São Paulo, 10 de janeiro de 2025 – A Brava Energia recebeu propostas de empresas interessadas na aquisição de seus ativos do portfólio onshore e de águas rasas.
A companhia analisará as propostas dentro do seu fluxo de governança corporativa e manterá os seus investidores e o mercado em geral devidamente informados, em linha com as melhores práticas de governança corporativa e em estrita conformidade com a legislação em vigor.
Entenda
Em 27 de dezembro de 2024, a companhia informou que estava negociando mandato com dois bancos para assessorar na avaliação de potenciais transações de parceria ou venda de ativos, conforme recomendação do Conselho de Administração em 17 de dezembro. Um destes bancos apresentou teaser sobre os ativos onshore da Companhia a potenciais interessados, a partir de informações públicas, e agendou para o dia 9 de janeiro de 2025 a data de recebimento de propostas.
Naquele momento, não havia qualquer acordo para vender ativos, com exceção das informações contidas em: (a) no Comunicado ao Mercado do dia 17 de dezembro acerca do contrato de exclusividade para potencial venda de 11 concessões de óleo e gás no Rio Grande do Norte (produção média diária de aproximadamente 250 barris de óleo equivalente no período compreendido entre janeiro e novembro de 2024); e (b) no Fato Relevante do dia 18 de dezembro de 2024 acerca da infraestrutura de midstream de gás no Rio Grande do Norte junto à PetroReconcavo.
Em 17 de dezembro de 2024, o conselho de administração da Brava recomendou a contratação de assessor financeiro para suportar a companhia na avaliação de potenciais transações de parceria ou venda de ativos.
Na ocasião, a companhia disse que a contratação decorria da revisão do planejamento estratégico da Brava, após a incorporação da Enauta pela companhia, com o objetivo de avaliar oportunidades de otimização do portfólio e maximizar o retorno ao acionista.
Além disso, como início da estratégia de otimização de portfólio, a companhia assinou, no dia 17/12/2024, contrato de exclusividade com a Azevedo e Travassos S. A. (A&T) e a Petro-Victory Energy Corp. (PVE) para a potencial venda de concessões de óleo e gás no Rio Grande do Norte. O contrato prevê uma exclusividade por um prazo de 30 dias para negociação dos documentos definitivos. O perímetro da possível transação compreende 11 concessões de óleo e gás localizadas na Bacia Potiguar, no estado do Rio Grande Norte, as quais registraram uma produção média diária de aproximadamente 250 barris de óleo equivalente no período compreendido entre janeiro e novembro de 2024.
Produção diária cresce em dezembro ante novembro, a 38.591 boe
A Brava Energia informou os dados preliminares da produção referente a dezembro, com 38.591 barris de óleo equivalente por dia (boe/d), acima da produção registrada um mês antes (34.813 boe/d). No quarto trimestre, a produção chegou a 39.496 boe/d. Em 2024, a produção total foi de 55.711 boe/d. Em dezembro, a produção de óleo cresceu para 27.800 boe/d, de 25.906 boe/d em novembro, chegando a um total de 43.761 boe/d durante o todo o ano passado. Já a produção de gás avançou para 10.791 boed, de 8.907 boe/d, registrado em novembro. Em 2024, a produção total de gás foi de 11.950 boe/d.
A companhia ressaltou que o primeiro óleo do FPSO Atlanta foi produzido na tarde do dia 31 de dezembro. A produção foi iniciada através dos novos poços 6H e 7H, que ainda se encontram em processo de estabilização e registraram produção aproximada de 26,8 mil barris de óleo equivalente nas últimas 24 horas, em linha com as expectativas da Companhia.
Além disso, a produção em Papa-Terra foi retomada no dia 30 de dezembro de 2024. A reabertura dos poços foi realizada de forma gradual nos primeiros dias de janeiro, com 5 poços (PPT-12, PPT-17, PPT-22, PPT-37 e PPT-50) produzindo aproximadamente 14,3 mil barris de óleo equivalente nas últimas 24 horas. O sexto poço (PPT-16) deve ser reaberto durante o mês de janeiro, enquanto a atividade de workover para substituição de bomba centrífuga submersa (BCS) do sétimo poço (PPT-51) segue em andamento, com previsão de conclusão antecipada para o final de janeiro de 2025.
Em 30 de dezembro de 2024, a Companhia concluiu a aquisição 23% de participação no ativo anteriormente detida pela QatarEnergy Brasil Ltda. Para fins de consolidação da produção média mensal da Companhia neste relatório, foi considerado apenas a produção do dia 31 de dezembro de 2024.
Em Peroá, a produção foi retomada em dezembro após parada programada da Unidade de Tratamento de Gás Natural (UTGC) de Cacimbas, e no campo de Manati, a última atualização do operador sobre a retomada de produção permanece sendo o primeiro trimestre deste ano.
Com Emerson Lopes – emerson.lopes@cma.com.br (Safras News)
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