desembolso de caixa para a campanha offshore, como é que ele vai se dar aí ao longo dos próximos trimestres?
Speaker #3: Eu acho que eu até perguntei pouco disso no último call; talvez vocês tenham uma visão um pouquinho melhor agora. Se a gente vai ter, de fato, esse desembolso de caixa ainda até o primeiro óleo lá dos dois poços de Atlanta, ou se a gente vai ter desembolso de caixa talvez mais concentrado aqui no segundo semestre de 2026—talvez o primeiro semestre de 2027 não tenha tanto desembolso assim.
Speaker #3: Então, se vocês puderem ajudar a gente talvez com essa granularidade, eu sei que é um pouco mais detalhado, mas ajuda a gente a entender um pouco melhor aqui o CAPEX dos próximos trimestres.
Speaker #3: Essa alocação aqui no trimestral. E aí, o segundo follow-up que eu queria era falar um pouco mais de Papa-Terra. A gente falou pouco aqui sobre a campanha atual.
Speaker #3: Eu queria tentar explorar um pouco mais com vocês dois upsides em Papa-Terra. O primeiro deles é relacionado à precificação do óleo. Se a gente consegue vislumbrar aqui algum tipo, principalmente com a produção maior, se a gente consegue vislumbrar algum tipo de melhoria no desconto de Papa-Terra.
Speaker #3: E a primarização da operação da plataforma, se isso ainda é algo que vocês estão discutindo, se isso está mais quente agora, principalmente depois da recuperação que vocês têm feito aí na plataforma.
Speaker #3: São esses dois tópicos. Obrigado, pessoal.
Speaker #4: Eu vou fazer uma dobradinha aqui com o Travassos, e eu falo pouco do lado mais financeiro aqui. O Travassos, obviamente, como grande relevância do CAPEX está no offshore, e a mesma coisa da produção, do incremento de produção em Papa-Terra.
Speaker #4: Mas como eu mencionei, Rodrigo, eu diria que o desembolso que a gente teve agora no segundo trimestre deve ser a tônica até praticamente o fim da campanha.
Speaker #4: Então, você poderia assumir aí trimestres similares, vamos dizer assim, ou próximos do segundo trimestre, ao longo dos próximos três trimestres. E aí, a partir dali, você tem de fato uma redução do CAPEX, dado que a campanha se encerra, você tem desmobilização de equipamentos e prestadores.
Speaker #4: Então, ao longo, eu diria que, nos últimos três trimestres de 2027, a gente deve ver nível de CAPEX, eu diria, relativamente inferior ao que a gente está, ao que a gente entregou no segundo trimestre.
Speaker #2: Bom, eu vou, como o Luiz, como se ele for, gosta de números, eu gosto de operação, eu vou trazer algumas cores que eu acho que o Rodrigo vai ser perfeito para você entender essa dinâmica do CAPEX.
Speaker #2: A gente falou aqui que nós mobilizamos o PLSV agora, no dia 15 de julho. Então, o grande custo, o grande CAPEX da atividade vem principalmente das diárias desse equipamento.
Speaker #2: A gente está lá com a sonda, a colônia está lá, e agora com o PLSV. Então, a gente pode ter, em linha, como o Luiz falou, um pequeno incremento aqui nesse segundo semestre, por conta da mobilização do PLSV.
Speaker #2: A gente falou aqui também que Papa-Terra entrega os dois poços agora no segundo semestre. Então, a gente mobiliza isso para Atlanta. E a gente disse que Atlanta, a gente tem lá o primeiro óleo no primeiro semestre do ano que vem.
Speaker #2: Ele é um pouquinho mais deslocado para o final do primeiro semestre do ano que vem. Então, a distribuição de CAPEX é pouca nessa linha. A gente vai ter CAPEX bem alinhado nesses trimestres, porque na nossa forma contratual aqui, embora a gente tenha equipamentos importantes para receber, esses desembolsos já vêm acontecendo ao longo do tempo.
Speaker #2: Então, a gente vai ter aí um CAPEX bem constante, eu diria, que, aliás, está absolutamente alinhado com o que a gente estabeleceu, com o que a gente orçou.
Speaker #2: Falando em CAPEX.
Speaker #4: E a segunda pergunta sobre precificação de papa-terra: a gente não abre, obviamente, nenhum detalhe dos contratos que assinamos com as nossas contrapartes. Isso, primeiro, porque tem termos de confidencialidade e, obviamente, é estratégico para a companhia.
Speaker #4: Então, não faz muito sentido a gente falar contrato a contrato, mas, obviamente, a gente está em busca incessante. O time de trading aqui, o time comercial, está dentro da minha diretoria. Todo mundo tem meta aqui para melhorar, vamos dizer assim, a precificação dos nossos contratos.
Speaker #4: Então, papa-terra não é diferente disso. A gente vem trabalhando internamente em algumas ações para tentar, obviamente, ter mais flexibilidade e melhorar o nosso, reduzir o nosso desconto.
Speaker #4: Mas eu não vou abrir nenhum número aqui nesse momento. E aí, para falar um pouco da primarização, acho que o Travassos pode comentar um pouco.
Speaker #2: Tá. Então, sim, está no radar a primarização, ela permanece no nosso radar, ela vai acontecer também no primeiro semestre do ano que vem. A gente já vem numa preparação para essa primarização, em conversas lá com a Altera Ocean.
Speaker #2: Então, enfim, isso está mais que acordado, está fechado. A gente tem expectativa de que isso vai trazer também uma redução no nosso lifting cost.
Speaker #2: Então, sim, Rodrigo, a gente vai estar primarizando e vai estar assumindo a operação de papa-terra ao longo de 2027.
Speaker #3: Perfeito, está ótimo, pessoal. Obrigado, boa tarde.
Speaker #1: Nossa próxima pergunta vem do senhor Enzo Souza, da XP. Senhor Enzo, o seu áudio está liberado.
Speaker #5: Boa tarde, Luiz, Travassos, Boeri, tudo bem? Obrigado por pegarem minha pergunta. Acho que a gente já passou aqui pelos principais temas, mas eu queria aproveitar a oportunidade para fazer uma pergunta rápida sobre o imposto de exportação.
Speaker #5: Acho que o mercado, de forma geral, foi pego um pouco de surpresa com a continuidade da tarifa. E eu queria entender um pouco melhor qual é o cenário base que vocês estão trabalhando daqui para frente.
Speaker #5: Obrigado.
Speaker #4: Tá. É, a gente de fato também foi pego de surpresa, acho que como a indústria toda. Não só, eu diria, no primeiro anúncio, que foi um anúncio que pegou todo mundo de maneira meio repentina, vamos dizer assim.
Speaker #4: E depois, de fato, houve, diria, grau de decepção, vamos dizer assim, na continuidade do imposto após o período previsto ali da caducidade da ANP.
Speaker #4: E a forma que o imposto foi colocado faz com que a gente, não só nós aqui da Brava, mas eu imagino os nossos pares da indústria, tenham uma incerteza muito grande.
Speaker #4: Ele foi colocado ali através da CAMEX, e aí, da forma que está na redação do ato lá, é que isso pode ser revisado a qualquer dia.
Speaker #4: Então, fica esse cenário em que a gente não consegue fazer uma previsão muito assertiva, até para se programar, de quando eventualmente esse imposto poderia ser suspenso pelos órgãos.
Speaker #4: Então, a gente está trabalhando aqui de maneira, eu diria, conservadora, usando esse imposto de exportação até, eu diria, de maneira contínua até 2027. Mas, de novo, é muito mais uma assumption aqui de modelagem interna nossa para efeito de programação do ponto de vista de desembolso de caixa, de como é que fica a nossa alavancagem com esse imposto, do que algo que a gente tenha uma alta convicção de que esse imposto vai se manter por X ou Y meses.
Speaker #4: Então, de fato, isso é muito negativo para a indústria como um todo do ponto de vista de falta de previsibilidade sobre o arcabouço tributário para a indústria de petróleo.
Speaker #5: Perfeito, obrigado.
Speaker #1: Não havendo novas perguntas, encerramos esta conferência. Agradecemos a participação de todos e tenham uma boa tarde.
