Good afternoon, everyone. I'd like to thank everyone who's joining us on this earnings conference call. I will start by briefly summarizing my history at the company, and then highlighting the main results of the year 2025, which was very good for the company. Brava is a great oil and gas investment platform. The fund I represent built a relevant stake in the company in early 2025, which led me to take a seat at the board of directors and then to the position of chairman. I designed the shareholders agreement, which helps build the necessary alignment between the leadership team, executives, and shareholders of the company. After a year of beginning of this story, I can say that Brava is on the right track.
We ended a cycle of project implementation and began a new cycle focused on stabilizing production and unlocking value through portfolio management, capital allocation, and consistent results. In this transition, we made changes in the leadership team in a gradual and coordinated manner in order to reflect this new moment and ensure focus on the company's goals. I, along with the signatories of the shareholders agreement, share the view that we have the opportunity and potential to be more than good operators of oil and gas assets. We can be excellent allocators of capital in projects in the sector, and we have the best vehicle to do so. We had a transformational year in 2025. Brava showed strong evolution in absolutely all business metrics from the operational, safety, efficiency, and financial point of view. We renewed our annual production record.
We produced more than 81,000 barrels of oil equivalent daily, an increase of 46% year-on-year. Operating efficiency across our portfolio supported records in all financial indicators. Revenue exceeded $2 billion, and we recorded the company's lowest level of lifting cost in our history. These milestones boosted our results and expansion of EBITDA, which exceeded $800 million in the full year and was fundamental for the strong reduction in the net debt over EBITDA ratio, which ended the year close to 2x. 2026 marks the beginning of a new cycle for Brava. We will focus on strengthening the safety culture and the sense of ownership of our team. For Brava, every barrel counts.
Our industry is cyclical, and the focus of this management is to ensure that Brava is prepared to operate profitably in cycles of low oil prices and deliver strong results in cycles of high commodity prices. In January, we started an intense cost reduction program. Our goal is to make the company even more efficient. In this project, we have already identified more than BRL 100 million worth of savings in existing contracts, and we will continue to focus on efficiency strategically. In mid-February, we announced the arbitration decision that will support the consolidation of the full result of Papa-Terra field, an initiative that joins many others focused on the company's portfolio management.
I reaffirm our commitment to continuously seek a company that operates safely and efficiently to support the achievement of our main goals, i.e., the reduction of the company's leverage, the reduction of our cost of debt, efficient management of the portfolio, and capital allocation, in addition to creating value for our shareholders and stakeholders. Before closing, I highlight the relevance of the Atlanta project. We received from OTC the highest award in the oil and gas industry. This shows the high technical and project execution capacity of our team. This is a historic feat for an independent Brazilian oil and gas company, confirming that Brava has the most qualified technical staff in the national oil and gas industry. Now, I will turn the floor to our operations officers, Travassos and Boeri. I'd like to welcome our new CFO, Luiz Carvalho, in his first participation in our earnings calls.
Thank you both.
Thank you, Richard.
Good afternoon, everyone. Thank you for your presence, and I take this opportunity to register my best wishes and success to Richard in this first earnings conference call. I will highlight some of the key points about the offshore division, but before that, I will use this slide on the screen to provide a snapshot of the company's production results. The slide serves primarily as a reference for those who do not follow our operations so closely. On the left, we highlight our main production clusters in addition to our infrastructure in Rio Grande do Norte. On the right, the slide already illustrates well the production growth that the company has been delivering quite consistently, especially oil production, which accounts for 81% of what we produce.
When we look at the bottom of the slide, these three colored bars bring a breakdown of production growth by asset, where we can observe a good consistency in onshore production, which Boeri will detail a little later, and a very substantial growth in the offshore segment caused by BC-10 or made possible with the start of operations of BC-10 in Brava Energia's portfolio at Papa-Terra, by the increase in production at Atlanta field, as well as by the increase in production and efficiency at Papa-Terra. Production in 2025 grew around 46% compared to 2024, and is the current production record for the company, even when compared to the combined production of the two companies that are now Brava Energia. Speaking a little about the offshore business, now I would like to highlight Papa-Terra field.
This is an asset that has throughout 2025 presented higher production in absolute numbers since it started with an average production in the first quarter of approximately 14,000 barrels daily, increasing to an average production of 19,000 barrels in the following quarters without the addition of new wells. More than that, it has been showing a very consistent operating efficiency. The slight reduction we see in the chart in Q4 2025 results from a production shutdown that was scheduled, which was, by the way, successfully carried out in November. This shutdown took place with a duration and cost below budget. Now, turning to cost, it is important to highlight the significant reduction in lifting cost during the year of 2025.
This is the result not only of the increase in production that I mentioned just now, but also of lower operating costs, renegotiation of contracts, return of leased equipment, optimization of teams, among other measures. We are convinced that we will further reduce the lifting cost, not only by increasing production coming from the two new wells scheduled in our campaign, I will detail that in a moment, but also by new cost reductions already negotiated in current contracts. Well, moving on to the next slide, I'd like to detail our integrated campaign, Atlanta and Papa-Terra, two wells in each asset. I'd like to remind you that this campaign is fully contracted, therefore, there is no risk of fluctuation in prices or deadlines due to any geopolitical factor. I just want to make that very clear. The rig we will use is the Lone Star rig.
It is already on its way to the location after having completed the preparation and loading stage here in Guanabara Bay. It has already been inspected by the control agencies, including IBAMA. It has also presented all the evidence for approval by the environmental agency, so we do not expect any events or complications, and we plan to start drilling at Papa-Terra field. That is, rig, the seabed now, in the second half of March, as foreseen in our schedule. The slide brings a timeline of the main events planned. We estimate that the wells have a production potential, so I am not giving you any prediction of production, but rather their potential with all the uncertainties that exist in this type of production development.
To give you a number estimate, between 10,000 and 13,000 barrels daily at Papa-Terra, and between 15,000 and 20,000 at Atlanta, considering Brava's 100% working interest. Well, on this slide, I highlight the OTC award. Before talking about the relevance of this award for us, I would like to highlight what it represents for any oil and gas company. Receiving the OTC award, which is also consolidated as the main global forum for the technological and strategic development of the offshore oil and gas industry, represents an important seal of excellence and capacity in the execution of highly complex projects. This award is recurrently considered the Oscar of the oil and gas industry. For us at Brava, we are the first independent company outside the U.S. to win this award.
In addition, we are also the first independent Brazilian company to develop a deepwater project from its conception, all the way to efficient and safe production, which is already happening, and which was delivered, by the way, on time and on budget. This is clear proof of our ability to develop projects and to operate complex assets, to establish partnerships with various players from the most different levels of the industry. This global recognition demonstrated by this award is proof of the technical quality of our team, the courage of our shareholders, and the trust of our partners, as well as of our suppliers. On behalf of Brava Energia, I would like to express my gratitude to all people involved. With that, I give the floor to Jorge Boeri, who will speak about the onshore segment.
Thank you, Travassos. After ending the third quarter with a production of 25,000-35,000 barrels of oil equivalent per day, the highest level in the history of Brava Onshore, in the fourth quarter, we recorded a reduction to 30,000 BOE. I'd like to report the reduction is exclusively due to the required shutdown of certain facilities in the Potiguar Basin, which occurred in October of last year. This is a one-off event unrelated to the quality of the assets. Desde então, nossa atuação tem sido focada na retomada segura das operações. Já reestabelecemos 100% das estações de teste e avançamos na reativação das instalações de produção parada e dos geradores de vapor. Nos campos de óleo pesado, a injeção de vapor é fundamental para sustentar o volume. Sua interrupção impacta na produção a curto prazo, mas não altera o potencial do reservatório.
A experiência do ano 2023, quando também enfrentamos uma interrupção temporária da injeção, demonstrou que uma vez normalizada a injeção de vapor, os volumes tendem-se a recuperar de forma consistente. Isso reforça a nossa confiança na retomada. É importante contextualizar este desempenho dentro de nossa estratégia de forte disciplina de capital. Lembrar que desde junho do ano passado não estamos realizando atividades de perfuração e mantemos um nível mínimo de workover. Isso reduz de forma relevante os nossos Capex e amplia a geração de caixa no curto prazo. Manter a produção em um cenário de investimento reduzido é algo que conseguimos até a interdição. Demonstra a robustez de nossos ativos e a eficiência de nossa gestão de reservatório. Portanto, estamos diante de um impacto conjuntural sobre volumes enquanto mantemos uma estratégia estrutural de disciplina financeira e eficiência operacional.
Passando ao próximo slide, gostaria de destacar um vetor estrutural de criação de valor: a implantação de nosso IOC, Centro Operações Integrado, tanto no Rio Grande do Norte como na Bahia. No Rio Grande do Norte, estamos migrando de 21 salas de controle distribuídas em um campo para uma única central, a sala centralizada, integrando a supervisão operacional e a coordenação logística. Estamos começando os primeiros two condutores. Esse movimento traz ganhos claros de escala e eficiência, com foco em redução de custos operacionais, redução de tempos de resposta, diminuição de perdas de produção, otimização na utilização dos recursos contratados e aumento de segurança de nossas operações. Na Bahia, avançamos com a consolidação de uma única sala de operações, uma sala unificada, e a implantação de two condutores, que já apresentam redução relevante nos tempos de resposta e aumento de produtividade.
Essas iniciativas são estruturais e devem gerar ganhos recorrentes de eficiência. Falando brevemente do downstream, nosso ativo industrial também passa por uma fase importante de fortalecimento operacional. Estamos finalizando a construção de um tanque com capacidade de 35,000 metros cúbicos, ampliando nossa flexibilidade logística e reduzindo a exposição a eventuais atrasos na chegada de navios. Também estamos construindo uma quarta unidade de tratamento de óleo, aumentando a confiabilidade do sistema. Desde o primeiro de janeiro já operamos uma estação de descarga para caminhões de trem, elevando também a eficiência de nosso transporte rodoviário. Em resumo, mesmo diante um impacto operacional pontual, seguimos combinando disciplina de capital, geração de caixa e iniciativas estruturais de eficiência, posicionando o onshore para retomar o crescimento com maior alavancagem operacional quando o ciclo de investimento for reativado. Com isto, passo a palavra a nosso CFO, Luiz Carvalho.
Obrigado, Boeri. Bem, agora eu vou passar pelos highlights financeiros do ano de 2025 e do quarto trimestre de 2025. O que é importante salientar nesse slide, que apesar de um cenário macro mais adverso, a companhia conseguiu apresentar crescimento de receita, mesmo com o Brent médio 14% menor do ano passado, a gente entregou um crescimento de receita superior a 15% ano contra ano. Esse resultado reflete um forte crescimento operacional, com produção aumentando 46% no ano de 2025. Isso é uma consequência do offshore representando a maior parte da geração de receita, consolidando as estratégias da companhia. Passando pro slide do EBITDA, acho que o que é importante salientar aqui é que houve uma expansão de margem e geração de caixa ao longo de 2025. A companhia entregou um EBITDA recorde de $806 million, um crescimento de 21% ano contra ano.
A margem EBITDA expandiu pra cerca de 39%, refletindo os ganhos de eficiência operacional. Após a implementação da fase one de Atlanta, todos os segmentos passaram a gerar caixa positivo. Tanto o onshore quanto o offshore postaram melhorias do ponto de vista de rentabilidade ao longo do ano passado. Indo pros slides do lifting cost, o que é importante salientar aqui é a forte redução de custos que a gente viu ao longo de 2025. O lifting cost caiu pro menor nível histórico da companhia, cerca de $15.70. No offshore, a redução foi de aproximadamente 16% ano contra ano, muito impulsionada por uma maior produção e mais eficiência. Com a campanha de perfuração prevista, ainda temos espaço no calendário pra redução de custos unitários ao longo do ano de 2025. Indo pros slides do Capex, a mensagem central aqui é a disciplina de capital da companhia.
2024 marcou um ano de investimento intenso por conta do projeto de Atlanta, enquanto 2025 marcou o quinto trimestre consecutivo de redução de Capex após esse fase. O Capex offshore caiu cerca de 60% ano contra ano, após a conclusão da implementação de Atlanta. No onshore, a redução de investimentos refletiu otimização das frotas e maior eficiência operacional em quase todos os campos. No próximo slide, esse talvez seja o mais importante da parte financeira. Muito importante ressaltar aqui a desalavancagem consistente que a gente viu ao longo do ano de 2025. A gente encerrou o ano com mais de $1 bilhão em caixa, reforço de liquidez da companhia. A alavancagem caiu de 3.4x pra cerca de 2.1x ao longo de 2025, o que mostra clara trajetória de desalavancagem da companhia.
A gestão ativa do passivo também permitiu a redução do custo médio da dívida, que continua sendo um grande foco da diretoria, e vemos espaço para mais reduções adicionais ao longo dos próximos anos. Próximo slide, vale a pena reforçar a geração de caixa consistente da companhia. O trimestre entregou mais um período com fluxo de caixa livre positivo. A geração de caixa operacional foi suficiente pra financiar o Capex, hedge e outras operações financeiras. Basicamente, combinando uma liquidez robusta com geração de caixa, mantendo uma estrutura de capital sólida. Bem, indo pro slide de hedge, a mensagem principal aqui é a proteção da geração de caixa da companhia. Nossa estratégia de hedge busca proteger o downside, enquanto preserva a participação no upside do petróleo. A gente vem utilizando uma combinação de collars, puts e NDFs, que mantém a flexibilidade financeira, com contratos que não preveem chamada de margem.
O objetivo aqui é garantir a previsibilidade de caixa, sem comprometer o upside ao banco. É importante dizer que em relação aos fretes, a gente conseguiu travar algumas cargas antes desse spike de custos. Já em relação aos cracks, não havíamos realizado proteções, mas agora, com cenário mais positivo, a gente vem sendo bastante ativo nesse tipo de contrato. Quando a gente considera todas essas variáveis juntas, a gente observa um netback bastante positivo pra companhia, olhando o segundo trimestre pra frente. Bem, indo pro último slide, quando a gente olha pra trás, vale a pena destacar a geração de valor desde o merger que resultou na criação da companhia. Em 2024, a nossa produção era em torno de 55,000 barris, nosso EBITDA de $660 million, nosso lifting cost acima de $17 e a nossa alavancagem acima de 3x.
Para 2025, nossa produção cresceu para 80,000 barris, nosso EBITDA subiu para $800 million, nosso lifting caiu para $15 por barril e a nossa alavancagem bateu quase 2x. Nesse sentido, vale a pena destacar que, em 2026, a gente criou um programa de redução de custos e gestão de contratos, que a gente vem chamando de Brava Efficient. Até agora, a gente mapeou BRL 150 million em redução de custos, com 50% desse montante já realizado. Desse total, BRL 90 million tão focados em contratos e outros BRL 60 million em outras iniciativas. Quando a gente olha agora para frente, nosso foco continua basicamente em quatro pontos: primeiro, estabilidade da produção com segurança das nossas operações. Segundo, geração de caixa com redução adicional da nossa alavancagem, o que vai permitir uma transferência de valor de dívida para o equity.
Terceiro, execução da campanha de perfuração do Papa-Terra e Atlanta, on time e on budget. Por fim, manter uma gestão ativa do nosso portfólio, com foco de travar valor pros nossos acionistas. Depois disso, a gente pode passar pro Q&A.
Iniciaremos agora a sessão de perguntas e respostas. Para fazer perguntas, por favor, clique em levantar a mão. Por favor, aguarde enquanto coletamos as perguntas. A nossa primeira pergunta vem do Senhor Tasso Vasconcellos, do UBS. Por favor, pode prosseguir.
Oi, boa tarde. Obrigado pegar as minhas perguntas. Richard e Luiz, acho que já até tinha falado antes, mas aproveito aqui pra reforçar o desejo de boa sorte aí no início das suas desafios. Se eu puder fazer duas perguntas aqui do meu lado, uma primeira em dividendos. Quando a gente olha o balanço de vocês agora, do quarto tri, parece que vocês anunciaram um dividend payout ali na casa de BRL 50 million, né?
Eu queria entender um pouquinho como que foi feito o ajuste na base de lucro pro cálculo desse dividendo, entender como que tão as discussões internas pra esses dividendos daqui em diante, e talvez o principal ponto aqui é entender se não faria sentido, eventualmente, até zerar esse dividendo mínimo no estatuto de vocês, pra companhia continuar focada nesse processo de desalavancagem, eventualmente a gente não tá tendo essa discussão agora. Um segundo ponto aqui, uma segunda pergunta, aproveitando esse anúncio aí de agora há pouco sobre a taxação de petróleo, já dá pra ter uma expectativa do potencial impacto pra Brava? Quantos % da produção vocês têm exportado hoje? E se eventualmente esses hedges que vocês têm feito, se isso poderia, de certa forma, impactarem vocês negativamente em dobro, né?
Se vocês tão com algum tipo de gap no upside do Brent, eventualmente tem algum impacto também com essa taxa de exportação. É só um feedback mais geral de vocês. Obrigado.
Taxation. I'd like to get your feedback on this. Thank you, Tasso. Luiz will answer this. Thank you, Tasso.
As for dividends, starting with the first question. The company has a policy we follow, minimum compulsory dividend payout of 25%. There was a discussion regarding perhaps using a portion of the so-called non-cash profit. We understood that given what is set forth as minimum compulsory dividend payout, we thought it made sense without hurting our liquidity. Today we have more than $1 billion in cash in the company. $50 million is not a relevant amount in that context, so the board of directors thought it would be good to distribute that amount. Looking forward, that's a discussion that we will have eventually at the right timing.
The moment that the company achieves a net debt over EBITDA ratio below 1.2-1.5 times. We might then discuss whether we can change the bylaws or not. At the moment, there's no such discussion. At the moment, we decided to pay the minimum dividends. Second question was about taxation. This is obviously very recent news. Our tax team is looking into that to calculate and see what possible impact the company can feel. What I can say is that in 2025, approximately 30% of our revenue came from exports. In terms of portfolio, that's the beauty of Brava's portfolio. We have the most verticalized and integrated portfolio, and this in a way is protective for us. It protects us against this kind of measure. We are relatively comfortable in regards to all of these changes announced today.
It is way too soon for us to understand the possible implications for the company. Lastly, you asked about hedging. Perhaps we'll speak more about this in another question. Basically, we have a policy of hedging our cash generation in 2026, where we will have a concentration of investments related to the drilling campaign at Papa-Terra and Atlanta. Up until two weeks ago, we had 10 out of 10 analysts having an opinion that oil prices would be down to $50 or more challenging levels of price. The company decided to hedge a non-substantial part of our production to ensure cash generation. Regarding hedging, there is no type of contract that would have predicted a margin call. Secondly, the curve that we use to define the thresholds is relatively conservative, not to say very conservative.
We use the PDP curve, so we have a significant portion of our production still exposed to short-term oil price. There is an expectation for Brava to capture part of those upsides. To end this explanation on hedging, we presented during the presentation the slide and in our earnings release, which is that we are discussing the Brent hedge. We have to take into account that there are other very relevant cushions in the composition of the final price. In that context, we had good hedging for freight for the next three or four offloads. We got a freight price before the spike that we saw recently. In terms of the crack spread, which is the difference between our product vis-à-vis the Brent, we had not hedged anything, and we are able to capture these better spreads that we are seeing now.
The past quarter we saw Brent minus $10, minus $11, given the whole geopolitical context. Now in the last offload we saw a positive Brent. Just to say that when we talk about hedging vis-à-vis what we have seen in terms of freight, crack spread and Brent, the netback is positive for Brava in this context. Thank you.
Super clear. Thank you very much.
Next question from Bruno Montanari with Morgan Stanley. Please go ahead, Mr. Montanari.
Good afternoon to the Brava team. Thank you for taking my questions. I have a follow-up and two questions. Going back to hedge, if you could confirm how much is hedged in Q1 and Q2? With the current market situation, are you not rolling over the 12 months and perhaps leaving a greater part of the longer curve unprotected considering the current scenario? My first question is about cash generation. It was super strong in the quarter with a good component in our analysis coming from a strongly supporting capital. In terms of cash generation, what do you expect for 2026? Is the working capital going to be offset now in Q1 or Q2 of 2026? The second question is about the cycling of the portfolio.
What's new regarding analysis and discussions at the board and at the management meetings regarding potential M&A, acquisitions and sale of assets.
Thank you, Bruno. I'm gonna take your first two questions that have to do more with the financial part, and then Richard will speak about the portfolio. Although I handle M&As. Regarding your question on hedging, we have now for Q1 approximately 80% of the PDP curve hedged at a Brent of $64, $65. Again, as mentioned, there is a freight component also and the crack spread component. Looking forward, our policy is an 18-month forward policy, where in every quarter we have both an upper and a lower limit to work with in terms of hedge. What is important to highlight is that we don't have a goal of taking risk related to hedge.
Hedge is a tool that the company has been using to protect part of our cash generation in a year that, until recently, was pointing to more challenging oil scenarios, or even with a concentration of our Capex given the drilling campaign at Papa-Terra and Atlanta. Basically, looking forward, which is the second part of your question, we have analyzed not just towards the end of year, but also for next year, we are analyzing the curves, and the curves are very volatile. We obviously saw greater volatility in the more short-term contracts. Just this week, we saw the greatest intraday volatility of Brent in history. It's very hard to capture the short-term volatility, but for the long run, we have been seeing. We have been very active.
We have been discussing this topic daily at the company to see what kind of hedge protection we want to have for our company. This hedging policy is a living organism, so we analyze both macroeconomic conditions and the balance sheet of the company, and we evolve accordingly and make adjustments accordingly. As for your second question, I think that this was the fourth or fifth consecutive quarter with cash generation, which shows that in 2024, the company had a spasm of an investment phase that was very intense because of the Atlanta project. 2025 was a year of certain Capex normalization, Capex returning to levels that were much lower. 2026 is a year of investment to grow with these four wells that Travassos mentioned in his presentation. 2026 will concentrate investments to capture organic growth by year-end and beginning of 2027.
Starting in 2027, we do not have any project with an FID or a new investment. We will probably work with a lower Capex than what we have for 2026. As for cash generation, it will depend a lot on the oil outlook, and we see a lot of volatility right now. I guess the core message from our company is that we want to be prepared to deal with a $50 barrel of oil without having a problem. That's why we're reducing our debt, the cost of debt, we're improving efficiency, and our goal here is to be able to balance the company with oil costing $50. If oil costs more than that, good. The company will be well positioned to capture these returns.
Going back to the previous question, perhaps we could think about dividends or share buyback, but this is for the future. Richard, regarding portfolio, as for portfolio management.
Thank you for the question, Bruno. I don't want to get into the nitty-gritty of M&A because this hurts more than helps the deals. Portfolio management in the oil and gas industry should be routine. We should not have any type of dogma. At the end of the day, what we want to do is reduce the reliance on some types of asset and focus on those assets with a greater return for us and for the company. At the end of the day, it's about that.
It's clear. Thank you very much.
Next question, Gabriel Barra from Citi. Please, you may go ahead.
Hello, everyone. Thanks for taking my questions. I have two. First, there have been some advances in the arbitration process at Papa-Terra. I'd like to hear from you about the next step now or what we should expect with the next developments of the discussion of the arbitration. The second point, going back to the first question even, I think those discussions about the import tax. I think it's very important. I remember going back to 2023. I think there were very important discussions regarding the legal insecurity in Brazil and that when we look at your case specifically, it's a company that was hedged, trying to prepare, and at this moment you end up having this almost presumably negative impact. I don't know if you have an opinion on that question.
Within that, I don't know if Luiz or Richard maybe could discuss this a little further to understand about the hedge policy for. Vocês acabam travando talvez o seu cap de certa forma. Talvez repensar e talvez só travar o floor. Acho que eu sei que é cedo pra discutir isso, mas eu queria ouvir um pouco de vocês sobre isso e talvez pensar em uma forma diferente aqui de hedge pra frente da companhia, dado o cenário. Com certeza, quando o preço sobe muito e dado a questão da tarifa de exportação. E segundo, qual que é a capacidade de vocês de gerenciar talvez a questão da exportação, talvez postergar a exportação um pouco mais, esperar um pouco mais pra ver o que vai acontecer com a guerra, nesse cenário, ou até revertir mais carga pro mercado doméstico.
Só pra entender um pouco mais a flexibilidade de vocês em relação à questão da exportação. Esses dois pontos sobre política de hedge, exportação e sobre Papa-Terra. Obrigado.
Obrigado, Gabriel. Com relação ao Papa-Terra, eu acho que a arbitragem ela tá indo num curso bom pra gente, como foi divulgado. Então em breve, a gente, obviamente, o time tá analisando, mas a gente espera poder consolidar o resultado. Mas a gente tem que esperar a decisão final. Com relação à política de hedge que o Luiz já comentou, se a gente lembrar, né, no começo do ano, final do ano passado, o petróleo era $50, e a gente tem uma campanha de Capex superintensiva esse ano. No final do dia, a gente tá aumentando, né, a produção pro ano que vem. É um momento de investimento da companhia, que a gente queria preservar a liquidez e a previsibilidade de caixa, porque a gente pra poder fazer frente a todos os nossos compromissos.
Obviamente, a gente ainda tem upside com relação ao cenário de óleo. O netback, como o Luiz também comentou, é positivo, então não é que a gente tá capado. Com relação à tributação, é um pouco cedo pra gente falar. O Luiz também comentou que no ano passado, 30% do nosso resultado veio de exportação. Sob esse ponto de vista, a gente tá um pouco menos exposto do que outras companhias.
Se eu puder fazer só um comentário. Acho que na discussão que a gente tem com os acionistas, o que a gente não queria era terminar o ano de 2025 com uma alavancagem próxima de two vezes, que é o nível mais baixo que a companhia atingiu, e chegar ao final de 2026 tendo que discutir uma alavancagem acima de 2.5-3 vezes. O cenário até two-three semanas atrás era consensual de um petróleo a $50, um cenário de petróleo mais desafiador, porque nada garante que eventualmente esse cenário não possa vir em algum momento. Nesse contexto, como eu falei na pergunta anterior, a gente vem preparando a companhia pra poder conviver com o cenário de petróleo de $50.
Dito isso, a gente tem trabalhado estruturas que protejam uma parte da nossa geração de caixa pra fazer frente ao investimento que a gente tem ao longo de 2026, sem deixar de capturar os upsides, tá? Então a gente tem travado algumas estruturas via zero cost collar, via put seca, via NDF, justamente pra não capear uma parte da nossa, uma parte relevante da nossa produção. Como eu falei, o volume que a gente tem hedgeado aqui é um volume bastante conservador em relação ao que poderia ser. A gente tem, né, uma gestão de risco bastante ativa, vamos dizer assim, pra que a gente capture, vamos dizer assim, esses upsides também, sem comprometer, obviamente, de novo, a alavancagem da companhia no cenário que até pouco tempo atrás se demonstrava bastante adverso.
Ótimo, pessoal. Só a questão da exportação, tem alguma forma de talvez trazer essa exportação pra um nível inferior ao que vocês têm hoje ou não tem muita flexibilidade?
Desculpa, posso falar? Do lado da exportação, então, basicamente os produtos que são exportados aqui vêm de Atlanta e Parque das Conchas, BC-10, né? Existem alguns contratos de curtíssimo prazo que a gente tem que cumprir determinadas cargas. Mas sim, é um cenário que a gente vai poder eventualmente avaliar. De novo, tá tudo muito cedo, né? A poucas horas da publicação, vamos dizer assim, da resolução. Mas a gente vai avaliar eventualmente a possibilidade de eventualmente direcionar essas cargas pro mercado doméstico. Mas novamente, eu acho que você falou do impacto duplo, né, do hedge e do imposto.
Justamente o portfólio da Brava, na nossa opinião, apresenta um grau de defensividade contra eventualmente essa medida, dado que a gente é mais integrado, mais verticalizado, tem os produtos aqui de diesel, jet fuel. De uma maneira ou de outra, de novo, não só pelo volume que é exportado, que não é na sua totalidade, quanto eventualmente essa verticalização que a gente tem por conta do downstream, de alguma maneira deixa a gente mais protegido do que eventualmente peer players de upstream.
Espectáculo, Luiz. Obrigado. Obrigado mesmo.
Nossa próxima pergunta vem com Bruno Amorim, do Goldman Sachs. Por favor, pode prosseguir.
Boa tarde a todos. Obrigado por pegarem minhas perguntas. A primeira é um follow up nos comentários que vocês fizeram sobre a campanha de perfuração. Me ajuda bastante ter esse panorama. Aí o follow up em cima disso é, na medida do possível, tentar entender de vocês o que que vocês esperam de declínio em Papa-Terra e Atlanta após essas perfurações, mais pra gente tentar entender o que que é o crescimento net, né, daqui pro começo do ano que vem, quando os novos poços tiverem em operação. Também, se vocês puderem lembrar a gente o que que é ballpark expectativa de Capex pra esse ano como um todo pra empresa ajudaria bastante. Obrigado.
Bom, vou pegar essa pergunta aqui, Bruno. Vou começando a falar sobre a campanha de perfuração, né, ela tá absolutamente em linha com o que a gente planejou, com o que a gente programou. Nessa madrugada, né, a sonda saiu aqui da Baía de Guanabara, ela passou um tempo aqui em preparação, carregando alguns materiais, atendendo alguns requisitos de ordem ambiental, é, e ela tá nesse momento chegando lá em Papa-Terra. A gente ainda tem um tempo de preparação da sonda. A gente espera agora, na segunda quinzena de março, começar efetivamente a perfuração em Papa-Terra, é.
Eu destaquei na minha apresentação, lembrando que os contratos já estão assinados, os equipamentos já estão comprados, já estão adquiridos, então a gente não tem nenhuma expectativa de qualquer impacto por conta das condições geopolíticas que a gente tem observado. Então a campanha tá bem, tá tudo muito bem. Bom, falando um pouquinho de declínio, tanto em Papa-Terra como em Atlanta, lembrando um conceito que a gente sempre fala, que a gente sempre traz. Um campo de óleo pesado, ele tem um comportamento bem típico ali no que diz respeito ao declínio, com um declínio começando ali na faixa de 20%, às vezes mais acentuado que esse, depois até chegar ali numa assintótica, ele tem uma perenidade numa taxa de declínio bem mais baixa que essa. Atlanta e Papa-Terra, eles tão em momentos diferentes.
Papa-Terra, a gente tem aí uma hoje já tem uma faixa de declínio que começa nessa assintótica, uma faixa aí já inferior a 20%, mais próxima ali dos 15%, é hoje a taxa de declínio de Papa-Terra. Atlanta, ele tá num momento diferente, ainda num momento que a gente tem um declínio mais expressivo, mas lembrando que a gente opera em Atlanta através de três sistemas diferentes, de três bombas, né? Com três poços em status diferentes também. A gente tem uma bomba operando os poços seis e sete, né, que foram os últimos poços, os primeiros poços que a gente implementou. A gente tem quatro e cinco, e a gente tem dois e três, que eram poços que já operavam lá no sistema anterior lá no Petrojarl.
Esses poços, a gente hoje tem ali um BSW de aproximadamente 60%, assim como os poços four e five também 60%, os poços six e seven em 20%. É esse BSW determinante na definição desse declínio, conforme esse BSW vai aumentando, né, a gente vai ajustando, portanto, essa taxa de declínio. É o que a gente tem nesses dois principais ativos. A gente faz esse acompanhamento muito próximo, e eles são bem aderentes com o que a gente planejou, com o que a gente previu nos nossos modelos. Tanto Papa-Terra como também Atlanta.
Obrigado, Travassos. Você pode só relembrar, a gente acho que você fez comentário, né, de qual que era a produção potencial dos poços novos. Você pode só esclarecer se você tá falando números por poço ou pra, pro conjunto de poços, por favor?
Isso, perfeito, eu tava falando do conjunto de poços, né. Lembrando, né, que a gente tá falando dum potencial, né? Esses projetos, isso não é uma especificidade, de Atlanta ou de Papa-Terra, né, todos os projetos de desenvolvimento de produção, ele é pautado em estimativas que a gente faz, a gente fala, tem uma equipe, assim, bastante experiente, bastante competente, faz suas estimativas, né. Por isso, os números que eu trouxe ali, algo em torno entre 11 e 14 ali em Papa-Terra, nessa ordem de grandeza, né. Em Atlanta, um pouco mais, de 15-20 mil barris, se referem aos dois poços, tá? Em conjunto, tanto Atlanta como também Papa-Terra. E outro ponto importante, né, com o working interest de 100% da Brava, tá? Esse número representa o que a gente vai produzir efetivamente lá nas unidades.
Perfeito. Por fim, só o Capex que vocês esperam pra esse ano, por favor, pra empresa como um todo?
Capex eu vou ser um pouquinho mais cuidadoso, Bruno, uma questão de guidance. Mas eu vou te trazer aqui alguns números pra também não te deixo, assim, sem resposta, né? Vou falar assim, a gente tem o Capex de crescimento, que é grande parte do Capex que a gente vai tá exercendo esse ano, né. E a gente tem uma parte de Capex, que é o Capex de recuperação de integridade, né. Em 2025, a gente teve um Capex na ordem de $500 million. Esse Capex, esse ano, ele tá pouca coisa maior, mas é um Capex crescimento, como eu disse. Que é essa ordem de, nessa ordem de grandeza.
Apesar da campanha de Papa-Terra, ela sendo antes da campanha de Atlanta, o Capex em Atlanta sendo um pouquinho maior do que Papa-Terra, porque em Atlanta a gente tá adquirindo equipamentos novos, em Papa-Terra a gente tem uma grande quantidade de equipamentos que a gente tá aproveitando. O Capex de Papa-Terra esse ano, ele é basicamente ali a campanha de perfuração e a colocação das sondas.
Obrigado, boa tarde.
Nossa próxima pergunta vem do senhor Regis Cardoso, da XP. Por favor, pode prosseguir.
Oi, pessoal. Boa tarde, obrigado pelo espaço pra fazer perguntas. Se a gente puder talvez pegar com vocês uma atualização do plano de investimentos, e aí acho que de dois aspectos, tanto da campanha de perfuração, eu tô pensando mais no 2027 até, porque tem lá uma redução relevante de Capex pra 2027, que eu entendo vocês têm que fazer uma contratação, que talvez fosse hoje, já é mais pra segunda metade de 2027 do que pra primeira. Que devia ser como um maduro no tempo, a perspectiva de investimento, talvez já um pouco mais de um ano à frente. E aí no tema lá dos hedges, minha segunda pergunta.
Se puder, talvez se exemplificar melhor lá a questão das chamadas de margem, acho que o Luiz comentou em um momento que os contratos eram feitos de sorte que vocês não tivessem chamada de margem, né? Mesmo sabendo que geralmente é uma coisa usual nesses contratos. Talvez pensar, vocês comentaram que as vendas no mercado doméstico não são impactadas, né? Eu entendo que vocês vendem parte do petróleo como bunker. Aí eu só queria confirmar que isso é feito como venda doméstica, e entendendo que isso aqui seria uma proteção importante nesse anúncio de hoje. Obrigado.
Você quer falar? Eu posso falar. Então vamo lá. Começando pelo Capex em 2027, basicamente a gente não tem, tirando a campanha, né, dos quatro poços, né, a campanha de Papa-Terra e depois de Atlanta, não tem nenhum projeto com FID, não temos nenhuma nova perfuração. A tendência, como você bem colocou, né, 2024 veio, como eu mencionei, um Capex mais bastante intenso por conta desse programa de Atlanta, né, do programa de Atlanta. 2025 a gente viu uma normalização. 2026 a gente sobe um pouco, né, como o Travassos bem colocou, em função dessa campanha de crescimento que a gente está colocando com os quatro poços que vão fazendo com que a nossa produção, né, atinja patamares superiores, além de obviamente o decline.
Em 2027 a gente deveria voltar num momento que a gente tá aqui mais para próximos dos níveis de manutenção da companhia. Não tem uma parte do Capex da campanha de perfuração que ainda escorrega para 2027, em função da perfuração dos poços, mas a gente deveria ver uma redução no Capex em 2027. Novamente, não tem nada contratado para novos projetos. Em relação aos contratos, é isso mesmo. Em média, os contratos são clean, então não tem nenhum tipo de previsão de chamada de margem. A gente tem cuidado muito grande aqui em basicamente duas coisas, né, nessa estratégia de hedge, que é um, não ter absolutamente nenhuma chance da gente ficar overhedged, e segundo, a gente não ter contratos que prevejam alguma previsão de chamada de margem.
Em relação a isso, a gente tá bastante tranquilo. Em relação ao bunker, o bunker ainda não tá incluído na MP. A gente, pelo menos essa é a visão inicial aqui do nosso time de tax. Mas a gente ainda tá obviamente estudando um pouco, como eu falei, a resolução acabou saindo há poucas horas atrás. A gente ainda tá verificando se de fato o bunker não se aplica, que é o nosso entendimento inicial.
Perfeito. Obrigado. Perfeito. Thank you.
Gostaria de agradecer a presença de todos. Eu acho que ficou claro aqui que a gente tem muito a fazer na nossa companhia. Tornar a companhia mais eficiente, melhorar o resultado para acionista e desalavancar. Acho que a gente tá no caminho certo vamos perseguir isso de maneira exaustiva. Muito obrigado.
A conferência está encerrada. Agradecemos a participação de todos e tenham um bom dia. Brava Energia's conference call has now ended. We would like to thank you for your participation and we wish you a good day.