Q2 2026 Petroreconcavo SA Earnings Call

Speaker #1: You have joined the meeting as an attendee and will be muted throughout the meeting.

Marília Nogueira: Possam entrar na sala. Bom dia a todos e a todas, estamos só dando aqui alguns segundos para que mais pessoas estejam dentro da sala para que possamos iniciar. Agora sim, bom dia a todos e a todas. Obrigada por aguardarem, eu sou a Marília, diretora de RI da companhia. Vamos iniciar agora o nosso webinar de resultados do Q2 2026. A apresentação será feita pelo CEO José Firmo e pelo CFO Rafael Crocá, seguida de uma sessão de perguntas e respostas com a diretoria executiva. O webcast está sendo transmitido exclusivamente pela internet e posteriormente estará disponível no site de RI da companhia. Peço que as perguntas sejam enviadas pelo item Q&A, junto com o nome de quem faz a pergunta, para que eu possa lê-las ao final da apresentação. Os microfones não serão abertos.

Speaker #2: Also, entrar na sala. Bom dia a todos e a todas. Estamos fazendo aqui alguns segundos para que mais pessoas estejam dentro da sala, para que possamos iniciar.

Speaker #2: Agora sim, bom dia a todos e a todas. Obrigada por aguardarem. Eu sou a Marilia, diretora de RI da companhia. Vamos iniciar agora o nosso webinário de resultados do segundo trimestre de 2026.

Speaker #2: A apresentação será feita pelo CEO, José Firmo, e pelo CFO, Rafael Procar, seguida de uma sessão de perguntas e respostas com a diretoria executiva.

Speaker #2: O webcast está sendo transmitido exclusivamente pela internet e, posteriormente, será disponível no site de RI da companhia. Peço que as perguntas sejam enviadas pelo IPIR junto com o número de quem faz a pergunta, para que eu possa lê-las ao final da apresentação.

Speaker #2: Os microfones não serão abertos. Antes de prosseguir, gostaria de esclarecer que todas as declarações feitas durante esta videoconferência são relativas às perspectivas de negócios da companhia, projeções metas operacionais e financeiras, baseam-se em crenças e premissas da diretoria da Petroreconcavo.

Marília Nogueira: Antes de prosseguir, gostaria de esclarecer que todas as declarações feitas durante esta videoconferência relativas às perspectivas de negócios da companhia, projeções, metas operacionais e financeiras, baseiam-se em crenças e premissas da diretoria da Petroreconcavo, bem como as informações atualmente disponíveis pela companhia. Considerações futuras não são garantias de desempenho e envolvem risco. Dessa forma, passo a palavra ao Firmo para iniciar.

Speaker #2: Bem como as informações atualmente disponíveis pela companhia. Considerações futuras não são garantias de desempenho e envolvem riscos. Dessa forma, passo a palavra ao primo para iniciarmos.

Speaker #3: Obrigado, Marilia. Bom dia, e obrigado pela presença na nossa apresentação de resultados do segundo trimestre de 2026. Este período foi marcado pela manutenção do cenário de instabilidade geopolítica, iniciado no primeiro trimestre, com reflexos diretos sobre o mercado internacional de petróleo, combinando volatilidade nos preços do barril e oscilações relevantes nos mercados financeiros.

José Maria de Mello Firmo: Obrigado, Marília. Bom dia e obrigado pela presença na nossa apresentação de resultados do Q2 2026. Este período foi marcado pela manutenção do cenário de instabilidade geopolítica iniciado no Q1, com reflexo direto sobre o mercado internacional de petróleo, combinando volatilidade nos preços do barril e oscilações relevantes nos mercados financeiros. Ao longo do trimestre, nossa estratégia de eficiência de custos, alocação de capital e comercialização nos permitiram capturar valor nesse cenário volátil, o que se traduziu em melhora da nossa performance financeira. A receita líquida totalizou BRL 808 million, um aumento de 18% em relação ao trimestre anterior e estável em relação ao mesmo período do ano passado, impactada principalmente pelo aumento do preço do Brent e pela melhoria dos contratos de venda de petróleo no ativo Potiguar, conforme anunciamos no dia 7 May desse ano.

Speaker #3: Ao longo do trimestre, nossa estratégia de eficiência de custos, alocação de capital e comercialização nos permitiu capturar valor nesse cenário volátil, o que se traduziu em melhora da nossa performance financeira.

Speaker #3: A receita líquida totalizou R$ 808 milhões, aumento de 18% em relação ao trimestre anterior, e estável em relação ao mesmo período do ano passado, impactada principalmente pelo aumento do preço do Brent e pela melhoria dos contratos de venda de petróleo no ativo portuário conforme anunciamos no dia 7 de maio deste ano.

Speaker #3: O EBITDA foi de R$ 396 milhões, aumento de 28% em relação ao trimestre anterior, evidenciando a captura de upside da alta do preço de petróleo.

José Maria de Mello Firmo: O EBITDA foi de BRL 396 million, aumento de 28% em relação ao trimestre anterior, evidenciando a captura de upside da alta do preço de petróleo, além do foco em eficiência dos custos da companhia. Na comparação ano a ano, houve aumento de 6% em relação ao Q2 2025. O lucro líquido foi de BRL 203 million, um aumento de 64% em relação ao Q1 2026 e 15% menor que no mesmo período do ano passado, significativamente influenciado pelos efeitos relacionados à marcação a mercado dos instrumentos de proteção financeira e dos swaps associados à nossa dívida. Em relação ao endividamento, encerramos o período com uma dívida líquida de BRL 1.4 billion, equivalente a uma alavancagem de 1.01x dívida líquida sobre EBITDA.

Speaker #3: Além do foco em eficiência dos custos da companhia. Na comparação ano a ano, houve aumento de 6% em relação ao segundo trimestre de 2025.

Speaker #3: O lucro líquido foi de R$ 203 milhões, aumento de 64% em relação ao primeiro tri de 2026 e 15% menor que no mesmo período do ano passado, significativamente influenciado pelos efeitos relacionados à marcação a mercado dos instrumentos de proteção financeira e dos swaps associados à nossa dívida.

Speaker #3: Em relação ao endividamento, encerramos o período com uma dívida líquida de R$ 1,4 bilhão, equivalente a uma alavancagem de 1,01 vez dívida líquida sobre EBITDA.

Speaker #3: No âmbito operacional, a produção média foi de 24,1 mil barris de óleo equivalente por dia, 1% menor que o trimestre passado, e 12% menor que no mesmo período de 2025, impactada principalmente por uma diferença em TIE, que no segundo trimestre de 2025 estava em seu pico de produção pós-campanha de perfuração e produziu aproximadamente 2,2 mil POED médios a mais naquele período.

José Maria de Mello Firmo: No âmbito operacional, a produção média foi de 24.1 thousand barrels of oil equivalent per day, 1% menor que o trimestre passado e 12% menor que no mesmo período de 2025, impactada principalmente por uma diferença em Tiê, que no Q2 2025 estava em seu pico de produção pós-campanha de perfuração e produziu aproximadamente 2.2 thousand boed médios a mais naquele período. Com isso, reafirmamos nosso compromisso com a geração de valor pros nossos acionistas e anunciamos a distribuição de BRL 100 million de juros sobre capital próprio, equivalente a BRL 0.34 por ação. Gostaria de destacar também que reforçando nosso compromisso com a ética e a integridade, no dia 1 July, a Petroreconcavo recebeu o reconhecimento Empresa Pró-Ética 2025/2026, iniciativa da Controladoria-Geral da União, realizada em parceria com o Instituto Ethos.

Speaker #3: Com isso, reafirmamos nosso compromisso com a geração de valor para os nossos acionistas e anunciamos a distribuição de R$100 milhões de juros sobre capital próprio, equivalente a R$0,34 por ação.

Speaker #3: Gostaria de destacar também que reforçando nosso compromisso com a ética e a integridade, no dia 1o de julho, a Petroreconcavo recebeu o reconhecimento Empresa Pró-Ética 2025/2026, iniciativa da Controladoria Geral da União, realizada em parceria com o Instituto Ethos.

Speaker #3: O selo reconhece empresas brasileiras que voluntariamente se submetem a uma avaliação de suas estruturas de integridade promovendo ambiente corporativo íntegro, ético e transparente. Por fim, além dos aditivos celebrados com a Brava em abril, que mencionei anteriormente, assinamos novo contrato de venda de petróleo do Rio Grande do Norte, que terá vigência do dia 1o de outubro de 2026 a 31 de dezembro de 2030.

José Maria de Mello Firmo: O selo reconhece empresas brasileiras que voluntariamente se submetem a uma avaliação de suas estruturas de integridade, promovendo um ambiente corporativo íntegro, ético e transparente. Por fim, além dos aditivos celebrados com a Brava em abril, que mencionei anteriormente, assinamos um novo contrato de venda de petróleo do Rio Grande do Norte, que terá vigência do dia 1 October 2026 a 31 December 2030. Após o impacto do fechamento de todos os nossos campos em produção do ativo Potiguar, ocorrido em December 2023, decidimos implementar nossa estratégia de resiliência operacional, anunciada ao mercado em March 2024. A assinatura desse contrato de escoamento de óleo de longo prazo com a Brava marca o atingimento de um dos mais importantes objetivos dessa estratégia.

Speaker #3: Após o impacto do fechamento de todos os nossos campos em produção do ativo portuário, ocorrido em dezembro de 2023, decidimos implementar nossa estratégia de resiliência operacional anunciada ao mercado em março de 2024.

Speaker #3: A assinatura desse contrato de escoamento de óleo de longo prazo com a Brava marca o atingimento de um dos mais importantes objetivos dessa estratégia. Esse novo contrato representa muito mais do que um simples acordo de comercialização; ele consolida uma parceria de longo prazo baseada em estabilidade, eficiência operacional e geração de valor para ambas as companhias.

José Maria de Mello Firmo: Esse novo contrato representa muito mais do que um simples acordo de comercialização, ele consolida uma parceria de longo prazo baseada em estabilidade, eficiência operacional e geração de valor pra ambas as companhias. Passamos agora a contar com o horizonte contratual de 5 anos, trazendo maior visibilidade pro planejamento operacional e comercial das companhias. Em uma indústria intensiva em capital como a nossa, previsibilidade é um ativo extremamente valioso. Ela nos permite planejar investimentos, otimizar operações e tomar decisões de longo prazo com um grau maior de confiança. Além da previsibilidade, o contrato cria incentivos econômicos alinhados ao aumento de eficiência ao longo de toda a cadeia. Quanto mais eficiente formos na entrega dos volumes produzidos, maior será nossa capacidade de capturar valor.

Speaker #3: Passamos agora a contar com o horizonte contratual de cinco anos, trazendo maior visibilidade para o planejamento operacional e comercial das companhias. Em uma indústria intensiva em capital como a nossa, previsibilidade é ativo extremamente valioso.

Speaker #3: Ela nos permite planejar investimentos, otimizar operações e tomar decisões de longo prazo com grau maior de confiança. Além da previsibilidade, o contrato cria incentivos econômicos alinhados ao aumento de eficiência ao longo de toda a cadeia, quanto mais eficiente formos na entrega dos volumes produzidos, maior será a nossa capacidade de capturar valor.

Speaker #3: Isso significa marco de evolução do segmento do onshore brasileiro, que começa a construir uma cadeia integrada que recompensa a eficiência operacional com fiabilidade de entrega e excelência logística.

José Maria de Mello Firmo: Isso significa um marco de evolução do segmento do onshore brasileiro, que começa a construir uma cadeia integrada que recompensa eficiência operacional, confiabilidade de entrega e excelência logística. Outro aspecto que merece destaque é a segurança de escoamento proporcionada pela manutenção da relação comercial com a Brava. A refinaria segue sendo uma solução extremamente eficiente para a monetização do petróleo produzido no Rio Grande do Norte, oferecendo proximidade e elevada confiabilidade na retirada dos volumes produzidos. Talvez o elemento mais estratégico desse movimento seja na opcionalidade que estamos construindo para o futuro, com a construção em curso da alternativa de escoamento via Porto de Pecém, abrindo uma nova avenida de escoamento para todas as companhias produtoras de petróleo da região. Essa alternativa adiciona uma camada importante de flexibilidade comercial e logística ao nosso negócio.

Speaker #3: Outro aspecto que merece destaque é a segurança de escoamento proporcionada pela manutenção da relação comercial com a Brava. A refinaria segue sendo uma solução extremamente eficiente para a monetização do petróleo produzido no Rio Grande do Norte, oferecendo proximidade e elevada confiabilidade na retirada dos volumes produzidos.

Speaker #3: Mas talvez o elemento mais estratégico desse movimento seja na opcionalidade que estamos construindo para o futuro, com a construção em curso da alternativa de escoamento via Porto de Pecém, abrindo uma nova avenida de escoamento para todas as companhias produtoras de petróleo da região.

Speaker #3: Essa alternativa adiciona uma camada importante de flexibilidade comercial e logística ao nosso negócio, quando totalmente implementada, passaremos a ter o acesso simultâneo ao mercado de refino local, a novas rotas domésticas e também ao mercado internacional.

José Maria de Mello Firmo: Quando totalmente implementada, passaremos a ter o acesso simultâneo ao mercado de refino local, a novas rotas domésticas e também ao mercado internacional. Essa diversificação aumenta a resiliência do nosso negócio, reduz riscos operacionais, amplia a nossa capacidade de captura de oportunidades de mercado e fortalece nosso posicionamento competitivo para os próximos anos. A produção média da companhia teve uma redução de 1% em relação ao Q1 do ano passado, impactado, principalmente, pela queda de produção em Miranga e Tiê. Como comentamos anteriormente, o Q2 foi marcado por uma estratégia de controle de Capex, com foco na preservação de caixa e na disciplina de alocação de capital. Nesse contexto, desaceleramos atividades de maior impacto de curto prazo na produção, especialmente as perfurações, focando nossos esforços na implementação dos programas de recuperação secundária, que vêm sendo desenvolvidos desde o ano passado.

Speaker #3: Essa diversificação aumenta a resiliência do nosso negócio, reduz riscos operacionais, amplia a nossa capacidade de captura de oportunidades de mercado e fortalece nosso posicionamento competitivo para os próximos anos.

Speaker #3: A produção média da companhia teve uma redução de 1% em relação ao primeiro trimestre do ano passado, impactada principalmente pela queda de produção em Miranga e em TIE.

Speaker #3: Como comentamos anteriormente, o segundo trimestre foi marcado por uma estratégia de controle de CAPEX com foco na preservação de caixa e na disciplina de alocação de capital.

Speaker #3: Nesse contexto, desaceleramos a atividade de maior impacto de curto prazo na produção, especialmente as perfurações, focando nossos esforços na implementação dos programas de recuperação secundária que vêm sendo desenvolvidos desde o ano passado.

Speaker #3: Vale destacar que nosso objetivo inicial era reduzir o CAPEX mantendo os níveis de produção relativamente estáveis em relação à média de 2025. No entanto, o menor volume de intervenções impostos e novas perfurações e maior foco em injeção está resultando em uma média de produção no semestre aproximadamente 6,2% abaixo da expectativa.

José Maria de Mello Firmo: Vale destacar que nosso objetivo inicial era reduzir o Capex, mantendo os níveis de produção relativamente estáveis em relação à média de 2025. No entanto, o menor volume de intervenções em poços e novas perfurações de maior foco em injeção, está resultando em uma média de produção no semestre aproximadamente 6.2% abaixo da expectativa. Essa decisão segue fundamentada na estratégia de balancear sustentabilidade de produção atual com geração de reserva e de valor nos ativos muito superiores em futuro. Esse slide ajuda a explicar uma parte importante dessa estratégia de alocação de capital. Atualmente, sete dos 10 mais importantes campos da companhia têm novos projetos de recuperação secundária sendo implementados ou em desenvolvimento. E seguimos ampliando esse programa em diferentes ativos do portfólio. Observando o volume médio diário de água injetada no Q2 de 2026, é possível notar as diferentes maturidades desses programas.

Speaker #3: Essa decisão segue fundamentada na estratégia de balancear sustentabilidade de produção atual com geração de reserva e de valor nos ativos muito superiores em futuro.

Speaker #3: Esse slide ajuda a explicar uma parte importante dessa estratégia de alocação de capital. Atualmente, 7 dos 10 mais importantes campos da companhia têm novos projetos de recuperação secundária sendo implementados ou em desenvolvimento, e seguimos ampliando esse programa em diferentes ativos do portfólio.

Speaker #3: Observando o volume médio diário de água injetada no segundo trimestre de 2026, é possível notar as diferentes maturidades desses programas. No campo de TIE, houve aumento de 40%, sabiá-da-mata tem volume injetado 7 vezes maior, e sabiá-bico-de-osso o volume de água injetada está 3 vezes maior, refletindo a evolução e a maturação desses projetos.

José Maria de Mello Firmo: No campo de Tiê, houve um aumento de 40%. Sabiá da Mata tem volume injetado sete vezes maior e Sabiá Bico-de-Osso, o volume de água injetada está três vezes maior, refletindo a evolução e a maturação desses projetos. Incluindo todos os campos, incluindo o Polo Remanso, que tem a recuperação secundária mais madura da companhia, nosso volume médio de água injetada já atingiu aproximadamente 146,000 barris de água por dia no Q2 de 2026. Do ponto de vista técnico, o principal objetivo da injeção de água é dar suporte à pressão dos reservatórios e promover uma drenagem mais eficiente dos hidrocarbonetos. Com isso, conseguimos aumentar o fator de recuperação de reservas, extraindo uma parcela maior do óleo originalmente contido no reservatório. Como consequência, reduzimos a curva natural de declínio dos campos e prolongamos a sua vida produtiva. Sob a ótica econômica, os projetos também apresentam uma atratividade significativa.

Speaker #3: Incluindo todos os campos, incluindo o polo Remanso, que tem recuperação secundária mais madura da companhia, nosso volume médio de água injetada já atingiu aproximadamente 146 mil barris de água por dia no segundo trimestre de 2026.

Speaker #3: Do ponto de vista técnico, o principal objetivo da injeção de água é dar suporte à pressão dos reservatórios e promover uma drenagem mais eficiente dos hidrocarbonetos, com isso conseguimos aumentar o fator de recuperação de reservas, extraindo uma parcela maior do óleo originalmente contido no reservatório.

Speaker #3: Como consequência, reduzimos a curva natural de declínio dos campos e prolongamos a sua vida produtiva. Sob a ética econômica, esse projeto também apresenta uma atratividade significativa.

Speaker #3: Embora exijam investimentos iniciais relevantes e possuam ciclo de maturação mais longo, essa repreciosização dos reservatórios aumenta a eficiência e o retorno econômico esperado das futuras campanhas de workload e perfuração, fortalecendo a rentabilidade dos investimentos destinados ao desenvolvimento de reservas do futuro.

José Maria de Mello Firmo: Embora exijam investimentos iniciais relevantes e possuam ciclo de maturação mais longo, essa repressurização dos reservatórios aumenta a eficiência e o retorno econômico esperado das futuras campanhas de workover e perfuração, fortalecendo a rentabilidade dos investimentos destinados ao desenvolvimento de reservas no futuro. Além disso, a injeção de água contribui para a incorporação de novas reservas e a extensão da vida útil dos campos. Em termos práticos, trata-se de uma estratégia que nos permite extrair um volume materialmente maior de hidrocarbonetos dos reservatórios ao longo do tempo, maximizando o valor econômico dos ativos e sustentando a sua produção por mais anos, sem qualquer perda estrutural na qualidade dos ativos e aumentando o potencial de crescimento futuro da companhia. Passo agora para o Rafael para terminar a apresentação.

Speaker #3: Além disso, a injeção de água contribui para a incorporação de novas reservas e a extensão da vida útil dos campos. Em termos práticos, trata-se de uma estratégia que nos permite extrair volume materialmente maior de hidrocarbonetos dos reservatórios ao longo do tempo.

Speaker #3: Maximizando o valor econômico dos ativos, e sustentando a sua produção por mais anos, sem qualquer perda estrutural na qualidade dos ativos e aumentando o potencial de crescimento futuro da companhia.

Speaker #3: Passo agora para o Rafael para terminar a apresentação.

Speaker #1: Obrigado, Firmo, e bom dia a todos. O CAPEX do segundo trimestre reflete a estratégia apresentada pelo Firmo nos slides anteriores. Encerramos o trimestre com 193 milhões de reais de investimentos, nível alinhado ao planejamento estabelecido para 2026 e significativamente inferior aos patamares observados ao longo de 2025.

Rafael Procaci da Cunha: Obrigado, Firmo, e bom dia a todos. O Capex do segundo trimestre reflete a estratégia apresentada pelo Firmo nos slides anteriores. Encerramos o trimestre com BRL 193 milhões em investimentos, um nível alinhado ao planejamento estabelecido para 2026 e significativamente inferior aos patamares observados ao longo de 2025. A redução foi concentrada, principalmente, nos investimentos de desenvolvimento de reservas, que totalizaram BRL 174 milhões no trimestre, cerca de 40% abaixo do observado no mesmo período do ano passado, por conta da decisão de desacelerar as atividades de perfuração para permitir a maturação dos projetos de injeção de água, que vêm sendo implantados nos últimos meses. À medida que esses projetos promovem a repressurização dos reservatórios e melhoram a drenagem dos hidrocarbonetos, esperamos que as futuras campanhas de perfuração e intervenção apresentem melhores indicadores de produtividade e retorno econômico.

Speaker #1: A redução foi concentrada principalmente nos investimentos de desenvolvimento de reservas, que totalizaram 174 milhões no trimestre, cerca de 40% abaixo do observado no mesmo período do ano passado.

Speaker #1: Por conta da decisão de desacelerar as atividades de perfuração, para permitir a maturação dos projetos de injeção de água, que vêm sendo implantados nos últimos meses.

Speaker #1: À medida que esses projetos promovem a repreciorização de reservatórios e melhoram a drenagem dos hidrocarbonetos, esperamos que as futuras campanhas de perfuração e intervenção apresentem melhores indicadores de produtividade e retorno econômico.

Speaker #1: Mesmo com menor intensidade de investimentos, a produção da companhia se manteve estável na comparação do segundo com o primeiro trimestre do ano, e seguimos executando iniciativas estratégicas importantes.

Rafael Procaci da Cunha: Mesmo com menor intensidade de investimentos, a produção da companhia se manteve estável na comparação do segundo com o primeiro trimestre do ano, seguimos executando iniciativas estratégicas importantes. No trimestre, foi realizada a primeira parada programada para manutenção da UPGN Guamaré, desde que nos juntamos à gestão do ativo com a Brava, e podemos constatar, na prática, que a atuação conjunta propiciou ganhos de eficiência e custos na parada. Na frente de perfuração, concluímos dois novos poços no ativo Potiguar, sendo um injetor e um produtor. Em workovers, aprimoramos nosso processo de seleção das melhores oportunidades e o acompanhamento de performance pós-intervenção, priorizando projetos de maior eficiência operacional e retorno econômico, com resultados iniciais promissores. Já na frente de facilidades, seguimos investindo em projetos voltados à integridade dos ativos e à expansão da infraestrutura de injeção de água, tanto no Rio Grande do Norte quanto na Bahia.

Speaker #1: No trimestre, foi realizada a primeira parada programada para manutenção da UPGN Guamaré desde que nos juntamos à gestão do ativo com a Brava, e podemos constatar, na prática, que a atuação conjunta propiciou ganhos de eficiência e custos na parada.

Speaker #1: Na frente de perfuração, concluímos dois novos poços no ativo Potiguar, sendo injetor e produtor. Em workovers, aprimoramos nosso processo de seleção das melhores oportunidades, e o acompanhamento de performance pós-intervenção, priorizando projetos de maior eficiência operacional e retorno econômico.

Speaker #1: Com resultados iniciais promissores. Já na frente de facilidades, seguimos investindo em projetos voltados à integridade dos ativos e à expansão da infraestrutura de injeção de água, tanto no Rio Grande do Norte quanto na Bahia.

Speaker #1: Portanto, esse trimestre demonstra nossa disciplina na alocação de capital. Reduzimos o ritmo de investimentos de curto prazo, preservando caixa e retornos, mas continuamos direcionando recursos para projetos estruturantes.

Rafael Procaci da Cunha: Portanto, esse trimestre demonstra nossa disciplina na alocação de capital. Reduzimos o ritmo de investimentos de curto prazo, preservando caixa e retornos, continuamos direcionando recursos para projetos estruturantes. Vale destacar que a injeção de água continua sendo uma das principais prioridades de alocação de capital da companhia. Para 2026, estimamos investir aproximadamente 17% do Capex em projetos relacionados à implantação ou expansão do sistema de injeção de água, reforçando nosso compromisso com iniciativas que ampliam o fator de recuperação das reservas e sustentam a geração de valor no longo prazo. Passando agora para a receita, tivemos um trimestre bastante positivo, com a receita líquida crescendo 18%, de BRL 684 milhões no Q1, para BRL 808 milhões no Q2. A principal alavanca foi a melhora relevante do ambiente de preços. Entre os trimestres, observamos uma forte valorização das referências internacionais de petróleo.

Speaker #1: Vale destacar que a injeção de água continua sendo uma das principais prioridades de alocação de capital da companhia. Para 2026, estimamos investir aproximadamente 17% do CAPEX em projetos relacionados à implantação ou expansão do sistema de injeção de água, reforçando nosso compromisso com iniciativas que ampliam o fator de recuperação das reservas e sustentam a geração de valor no longo prazo.

Speaker #1: Passando agora para a receita, tivemos trimestre bastante positivo. Com a receita líquida crescendo 18%, de 684 milhões no primeiro tri, para 808 milhões no segundo trimestre.

Speaker #1: A principal alavanca foi a melhora relevante do ambiente de preços. Entre os trimestres, observamos uma forte valorização das referências internacionais de petróleo. Em média, o ICE Brent e o Data Brent aos quais estamos expostos apresentaram valorização de aproximadamente 25%.

Rafael Procaci da Cunha: Em média, o ICE Brent e o Dated Brent, aos quais estamos expostos, apresentaram valorização de aproximadamente 25%. Um ponto importante é que, apesar da existência dos contratos de hedge, conseguimos capturar grande parte desse movimento positivo. O nosso preço médio de realização por barril de óleo equivalente aumentou 19%, capturando boa parte da alta no período, passando de $60.1 por barril no Q1 2016, para $71.5 por barril de óleo equivalente, no Q2 2016. Além da alta do Brent, a melhora da realização também foi impulsionada pelos aditivos celebrados com a Brava Energia e implementados a partir de April. Esses aditivos promoveram uma redução de aproximadamente 40% no desconto fixo médio aplicado dos contratos de venda de petróleo no Rio Grande do Norte, além de aperfeiçoamentos nos mecanismos de ajuste variável de preço.

Speaker #1: Ponto importante é que, apesar da existência dos contratos de hedge, conseguimos capturar grande parte desse movimento positivo. O nosso preço médio de realização por barril de óleo equivalente aumentou 19%, capturando boa parte da alta no período.

Speaker #1: Passando de US$60,1 por barril no primeiro tri de 2026 para US$71,5 por barril de óleo equivalente no segundo tri de 2026. Além da alta do Brent, a melhora da realização também foi impulsionada pelos aditivos celebrados com a Brava e implementados a partir de abril.

Speaker #1: Esses aditivos promoveram uma redução de aproximadamente 40% no desconto fixo médio aplicado dos contratos de venda de petróleo no Rio Grande do Norte, além de aperfeiçoamentos nos mecanismos de ajuste variável de preço.

Speaker #1: O reflexo dessa combinação entre Brent mais forte e melhor de condições comerciais ficam evidentes na receita de petróleo, que cresceu de 442 milhões no primeiro trimestre para 594 milhões de reais no segundo tri, uma alta de aproximadamente 34%, mais do que compensando o aumento nas perdas do hedge e a leve redução dos volumes produzidos.

Rafael Procaci da Cunha: Os reflexos dessa combinação entre Brent mais forte e melhores condições comerciais, ficam evidentes na receita de petróleo, que cresceu de BRL 442 million no Q1 para BRL 594 million no Q2. Uma alta de aproximadamente 34%, mais do que compensando o aumento nas perdas dos hedges e a leve redução dos volumes produzidos. No lado do gás, é importante destacar o aumento de 10% no preço médio de realização, que atingiu $10.26 por million BTU, equivalente a cerca de $62 por barril de óleo equivalente. Apesar da melhoria no trimestre, esse preço médio foi impactado pela redução na venda de líquidos de gás natural, por conta da parada da UPGN Guamaré, e o preço do gás natural processado ainda não refletiu plenamente a recente alta do Brent, em função da metodologia contratual de precificação, que prevê reajustes trimestrais.

Speaker #1: No lado do gás, é importante destacar o aumento de 10% no preço médio de realização, que atingiu 10,26 dólares por milhão de BTU, equivalente a cerca de 62 dólares por barril de óleo equivalente.

Speaker #1: Apesar da melhoria no trimestre, esse preço médio foi impactado pela redução na venda de líquidos de gás natural, por conta da parada da UPG-N Guamaré, e o preço do gás natural processado ainda não refletiu plenamente a recente alta do Brent.

Speaker #1: Em função da metodologia contratual de precificação, que prevê reajustes trimestrais. O último reajuste realizado em maio considerou a média dos preços observados entre janeiro e março de 2026, enquanto o próximo reajuste, agora em agosto, irá incorporar a média dos preços observados entre abril e junho de 2026, reforçando a expectativa de maior captura de valor ao longo dos próximos meses.

Rafael Procaci da Cunha: O último reajuste, realizado em May, considerou a média dos preços observados entre January e March 2026, enquanto o próximo reajuste, agora em August, irá incorporar a média dos preços observados entre April e June 2026, reforçando a expectativa de maior captura de valor ao longo dos próximos meses. Demonstramos aqui a nossa posição de hedge de petróleo e seus impactos nos resultados contábeis da companhia no trimestre. Para 2026, temos cerca de 65% da produção de petróleo 1P protegida. Para 2027, esse número se reduz para 37%, e em 2028 para 9%, o que garante previsibilidade de caixa, mas permite capturar upsides em movimentos positivos do Brent, conforme demonstrado no slide anterior. No que se refere à contabilização do hedge, a liquidação dos contratos na modalidade NDF no Q2 2026, resultou em um impacto negativo de BRL 89 million na receita.

Speaker #1: Demonstramos aqui a nossa posição de hedge de petróleo e seus impactos nos resultados contábeis da companhia no trimestre. Para 2026, temos cerca de 65% da produção de petróleo 1P protegida, para 2027 esse número se reduz para 37%, e em 2028 para 9%.

Speaker #1: O que garante previsibilidade de caixa mas permite capturar upsides em movimentos positivos do Brent conforme demonstrado no slide anterior. No que se refere à contabilização do hedge, a liquidação dos contratos na modalidade NDF no segundo trimestre de 2026 resultou em impacto negativo de 89 milhões de reais na receita.

Speaker #1: Além disso, a marcação a mercado da parcela ainda a vencer desses contratos fica registrada no patrimônio, líquido da companhia, afetando os resultados somente à medida em que os contratos sejam liquidados no futuro.

Rafael Procaci da Cunha: Além disso, a marcação a mercado da parcela ainda a vencer desses contratos, fica registrada no patrimônio líquido da companhia, afetando os resultados somente à medida em que os contratos sejam liquidados no futuro. Já as operações via Zero-Cost Collar, não são consideradas hedge accounting e, dessa forma, impactaram o resultado financeiro do trimestre, tanto pelas parcelas já liquidadas no Q2, no valor de BRL 50 million, quanto pela marcação a mercado dos contratos futuros, que têm seu efeito contábil também registrado no resultado financeiro do período. Por fim, vale ressaltar que não ocorreu a contratação de novos volumes de hedges ao longo do Q2 2026. Os custos e despesas totais apresentaram aumento de 10% no trimestre, por conta de um aumento extraordinário nas compras de gás, que passaram de BRL 5 million no trimestre anterior para BRL 44 million agora.

Speaker #1: Já as operações via zero cost collar não são consideradas hedge accounting e, dessa forma, impactaram o resultado financeiro do trimestre. Tanto pelas parcelas já liquidadas no segundo tri, no valor de 50 milhões de reais, quanto pela marcação a mercado dos contratos futuros.

Speaker #1: Que têm seus efeitos contábeis também registrados no resultado financeiro do período. Por fim, vale ressaltar que não ocorreu a contratação de novos volumes de hedge, ao longo do segundo trimestre de 2026.

Speaker #1: Os custos e despesas totais apresentaram aumento de 10% no trimestre, por conta de aumento extraordinário nas compras de gás, que passaram de 5 milhões no trimestre anterior para 44 milhões de reais agora.

Speaker #1: Esse aumento está diretamente relacionado à parada programada da UPG-N de Guamaré em junho, quando a companhia precisou adquirir gás de terceiros para garantir o suprimento dos contratos de demanda firme.

Rafael Procaci da Cunha: Esse aumento está diretamente relacionado à parada programada da UPGN Guamaré em junho, quando a companhia precisou adquirir gás de terceiros para garantir o suprimento dos contratos de demanda firme. A linha de royalties, caiu de BRL 60 million para BRL 56 million, em função do reconhecimento pela ANP de créditos referentes a períodos anteriores. Acredito, todavia, que o principal destaque nesse slide é a continuidade da trajetória de ganhos de eficiência que a companhia vem capturando em seu núcleo central. O segundo trimestre marca o quinto trimestre consecutivo de redução de custos e despesas operacionais e administrativas, que atingiram BRL 285 million, frente a BRL 293 million no Q1 2026 e BRL 335 million no Q2 2025. Essas reduções sequenciais demonstram que as iniciativas de eficiência implantadas ao longo dos últimos anos seguem produzindo resultados consistentes. Observamos reduções relevantes em diversas linhas.

Speaker #1: Já a linha de royalties caiu de 60 para 56 milhões de reais em função do reconhecimento, pela ANP, de créditos referentes a períodos anteriores.

Speaker #1: Acredito, todavia, que o principal destaque nesse slide é a continuidade da trajetória de ganhos de eficiência que a companhia vem capturando em seu núcleo central.

Speaker #1: O segundo trimestre marca o quinto trimestre consecutivo de redução de custos e despesas operacionais e administrativas, que atingiram 285 milhões de reais, frente a 293 milhões no primeiro tri de 2026 e 335 milhões no segundo tri de 2025.

Speaker #1: Essas reduções sequenciais demonstram que as iniciativas de eficiência implantadas ao longo dos últimos anos seguem produzindo resultados consistentes. Observamos reduções relevantes em diversas linhas, o custo midstream, os custos de midstream diminuíram de 54 milhões para 52 milhões, refletindo menores gastos com processamentos e escoamento e transporte.

Rafael Procaci da Cunha: Os custos de midstream diminuíram de BRL 54 million para BRL 52 million, refletindo menores gastos com processamento, escoamento e transporte. As despesas gerais e administrativas tiveram recuo relevante, saindo de BRL 57 million para BRL 47 million, beneficiadas principalmente pela redução de gastos com pessoal e consultorias. O lifting cost total aumentou 2%, passando de BRL 182 million para BRL 186 million. Em termos unitários, o lifting cost por barril aumentou de $15.82 para $16.80 per barrel de óleo equivalente, refletindo principalmente a valorização do real frente ao dólar e a menor diluição de custos decorrente da redução da produção. A companhia segue proativamente avançando na sua agenda estrutural de melhoria de eficiência, sabemos que precisamos continuar atuando para reforçar nossa capacidade de expandir margens e proteger a geração de caixa em diferentes cenários de preço e produção.

Speaker #1: As despesas gerais e administrativas tiveram recuo relevante, saindo de 57 milhões para 47 milhões, beneficiadas principalmente pela redução de gastos com pessoal e consultorias.

Speaker #1: O listing cost total aumentou 2%, passando de 182 para 186 milhões de reais. Em termos unitários, o listing cost por barril aumentou de 15,82 para 16,80 dólares por barril de óleo equivalente, refletindo principalmente a valorização do real frente ao dólar e a menor diluição de custos decorrente da redução da produção.

Speaker #1: A companhia segue proativamente avançando na sua agenda estrutural de melhoria de eficiência, mas sabemos que precisamos continuar atuando para reforçar nossa capacidade de expandir margens e proteger a geração de caixa em diferentes cenários de preço e produção.

Speaker #1: Chegando ao EBITDA, vemos claramente como a combinação entre melhora de preços e disciplina operacional se traduziu em expansão de resultados. O EBITDA passou de 310 milhões no primeiro tri para 396 milhões de reais no segundo, crescimento de 28% em linha com a valorização observada no Data Brent do período.

Rafael Procaci da Cunha: Chegando ao EBITDA, vemos claramente como a combinação entre melhora de preços e disciplina operacional se traduziu em expansão de resultados. O EBITDA passou de BRL 310 million no Q1, para BRL 396 million no Q2, um crescimento de 28%, em linha com a valorização observada no dated Brent do período. O principal fator por trás desse resultado foi a expansão da receita líquida. Como discutimos anteriormente, mesmo com uma produção praticamente estável e em boa medida hedged, fomos capazes de capturar grande parte da valorização do Brent, ajudados ainda pela melhora na cesta de derivados e das condições comerciais decorrentes dos aditivos aos contratos no ativo Potiguar. No lado dos custos, o principal impacto negativo veio de um aumento extraordinário de BRL 38 million nas compras de gás durante a parada da PGN em Guamaré, conforme anteriormente mencionado.

Speaker #1: O principal fator por trás desse resultado foi a expansão da receita líquida. Como discutimos anteriormente, mesmo com uma produção praticamente estável e em boa medida redeada, fomos capazes de capturar grande parte da valorização do Brent, ajudados ainda pela melhora na cesta de derivados e das condições comerciais decorrentes dos aditivos aos contratos no ativo Potiguar.

Speaker #1: No lado dos custos, o principal impacto negativo veio do aumento extraordinário de R$ 38 milhões nas compras de gás durante a parada da UPGN Guamaré, conforme anteriormente mencionado.

Speaker #1: Apesar disso, conseguimos expandir a margem EBITDA de 45 para 49% no segundo tri de 2026. Esse ganho de quase 4 pontos percentuais evidencia a capacidade da companhia de transformar cenário mais favorável de preços em geração adicional de resultados e caixa.

Rafael Procaci da Cunha: Apesar disso, conseguimos expandir a margem EBITDA de 45% para 49% no Q2 2026. Esse ganho de quase 4 percentage points evidencia a capacidade da companhia de transformar um cenário mais favorável de preços em geração adicional de resultados e caixa. Olhando para o netback, o resultado também é bastante robusto. No trimestre, considerando o mix de produtos, os descontos comerciais e os hedges NDF, alcançamos uma receita líquida por barril de $71.5 per barrel de óleo equivalente. O break even cash cost totalizou $30.85 per barrel, gerando uma margem positiva de aproximadamente $41 per barrel. Neste slide, reforçamos a solidez financeira da companhia e o baixo nível de alavancagem. Encerramos o trimestre com uma posição de caixa de BRL 1.62 billion, ligeiramente abaixo do saldo registrado ao final do Q1.

Speaker #1: Olhando para o net back, o resultado também é bastante robusto. No trimestre, considerando o mix de produtos, os descontos comerciais e os hedges NDF, alcançamos uma receita líquida por barril de 71,5 dólares por barril de óleo equivalente.

Speaker #1: Já o break-even cash cost totalizou US$ 30,85 por barril, gerando uma margem positiva de aproximadamente US$ 41 por barril. Neste slide, reforçamos a solidez financeira da companhia e o baixo nível de alavancagem.

Speaker #1: Encerramos o trimestre com uma posição de caixa de 1 bilhão e 620 milhões de reais ligeiramente abaixo do saldo registrado no final do primeiro tri.

Speaker #1: Esse desempenho foi sustentado por forte fluxo de caixa operacional, que totalizou R$ 252 milhões no trimestre, evidenciando a capacidade recorrente de geração de caixa do negócio.

Rafael Procaci da Cunha: Esse desempenho foi sustentado por um forte fluxo de caixa operacional, que totalizou BRL 252 million no trimestre, evidenciando a capacidade recorrente de geração de caixa do negócio. Do ponto de vista de endividamento, seguimos com uma estrutura confortável. A alavancagem encerrou o trimestre em 1.01x dívida líquida sobre EBITDA, mantendo-se em patamar baixo e controlado. O custo médio da dívida em dólar permaneceu em torno de 6.12% ao ano, com duration de 3.7 anos, o que assegura previsibilidade financeira e flexibilidade para atravessar diferentes cenários de mercado. Essa combinação de geração consistente de caixa, baixo nível de alavancagem e perfil de dívida alongado e de baixo custo, reforçam nossa capacidade de financiar o crescimento com disciplina de capital e sustentar retornos recorrentes aos acionistas de forma responsável.

Speaker #1: Do ponto de vista de endividamento, seguimos com uma estrutura confortável. A alavancagem encerrou o trimestre em 1,01 vez dívida líquida sobre EBITDA, mantendo-se em patamar baixo e controlado.

Speaker #1: O custo médio da dívida em dólar permaneceu em torno de 6,12% ao ano, com duration de 3,7 anos. O que assegura previsibilidade financeira e flexibilidade para atravessar diferentes cenários de mercado.

Speaker #1: Essa combinação de geração consistente de caixa, baixo nível de alavancagem e perfil de dívida alongado e de baixo custo reforçam nossa capacidade de financiar o crescimento com disciplina de capital e sustentar retornos recorrentes aos acionistas de forma responsável.

Speaker #1: Passando para a geração de caixa, este foi mais trimestre que reforça a resiliência do nosso modelo de negócios e a nossa capacidade de converter resultados operacionais em caixa para os acionistas.

Rafael Procaci da Cunha: Passando para a geração de caixa, este foi mais um trimestre que reforça a resiliência do nosso modelo de negócios e a nossa capacidade de converter resultados operacionais em caixa para os acionistas. À primeira vista, a geração de caixa livre reportada apresentou uma pequena redução, saindo de BRL 80 million no Q1 para BRL 74 million no Q2 2026. No entanto, essa comparação precisa ser analisada à luz da sazonalidade dos pagamentos de juros da companhia. No Q2, tivemos um desembolso líquido de aproximadamente BRL 72 million relacionados a juros e swaps das debêntures, enquanto no Q1, esse efeito foi de apenas BRL 15 million. Trata-se de um fluxo financeiro com comportamento sazonal, que não está relacionado ao desempenho operacional dos ativos, nem à capacidade de geração de caixa do negócio.

Speaker #1: À primeira vista, a geração de caixa livre reportada apresentou uma pequena redução, saindo de 80 milhões no primeiro tri para 74 milhões no segundo trimestre de 2026.

Speaker #1: No entanto, essa comparação precisa ser analisada à luz da sazonalidade dos pagamentos de juros da companhia. No segundo trimestre, tivemos desembolso líquido de aproximadamente R$145 milhões relacionados a juros e swaps das debêntures, enquanto no primeiro trimestre esse efeito foi de apenas R$15 milhões.

Speaker #1: Trata-se de fluxo financeiro com comportamento sazonal, que não está relacionado ao desempenho operacional dos ativos nem à capacidade de geração de caixa do negócio.

Speaker #1: Quando isolamos esse efeito, a tendência é bastante clara: a geração de caixa livre ajustada vem crescendo de forma consistente ao longo dos últimos trimestres, passando de R$ 38 milhões no terceiro tri de 2025 para R$ 146 milhões no segundo tri de 2026.

Rafael Procaci da Cunha: Quando isolamos esse efeito, a tendência é bastante clara: a geração de caixa livre ajustada vem crescendo de forma consistente ao longo dos últimos trimestres, passando de BRL 38 million no Q3 2025, para BRL 146 million no Q2 2026. Essa evolução reflete a combinação entre melhora dos preços realizados, disciplina na alocação de capital e a redução contínua dos custos e despesas operacionais e administrativos que discutimos anteriormente.

Speaker #1: Essa evolução reflete a combinação entre a melhora dos preços realizados, disciplina na alocação de capital e a redução contínua dos custos e despesas operacionais e administrativas que discutimos anteriormente.

Speaker #1: A capacidade de geração de caixa operacional da companhia segue avançando, e atingiu seu melhor nível nos últimos trimestres. O que nos permitiu anunciar mais uma distribuição de JCP, no valor de 100 milhões de reais, a serem pagos ainda em agosto, que se somam aos 100 milhões distribuídos em maio e aos 100 milhões de reais em dividendos a serem pagos em dezembro, reforçando o compromisso da Petro Recôncavo com a geração de valor para os nossos acionistas.

Rafael Procaci da Cunha: A capacidade de geração de caixa operacional da companhia segue avançando e atingiu o seu melhor nível nos últimos trimestres, o que nos permitiu anunciar mais uma distribuição de JCP, no valor de BRL 100 million, a serem pagos ainda em August, que se somam aos BRL 100 million distribuídos em May e aos BRL 100 million em dividendos a serem pagos em December, reforçando o compromisso da Petroreconcavo com a geração de valor para os nossos acionistas. Com isso, devolvo agora a palavra ao Firmo.

Speaker #1: Com isso, devolvo agora a palavra para o Firmo.

Speaker #2: Obrigado, Rafael. Para encerrar, gostaria apenas de destacar a publicação do nosso quinto relatório de sustentabilidade, que consolida os principais avanços da companhia nas agendas ambiental, social e de governança ao longo do último ano.

José Maria de Mello Firmo: Obrigado, Rafael. Para encerrar, gostaria apenas de destacar a publicação do nosso quinto relatório de sustentabilidade, que consolida os principais avanços da companhia nas agendas ambiental, social e de governança ao longo do último ano. Nesse período, impactamos mais de 21,000 pessoas por meio de projetos sociais, ampliamos a participação feminina em posições de liderança e realizamos mais de BRL 1 billion em compras de fornecedores locais. Também avançamos na capacitação de mulheres para o setor de energia, fortalecemos nossa cultura de integridade com o novo código de ética e conduta e seguimos investindo no desenvolvimento das comunidades onde atuamos. Nossos projetos educacionais beneficiaram mais de 12,000 estudantes e celebramos aqui também o reconhecimento dos municípios de Mata de São João e Pojuca, que alcançaram o primeiro e o segundo lugar no índice criança alfabetizada em suas respectivas regiões.

Speaker #2: Nesse período, impactamos mais de 21 mil pessoas por meio de projetos sociais, ampliamos a participação feminina em posições de liderança e realizamos mais de R$ 1 bilhão em compras de fornecedores locais.

Speaker #2: Também avançamos na capacitação de mulheres para o setor da energia, fortalecemos nossa cultura de integridade com novo código de ética e conduta e seguimos investindo no desenvolvimento das comunidades onde atuamos.

Speaker #2: Nossos projetos educacionais beneficiaram mais de 12 mil estudantes e celebramos aqui também o reconhecimento dos municípios de Mata de São João e Porjuca, que alcançaram o primeiro e o segundo lugar no índice Criança Alfabetizada em suas respectivas regiões.

Speaker #2: Na agenda de integridade, destacamos o reconhecimento Empresa Pró-Ética, que reforça a nossa liderança em governança e integridade sendo a única companhia da Bahia e a única companhia do setor de óleo e gás do Nordeste reconhecida nessa edição.

José Maria de Mello Firmo: Na agenda de integridade, destacamos o reconhecimento Empresa Pró-Ética, que reforça a nossa liderança em governança e integridade, sendo a única companhia da Bahia e a única companhia do setor de óleo e gás do Nordeste reconhecida nessa edição. Esses resultados reforçam que a geração de valor da Petroreconcavo vai além dos indicadores operacionais e financeiros. Nosso compromisso é continuar desenvolvendo um negócio eficiente, sustentável e capaz de gerar benefícios duradouros para todos os nossos stakeholders. Devolvo agora a palavra para Marília, para iniciar a sessão de Q&A.

Speaker #2: Esse resultado reforça que a geração de valor da Petro Recôncavo vai além dos indicadores operacionais e financeiros. Nosso compromisso é continuar desenvolvendo o negócio eficiente, sustentável e capaz de gerar benefícios duradouros para todos os nossos stakeholders.

Speaker #2: Devolvo agora a palavra para a Marilia, para iniciar a sessão de Q&A.

Speaker #3: Obrigada, Firmo. Obrigada, Rafael. A primeira pergunta vem do Bruno Montanari, do Morgan Stanley. A produção está cerca de 9% abaixo da média de 2025.

Marília Nogueira: Obrigada, Firmo. Obrigada, Rafael. A primeira pergunta vem do Bruno Messalake, do Morgan Stanley. A produção está cerca de 9% abaixo da média de 2025, enquanto a expectativa inicial era de uma produção relativamente estável ano a ano. Como vocês estão vendo a dinâmica para o segundo semestre? Seguem confortáveis com essa perspectiva e quais seriam os principais drivers para a evolução da produção até o final do ano?

Speaker #3: Enquanto a expectativa inicial era de uma produção relativamente estável ano a ano, como vocês estão vendo a dinâmica para o segundo semestre? Seguem confortáveis com essa perspectiva e quais seriam as principais drivers para a evolução da produção até o final do ano?

Speaker #2: Obrigado pela pergunta. Bruno, vou passar para você, João.

José Maria de Mello Firmo: Obrigado pela pergunta, Bruno, vou passar para você, João.

Speaker #4: Obrigado.

João Vitor Moreira: Obrigado. Foram os principais drivers disso. O Firmo mencionou aqui na apresentação, o pico que a gente teve em Tiê no ano passado, depois de perfuração de novos poços, e a gente observou uma produção média mais baixa ao longo do primeiro semestre. A gente teve também, do ponto de vista de previsão, de projeção da nossa produção, uma redução no nosso cronograma de drilling. A gente perfurou menos poços e dos quatro poços que a gente perfurou, dois foram injetores. Isso fez, naturalmente, com que essa reposição da produção fosse menor no período. A gente também teve o uptime. O uptime de produção foi impactado agora, particularmente no último mês, já no mês de julho, com a parada da planta de gás, do nosso sistema de compressão, para que a gente pudesse fazer uma manutenção programada.

Speaker #2: Foram os principais drivers disso, né? O Firmo mencionou aqui na apresentação o pico que a gente teve em TIE no ano passado, depois de perfuração de novos poços, e a gente observou uma produção média mais baixa ao longo do primeiro semestre.

Speaker #2: A gente teve também, do ponto de vista de previsão e de projeção da nossa produção, uma redução no nosso cronograma de drilling, né? A gente perfurou menos poços e dos poços que a gente perfurou, os quatro poços que a gente perfurou, dois foram injetores e isso fez naturalmente com que essa reposição da produção fosse menor no período.

Speaker #2: E a gente também teve o uptime. O uptime de produção foi impactado agora, particularmente no último mês, já no mês de julho, com a parada da planta de gás para que a gente pudesse ter o nosso sistema de compressão, para que a gente pudesse fazer uma manutenção programada. E a gente também teve a parada de Guamaré, alguns eventos maiores que fizeram com que a gente tivesse paradas que não são recorrentes.

João Vitor Moreira: A gente também teve a parada de Guamaré, alguns eventos maiores que fizeram com que a gente tivesse paradas que não são recorrentes. Olhando para frente, a gente tem hoje uma perspectiva de estabilidade, é o que a gente tem buscado, a média do que a gente conseguiu fazer no H1, com alguns viéses positivos, principalmente na injeção. Tiê está claramente demonstrando uma resposta no projeto que a gente iniciou no ano passado. A gente tem conseguido, como já foi falado, injetar volumes superiores aos volumes que a gente produz, acima daquilo, nas duas formações que a gente produz, e isso está resultando no incremento de produção que tem sido demonstrado claramente mês a mês no campo de Tiê.

Speaker #2: Olhando para frente, a gente tem hoje uma a gente tem buscado. A média do que a gente conseguiu fazer no primeiro semestre com alguns vieses positivos, assim, por dizer, principalmente na injeção.

Speaker #2: TIE está claramente demonstrando uma resposta no projeto que a gente iniciou no ano passado. A gente tem conseguido, como já foi falado, injetar volume superiores aos volumes que a gente produz.

Speaker #2: Acima daquilo, nas duas formações que a gente produz, e isso está resultando num incremento de produção que tem sido demonstrado claramente aí mês a mês no campo de TIE.

Speaker #2: E outros investimentos, principalmente em injeção de água em outros campos, que certamente vão ajudar a gente a manter a estabilidade. Além de todos os esforços, que são muito combinados com o que o Rafael falou também, na eficiência de custo, mas na mesma racional a gente tem buscado eficiências de produção — aumentar a eficiência, reduzir essas paradas — para que a gente possa manter a estabilidade e, se possível, incrementar a produção.

João Vitor Moreira: Outros investimentos, principalmente em injeção de água em outros campos, que certamente vão ajudar a gente a manter a estabilidade, além de todos os esforços, que são muito combinados com o que Rafael falou, também na eficiência de custo, mas na mesma racional, a gente tem buscado eficiências de produção, aumentar a eficiência, reduzir essas paradas, para que a gente possa manter a estabilidade, se possível, incrementar a produção.

Speaker #4: Só para complementar, eu acho que quando a gente tomou a decisão, no meio do ano passado, estratégica de redesenhar principalmente os esforços de gestão de subsuperfície, né?

José Maria de Mello Firmo: Só para complementar, eu acho que quando a gente tomou a decisão, no meio do ano passado, estratégica de redesenhar principalmente os esforços de gestão de subsuperfície, a gente focou toda a nossa estratégia agora na fase pós low-hanging fruits da aquisição dos ativos, onde a gente cresceu muito a produção, mas obviamente cresceu também o declínio de curto prazo. Essa foi uma decisão bastante consciente, avaliando todo o portfólio da companhia. Esse ano, então, a decisão foi: vamos restringir bem o Capex e vamos focar o Capex, principalmente nos projetos de recuperação secundária. A expectativa era a manutenção da produção média ano a ano. Isso não foi possível. A gente viu claramente que esse H1 foi bastante desafiador e a gente ajustou, então, não só a sequência das atividades, como a perspectiva de produção.

Speaker #4: E a gente focou toda a nossa estratégia agora na fase pós-low hanging fruits da aquisição dos ativos, onde a gente cresceu muito a produção, mas obviamente cresceu também o declínio de curto prazo.

Speaker #4: Essa foi uma decisão bastante consciente e avaliando todo o portfólio da companhia. E esse ano, então, a decisão foi: vamos restringir bem o CAPEX e vamos focar o CAPEX principalmente nos projetos de recuperação secundária.

Speaker #4: A expectativa era manutenção da produção média ano a ano. Isso não foi possível. A gente viu claramente de que esse primeiro semestre foi bastante desafiador e a gente ajustou, então, não só a sequência das atividades, como a perspectiva de produção.

Speaker #4: Nossa perspectiva é manter a produção estável daqui até o fim do ano, com aceleração desses projetos, estudando qual é a perspectiva de atividade e de produção para o ano que vem.

José Maria de Mello Firmo: Nossa perspectiva é manter a produção estável daqui até o fim do ano, com a aceleração desses projetos, estudando qual é a perspectiva de atividade e de produção para o ano que vem. De uma forma geral, esse é o efeito da decisão de redução de Capex, mas obviamente, nós temos trabalho a fazer para determinar qual é a expectativa pro ano. Acho que, para esse ano, a gente espera manter a atividade de Capex nos patamares que estão hoje, com a atividade de produção nos patamares que a gente tem observado agora. Pontualmente, o mês de julho foi um mês abaixo da expectativa. A gente obviamente quer produzir acima dos 24,000 barris de óleo equivalente por dia, nos próximos meses.

Speaker #4: Então, assim, de uma forma geral, esse é o efeito da decisão de redução de CAPEX, mas, obviamente, nós temos aí trabalho a fazer para determinar qual é a expectativa para o ano.

Speaker #4: Acho que para esse ano a gente espera manter a atividade de CAPEX nos patamares que estão hoje, com atividade de produção nos patamares que a gente tem observado agora.

Speaker #4: Pontualmente, a gente, o mês de julho foi um mês abaixo da expectativa. A gente, obviamente, quer produzir acima dos 24 mil barris de óleo equivalente por dia nos próximos meses.

Marília Nogueira: A segunda pergunta vem do Yuri Pereira do Santander. No trimestre, vocês converteram seis poços em injetores, dois em Igaranga, dois em Riacho e dois no Complexo Sabiá. Retomaram um injetor em Igaranga, recuperaram a integridade dos injetores em Remanso e iniciaram o piloto de termopolímeros em Água Grande e Tiê. Isso é uma agenda de repressurização bem mais intensa do que o mercado está precificando e o Remanso já respondeu com crescimento quarter-on-quarter. Vocês poderiam detalhar qual é o fator de recuperação atual nos polos principais e onde a companhia acredita que ele pode chegar com esse programa completo e qual o tempo de resposta esperado dos reservatórios?

Speaker #3: A segunda pergunta vem do Yuri, Pereira dos Santanello. Trimestre, vocês converteram seis postos em injetores, dois em Miranga, dois em Riacho e dois no complexo Sabiá.

Speaker #3: Retomaram injetor em Miranga. Recuperaram a integridade dos injetores em Remanso e iniciaram o piloto de polímeros em Rio em Água Grande em TIE. Isso é uma agenda de repressurização bem mais intensa do que o mercado está precificando.

Speaker #3: Rio Remanso já respondeu com crescimento quarter-on-quarter. Vocês poderiam detalhar qual é o fator de recuperação atual dos polos principais e onde a companhia acredita que ele pode chegar com esse problema completo, e qual o tempo de resposta esperado dos reservatórios?

Speaker #4: O detalhado da sua análise, todos os esforços de injeção, parabéns pelo research. Acho que você descreve de forma mais detalhada a estratégia. A estratégia em definitivo foi: nós temos hoje uma análise de retorno de capital empregado que, quando nós elevamos a produção para 28 mil barris, 27 mil barris, como foi feito no ano passado, com dias até acima de 28 mil barris, nós vimos claramente de que essa estratégia precisava vir acompanhada de uma mudança e de uma aceleração do nosso foco em projetos de recuperação secundária, que é do track record da companhia, que já é a companhia conhece e sabe fazer isso, fez nos últimos 25 anos com muito sucesso, principalmente no polo Remanso.

José Maria de Mello Firmo: Muito detalhada a sua análise de todos os esforços de injeção, parabéns pela research. Acho que você descreve de forma mais detalhada a estratégia. A estratégia, em definitivo, foi: nós temos hoje uma análise de retorno de capital empregado, que quando nós elevamos a produção para 28,000 barris, 27,000 barris, como foi feito no ano passado, com dias até acima de 28,000 barris, nós vimos claramente que essa estratégia precisava vir acompanhada de uma mudança e de uma aceleração do nosso foco em projetos de recuperação secundária, que é do track record da companhia. A companhia conhece, sabe fazer isso, fez nos últimos 25 anos, com muito sucesso, principalmente no polo Remanso. É sim uma mudança de fase. Ela vem, obviamente, com uma troca cautelosa, uma estabilização cautelosa de retorno à produção muito rápido para uma produção aumentando no médio e longo prazo.

Speaker #4: Então, é sim uma mudança de fase. Ela vem, obviamente, com uma troca cautelosa, uma estabilização cautelosa de retorno à produção muito rápido para uma produção aumentando de forma mais, no médio e longo prazo.

Speaker #4: E aí, em injeção, em recuperação secundária, não se deve colocar ambições muito definidas, principalmente no horizonte de 6, 12, 18 meses. Nossa expectativa é de retorno bom, é retorno mais de médio prazo, mas é retorno que precisa ser observado dia a dia.

José Maria de Mello Firmo: Em injeção, em recuperação secundária, não se deve colocar ambições muito definidas, principalmente no horizonte de seis, 12, 18 meses. Nossa expectativa é de retorno bom, é um retorno mais de médio prazo, mas é um retorno que precisa ser observado dia a dia. No caso de Tiê, nós começamos esse esforço em 2024 ainda, quando a gente implementou o desenvolvimento de Tiê, e a injeção veio em 2025, consolidada agora em 2026. Nós já estamos vendo o retorno disso. Esse é um caso de Tiê, a gente tem que ter cautela nos outros seis projetos que nós estamos fazendo. Alguns já estão migrando da fase piloto para a fase de implementação, aí a gente já tem uma expectativa maior.

Speaker #4: No caso de TIE, nós começamos esse esforço em 2024 ainda, quando a gente implementou o desenvolvimento de TIE, e a injeção veio em 2025.

Speaker #4: Consolidada agora em 2026. E nós já estamos vendo o retorno disso. Mas esse é o caso de TIE. A gente tem que ter cautela nos outros seis projetos que nós estamos fazendo. Alguns já estão migrando da fase piloto para a fase de implementação, aí a gente já tem uma expectativa maior.

Speaker #4: De forma geral, o que a gente vai ver na PetroReconcavo é crescimento de produção orgânico e mais de médio prazo, com retorno de capital aumentando de forma muito positiva.

José Maria de Mello Firmo: De forma geral, o que a gente vai ver na Petroreconcavo é: um crescimento de produção orgânico e mais de médio prazo, com retorno de capital aumentando de forma muito positiva. Esse é o desenho estratégico que nós fizemos e é isso que nós vamos continuar fazendo. À medida que a gente vai tendo dados mais específicos desse tipo de retorno, a gente vai, obviamente, incluir nas apresentações para que vocês tenham visibilidade. Hoje a gente fala de forma bastante confortável a respeito dos retornos de Tiê, porque eles já estão 2 anos no projeto de injeção e a gente já vê claramente, e vai ser possível observar a produção de Tiê nos últimos meses, de forma muito clara, esse tipo de retorno.

Speaker #4: Esse é o desenho estratégico, né, que nós fizemos e é isso que nós vamos continuar fazendo. À medida que a gente vai tendo dados mais específicos desse tipo de retorno, a gente vai, obviamente, incluir nas apresentações para que vocês tenham visibilidade.

Speaker #4: Hoje a gente fala de forma bastante confortável a respeito dos retornos de TIE, porque eles já estão dois anos aí no projeto de injeção e a gente já vê claramente que vai ser possível observar a produção de TIE nos últimos meses de forma muito clara, esse tipo de retorno.

Speaker #4: Mas é cauteloso que a companhia decida e faça o que é correto para o longo prazo, fundamentalmente multiplicando reserva no futuro e trazendo aumento de retorno no capital.

José Maria de Mello Firmo: É cauteloso que a companhia decida e faça o que é correto para o longo prazo, fundamentalmente multiplicando reserva no futuro e trazendo aumento de retorno no capital.

Speaker #3: Perfeito. A próxima pergunta é do Tasso, do UBS. Quando a gente olha para a frota de sondas, elas seguem com alguns empréstimos a terceiros.

Marília Nogueira: Perfeito, a próxima pergunta é do Tasso, do UBS. Olhando para a frota de sondas, elas seguem com alguns empréstimos a terceiros, que mostram talvez que não ter tantos projetos dentro de casa. Queria pegar o update agora dos projetos de perfuração.

Speaker #3: Que mostram, talvez, que não temos tantos projetos dentro de casa. Então, queria pegar um update agora dos projetos de perfuração.

Speaker #4: Sem dúvida nenhuma, a mudança mais forte que fizemos foi no cronograma de perfuração. Nos outros, foram mudanças menos de atividade e mais de foco, focando mais nos projetos de injeção, mas na perfuração, e isso é absolutamente comum nesse mercado, nesse no onshore principalmente, na recuperação secundária, que você amadureça seu projeto de drilling como resposta ao seu projeto de injeção.

José Maria de Mello Firmo: Sem dúvida nenhuma, a mudança mais forte que fizemos foi no cronograma de perfuração. Nos outros, foram mudanças menos de atividade, mais de foco, focando mais nos projetos de injeção, mas na perfuração, e isso é absolutamente comum nesse mercado, no onshore, principalmente na recuperação secundária, que você amadureça seu projeto de drilling como resposta ao seu projeto de injeção. Tem realmente uma troca temporal. Os projetos continuam sendo amadurecidos, eles são divididos em 2 grandes grupos. O grupo de projetos que estão no nosso relatório de reserva, que são projetos que já são conhecidos e estão sendo desenvolvidos. Esses são mais dependentes do programa de injeção e vão ocorrer mais para frente. Ao mesmo tempo, os projetos, aqueles que a gente começou a desenvolver no ano passado, principalmente o que está relacionado a desenvolvimentos de reservatórios novos e reservatórios que a gente testou, profundos, horizontais.

Speaker #4: Então, tem realmente uma troca temporal dos projetos. Continuam sendo amadurecidos, eles são divididos em dois, vamos dizer, em dois grandes grupos: o grupo de projetos que estão no nosso relatório de reserva, que são projetos que já são conhecidos e estão sendo desenvolvidos.

Speaker #4: Esses são mais dependentes do programa de injeção e vão ocorrer mais para frente. E ao mesmo tempo, os projetos, aqueles que a gente começou a desenvolver no ano passado, principalmente o que está relacionado a desenvolvimentos de reservatórios novos e reservatórios que a gente testou profundos, horizontais, todo aquele processo que a gente fez no ano passado, ele continua em maturação para desenvolver novos projetos de perfuração.

José Maria de Mello Firmo: Todo aquele processo que a gente fez no ano passado, continua em maturação para desenvolver novos projetos de perfuração. Esses estão absolutamente caminhando na mesma direção que a gente previu ano passado. Os outros a gente realocou esse ano, praticamente para focar nesses projetos de recuperação secundária. O objetivo é sempre o mesmo: ter esses projetos para serem executados no momento em que eles dão a máxima quantidade de retorno por investimento ou por capital alocado. Isso permite que a gente faça essas opções. Entretanto, a nossa capacidade de ter o que eu considero a melhor companhia de perfuração do onshore em casa, nos permitiu fazer e usar esses equipamentos para fora, para poder manter os equipamentos funcionando, para obviamente aumentar o nível de utilização desses equipamentos, que gera valor. Esses equipamentos estão gerando receita e EBITDA para a companhia, também nesse momento.

Speaker #4: Esses estão absolutamente caminhando na mesma direção que a gente previa no ano passado. Os outros a gente realocou este ano, praticamente para focar nesses projetos de recuperação secundária.

Speaker #4: O objetivo é sempre o mesmo: ter esses projetos para serem executados no momento em que eles dão a máxima quantidade de retorno por investimento ou por capital alocado, e isso permite que a gente faça essas opções.

Speaker #4: Entretanto, a nossa capacidade de ter o que eu considero a melhor companhia de perfuração do onshore em casa nos permitiu fazer e usar esses equipamentos para fora para poder manter os equipamentos funcionando, para, obviamente, aumentar o nível de utilização desses equipamentos e gerar valor a esses equipamentos que estão gerando receita e EBITDA para a companhia também nesse momento.

Speaker #4: Então, é um ajuste que a companhia foi capaz de fazer devido, principalmente, à sua competência no que diz respeito à nossa capacidade de perfuração e à aceitação muito positiva dos nossos clientes externos, que têm contratado os nossos serviços de perfuração.

José Maria de Mello Firmo: É um ajuste que a companhia foi capaz de fazer devido, principalmente, à sua competência, no que diz respeito à nossa capacidade de perfuração e à aceitação muito positiva dos nossos clientes externos, que têm contratado os nossos serviços de perfuração.

Speaker #3: Perfeito. A próxima pergunta vem do Eduardo, do Itaú. Considerando que a companhia vem priorizando investimentos em recuperação secundária e injeção, com retorno de capital mais concentrado no longo prazo, existe alguma possível implicação no relatório de reservas?

Marília Nogueira: Essa próxima pergunta vem do Eduardo, do Itaú: considerando que a companhia vem priorizando investimentos em recuperação secundária e injeção, com retorno de capital mais concentrado a longo prazo, existe alguma possível implicação no relatório de reservas? O que esperar para o próximo ano?

Speaker #3: O que esperar para a próxima?

Speaker #4: A good answer, Joana. Take it, or I can just go ahead. Thanks, Firmo. Completely in line with what João and Firmo have been talking about, our reserve report is composed of many of these secondary recovery projects that they have been discussing.

José Maria de Mello Firmo: Essa próxima resposta, se você quiser pegar, Troy, pode falar.

Troy Patrick Finney: Obrigado, Firmo. Completamente alinhado com o que João e Firmo têm falado, nosso relatório de reservas é composto por muitos desses projetos de recuperação secundária que eles têm discutido. A implementação desses projetos de recuperação secundária e a consequente criação de trabalhos adicionais, perfuração e captura de reservas é fundamental para melhorar nossa eficiência de capital e nossos retornos sobre investimentos. Eles estão agendados dentro do relatório de reservas e, como Firmo disse, à medida que passamos pela fase inicial da aquisição desses ativos nos últimos 4 a 5 anos, capturamos todas as frutas maduras. Agora o verdadeiro trabalho começa, onde começamos a pressurizar novamente esses reservatórios que foram esvaziados historicamente e começamos a desenvolver projetos adicionais e reservas adicionais nesses campos.

Speaker #4: The implementation of those secondary recovery projects and the consequent creation of additional workovers and drilling and reserve capture is fundamental to improving our capital efficiency investments.

Speaker #4: These are scheduled within the reserve report, and as Firmo said, as we passed through the initial phase of the acquisition of these assets in the last four to five years, we captured all the low-hanging fruit.

Speaker #4: And now, the real work begins, where we start to repressurize these reservoirs that were historically depleted, and begin to develop additional projects and reserves in these fields.

Speaker #4: Our reserve report is very robust in capturing these workovers, these drilling wells, and at least these seven projects that were initiating now as our top candidates for repressurization.

Troy Patrick Finney: Nosso relatório de reservas é muito robusto na captura desses workovers, dessas perfurações de poços e pelo menos esses sete projetos que estamos iniciando agora como nossos principais candidatos para repressurização. O relatório também contém repressurização em muitos outros reservatórios e campos, que temos sob nossa operação agora. Se olharmos para a história da empresa, já fizemos isso antes. Nos anos iniciais da Petroreconcavo, onde aumentamos a produção muito rapidamente, começamos concomitantemente a desenvolver esforços de repressurização, que eventualmente levaram a aumentos não só na produção e nas reservas, mas também na lucratividade da empresa e taxas mais altas de retorno sobre o capital empregado. Se olharmos para os anos iniciais, nosso primeiro relatório de reservas na empresa em 2000 estimou aproximadamente 10 million barris de reservas comprovadas a serem recuperadas nos 12 campos iniciais.

Speaker #4: However, the report also contains repressurization in many other reservoirs and fields which we have under our operation right now. If we look back at the history of the company, we have done this before.

Speaker #4: In the initial years of Petroreconcavo, where we ramped up production very, very rapidly, we concurrently began to develop repressurization efforts that eventually led to increases not only in production and reserves, but also the profitability of the company and higher rates of return on the capital employed.

Speaker #4: If we take a look back to the initial years, our first reserve reports in the company in 2000 estimated approximately 10 million barrels of proved reserves to be recovered on the initial 12 fields.

Troy Patrick Finney: Nos últimos 26 anos, produzimos 46 million barris desses campos por meio da implementação dessa estratégia. Temos additional 18 million barris a recuperar, ou mais de 5 vezes o que identificamos nos primeiros anos da empresa. A estratégia de pressurizar novamente esses reservatórios, que conhecemos bem, porque operamos em Bahia por 26 anos e estamos aprendendo rapidamente em Potiguar, criará um relatório de reservas sustentável a longo prazo que será mais forte e continuará a crescer à medida que o tempo passar, à medida que implementarmos esses projetos de repressurização. Continuamos a desenvolver os aspectos do desenvolvimento de reservatórios não tradicionais com propostas horizontais, assim como zonas mais profundas que estamos perseguindo. Isso continua sendo uma batalha que estamos lutando para ter certeza de que nossa eficiência de capital e nossos retornos de capital, implementando esses projetos, se comparam favoravelmente à nossa metodologia histórica padrão.

Speaker #4: Over the last 26 years, we've produced 46 million barrels from those fields through the implementation of this strategy. We have an additional 18 million barrels to recover, or more than five times what we had identified in the first years of the company.

Speaker #4: The strategy to repressurize these reservoirs, which we know well because we've operated in Bahia for 26 years and are learning rapidly, will create a long-term, sustainable reserve report that will be stronger and will continue to grow as time goes on, as we implement these repressurization projects.

Speaker #4: On top of that, we continue to develop aspects of non-traditional reservoir development with horizontal proposals, as well as deeper zones that we are pursuing.

Speaker #4: That continues to be a battle we are fighting to make sure that our capital efficiency and our capital returns from implementing those projects compare favorably to our standard historical methodology.

Speaker #4: So, in my opinion, in the future we will see a stronger, more robust reserve report that will continue to grow as it has in the past through the implementation of the strategy of repressurization, secondary recovery projects, and newer technologies to extract oil and gas from reservoirs that historically have been bypassed.

Troy Patrick Finney: Na minha opinião, no futuro, veremos um relatório de reservas mais forte, mais robusto, que continuará a crescer como aconteceu no passado, por meio da implementação da estratégia de repressurização, projetos de recuperação secundária, novas tecnologias para extrair óleo e gás de reservatórios que historicamente foram bypass.

Speaker #4: Thank you, Troy. Eu acho que essa resposta do Troy dá um embasamento muito interessante do ponto de vista técnico sobre a estratégia. A estratégia é, usando o conhecimento e a capacidade mais do que comprovada da Petroreconcavo, a gente está fazendo essa movimentação de balanceamento entre investimentos que trazem, obviamente, resultados de curto prazo e produção. Continua acontecendo, e continua acontecendo mensalmente, as decisões a respeito da alocação de capital nesses investimentos e, ao mesmo tempo, fazer o que a Petroreconcavo sabe fazer muito bem, que é multiplicar reserva nesses reservatórios e, obviamente, extraí-las com máximo retorno de capital.

José Maria de Mello Firmo: Thank you, Troy. Eu acho que essa resposta do Troy dá um embasamento muito interessante do ponto de vista técnico sobre a estratégia. A estratégia é: usando o conhecimento e a capacidade mais do que comprovada da Petroreconcavo, a gente está fazendo essa movimentação de balanceamento entre investimentos que trazem, obviamente, resultados de curto prazo e produção, continua acontecendo mensalmente as decisões a respeito da alocação de capital nesses investimentos e, ao mesmo tempo, fazer o que a Petroreconcavo sabe fazer muito bem, que é multiplicar reserva nesses reservatórios e obviamente extraí-las com o máximo retorno de capital. Essa é a decisão, essa é a parte técnica que ancora a decisão e a absoluta certeza de que a companhia tem um futuro, não só do ponto de vista de manutenção de produção, como de incremento de produção através dessa estrutura muito mais consolidada de recuperação secundária.

Speaker #4: Acho que essa é a decisão, essa é a parte técnica que ancora a decisão e a absoluta certeza de que a companhia tem futuro não só do ponto de vista de manutenção de produção, como de incremento de produção através dessa estrutura muito mais consolidada de recuperação secundária.

Speaker #3: Perfeito. Próxima pergunta do Rodrigo, do BTG. Dê um pouquinho melhor a estratégia de CAPEX da companhia, principalmente quando olhamos para os próximos 12 meses. Se deveríamos esperar um CAPEX similar ao que vimos no segundo trimestre para os próximos trimestres, e, à medida que a companhia avança cada vez mais nos projetos de recuperação secundária, como isso deve implicar no CAPEX olhando para frente?

Marília Nogueira: Perfeito. A próxima pergunta é do Rodolfo, do BTG. Explica um pouquinho melhor a estratégia de Capex da companhia, principalmente quando olhamos pros próximos 12 meses. Se deveríamos esperar um Capex similar ao que vimos no Q2 pros próximos trimestres, e à medida que a companhia avança, cada vez mais nos projetos de recuperação secundária, como isso deve implicar no Capex, olhando pra frente?

Speaker #4: Pegar essa aí.

José Maria de Mello Firmo: Legal.

Rafael Procaci da Cunha: Posso pegar. Olhando pro nosso planejamento atual, obviamente que a gente ainda não discutiu o orçamento do ano que vem com o conselho, etc. A gente enxerga, a princípio, o final desse ano e o próximo ano como algo razoavelmente parecido com o que a gente tem visto aqui no H1 desse ano. Tanto em termos de valor absoluto de investimento, na ordem de BRL 800 million, BRL 850 million no ano, quanto em termos do perfil dos investimentos. Mantendo uma base bastante forte de trabalho de workover, um mix dentro da carteira de workover, um pouco maior do que historicamente no passado recente, na parte de conversões pra injetores, implantação dos projetos de recuperação secundária.

Speaker #2: Posso pegar, sim. Bom, olhando para o nosso planejamento atual, obviamente que a gente ainda não discutiu o orçamento do ano que vem com o conselho, etc.

Speaker #2: Mas a gente enxerga, a princípio, o final desse ano e o próximo ano como algo razoavelmente parecido com o que a gente tem visto aqui no primeiro semestre desse ano.

Speaker #2: Tanto em termos de valor absoluto de investimento, na ordem de R$800 milhões a R$850 milhões no ano, quanto em termos do perfil dos investimentos.

Speaker #2: Mantendo uma base bastante forte de trabalhos de workover, mix dentro da carteira de workover com mix pouco maior do que historicamente no passado recente na parte de conversões para injetores, implantação dos projetos de recuperação secundária, a campanha de perfuração pouco mais devagar do que nos últimos dois anos, mas possivelmente começando a aumentar à medida que a gente for começar enxergando os resultados dos projetos de recuperação secundária.

Rafael Procaci da Cunha: A campanha de perfuração, um pouco mais devagar do que nos últimos dois anos, mas possivelmente começando a aumentar à medida que a gente for começar enxergando os resultados dos projetos de recuperação secundária, e um certo patamar de Capex mais estruturante de sustaining business, de facilidade, regulatório e a parte de expansão da capacidade de injeção de água, também parecido. Acho que no geral, um perfil parecido com o desse ano, é o que eu enxergo, a princípio, no planejamento inicial pro ano que vem, reforçando esse foco em injeção de água e nos workovers.

Speaker #2: É certo patamar de CAPEX mais estruturante de stay in business, de facilidade regulatória e a parte de expansão da capacidade de gestão de água também parecido.

Speaker #2: Então, assim, acho que, no geral, perfil parecido com o desse ano é o que eu enxergo, a princípio, no planejamento inicial para o ano que vem, reforçando esse foco em gestão de água e nos workovers.

Speaker #3: Perfeito. A próxima pergunta é do CIT. Já vou mudar o tema aqui: parte de contrato com a Brava. Então, com a assinatura do contrato de longo prazo com a Brava, é possível agora quantificar o impacto esperado na redução de desconto do petróleo nativo de Potiguar?

Marília Nogueira: Perfeito. A próxima pergunta é do Citi. Já vou mudar o tema, parte de contrato com a Brava. Com a assinatura do contrato de longo prazo com a Brava, é possível agora quantificar o impacto esperado na redução de desconto do petróleo em Potiguar? Qual seria o novo patamar de desconto médio, que devemos esperar para o petróleo vendido no Rio Grande do Norte a partir de October?

Speaker #3: Qual seria o novo patamar de desconto médio que devemos esperar para o petróleo vendido no Rio Grande do Norte a partir de outubro?

Speaker #4: Eu acho que a resposta correta começa dizendo que esse contrato é um contrato que alinha muito bem os interesses e, obviamente, que ele tem partes variáveis.

José Maria de Mello Firmo: Acho que a resposta correta começa dizendo que esse contrato alinha muito bem os interesses e obviamente que ele tem partes variáveis. Quando existe uma melhoria nos spreads dos derivados, esse é um contrato que valoriza, a gente viu isso nesse trimestre, pras duas companhias reportando uma melhora muito grande nos spreads dos derivados, é um contrato que estimula o compartilhamento desse valor. É um contrato, obviamente, que traz um benefício muito grande pra Petroreconcavo do ponto de vista de desconto médio. A melhor proxy que eu considero, apesar de ser um contrato que tem uma parte variável pro futuro e precisa ser avaliado dessa forma, é olhar o resultado deste trimestre para se olhar mais pra frente.

Speaker #4: Quando existe uma melhoria nos preços dos derivados, esse é o contrato que valoriza. A gente viu isso nesse trimestre para as duas companhias, reportando uma melhora muito grande nos spreads dos derivados.

Speaker #4: Então, é contrato que estimula o compartilhamento desse valor. É contrato, obviamente, que traz benefício muito grande para a PetroReconcavo do ponto de vista de desconto médio.

Speaker #4: E a melhor proxy que eu considero, apesar de ser um contrato que tem uma parte variável para o futuro e precisa ser avaliado dessa forma, é olhar o resultado deste trimestre para se olhar mais para frente.

Speaker #4: Foi um contrato que teve aditivo de três meses, que a gente operou enquanto escrevia e, obviamente, encarava o desafio de fazer um contrato mais de longo prazo, que é uma coisa que a gente não tinha conseguido fazer nos últimos anos — um contrato que desse um pouco mais de previsibilidade, tanto de volume quanto de relação comercial.

José Maria de Mello Firmo: Foi um contrato que teve um aditivo de 3 meses, que a gente operou enquanto escrevia, e obviamente, encarava o desafio de fazer um contrato mais de longo prazo, que é uma coisa que a gente não tinha conseguido fazer nos últimos anos. Um contrato que desse um pouco mais de previsibilidade, tanto de volume quanto de relação comercial. Esse avanço é muito positivo, porque agora a gente tem trabalho pra fazer de aumentar a eficiência. De uma forma geral, eu diria que a melhor proxy pra tentar entender como é que será o desconto futuro, é usar esse trimestre, uma vez que o que a gente conseguiu fazer daqui pra frente, tem uma âncora muito forte nas condições comerciais deste trimestre, incluindo com a mesma cesta de variáveis de derivado pro futuro.

Speaker #4: E esse avanço é muito positivo, porque agora a gente tem trabalho para fazer de aumentar a eficiência. Mas, de uma forma geral, eu diria que a melhor proxy para tentar entender como é que será o desconto futuro é usar esse trimestre, uma vez que o que a gente conseguiu fazer daqui pra frente tem uma âncora muito forte nas condições comerciais deste trimestre, incluindo com o mesmo cesto de variáveis de derivado para o futuro.

Speaker #4: Então, eu considero que esse é proxy, obviamente, que a gente, quando trabalha, trabalha para melhorar o tempo inteiro. A gente tem a entrada de P-100 o ano que vem, que vai permitir que a gente opere de uma forma ainda mais, vamos chamar, resiliente. Mas ele encaixa muito bem nesse contrato que a gente conseguiu fazer com a Brava.

José Maria de Mello Firmo: Obviamente que a gente quando trabalha pra melhorar o tempo inteiro, a gente tem a entrada de P-100 o ano que vem, que vai permitir que a gente opere de uma forma ainda mais resiliente, mas ele encaixa muito bem nesse contrato que a gente conseguiu fazer com a Brava. Eu diria que a melhor proxy é a proxy desse trimestre.

Speaker #4: Então, eu diria que a melhor proxy é a proxy deste trimestre.

Speaker #3: Perfeito. A próxima pergunta é do Eduardo, do Itaú. Como o acordo assinado com a Brava ontem impacta o projeto de construção de tancagem em parceria com a Dizubi?

Marília Nogueira: Perfeito. A próxima pergunta é do Eduardo, do Itaú. Como o acordo assinado com a Brava ontem impacta o projeto de construção de tancagem em parceria com a Desco?

Speaker #4: Não, ele não impacta. Não tem impacto nenhum. Eu me lembro perfeitamente de chegar aqui na primeira semana e encarar de frente um evento único na história da companhia, que foi o fechamento de 100% dos campos do Potiguar por 12 dias.

José Maria de Mello Firmo: Não, ele não impacta. Não tem impacto nenhum. Eu me lembro perfeitamente de chegar aqui na primeira semana e encarar de frente um evento único na história da companhia, que foi o fechamento de 100% dos campos de Potiguar por 12 dias. Aquele evento mostrou pra gente que além do deferred production, além de perder produção naqueles dias, a gente teve um desafio gigantesco meses depois pra estabilizar toda a condição dinâmica desses reservatórios. É uma decisão tomada naquele momento, de que a gente ia manter, a partir daí, uma estratégia de resiliência operacional que permitisse a gente ter flexibilidade de escoamento, que não ficasse escoado com uma só, o que eu chamei de fusível único. P-100 estrategicamente funciona, mais do que tudo, para assegurar que a gente não precise mais, no futuro da companhia, parar esses campos e possa escoar de uma forma ou de outra.

Speaker #4: Aquele evento mostrou para a gente que, além do deferred production, além de perder produção naqueles dias, a gente teve um desafio gigantesco meses depois para estabilizar toda a condição dinâmica desse reservatório. E é uma decisão tomada naquele momento de que a gente ia manter, a partir daí, uma estratégia de resiliência operacional que permitisse a gente ter flexibilidade de escoamento e que não ficasse escoando com uma só, o que eu chamei de fusível único.

Speaker #4: Então, o P100 estrategicamente funciona mais do que tudo para assegurar que a gente não precise mais, no futuro da companhia, parar esses campos e possa escoar de uma forma ou de outra.

Speaker #4: Entretanto, o uso do P100, como ele será estruturado e quais volumes e como a gente vai operar, obviamente tem que ser desenvolvido nos próximos meses até que o P100 fique pronto, para que a gente tenha o máximo de eficiência possível.

José Maria de Mello Firmo: Entretanto, o uso de P-100, como ele será estruturado, que volumes e como a gente vai operar, obviamente, tem que ser desenvolvido nos próximos meses até que o P-100 fique pronto para que a gente tenha o máximo de eficiência possível. Esse é o trabalho a ser feito daqui para frente. Em definitivo, o que eu celebro, e nós celebramos muito agora com a assinatura da Brava, é o objetivo atingido de adquirir uma condição de resiliência de produção muito grande. Em momento nenhum eu quis que a Petrobras substituísse a opção da refinaria. Eu queria sempre que a gente construísse uma estrutura exatamente como essa que a gente construiu agora, de flexibilidade operacional. Considero isso um valor extraordinário para a companhia. Acho que a gente gera dezenas de milhões de dólares futuros de valor para a companhia quando a gente faz esse tipo de decisão e consegue implementá-la.

Speaker #4: Então, esse é o trabalho a ser feito daqui para frente. Mas, em definitivo, o que eu celebro, e nós celebramos muito agora com a assinatura da Brava, é o objetivo atingido de adquirir uma condição de resiliência de produção muito grande.

Speaker #4: Em momento nenhum eu quis que P100 substituísse a opção da refinaria. Eu queria sempre que a gente construísse uma estrutura exatamente como essa que a gente construiu agora, de flexibilidade operacional.

Speaker #4: Considero isso um valor extraordinário para a companhia. Acho que a gente gera dezenas de milhões de dólares futuros de valor para a companhia quando a gente faz esse tipo de decisão e consegue implementá-la.

Speaker #4: Levou pouco tempo, obviamente que não existe solução simples, mas a gente está muito positivo a respeito da geração de valor que essa decisão estrutural que a gente fez traz.

José Maria de Mello Firmo: Levou um pouco de tempo, obviamente que não existe solução simples, a gente está muito positivo a respeito da geração de valor que essa decisão estrutural que a gente fez traz.

Speaker #3: Perfeito. Vou mudar de tema novamente. Agora a gente vai sobre lifting cost. Vou juntar algumas perguntas que elas acabam sendo similares. Então, o Bruno do Bank of America comentou que o Bruno não, desculpa, o pessoal do Bank of America comentou que o lifting cost bateu o seu nível mais alto desde o IPO.

Marília Nogueira: Perfeito. Vou mudar de tema novamente. Agora a gente vai falar sobre lifting cost. Vou juntar algumas perguntas, porque elas acabam sendo similares. O pessoal do Bank of America comentou que o lifting cost bateu seu nível mais alto desde o IPO e como enxergar esse indicador olhando para frente? Eu vou juntar aqui com a pergunta do Safra: de onde vocês entendem que virá a maior contribuição para uma possível queda do lifting cost? Do crescimento de produção ou ainda existem medidas estruturais de custos para serem adotadas?

Speaker #3: E como enxergar esse indicador olhando para frente? Eu vou juntar aqui com a pergunta do Safra. De onde vocês entendem que virá a maior contribuição para uma possível queda do lifting cost: do crescimento de produção ou ainda existem medidas estruturais de custos para serem adotadas?

Speaker #4: Então, se eu começar, eu adicionando.

José Maria de Mello Firmo: Deixa você começar, eu adiciono depois.

Rafael Procaci da Cunha: Está bom. Eu vou começar olhando de uma forma um pouco mais ampla, olhando para o custo total da companhia. Eu tentei apresentar na apresentação de resultados aqui, quando você olha a soma do lifting cost, custo de midstream, custo de D&A e até o Capex, se você pensar sob a ótica de TOTEX da companhia, de Total Expenditure, a gente tem uma redução bastante significativa olhando para os valores absolutos em BRL million em relação a um ano atrás, mais ou menos. A gente vê que a soma do lifting cost, D&A e midstream, por exemplo, que vai para o Opex, caiu mais ou menos 15% ou BRL 50 million por trimestre, em relação aos patamares que a gente vinha rodando no Q1 2025. Foi um esforço bastante grande. Dando zoom especificamente aqui no lifting cost, o nosso custo de produção, extração, é basicamente em BRL.

Speaker #2: Tá bom. Vou começar hoje de uma forma um pouco mais ampla, olhando para o custo total da companhia. Eu tentei apresentar aqui na apresentação de resultados.

Speaker #2: Quando você olha a soma do lifting cost, custo de midstream, custo de DNA, e até o CAPEX, se você pensar sobre a ótica de TOTEX da companhia, total expenditures, a gente tem uma redução bastante significativa olhando para os valores absolutos em milhões de reais em relação a ano atrás, mais ou menos.

Speaker #2: Então, a gente vê que a soma do lifting cost, DNA e midstream, por exemplo, que vai para o OPEX, caiu mais ou menos 15%, ou R$50 milhões por trimestre.

Speaker #2: Em relação aos patamares que a gente vinha rodando no primeiro semestre de 2025, então foi um esforço bastante grande. Dando zoom especificamente aqui no lifting cost, o nosso custo de produção e extração é basicamente em reais.

Speaker #2: Então, assim, 90% pelo menos dele é denominado em reais. Então, o que a gente gerencia no dia a dia é quanto a gente gasta em reais todo mês, todo trimestre.

Rafael Procaci da Cunha: 90%, pelo menos, dele é denominado em BRL. O que a gente gerencia no dia a dia é quanto a gente gasta em BRL todo mês, todo trimestre. Isso vem rodando em um patamar razoavelmente estável nos two primeiros trimestres desse ano, mas desde o Q4 2025 também já tinha tido uma redução, perto de BRL 180 million por trimestre, mais ou menos, que também foi uma redução razoável em relação ao que a gente vinha rodando no ano anterior, mas obviamente, como a produção no período caiu bastante, caiu perto de 11%, e o dollar teve uma desvalorização também muito grande, de mais ou menos 11% também, acaba que essa redução no custo absoluto acabou se traduzindo em um crescimento no custo unitário em dollar por barril.

Speaker #2: Isso vem rodando em um patamar razoavelmente estável nos dois primeiros trimestres deste ano, mas desde o quarto tri de 2025 também já tinha tido uma redução.

Speaker #2: Perto de 180 milhões por trimestre, mais ou menos, o que também foi uma redução razoável em relação ao que a gente vinha rodando no ano anterior.

Speaker #2: Mas, obviamente, como a produção no período caiu bastante, caiu perto de 11%, e o dólar teve uma desvalorização também muito grande, de mais ou menos 11% também, acaba que essa redução no custo absoluto acabou se traduzindo num crescimento no custo unitário em dólar por barril.

Speaker #2: Então, assim, eu acho que o que eu enxergo aqui é continuar com esse esforço que a gente vem, meio trabalho de formiguinha aqui, atacando diferentes focos de custo e buscando uma série de otimizações, e vemos conseguindo.

Rafael Procaci da Cunha: O que eu enxergo aqui é continuar com esse esforço, a gente vem em meio trabalho de formiguinha aqui, atacando diferentes focos de custo e buscando uma série de otimizações, e vemos conseguindo. Acho que esse trabalho não está concluído, ele precisa continuar. Obviamente, contando com um pouco de melhora na produção e na taxa de câmbio, ele pode cair mais fortemente, mas independente dessas variáveis externas, é continuar atuando. Eu acho que tem alguns esforços que a gente fez. Quando a gente olha os principais componentes do nosso lifting cost, são pessoas, é a parte de reparo de poços, a gente tem uma série de iniciativas aqui buscando reduzir a frequência de falha desses poços, e temos sido bem-sucedidos. Isso, em boa parte, já foi parte dessa conquista de redução no último ano, veio disso.

Speaker #2: Acho que esse trabalho não está concluído, ele precisa continuar. E, obviamente, contando com um pouco de melhora na produção e na taxa de câmbio, aí ele pode cair mais fortemente.

Speaker #2: Mas, independente dessas variáveis externas, é continuar atuando. Eu acho que tem alguns esforços que a gente fez. Quando a gente olha os principais componentes do nosso lifting cost, são pessoas, é a parte de reparo de poços. A gente tem uma série de iniciativas aqui buscando reduzir a frequência de falha desses poços, e aí tem sido bem-sucedido.

Speaker #2: Isso, em boa parte, já foi parte dessa conquista de redução no último ano, veio disso. Custo de energia elétrica: tiramos contrato de compra na modalidade de autoprodução recentemente.

Rafael Procaci da Cunha: Custo de energia elétrica, assinamos um contrato de compra na modalidade de autoprodução recentemente. Tem vários componentes importantes do lifting cost que a gente segue atuando para continuar baixando.

Speaker #2: Então, assim, tem várias componentes importantes do lifting cost que a gente segue atuando para continuar baixando.

Speaker #4: Acho que eu não preciso completar, não.

José Maria de Mello Firmo: Acho que eu não preciso completar, não.

Marília Nogueira: Não? Mudando aqui para o hedge, o Leonardo, do Bank of America, fez uma pergunta que eu vou juntar com a pergunta do Safra. A pergunta do Leonardo: com a volatilidade dos preços do petróleo, poderiam falar um pouco da estratégia de hedge de vocês? A do Safra: aparentemente, não foram feitas novas operações de hedge no trimestre, como vocês estão olhando a possibilidade de retomada dessas operações?

Speaker #3: Não? Então, mudando aqui para o RED, o Leonardo do Bank of America fez uma pergunta que eu vou juntar com a pergunta do Safra.

Speaker #3: Que é, com a pergunta do Leonardo, com a volatilidade dos preços do petróleo, poderiam falar um pouco da estratégia de hedge de vocês? E a do Safra? Aparentemente, não foram feitas novas operações de hedge no trimestre.

Speaker #3: Como vocês estão olhando a possibilidade de retomada dessas operações?

Speaker #4: Perguntas hoje estão para você.

José Maria de Mello Firmo: As perguntas hoje estão para você.

Rafael Procaci da Cunha: A discussão de hedge que a gente tem internamente, que a gente considera em questão, acontece de forma periódica, são sempre revisitadas. De um modo geral, a estratégia de hedge da companhia é ancorada em a gente fazer cenários de estresse. A gente desenha periodicamente, pelo menos uma vez por trimestre, mas mensalmente, internamente, a gente faz também cenário de estresse. O que acontece com a companhia se o petróleo tiver um cenário para baixo, de estresse, US$ 45, US$ 50, US$ 40 por barril, cada momento é discutido qual é o desenho desse cenário, e a gente calcula mais ou menos quantos volumes de barris de petróleo a gente precisa hedgear para garantir um mínimo de investimento que a gente julgue adequado, mesmo no cenário de queda do preço do petróleo, obviamente, para não entrar numa espiral negativa de produção se a gente simplesmente interromper completamente os investimentos.

Speaker #2: A discussão de hedge aqui que a gente tem internamente com o conselho de administração ocorre de forma periódica. Então, são sempre revisitadas. De modo geral, a estratégia de hedge da companhia é ancorada em a gente fazer cenários de estresse.

Speaker #2: Então, assim, a gente desenha periodicamente, pelo menos uma vez por trimestre, mas mensalmente internamente a gente faz também. Cenário de estresse: o que acontece com a companhia se o petróleo tiver cenário para baixo, de estresse, sei lá, US$45, US$50, US$40 por barril. A cada momento é discutido qual é o desenho desse cenário.

Speaker #2: E a gente calcula mais ou menos quantos volumes de barris de petróleo a gente precisa hedgear para garantir o mínimo de investimento que a gente julga adequado, mesmo no cenário de queda do preço do petróleo.

Speaker #2: Obviamente, para não entrar numa espiral negativa de produção se a gente simplesmente interromper completamente os investimentos. Então, essa é a metodologia que é seguida periodicamente aqui com a companhia.

Rafael Procaci da Cunha: Essa é a metodologia que é seguida periodicamente aqui com a companhia. A gente leva em consideração, obviamente, os contratos de gás que a gente tem, que em boa parte trazem um hedge quase natural em boa parte desses contratos de gás, e a gente faz essa rolagem. Como a gente já tem uma carteira de hedge razoavelmente robusta aqui pra esse ano e pro começo do ano que vem, a gente optou por não adicionar nada nesse período, até por conta da volatilidade estar alta também, mas é um tema que é sempre atualizado, essa discussão pelo Conselho de Administração, e que normalmente sempre busca proteger a companhia de um cenário de estresse e permitir que ela atravesse esse cenário de forma segura.

Speaker #2: A gente leva em consideração, obviamente, os contratos de gás que a gente tem, que em boa parte trazem o RED quase natural em boa parte desses contratos de gás.

Speaker #2: E a gente faz essa rolagem. Como a gente já tem uma carteira de hedge razoavelmente robusta aqui para esse ano e para o começo do ano que vem, a gente optou por não adicionar nada nesse período, até porque, por conta da volatilidade tão alta também.

Speaker #2: Mas é um tema que é sempre atualizado, essa discussão com o conselho de administração, e que normalmente busca, ou sempre busca, proteger a companhia de cenários de estresse e permitir que ela atravesse esse cenário de forma segura.

Marília Nogueira: Perfeito. Mudando de tema agora pra gás. Pergunta do Rodrigo, do BTG: se puder relembrar quais os efeitos financeiros de compra de gás, com os preços melhores no Q3 e menos compras de terceiros, deveriam ter um ganho relevante na margem de venda de gás. Vamos deixar a próxima questão para a Bahiagás.

Speaker #3: Perfeito. Mudando de tema agora para gás. A pergunta do Rodrigo, do BTG: Se puder relembrar quais os efeitos financeiros de compra de gás. Com os preços melhores no terceiro trimestre e menos compra de terceiros, deveriam ter ganho relevante na margem de venda de gás.

Speaker #3: E aí, já também sobre, bom, vou deixar a próxima porque você vai reagir.

Speaker #4: A leitura está perfeita. A gente tentou mostrar isso na apresentação, de que esse trimestre poderia ter tido aumento ainda maior no EBITDA se a gente não tivesse parado a refinaria, parado a planta de tratamento, mas esse é o caso.

José Maria de Mello Firmo: A leitura está perfeita. A gente tentou mostrar isso na apresentação, de que esse trimestre poderia ter tido um aumento ainda maior no EBITDA, se a gente não tivesse parado a refinaria, parado a planta de tratamento, mas esse é o caso. A gente estabilizou a compra de gás pra ela ficar, no mínimo, nos últimos trimestres, acho que dá pra ver claramente na apresentação, e teve uma venda pontual nesse trimestre de uma parada programada, e, aliás, muito bem executada em conjunto.

Speaker #4: A gente estabilizou a compra de gás para ela ficar no mínimo nos últimos trimestres, acho que dá para ver claramente na apresentação. E teve uma venda pontual nesse trimestre, de uma parada programada e, aliás, muito bem executada em conjunto.

Speaker #4: Eu tenho essa teoria e falo sempre a respeito de onshore cujas companhias se unem para aumentar a eficiência sistêmica do negócio do onshore brasileiro e a compra de Guamaré a execução da compra de Guamaré, mas mais do que isso, a operação conjunta de Guamaré já tem mostrado não só custo abaixo do que se esperava de forma muito rápida, como grandes avanços como esse de uma parada que conseguiu se reduzir em 10 dias do que estava originalmente planejado e reduzir CAPEX e reduzir tempo de execução.

José Maria de Mello Firmo: Eu tenho essa teoria e falo sempre a respeito de um onshore, cujas companhias se unem pra aumentar a eficiência sistêmica do negócio do onshore brasileiro, a compra de Guamaré, a execução da compra de Guamaré, mas mais do que isso, a operação conjunta de Guamaré já tem mostrado não só um custo abaixo do que se esperava de forma muito rápida, como grandes avanços como esse, de uma parada que conseguiu se reduzir em 10 dias do que estava originalmente planejado e reduzir Capex, reduzir tempo de execução. De qualquer forma, fez com que a gente comprasse gás pra entregar nesse período. Em geral, a gente compra muito próximo do preço, não tem um prejuízo financeiro material na compra de gás.

Speaker #4: Então, isso, mas de qualquer forma, fez com que a gente comprasse gás para entregar nesse período e esse gás tem efeito não só em geral, a gente compra muito próximo do preço, então não tem prejuízo financeiro material na compra de gás.

Speaker #4: Entretanto, tem o prejuízo da não venda do nosso gás e não venda dos nossos líquidos, que esses gás produz. E isso tem efeito negativo bastante grande no estado da companhia.

José Maria de Mello Firmo: Tem o prejuízo da não venda do nosso gás e não venda dos nossos líquidos, que esse gás produz, e isso tem um efeito negativo bastante grande no resultado da companhia. Acho que é isso que a gente mostrou, sem dúvida nenhuma, um trimestre onde a gente começa a capturar, que não é esse, é o próximo trimestre que a gente captura de forma definitiva o aumento do preço de petróleo, o efeito do aumento do preço do petróleo no gás no Q1. Um trimestre que a gente captura isso sem a compra de gás, é um trimestre que o resultado financeiro do gás melhora bastante pra nós.

Speaker #4: Então, acho que é isso que a gente mostrou, sem dúvida nenhuma, trimestre onde a gente começa a capturar que não é esse, é o próximo trimestre que a gente captura de forma definitiva o aumento do preço de petróleo, o efeito do aumento do preço de petróleo no gás no primeiro trimestre, trimestre que a gente captura isso sem a compra de gás, é trimestre que o resultado financeiro do gás melhora bastante para nós.

Speaker #3: Perfeito. Ele pediu um update sobre a negociação com a Bahia Gás.

Marília Nogueira: Perfeito. Ele pediu um update sobre a negociação com a Bahiagás.

Speaker #4: A Bahia Gás fez a chamada pública e está no processo. Acho que esse é tudo que eu posso dizer. O processo está caminhando, foi feita a chamada pública, as companhias apresentaram seus respectivos projetos.

José Maria de Mello Firmo: A Bahiagás fez a chamada pública e está no processo. Acho que isso é tudo que eu posso dizer. O processo está caminhando, foi feita a chamada pública, as companhias apresentaram seus respectivos projetos e entra agora no processo natural da Bahiagás.

Speaker #4: E ele entra agora no processo natural da Bahia Gás.

Speaker #3: Perfeito. A gente já está aqui em cima do horário, mas tem algumas perguntas aqui sobre dividendos que eu acho importante a gente ir abordar.

Marília Nogueira: Perfeito. A gente já está aqui em cima do horário, tem algumas perguntas aqui sobre dividendos, que eu acho importante a gente abordar. A pergunta do Montanari: a companhia tem anunciado distribuição de dividendos JCP de maneira recorrente. Como vocês enxergam sobre o nível de alavancagem mais adequado para a RECV3? Existe um range de alavancagem com o qual vocês se sentem confortáveis e que serve como referência para balizar futuras distribuições aos acionistas?

Speaker #3: Então, a pergunta do Montanari, a companhia tem anunciado distribuição de dividendos do JCP de maneira recorrente. Como vocês enxergam sobre o nível de alavancagem mais adequado para RECV?

Speaker #3: Existe range de alavancagem com o qual vocês se sentem confortáveis e que serve como referência para balizar futuras distribuições aos acionistas?

Speaker #4: Deixa eu começar e aí passo para você. Acho que a primeira resposta que eu posso dar para o Montanari é: alavancagem e dividendos são discussões completamente desconectadas para nós.

José Maria de Mello Firmo: Deixa eu começar e passo pra você. Acho que a primeira resposta que eu posso dar pro Montanaro é: alavancagem e dividendo são discussões completamente desconectadas pra nós. Alavancagem tem a ver com investimentos, tem a ver com a nossa capacidade de gerar novos projetos, sejam eles midstream, sejam na compra de midstream, sejam eles num M&A possível que a companhia queira fazer, ou até mesmo investimento no seu próprio desenvolvimento de reservas. Tem a conexão com a alavancagem. O que a gente fez, desde que a companhia mudou no seu patamar de investimento, que foi quando acabaram os pagamentos de aquisição dos ativos e tudo isso, a companhia começou a gerar muito caixa.

Speaker #4: Alavancagem tem a ver com investimentos, tem a ver com a nossa capacidade de gerar novos projetos, sejam eles em midstream, sejam na compra de midstream, sejam eles num M&A possível que a companhia queira fazer ou até mesmo investimento na sua própria desenvolvimento de reserva.

Speaker #4: Isso tem a conexão com a alavancagem. O que a gente fez desde que a companhia mudou no seu patamar de investimento, que foi quando acabaram os pagamentos de aquisição dos ativos e tudo isso, a companhia começou a gerar muito caixa.

Speaker #4: E neste momento a gente discutiu aquela estratégia de trimestralmente fazer uma avaliação com o conselho de alocação de capital, que levava em consideração os nossos investimentos, as oportunidades de M&A e consequentemente o que viesse de geração de caixa seria discutido com o conselho para uma possível distribuição ou buyback.

José Maria de Mello Firmo: Neste momento a gente discutiu aquela estratégia de trimestralmente fazer uma avaliação com o Conselho de Alocação de Capital, que levava em consideração os nossos investimentos, as oportunidades de M&A, e, consequentemente, o que viesse de geração de caixa, seria discutido com o Conselho pra uma possível distribuição ou buyback. Essa estrutura continua funcionando, só que ela é exclusivamente a discussão de geração de caixa, e não uma discussão de alavancagem. A alavancagem da companhia está muito confortável e ela está desse jeito por causa dos projetos, principalmente os projetos de M&A, que não estão, vamos dizer, hoje maduros o suficiente pra que ocorram. Eu acredito que a alavancagem tem muito a ver e será sempre uma discussão possível se a companhia encontrar, internamente ou externamente, oportunidade de alocação de capital.

Speaker #4: Então, essa estrutura continua funcionando, só que ela é exclusivamente a discussão de geração de caixa e não uma discussão de alavancagem. A alavancagem da companhia, está muito confortável e ela está desse jeito por causa dos projetos, principalmente os projetos M&A que não estão hoje maduros o suficiente para que ocorram.

Speaker #4: E eu acredito que a alavancagem tem muito a ver e será sempre uma discussão possível se a companhia encontrar internamente ou externamente oportunidade de alocação de capital.

Speaker #2: Talvez só complementaria dizendo que, excluindo essas oportunidades de M&A ou uma aceleração mais forte do CAPEX, a gente vê estruturalmente a companhia buscando manter o patamar de alavancagem razoavelmente baixo comparado com outros pares aqui do mercado.

Rafael Procaci da Cunha: Talvez só complementaria dizendo que, excluindo essas oportunidades de M&A ou uma aceleração mais forte do Capex, a gente vê estruturalmente a companhia buscando manter um patamar de alavancagem razoavelmente baixo, comparado com outros peers aqui do mercado. A gente tem uma política interna que prevê que essa alavancagem, idealmente, fique abaixo de 1.5 times. A gente está bem abaixo disso. Diria que, no momento, a gente não tem discutido muito, nem de aumentar, nem de diminuir a alavancagem em relação ao patamar que estamos atualmente.

Speaker #2: A gente tem uma política interna que prevê que essa alavancagem idealmente fique abaixo de uma vez e meia. A gente está bem abaixo disso.

Speaker #2: Diria que no momento a gente não tem discutido muito nem de aumentar nem de diminuir a alavancagem em relação ao patamar que estamos atualmente.

Speaker #3: Perfeito. E a última pergunta do Lucas, como vocês estão visualizando a alocação de capital na escolha entre distribuição de dividendos e recompra de ações?

Marília Nogueira: Perfeito. A última pergunta, do Lucas: como vocês estão visualizando a alocação de capital na escolha entre distribuição de dividendos e recompra de ações?

Speaker #4: Essa é uma discussão com o conselho. As opções são apresentadas sempre para o conselho. Até agora, eu acho que, principalmente devido ao fato de que a gente tem uma janela bastante favorável de JCPs, o conselho tem decidido que a melhor opção é retornar como dividendo, e cada acionista, cada investidor decide se quer ou não comprar as ações da companhia.

José Maria de Mello Firmo: Essa é uma discussão com o Conselho. As opções são apresentadas sempre pro Conselho. Até agora, eu acho que principalmente devido ao fato de que a gente tem uma janela bastante favorável de JCPs, o Conselho tem decidido que a melhor opção é retornar como dividendo e cada acionista, cada investidor decide se quer ou não quer comprar as ações da companhia. Eu acho que tem sido essa a discussão primária. O mecanismo de JCP permite que essa decisão seja tão vantajosa quanto pra companhia. Não sei se você quer complementar.

Speaker #4: Eu acho que tem sido essa a discussão primária: o mecanismo de JCP permite que essa decisão seja tão vantajosa quanto para a companhia. Então, a gente quer complementar.

Speaker #2: Acho que, normalmente, tem prevalecido a visão de tentar priorizar ao máximo o JCP, no sentido da eficiência tributária que ele traz para a companhia.

Rafael Procaci da Cunha: Normalmente, tem prevalecido a visão de tentar priorizar o máximo o JCP, no sentido da eficiência tributária que ele traz pra companhia. Obviamente, a gente discute periodicamente as alternativas de recompra de ações também como uma estratégia de alocação de capital.

Speaker #2: Mas, obviamente, a gente discute periodicamente as alternativas de recompra de ações também como uma estratégia de alocação de capital.

Speaker #3: Perfeito. Acho que a gente cobriu tudo aqui. A gente já chegou aqui no horário, mas se ficar mais alguma dúvida, pode pedir que a Rita está à disposição para responder com maior detalhe.

Marília Nogueira: Perfeito, acho que a gente cobriu tudo aqui. A gente já chegou aqui no horário, mas se ficar mais alguma dúvida, a equipe de IR está à disposição pra responder com maior detalhe.

Speaker #4: Muito obrigado. Obrigado.

José Maria de Mello Firmo: Muito obrigado.

Rafael Procaci da Cunha: Obrigado.

Speaker #3: Até a próxima.

Marília Nogueira: Até a próxima. Goodbye

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