A apresentação de RI de agosto da PetroReconcavo (RECV3) conecta performance e execução: EBITDA de R$ 798 milhões no 1S25, produção média de 27,3 kboe/d e robustez de caixa para sustentar o ciclo de investimentos. No 2T25, o EBITDA foi a R$ 374 milhões (margem de 46,4%), refletindo Brent médio de US$ 67,9/bbl, netback de US$ 56,5/boe e breakeven cash cost de US$ 27,8/boe. Em reservas, o 2P alcançou 183,8 MMboe com RRR de 1,7x, e a alocação de capital prioriza risco-retorno (70% do CAPEX 2P direcionado ao desenvolvimento 1P). O perfil de risco está amortecido por hedge em ~50% do volume, com 25% do petróleo e 88% do gás protegidos. Esses números aprofundam e organizam os resultados do 2T25, quando a companhia reportou EBITDA de R$ 374 milhões, margem pressionada e produção estável de 27,4 kboe/d sob Brent mais baixo, permitindo ler a continuidade operacional e a resiliência de margens sob volatilidade de preços.
Na frente financeira, a companhia destacou dívida alongada, custo reduzido e alavancagem baixa (0,78x), sustentando dividendos/JCP de R$ 263 milhões no ano e um capex de R$ 615 milhões no 1S25 focado em desenvolvimento de reservas e eficiência. Em 2025 YTD, o custo médio dolarizado da dívida é de 6,51% a.a., com duration de 4,0 anos, apoiado por rating AA local. Essa engenharia de capital reduz o custo de oportunidade dos projetos e cria folga para midstream e infraestrutura crítica (Hub de Gás Bahia e rotas alternativas em Guamaré), alinhando funding com execução. O passo foi viabilizado pela liquidação da 3ª emissão de debêntures com custo dolarizado de 5,66% a.a. e duration de 5,2 anos, que equilibra prazo, moeda e perfil de risco, mantendo a política de alavancagem conservadora.
Operacionalmente, a empresa acelerou a curva de desenvolvimento: 13 poços perfurados no 1S25 (dois profundos), recorde de 3.630 m e frota própria com três sondas de perfuração e 18 de workover, além de serviços como fraturamento, cimentação e perfuração direcional. Essa frente se conecta ao plano de capacidade do Hub de Gás Bahia (1,35 MMm³/d em 2027 e ~1,9 MMm³/d em 2028) e à diversificação de rotas (TAG, Bahiagás/UTG-SRO e conexão direta), reduzindo gargalos e monetizando gás com menor sensibilidade ao Brent. A materialização de receitas de gás e a normalização operacional já começam a aparecer com a entrada em operação do gasoduto de Tiê em 9 de julho e a estabilização de produção em julho, evidenciando o encadeamento entre investimentos em integridade, infraestrutura e volumes sustentáveis.
No vetor ESG, a 4ª edição do relatório reforça a trajetória de ganhos estruturais: redução de 32% das emissões de GEE, 100% da água produzida reinjetada, 85% dos resíduos coprocessados e GPTW no RN e na Bahia, enquanto mais de 17 mil pessoas foram beneficiadas por programas sociais. Esse bloco consolida a tese de risco baixo e governança fortalecida, coerente com o perfil de crédito e com a priorização de CAPEX em ativos de menor risco dentro do portfólio. Estratégica e historicamente, a comunicação e os números publicados aprofundam o relatório de sustentabilidade 2024, que já havia registrado a redução de 32% das emissões e impacto socioeconômico de R$ 1 bilhão, ancorando a narrativa de criação de valor de longo prazo via disciplina de capital, integração de gás e eficiência operacional.
