Credit Pack – Prio, Brava e Origem
Ver Relatório CompletoPRIO – Resultados do 4T25
A PRIO entregou um trimestre operacional sólido no 4T25, com EBITDA ex-IFRS 16 atingindo US$341 milhões (+6% a/a e +7% t/t), amplamente em linha com as estimativas apesar do Brent mais fraco no período. A produção aumentou 46% t/t para aproximadamente 128 mil barris por dia, impulsionada principalmente pela consolidação da participação adicional de 40% em Peregrino e pelo melhor desempenho em Albacora Leste após intervenções operacionais. Maior offtake (+23% t/t), juntamente com melhora na eficiência operacional, sustentaram uma forte queda nos custos de extração (lifting costs) para US$12,5/bbl, ante US$17,4/bbl no 3T25.
A geração de fluxo de caixa foi negativa no trimestre, principalmente devido a conclusão da aquisição de Peregrino (-US$1,5 bilhão). Excluindo esse efeito, a geração de fluxo de caixa teria sido marginalmente negativa (-US$50 milhões), refletindo sobretudo o capex elevado relacionado às perfurações em Wahoo e a outras atividades de desenvolvimento (capex total de US$252 milhões). Como resultado, a dívida líquida aumentou para US$4,3 bilhões, com a alavancagem líquida subindo para 2,3x (ante 2,0x no trimestre anterior), ainda em nível considerado controlável. Esperamos que, à medida que a produção continue em crescimento e a produção em Wahoo comece a se estabilizar, o perfil de geração de caixa da companhia se fortaleça, apoiando uma melhora gradual dos indicadores de alavancagem.
O relatório atualizado de reservas elevou as reservas 1P para aproximadamente 757 milhões de barris antes do fechamento remanescente de Peregrino e para 811 milhões de barris incluindo a participação adicional. O VPL-10 permanece amplamente estável em cerca de US$16,4 bilhões, embora o perfil de fluxo de caixa tenha sido parcialmente deslocado para anos posteriores, refletindo uma perspectiva mais conservadora para a produção no curto prazo e capex esperado mais elevado, particularmente relacionado ao atraso no desenvolvimento de Albacora Leste e a novas perfurações dentro do cluster Frade/Bravo. As reservas de Peregrino aumentaram para 216 milhões de barris (base 100%), enquanto Albacora Leste continua representando uma parcela relevante da base de reservas, com aproximadamente 273 milhões de barris.
Nossa visão: os resultados do 4T25 reforçam os principais pontos fortes da PRIO em relação a outras Juniors Oils na América Latina, particularmente seu crescimento de produção e custos de extração estruturalmente baixos. Embora a reposição de reservas tenha ficado ligeiramente abaixo do esperado, a companhia mantém um sólido índice de vida de reservas (Reserve Life Index) e apresenta um dos perfis de custo de produção mais competitivos entre os pares, bem-posicionada para sustentar forte geração de fluxo de caixa no médio prazo. A proposta de imposto sobre exportação de petróleo no Brasil introduz uma camada adicional de incerteza, especialmente considerando que a PRIO exporta essencialmente toda a sua produção. Mesmo sob o modelo proposto, no entanto, cenários de Brent mais elevados ainda poderiam se traduzir em maior geração de fluxo de caixa e compensar qualquer impacto potencial dessas medidas. É importante destacar que a medida provisória ainda requer aprovação do Congresso e pode enfrentar desafios legais e políticos. De forma geral, continuamos vendo a PRIO como um dos perfis de crédito mais sólidos no segmento de exploração e produção da América Latina.
BRAVA – Resultados do 4T25
A Brava reportou um 4T25 mais fraco, com EBITDA ex-IFRS 16 de US$150 milhões (-37% t/t), refletindo produção mais baixa, preços de Brent menores e descontos maiores no petróleo. A produção caiu 16% t/t para 77 mil barris equivalentes por dia, enquanto offtake recuou 15% t/t para 6,6 milhões de barris equivalentes. Os descontos sobre o petróleo aumentaram para US$8,1/bbl, ante US$7,2/bbl no 3T25. O preço do gás natural melhorou modestamente para cerca de 10,8% do Brent (ante 9,3% no trimestre anterior), compensando parcialmente o resultado mais fraco para o petróleo no período.
O desempenho operacional foi impactado principalmente por manutenções em Papa-Terra e Parque das Conchas, menor produção em Atlanta (24,5 mil boed vs. 30 mil no trimestre anterior) ligada a ajustes no FPSO e volumes mais fracos em Potiguar (20,4 mil boed vs. 25,2 mil no 3T25). Como resultado, os custos de extração aumentaram para US$17,3/boe, ante US$15,7/boe no 3T25. O EBITDA de exploração caiu para US$154 milhões, frente a US$233 milhões no trimestre anterior, enquanto o EBITDA de distribuição recuou para US$4 milhões, ante US$8 milhões.
Apesar dos resultados operacionais mais fracos, a Brava ainda gerou aproximadamente US$8 milhões de geração de fluxo de caixa no 4T, destacando certo grau de resiliência em seu perfil de geração de caixa. O capex caixa totalizou cerca de US$111 milhões, refletindo investimentos em andamento, incluindo a campanha integrada offshore em Papa-Terra e Atlanta (dois poços em cada campo), bem como o projeto de vapor em Potiguar. A dívida líquida caiu ligeiramente para US$1,66 bilhão, apoiando uma melhora modesta na alavancagem para 2,2x Dívida Líquida/EBITDA, ante 2,3x no 3T25 e bem abaixo do nível de aproximadamente 3,4x registrado no 1T25.
Para 2026, a companhia fez o hedge de aproximadamente 11,2 milhões de barris via NDFs a um preço médio de US$64,3/bbl e mais 5,7 milhões de barris via estruturas de zero-cost collars entre US$63 e US$75/bbl. No total, cerca de 64% da produção de petróleo para 2026 (ou 51% da produção total) está protegida a um preço médio ponderado de aproximadamente US$68/bbl. Embora essa estrutura limite parte do potencial de alta em ambientes de preços de petróleo mais fortes, ela oferece proteção relevante ao fluxo de caixa. Considerando que a Brava possui uma estrutura de custos de produção mais elevada em relação à PRIO, o hedge desempenha um papel importante na manutenção do lucro líquido e no suporte a uma trajetória de desalavancagem mais previsível.
Nossa visão: os resultados reforçam a resiliência da Brava em relação a outras Juniors Oils na América Latina (especialmente fora do Brasil). Apesar do Brent mais fraco, da produção menor e dos custos de extração mais elevados, a companhia ainda entregou geração positiva de fluxo de caixa e uma modesta redução de alavancagem. Embora o hedge de produção de 2026 limite parte do potencial de alta em cenários de petróleo mais forte, ele melhora significativamente a visibilidade do fluxo de caixa e ajuda a mitigar a volatilidade do preço do petróleo. Em relação ao imposto proposto sobre exportações, a Brava parece comparativamente menos exposta, já que apenas cerca de 35% das receitas estão ligadas às exportações de petróleo, com as vendas domésticas de petróleo e gás oferecendo isolamento parcial. Mesmo incorporando o imposto e a estrutura de hedge existente, cenários de Brent mais elevados ainda poderiam se traduzir em maior fluxo de caixa para o acionista. Como mencionado anteriormente, a medida permanece incerta devido à necessidade de aprovação pelo Congresso e a possíveis desafios legais.
Origem – Resultados do 4T25
A Origem encerrou o ano com receita líquida de R$ 1,8 bilhão (+20% a/a), impulsionada por uma produção mais estável ao longo do período, com média de 12,8 mil boe/d (vs. 10,5 mil boe/d em 2024). Apesar da queda no 4T25, quando a produção atingiu 12,5 mil boe/d (vs. 14,4 mil boe/d no 4T24), houve melhora em relação ao 3T25 (11,9 mil boe/d). Vale destacar que o desempenho de 2024 foi significativamente impactado por paradas não programadas no 2T24 e 3T24, com produções de 9 mil boe/d e 7,4 mil boe/d, respectivamente. Com o aumento da produção, o EBITDA apresentou recuperação relevante, alcançando R$ 747 milhões (+55% a/a), suportado também por um maior controle de custos, bem como SG&A estável (R$ 219 milhões). O resultado financeiro foi positivo em R$ 70 milhões (vs. -R$ 1,1 bilhão em 2024), refletindo principalmente o efeito favorável da marcação a mercado dos swaps da dívida e valorização do real, que reverteu parcialmente os impactos cambiais negativos do ano anterior. Como resultado, a companhia registrou lucro líquido de R$ 553 milhões, frente a prejuízo de R$ 512 milhões em 2024.
O fluxo de caixa operacional (ex-derivativos) totalizou R$ 838 milhões (vs. R$ 425 milhões em 2024), enquanto o capex somou R$ 664 milhões (-5% a/a), refletindo a perfuração de três novos poços no Polo de Alagoas, o avanço do projeto de estocagem subterrânea de gás e o início das operações do terminal MAC11A. As despesas financeiras pagas (juros, swaps e arrendamentos) atingiram R$ 384 milhões (+25% a/a), resultando em fluxo de caixa livre negativo de R$ 210 milhões. Apesar da queima de caixa, a dívida líquida recuou para R$ 2,5 bilhões (-7% a/a), beneficiada principalmente pela marcação a mercado dos swaps da dívida e pela variação cambial, que contribuíram com reduções de R$ 356 milhões e R$ 100 milhões, respectivamente. A recuperação do EBITDA combinada a esses efeitos, direcionou a alavancagem para 3,4x (vs. 5,7x em 2024). Adicionalmente, a companhia encerrou o ano com posição de liquidez confortável, com R$ 1,1 bilhão em caixa frente a uma dívida de curto prazo de R$ 43 milhões.
Ao longo do ano, a companhia avançou no desenvolvimento do Polo de Alagoas, que atingiu produção de 12,3 mil boe/d, respondendo por praticamente a totalidade do volume produzido. Os dados da ANP indicam uma produção de 10,6 mil boe/d em janeiro e 9,4 mil boe/d em fevereiro. A companhia esclareceu que a redução observada decorreu de uma parada programada para manutenção no fim de janeiro e início de fevereiro. Adicionalmente, a companhia informou que espera uma retomada gradual para níveis normalizados nos próximos meses, sustentada pela entrada de novos poços.
No contexto de novos projetos, a Origem foi vencedora do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), garantindo o direito de implantar sete usinas termelétricas a gás natural. O investimento estimado é de aproximadamente R$ 2,0 bilhões, para uma capacidade total de 380 MW, com entregas já contratadas de 330 MW em 2028 e 50 MW adicionais em 2029. Os projetos serão localizados em Pilar (AL) e poderão ser abastecidos com gás produzido pela própria companhia no Polo de Alagoas. A companhia informou que já endereçou grande parte do fornecimento das máquinas necessárias ao projeto, o que reduz o risco de execução, e espera assinar o Contrato de Reserva de Capacidade (CRCAP) entre outubro e novembro. O planejamento inclui ainda a integração do projeto de Estocagem Subterrânea de Gás Natural (ESGN) às usinas, reforçando a segurança de abastecimento e a gestão de estoques, com minuta de autorização já aprovada pela ANP.
O projeto representa um avanço relevante na estratégia de verticalização, abrangendo exploração, comercialização e distribuição de gás, além da geração termelétrica com produção própria, beneficiada por receitas recorrentes via modelo de reserva de capacidade. A estocagem de gás também amplia a flexibilidade comercial, permitindo melhor aproveitamento da volatilidade dos preços de gás no Brasil, principalmente com sua integração à TAG. Por fim, a companhia destacou o início da operação do Terminal MAC11A, fortalecendo a autonomia no escoamento da produção de óleo.
Nossa visão: O resultado de 2025 apresentou os sinais de melhora aguardados pelo mercado e a reversão dos impactos pontuais de 2024, com recuperação de EBITDA, suportada pela manutenção da produção próxima ao patamar de 12 mil boe/d ao longo do ano. Apesar da melhora operacional, a alavancagem permanece em patamar elevado e acima do esperado (3,4x), reforçando a necessidade de aumento no volume explorado como um dos principais vetores para sua redução. Com a emissão de dívida de R$ 1,4 bilhão ao final de 2025 a companhia reforçou sua liquidez em caixa, porém dado o volume de investimento futuros, o foco será garantir o financiamento para o projeto de termelétricas. O ganho com a elevação do preço do petróleo, deve ser parcialmente contido pelo teto dos contratos de take-or-pay que a companhia possui com a BahiaGás e AlGás, mas tende a dar suporte à melhora da receita ao longo de 2026, caso o ritmo de produção permaneça.
No curto prazo, o principal ponto de atenção permanece na capacidade da companhia de expandir a produção e na execução do capex, que atualmente pressiona a geração de caixa, somado a despesas financeiras elevadas. Após o LRCAP, a perspectiva do crédito tende a se concentrar na estrutura de financiamento do projeto, que não deve representar um obstáculo relevante, dada a previsibilidade das receitas, o perfil do ativo e o maior interesse por parte dos financiadores. O principal risco segue sendo a execução dentro do cronograma, ainda que parcialmente mitigado pela contratação de fornecedores de renome. Até a entrada em operação das termelétricas (prevista para 2028 e 2029), o nível de endividamento deve aumentar ligeiramente, reforçando a importância de uma estrutura de financiamento adequada e prazos alongados. Uma vez concluídos, os projetos devem fortalecer o modelo de negócio, com as térmicas contribuindo para reduzir a volatilidade associada à exploração de gás.