No segundo trimestre de 2025, a PetroReconcavo enfrentou um cenário desafiador com a queda do Brent para US$68/bbl, retração de 10% frente ao 1T25, e a valorização do real frente ao dólar. Ainda assim, a companhia manteve produção estável em 27,4 mil boe/dia e avançou em projetos relevantes, como a perfuração de poços profundos e horizontais, que buscam ampliar o fator de recuperação e abrir novas frentes de exploração onshore. Do ponto de vista operacional, o trimestre foi marcado pela continuidade da campanha de perfuração de três poços profundos nos campos de Biriba e Jacuípe (Ativo Bahia), todos com múltiplas zonas portadoras de hidrocarbonetos. Também teve início a perfuração de dois poços horizontais, um em cada ativo, representando um avanço técnico importante. A produção no Ativo Bahia caiu 2% devido à parada em Cassarongongo e ao _side-track_ no campo de Tiê, enquanto o Ativo Potiguar teve crescimento de 3% puxado pelos novos poços em Sabiá e Janduí. A performance financeira foi impactada pela retração do petróleo e do câmbio. A receita líquida do trimestre foi de R$806 milhões (-6% T/T), enquanto o EBITDA ficou em R$374 milhões (-12% T/T). Mesmo com essa pressão, o lucro líquido avançou 5% frente ao 1T25, somando R$238 milhões. O resultado foi favorecido por efeitos positivos de marcação a mercado dos _swaps_, embora o lucro ajustado, excluindo efeitos cambiais, tenha sido de R$139 milhões. A geração de caixa operacional somou R$323 milhões no trimestre, retração de 36% frente ao trimestre anterior, principalmente pelos pagamentos de juros das debêntures emitidas anteriormente. O fluxo de caixa livre foi negativo em R$100 milhões, pressionado por investimentos intensivos em perfuração e infraestrutura. O capex totalizou R$367 milhões, sendo R$287 milhões destinados ao desenvolvimento de reservas. Na frente comercial, o preço médio de venda do petróleo foi de US$58,56/bbl, equivalente a 86% do Brent. A redução de 14% frente ao 1T25 refletiu a revisão contratual com a Brava e a Petrobras. Já o preço do gás vendido foi de US$9,26/MMBtu, com aumento de volume e maior aproveitamento da produção. Os contratos de gás com cláusulas de piso de preço e os _hedges_ com _zero cost collar_ ofereceram proteção a parte da receita. A companhia concluiu a contratação de novos instrumentos de _hedge_ válidos até 2026, cobrindo 22% da produção de petróleo do trimestre. Além disso, expandiu sua atuação em _midstream_ com a compra de 50% da UPGN Guamaré e operação do gasoduto de Tiê. Essas iniciativas devem reduzir custos logísticos e ampliar a monetização do gás natural nos próximos trimestres. A dívida líquida encerrou o trimestre em R$1,28 bilhão, com alavancagem de 0,78x EBITDA, em linha com o perfil conservador da companhia. A 3ª emissão de debêntures, liquidada em julho no valor de R$500 milhões, foi dolarizada via _swap_ com custo de 5,66% a.a. e _duration_ de 5,2 anos. O endividamento permanece com perfil de longo prazo e próxima amortização apenas em 2028.