CEO da companhia, Décio Oddone, disse em reunião de resultados trimestrais que o projeto pode ajudar na eficiência dos ativos. Ele também não descarta a perfuração nos ativos da Bahia

A Brava Energia pretende integrar as atividades de produção de gás dos ativos na Bahia com o que já existe no campo de Manati, afirmou o CEO, Décio Oddone, em reunião de resultados do 1T25 realizada nesta terça-feira (13). 

Estes ativos faziam parte do processo de desinvestimento da companhia de campos onshore e de águas rasas localizados na Bahia. No começo de maio, a Brava optou por encerrar as negociações. 

Segundo Oddone, a estação de compressão do campo tem capacidade de 6 milhões de m³/d e uma “grande ociosidade”. A companhia está em discussão com a Petrobras – operadora de Manati – para o uso da instalação. 

Além de ajudar na eficiência dos ativos, esta atividade pode influenciar no futuro de Manati. O consórcio formado por Petrobras (35%), Brava (45%) e GBS Storage (20%)) está planejando transformá-lo em um campo subterrâneo de armazenamento de gás natural – a decisão sobre a conversão pode acontecer ainda este ano. 

O CEO também destacou que a perfuração nestes ativos na Bahia está nos planos da companhia, mas somente quando os preços melhorarem. “Os projetos são rentáveis e continuam à disposição”, pontuou Oddone.

Ainda sobre o onshore, a Brava prevê diminuir o número de sondas em serviço, com expectativa de ter oito no 3T25. Além disso, o CFO, Rodrigo Pizarro, informou que, em 2025, a partir do terceiro trimestre, não são esperadas mais perfurações onshore. 

De acordo com o relatório de resultados trimestrais, a maior parte do Capex planejado para os campos onshore nos próximos 12 a 24 meses estão relacionados à compensação do declínio natural dos campos e potencial incremento de produção. 

Isto proporcionou flexibilidade para antecipar ou postergar investimentos, e a Brava decidiu por adiar algumas campanhas de perfuração e intervenção em terra, motivo pelo qual terminou o trimestre com 13 sondas e diminuirá o número ao longo dos meses. 

Resultados de produção e financeiros

No 1T25, a Brava produziu 70,8 mil boe/d, 80% maior que o visto no trimestre anterior (39,4 mil boe/d). O aumento está ligado ao início da operação do FPSO Atlanta, a retomada da produção em Papa-Terra em dezembro de 2024 e o primeiro trimestre completo de contribuição da participação de 23% em Parque das Conchas.

A produção média diária de óleo alcançou 58,5 mil bbl/d, um aumento de 100,4% ante o trimestre anterior (29,2 mil bbl/d). O resultado no trimestre é explicado pelos mesmos motivos da produção do upstream como um todo. 

Na produção de gás também houve aumento trimestral (+21,2%), indo de 10,2 boe/d a 12,3 mil boe/d. Como justificativa, a Brava apontou um maior volume registrado em Peroá (+16,6% na comparação trimestral); no Complexo Potiguar (+7,5% trimestralmente), com destaque para o polo Macau, que concluiu a instalação de novos compressores durante o 1T25; e a abertura de novos poços de gás associado em Cexis, no Complexo Recôncavo. 

Já no financeiro, a companhia registrou receita de R$ 2,87 bilhões, alta de 47,4% em relação ao 4T24 (R$ 1,94 bilhão). O lucro líquido foi de R$ 829,2 milhões, comparado ao prejuízo líquido proforma de R$ 20,7 milhões no mesmo período do ano anterior (1T24), e revertendo prejuízo líquido de R$ 1,028 bilhãono 4T24.

No caso do Ebitda ajustado, o aumento foi de 111,8%, indo de R$ 505,2 milhões a R$ 1,070 bilhão. A Brava registrou capex de R$ 886,4 milhões, redução de 31,7% ante o quarto trimestre (R$ 1,29 bilhões). 

“A redução no 1T25 está alinhada ao plano estratégico da Brava e reflete a gradativa redução da necessidade dos investimentos para os próximos períodos após a conclusão da fase mais intensa de implementação do projeto de Atlanta e estabilização dos aportes voltados à integridade de Papa-Terra”, explicou a companhia no relatório.

Fonte: Revista Brasil Energia