A PetroReconcavo (RECV3) reportou no 3T25 lucro líquido de R$ 122 milhões, receita líquida de R$ 786 milhões e EBITDA de R$ 350 milhões. Em relação ao 2T25, houve recuos de 49%, 2% e 6%, respectivamente, em um trimestre marcado por transições operacionais e maior disciplina de portfólio. A produção média foi de 26,4 mil boe/d (-3% t/t). No acumulado de 2025 (9M25), receita de R$ 2,5 bilhões (+1%), EBITDA de R$ 1,1 bilhão (-7%) e lucro de R$ 588 milhões (+45%). O petróleo foi realizado a US$ 59,46/bbl (86% do Brent), o gás a US$ 9,60/MMBTU e o lifting cost ficou em US$ 15,52/boe; alavancagem em 1,0x Dívida Líquida/EBITDA LTM. Operacionalmente, a virada do campo de Tiê para a repressurização — com o primeiro mês em que a injeção superou o fluido produzido — explica parte da maior variância de curto prazo, enquanto o primeiro poço horizontal no Potiguar entra em testes. Esse movimento consolida a preparação de platôs e melhora do fator de recuperação, conforme indicado pelo marco de repressurização de Tiê registrado em setembro.
No gás, a agenda de infraestrutura elevou a previsibilidade de margens. Em julho, entrou em operação o gasoduto de Tiê até a UTG Catu, agregando cerca de US$ 5,00/MMBTU de margem incremental. Com o fechamento do midstream no RN em setembro e o início do modelo de compartilhamento de custos a partir de outubro, a companhia espera reduções expressivas de custos e menor risco de curtailment. O CAPEX do trimestre (R$ 569 milhões) refletiu desenvolvimento de reservas e os desembolsos do midstream; daí o FCL negativo de R$ 221 milhões (positivo em R$ 38 milhões ao excluir midstream). A 3ª debênture de R$ 500 milhões, dolarizada via swaps a 5,66% a.a. e duration de 5,2 anos, financia a transição mantendo alavancagem controlada, enquanto a política de hedge (ZCC cobrindo 25% do petróleo no 3T e NDFs até 2026) suaviza volatilidade de preços e câmbio. Essa integração foi formalizada na aquisição de 50% do midstream de gás no RN e JOA com a Brava, que insere governança sobre orçamento, disponibilidade e eficiência das unidades.
No óleo, a estratégia de monetização e diversificação logística avança em paralelo: o contrato de 13 anos para tancagem e movimentação no Porto do Pecém, assinado em agosto, reduz descontos logísticos, amplia rotas e encurta o time-to-market — pilares para sustentar netback durante o ciclo de intervenções e a fase de repressurização de Tiê. Combinada à integração do gás no RN e ao gasoduto de Tiê–UTG Catu, a rota marítima consolida um desenho mais resiliente: menos dependência de sistemas legados, maior previsibilidade de caixa e capacidade de atravessar períodos de manutenção e ajustes de pressão sem comprometer a tese de médio prazo. Esse movimento dá continuidade à agenda de eficiência e governança de portfólio — com co-gestão e disciplina de capital — já explicitada no contrato de 13 anos no Porto do Pecém (take-or-pay) que inaugura a rota marítima do óleo, reforçando o encadeamento entre infraestrutura, estabilidade operacional e captura de margens.
