A empresa brasileira de energia Brava Energia decidiu encerrar as negociações relacionadas ao processo de desinvestimento de ativos terrestres e em águas rasas no estado da Bahia, no Brasil.
A Brava informou ao público que recebeu propostas de empresas interessadas em adquirir ativos de seu portfólio onshore e de águas rasas em 10 de janeiro de 2025. Após isso, foi realizada uma reunião para discutir os licitantes qualificados para a continuidade do processo de venda.
Após a reunião, os licitantes deveriam receber uma carta-convite com instruções detalhadas sobre o processo, incluindo diretrizes para a realização da devida diligência e posterior envio de propostas vinculativas.
Em março, o conselho de administração da Brava definiu o escopo da possível transação de desinvestimento, esclarecendo que os ativos em terra e águas rasas abrangeriam campos localizados no Estado da Bahia. A empresa esperava receber propostas vinculantes em abril de 2025.
Isso seria parte de uma busca por otimização de portfólio, iniciada com a assinatura de um contrato para a venda de 11 concessões no Rio Grande do Norte, visando concentrar os esforços da empresa brasileira no que ela disse serem projetos com maior rentabilidade e escala.
No entanto, a Brava decidiu não vender esses ativos. Conforme divulgado em 9 de maio de 2025, a decisão ocorre após os ativos terrestres da empresa na Bahia atingirem “níveis recordes de produção” e maior eficiência operacional nos últimos trimestres. A empresa acredita que isso fortalece sua posição estratégica no segmento de gás e amplia as sinergias de um portfólio integrado.
Outro motivo é o progresso alcançado nos dois principais projetos offshore da empresa. Primeiramente, o FPSO Atlanta, operando na Bacia de Santos , iniciou a produção em 31 de dezembro de 2025. Em segundo lugar, a eficiência operacional foi aumentada no campo de petróleo de Papa-Terra , na Bacia de Campos, graças às obras realizadas após a paralisação da produção em setembro de 2024.
A administração da Brava disse que a decisão de não vender esses ativos onshore e offshore vem de uma posição de desejo de manter um portfólio de ativos diversificado, mitigando os riscos associados às operações concentradas para garantir a resiliência da produção em um mercado dinâmico.
Ativos da Bahia
Com base nas informações do site da empresa brasileira, a parcela offshore dos ativos da Bahia abrange o campo de Manati , considerado um dos maiores campos de gás natural não associado do Brasil. Localizado na Bacia de Camamu , o campo é operado pela Petrobras, que detém 35% de participação, enquanto Brava detém 45%. Outros 10% pertencem à GeoPark, que divulgou a venda da participação em março de 2025, e a transação deve ser concluída no terceiro trimestre de 2025. De acordo com dados anteriores, os 10% restantes pertenciam à Brasoil Manati Exploração Petrolífera S.A.
Os poços de Manati estão conectados à plataforma PMNT-1 , uma unidade fixa de produção instalada em lâmina d’água de 35 metros, localizada a 10 quilômetros da costa da cidade de Salvador. De lá, o gás flui por um gasoduto de 36 quilômetros de extensão até uma estação de compressão (SCOMP), onde é comprimido e, em seguida, percorre outros 89 quilômetros até a planta de processamento EVF. Além do gás, o campo de Manati produz condensado.
A antecessora da Brava Energia, a Enauta, que se fundiu com a 3R Petroleum para formar a Brava no ano passado , planejava vender sua participação no campo de Manati em 2022 para a Gas Bridge. No entanto, o negócio não foi concretizado porque as condições precedentes exigidas para a conclusão da venda não foram cumpridas.
A parte terrestre dos ativos da Bahia compreende o Complexo do Recôncavo , que abrange os campos de produção terrestre de petróleo e gás natural na Bacia do Recôncavo. Os principais campos deste complexo são Água Grande e Candeias . Esta é uma operação integrada entre os polos do Recôncavo e Rio Ventura.
No mês passado, a Brava iniciou a produção dos poços 4H e 5H no campo de Atlanta , no bloco BS-4, na Bacia de Santos. Os poços, que estavam em operação enquanto o FPSO Petrojarl I operava no campo , estavam passando por testes e estabilização na época. A empresa planeja conectar os dois últimos poços que estavam em operação, 2H e 3H, ao FPSO Atlanta em junho de 2025.
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