Em outubro de 2025, a PetroReconcavo (RECV3) reportou produção média de 24,9 mil boe/dia (-4,2% m/m), refletindo paradas de manutenção e eventos específicos: no Ativo Potiguar, 12,5 mil boe/dia (-2,5%) com manutenções programadas em Riacho da Forquilha e Sabiá e impacto da desconexão do SIN; no Ativo Bahia, 12,3 mil boe/dia (-5,9%), com queda do petróleo de 7,6% após a falha do poço TIE-001 (aprox. 10 dias parado) e parada não programada em Remanso. Esse recuo está inserido na transição planejada do campo de Tiê para a fase de gestão de pressão do reservatório, consolidada pelo marco de repressurização observado em setembro, quando a injeção superou a produção em Tiê. Como é típico nessa virada, intervenções e ajustes de pressão elevam a variância de curto prazo do óleo enquanto buscam estabilizar platôs no médio prazo, razão pela qual a companhia vem combinando manutenção programada, normalização de rotas e foco em preservação de platôs.
Além do efeito operacional, outubro também capturou um ajuste de portfólio: a companhia concluiu, em 11/10, o farm-out de 50% em sete concessões no Potiguar, o que reduziu a produção de propriedade em cerca de 77 boe/dia na média do mês. O movimento diminui a exposição (working interest) em áreas selecionadas, traz co-gestão com operador parceiro e realoca capital para projetos de maior retorno — um ajuste deliberado de participação, e não um choque operacional, com impacto marginal no volume consolidado, mas relevante para disciplina de capital. Essa etapa formaliza a governança via consórcio e estrutura pagamentos atrelados a CAPEX de desenvolvimento, preservando caixa e acelerando a curva de produção nas áreas transferidas, como detalhado na conclusão do farm-out de 50% de sete concessões no Potiguar e criação do consórcio sob JOA com a Mandacaru. Ao transformar parte do preço em obrigação de investimento e dividir risco de execução, a empresa dá continuidade à lógica de portfólio otimizado que sustenta a previsibilidade operacional no RN.
No gás, o Potiguar apresentou leve queda (-0,8%), coerente com estabilização de poços e intervenções, enquanto a Bahia refletiu mais os eventos operacionais do mês. A desconexão de energia do sistema interligado evidenciou riscos exógenos, reforçando a importância de redundância e governança de infraestrutura para reduzir curtailment e trazer previsibilidade de caixa. Essa frente avançou no fim de setembro com a aquisição de 50% do midstream de gás no RN e JOA com a Brava, que adiciona influência sobre orçamento, manutenção e disponibilidade, criando uma malha mais resiliente para escoamento e processamento. Em conjunto com a transição de Tiê para repressurização e o redesenho do portfólio via farm-out, o mês de outubro se encaixa na narrativa de curto prazo mais volátil e médio prazo mais estável, ancorada em co-gestão de ativos, disciplina de capital e integração de infraestrutura.
