São Paulo, SP – A Brava Energia divulgou hoje o balanço do terceiro trimestre de 2024 (3T24), com lucro líquido de R$ 498,3 milhões, revertendo o prejuízo líquido de R$ 349,9
milhões registrado no mesmo período de 2023 (3T23), e revertendo prejuízo líquido de R$ 582,1 milhões no 2T24.
O Ebitda (lucro antes de juros, impostos depreciação e amortização) ajustado proforma foi de R$ 727,4 milhões, alta de 7,7%% em relação ao 3T23. De janeiro a setembro, o Ebitda foi de R$ 9,896 bilhões, alta de 70% em relação aos nove primeiros meses de 2023. Segundo a companhia, o resultado reflete a contribuição de R$ 730,8 milhões registrados no segmento upstream, o resultado positivo de R$ 55,1 milhões referentes ao segmento mid & downstream, resultado negativo de R$ 47,4 milhões referentes ao segmento corporativo, e ajuste negativo de R$ 11,1 milhões em eliminações intercompany.
Já a margem Ebitda ajustado foi de 33,2%, alta de 5,7 pontos percentuais em comparação ao 3T23. De janeiro a setembro, a margem Ebitda foi de 9,6%, alta de 3,3 pontos percentuais em comparação aos nove primeiros meses de 2023. A performance do trimestre é justificada pela melhora em 2,8 p.p. na contribuição do segmento Upstream, sendo que o apesar da redução de volumes produzidos entre os trimestres, o lifting cost teve melhora e parte dos custos incorridos no trimestre foi capitalizada, em função de paradas programadas e pela estabilidade na contribuição do segmento mid & downstream.
A receita líquida foi de R$ 2,193 bilhões, recuou 10,7% em relação ao mesmo período de 2023. De janeiro a setembro, a receita líquida foi de R$ 8,146 bilhões, alta de 72,1% em relação aos nove primeiros meses de 2023.
O resultado financeiro líquido do 3T24 foi negativo em R$ 236,4 milhões, comparado a um resultado negativo de R$ 757,7 milhões no 3T23 e negativo em R$ 1.435,2 milhões no trimestre anterior. A performance do 3T24 é explicada principalmente por efeitos do câmbio, sendo que o dólar fechou em cotação menor no 3T24 (R$ 5,45; -2,0%) em relação ao 2T24 (R$ 5,56), impactando diretamente a atualização monetária da posição dolarizada das debêntures, gerando uma melhora de R$ 676,6 milhões no resultado, além de ganho líquido de R$ 155 milhões em variação cambial, que se beneficia da posição em caixa dolarizado da Enauta.
O custo dos produtos vendidos (CPV) somou R$ 1,715 bilhão no 3T24, -9,0% A/A e -23,7% T/T, já considerando a reversão de R$ 145,6 milhões referente aos custos atribuídos à parcela de óleo vendida originalmente cabível à NTE no 2T24.
A dívida bruta, incluindo a dívida da 3R Lux no valor de R$ 2,764 bilhões, encerrou o 3T24 em R$ 16,789 bilhões, -1,4% T/T, ou US$ 3,081 bilhões, +0,6% T/T. O resultado é explicado pela atualização monetária de debêntures, juros incorridos e efeitos de variação cambial sobre a parcela dolarizada de instrumentos de dívida. A Companhia encerrou o trimestre com dívida líquida consolidada de R$ 9,058 Bilhões +3,6%, ou US$ 1,662 bilhões (+5,7% T/T). A alavancagem (dívida financeira líquida consolidada dividida pelo EBITDA 12M Ajustado) foi de 2,7x, patamar controlado dentro do parâmetro máximo de 3,0x exigido nos contratos de dívida.
A Produção do 3T24 registrou média de 51,7 mil boe/d, alta de 5,6% em relação ao 3T23, e redução de 13,2% em relação ao segundo trimestre deste ano. Considerando a participação de 23% em Parque das Conchas a produção no trimestre registrou média de 58,2 mil boe/d.
No 3T24, a produção média diária de óleo alcançou 41.205 barris (bbl/d), +15,7% A/A e -15,2% T/T, representando 80% da produção média do período. A performance no trimestre é explicada, principalmente: pelo menor nível de produção em Papa-Terra, devido às paradas de produção programada e atendimentos a solicitações da ANP, na sessão sobre PapaTerra; pela menor produção no Complexo Recôncavo, -10,9% bbl/d T/T, devido a intervenções em poços e atividades de restauração das instalações, e pela retomada da produção de Atlanta em julho após conclusão de manutenção do FPSO Petrojarl I, parcialmente compensada pelo início do processo de desconexão dos poços que estavam produzindo por meio desta unidade e que serão conectados ao novo FPSO Atlanta.
A produção média diária de gás atingiu 10.516 boe (1.672 mil m3/d) no 3T24, – 21,4% A/A e -3,9% T/T, correspondente a 20% da produção média diária do período. O resultado é explicado pela menor produção de gás em Peroá, -10,7% boe/d T/T, em razão da menor demanda de gás no mercado local, limitando a produção do Polo à parcela firme (menos de 50% da capacidade produtiva do ativo) prevista no contrato (take or pay) com a ES Gás. Na comparação anual, a redução de volume também é justificada pela ausência de produção em Manati no 3T24.
A produção total no trimestre foi de 3.791 mil barris de óleo e 967 mil boe (153.815 mil m3) de gás, totalizando 4.758 mil barris de óleo equivalente. Cabe mencionar que, do volume total de gás produzido no Complexo Recôncavo, aproximadamente 29% foram consumidos na operação e/ou reinjetados no reservatório.
No 3T24, a Companhia realizou a venda de 3.184 mil barris de produtos derivados, redução de 13% em termos anuais (A/A) e -12% T/T. O resultado é justificado pela: (i) menor fator de utilização total (FUT) na refinaria para 85% (-5% T/T) e (ii) menor comercialização de derivados estocados no encerramento do trimestre anterior.
Durante o 3T24, a Companhia realizou a venda de 3.196 mil barris de óleo (bbl) a um preço médio de US$ 75,2/bbl, já considerando descontos e demais ajustes previstos nos contratos, representando 94% do valor de referência do Brent médio do período. A venda de gás natural somou 4 milhões de MMBTU, a um preço médio de US$ 7,3/MMBTU2. A venda total de óleo e gás natural foi de 3.872 mil barris de óleo equivalente.
