Na quinta-feira, 4 de dezembro de 2025, a Brava Energia (BRAV3) reportou preliminar de novembro em 70,3 mil boe/d, com impacto de manutenções programadas em Papa‑Terra e BC‑10 e ajustes no sistema de separação do FPSO de Atlanta. As intervenções em Papa‑Terra e Atlanta foram concluídas na segunda quinzena, com retorno gradual, e BC‑10 deve voltar na primeira quinzena de dezembro. Em outubro, a produção foi de 85.232 boe/d, ante média de 91,8 kboe/d no 3T25; em novembro, 30,8 kboe/d onshore e 39,6 kboe/d offshore, com 53,8 kbbl/d de óleo e 16,5 kboe/d de gás. Este arrefecimento mensal se insere numa trajetória de normalização após os recordes do trimestre, já sugerida quando a produção preliminar de outubro confirmou normalização após os recordes do 3T25.
Em Atlanta, a produção ficou limitada por parte do mês, aproximadamente a 20 mil boe/d, para ajustes no sistema de separação do FPSO; os trabalhos foram concluídos na segunda quinzena e, nos últimos sete dias, o campo registrou média de 34 mil boe/d (100% do ativo). No consolidado de novembro, o campo somou 18.016 bbl/d de óleo e 853 boe/d de gás. O comportamento é típico de ramp‑up pós‑intervenção e conversa com a agenda de comissionamento que prepara o ativo para a próxima etapa de expansão, com perspectiva de sustentar volumes e eficiência de custos no curto prazo, em linha com a preparação para a Fase 2 de Atlanta a partir de dezembro, anunciada no 3T25 robusto.
Em Papa‑Terra, a parada programada de cerca de dez dias foi seguida de retomada, com média de 18 mil boe/d (100% do ativo) nos últimos sete dias. O episódio reforça o padrão observado neste ano: janelas de manutenção curtas, com recuperação do fator de utilização e ganhos de eficiência subsequentes, mesmo em meio ao pano de fundo societário. No front societário, o consórcio segue acompanhado por processo arbitral envolvendo a NTE, sem alteração do plano operacional informado; o histórico recente incluiu determinação de que a parceira arque com as despesas do consórcio até a decisão final, conforme a decisão provisória na arbitragem de Papa‑Terra em 18 de julho de 2025.
No BC‑10, a produção ficou paralisada na segunda quinzena de novembro e o retorno é esperado para a primeira quinzena de dezembro. A partir de agosto, os volumes do ativo passaram a incorporar a parcela referente ao Acordo de Individualização da Produção (AIP) da jazida compartilhada de Jubarte, movimento que elevou o patamar mensal do consórcio quando em operação plena. No onshore, Potiguar segue em retomada gradativa após a interdição temporária decorrente de auditoria regulatória em setembro; em novembro, o polo registrou 20.745 bbl/d de óleo e 527 boe/d de gás. A evolução desse cronograma regulatório, combinada à reinjeção no Recôncavo e à estabilidade dos demais hubs, deve ajudar a recompor volumes em dezembro e dar continuidade à narrativa de eficiência com disciplina de capital, conforme a interdição temporária em Potiguar após auditoria da ANP e plano de retomada gradual.
