Petroleira alcançou produção média de 82,4 mil boe/d e reduziu o lifting cost em 18% ante o trimestre anterior; resultado líquido foi afetado pela marcação a mercado de contratos de hedge de petróleo.
A Brava Energia registrou Ebitda ajustado de R$ 1,58 bilhão no terceiro trimestre de 2026, alta de 22% em relação ao mesmo período do ano passado. O resultado foi acompanhado por uma produção média de 82,4 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/d), a maior marca trimestral da companhia em 2026, e pela redução do custo de extração para US$ 13,4/boe, queda de 18% na comparação com o segundo trimestre.
Apesar do avanço operacional, a petroleira encerrou o período com prejuízo líquido de R$ 156 milhões, revertendo o lucro de R$ 121 milhões registrado no terceiro trimestre de 2025. De acordo com a companhia, o resultado foi pressionado principalmente por despesas financeiras relacionadas à marcação a mercado de contratos de hedge de petróleo, que produziram efeitos contábeis sem saída de caixa equivalente.
A receita líquida somou R$ 3,39 bilhões, crescimento de 11% em reais na comparação anual, equivalente a 17% em dólares. A margem Ebitda ajustada alcançou 46,8%, avanço de quatro pontos percentuais em 12 meses.
Hedge pressiona resultado líquido, mas caixa operacional chega a R$ 1,1 bilhão
O impacto dos contratos de proteção contra oscilações do preço do petróleo concentrou-se no resultado financeiro. A marcação a mercado reconhece contabilmente mudanças no valor desses instrumentos, mas não corresponde, por si só, a um desembolso imediato no mesmo montante.
A distinção é relevante para a leitura do balanço: enquanto o prejuízo líquido refletiu os efeitos financeiros dos hedges, a operação gerou R$ 1,1 bilhão em caixa no trimestre, antes dos desembolsos relacionados a esses contratos. A Brava encerrou setembro com R$ 4,8 bilhões em caixa e alavancagem financeira de 2,0 vezes.
Na avaliação do diretor financeiro da companhia, Luiz Carvalho, o desempenho do trimestre está associado à disciplina na alocação de capital, à segurança operacional e ao aumento da eficiência dos ativos. A administração também destacou que a combinação entre maior produção no ano e manutenção da liquidez permite dar continuidade às campanhas de desenvolvimento.
Lifting cost recua no offshore e no onshore
O custo de extração consolidado ficou em US$ 13,4 por barril de óleo equivalente, redução de 18% em relação ao segundo trimestre. No segmento offshore, o indicador caiu 23% na mesma base de comparação, para US$ 10,8/boe.
A comparação sequencial mostra uma melhora dos custos operacionais, mas não deve ser confundida com um recorde histórico. O relatório de resultados informa que o lifting cost consolidado havia sido de US$ 13,3/boe no terceiro trimestre de 2025, ligeiramente abaixo do valor atual. Além disso, o indicador divulgado não inclui o custo de afretamento, que correspondeu a US$ 2,7/boe no período.
A produção média de 82,4 mil boe/d representou alta de aproximadamente 1% frente ao trimestre anterior, mas ficou 10% abaixo do volume do terceiro trimestre de 2025. O resultado foi influenciado, entre outros fatores, pela parada programada em Papa-Terra, realizada em agosto.
No onshore, a produção avançou 5% na comparação trimestral, alcançando 29,7 mil boe/d. O Polo Potiguar respondeu por 20,9 mil boe/d, com crescimento impulsionado pela ampliação da injeção de vapor nos poços produtores. A técnica busca elevar a recuperação de petróleo em reservatórios por meio do aquecimento do óleo, reduzindo sua viscosidade e facilitando o escoamento.
Brava mobiliza sonda para perfuração de novos poços em Atlanta
Na frente offshore, a companhia concluiu os poços PPT-52 e PPT-53 no campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos. O PPT-52 iniciou produção em 29 de setembro, enquanto o PPT-53 teve perfuração, completação e interligação concluídas, mas ainda dependia das aprovações regulatórias aplicáveis para entrar em operação.
Após a conclusão das atividades em Papa-Terra, a sonda Lone Star foi mobilizada para o campo de Atlanta, na Bacia de Santos. A unidade será utilizada na perfuração de dois novos poços, identificados como ATL-9H e ATL-10H, cuja entrada em produção está prevista para o primeiro semestre de 2027.
A campanha integra o plano de desenvolvimento do ativo, que registrou produção média de 31,9 mil boe/d no trimestre, considerando 100% de participação no campo. A Brava detém participação de 80% em Atlanta.
Centro de operações amplia monitoramento dos ativos terrestres
A companhia também inaugurou um Centro de Operações Integradas (COI) na Bahia, segunda unidade desse tipo implantada em 2026. A primeira foi aberta no Rio Grande do Norte, em julho.
As estruturas centralizam o acompanhamento das operações em tempo real e buscam integrar o monitoramento dos ativos terrestres, com foco em segurança, controle operacional e eficiência de custos. A iniciativa acompanha a retomada gradual da produção onshore, apoiada por intervenções em poços e pelo aumento da injeção de vapor no Polo Potiguar.
