Na terça-feira (11/08/2026), a Ecopetrol estava a seis dias da liquidação financeira prevista para a compra de 51% da Brava Energia, participação que combina os 25% abrangidos pela oferta pública concluída em leilão em 05/08/2026 e outros 26% negociados diretamente com acionistas vendedores. Pelos preços-base divulgados nos documentos da operação, as duas parcelas somam aproximadamente R$ 5,57 bilhões. A conclusão projetada ampliará a produção, as reservas e a infraestrutura da estatal colombiana no Brasil, mas a transferência do controle somente deverá se consumar em 17/08/2026, quando também está previsto o fechamento do contrato privado. O movimento integra campos terrestres e marítimos da Brava, o projeto Orca no pré-sal da Bacia de Santos e os negócios de transmissão de energia controlados por meio da ISA.

Leilão de 5 de agosto abriu caminho para o controle

No leilão realizado pela B3 em 05/08/2026, a subsidiária Ecopetrol Investimentos do Brasil obteve adesões para 116.110.717 ações da Brava, equivalentes a cerca de 25% do capital. O preço foi de R$ 23 por ação, o que corresponde ao valor exato de R$ 2.670.546.491.

O fato relevante divulgado pela Brava após o leilão estabeleceu 17/08/2026 como data da liquidação financeira. Até a conclusão dessa etapa, é mais preciso afirmar que a Ecopetrol venceu a oferta e avança para assumir o controle, e não que a transferência das ações já esteja integralmente consumada.

Na mesma data da liquidação, está previsto o fechamento do contrato assinado em 23/04/2026 para a compra privada de 120.813.490 ações, equivalentes a aproximadamente 26%. Com as duas parcelas, a companhia colombiana deverá passar a deter 236.924.207 ações, ou 51% do capital social da Brava.

Duas etapas, dois preços e um valor-base de R$ 5,57 bilhões

A operação foi estruturada em duas transações relacionadas, mas juridicamente distintas. A oferta pública alcançou 25% da empresa a R$ 23 por ação. Já o contrato privado firmado com Jive, Yellowstone e o bloco Somah Printemps Quantum fixou preço-base de R$ 24 por ação para os outros 26%, sujeito a ajustes previstos no acordo, inclusive em razão de dividendos, juros sobre capital próprio ou outras distribuições declaradas entre assinatura e fechamento.

Aplicado o preço-base às 120.813.490 ações do contrato privado, essa parcela chega a R$ 2.899.523.760. Somada aos R$ 2.670.546.491 da oferta pública, a operação totaliza R$ 5.570.070.251, ou cerca de R$ 5,57 bilhões, antes dos eventuais ajustes da etapa privada.

Esse cálculo, extraído do parecer do Conselho de Administração da Brava sobre a OPA, corrige a soma de R$ 5,44 bilhões apresentada em informações anteriores. O valor definitivo da parcela privada dependerá dos ajustes contratuais e dos documentos do fechamento previsto para 17/08/2026.

CVM suspendeu a oferta em junho e autorizou a retomada em julho

A oferta enfrentou uma controvérsia regulatória antes do leilão. A Ecopetrol anunciou o lançamento da OPA em 25/05/2026, inicialmente com leilão marcado para 25/06/2026. Em 08/06/2026, a Superintendência de Registro de Valores Mobiliários da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) solicitou ajustes na documentação.

Como as adequações não foram realizadas até 15/06/2026, a área técnica suspendeu a oferta por até 30 dias e pediu à B3 que interrompesse o leilão. Em comunicado publicado em 16/06/2026, a autarquia informou que a companhia deveria sanar os pontos indicados ou recorrer ao Colegiado.

A Ecopetrol apresentou recurso. Em 14/07/2026, o Colegiado da CVM acolheu integralmente o pedido; a decisão foi comunicada à empresa em 15/07/2026 e divulgada ao mercado no dia 16/07/2026. Conforme a atualização oficial da companhia colombiana, o órgão admitiu que o contrato privado e a OPA estavam relacionados, mas concluiu que eram negócios juridicamente distintos e que não havia obrigação de uniformizar preço e tratamento entre as duas etapas.

O edital retificado foi publicado em 20/07/2026, com o leilão remarcado para 05/08/2026. A tramitação demonstra que a diferença de R$ 1 por ação entre a parcela pública e a privada foi objeto de escrutínio regulatório, e não uma condição omitida dos documentos apresentados aos acionistas.

Cade aprovou a aquisição em maio; decisão tornou-se definitiva em junho

A operação também passou pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). Segundo o parecer da Brava, o negócio foi submetido ao órgão antitruste em 08/05/2026, no processo 08700.004269/2026-27.

A aprovação ocorreu em 13/05/2026. O trânsito em julgado administrativo foi registrado em 16/06/2026, sem que os documentos consultados indiquem imposição de restrições concorrenciais.

O aval do Cade eliminou uma das condições previstas no acordo de compra. Outras exigências incluíam consentimentos ou dispensas relacionados a instrumentos financeiros e contratos comerciais da Brava, além do êxito da oferta necessária para completar os 51%.

Conselho da Brava recomendou adesão, mas apontou risco de liquidez

O Conselho de Administração da Brava recomendou que os acionistas aceitassem a oferta de R$ 23 por ação. A avaliação considerou uma opinião financeira do Bank of America e pareceres jurídicos contratados para examinar os termos do negócio.

O preço da OPA ficou dentro das faixas de valor estimadas pelo assessor financeiro. Também representou prêmio de 27,8% sobre a média ponderada das cotações dos 90 dias anteriores ao anúncio do contrato privado, em 23/04/2026, e de 20,9% sobre a média dos 90 dias anteriores ao lançamento da oferta, em 25/05/2026.

O mesmo parecer chamou atenção para um efeito possível da mudança de controle. Naquele momento, a Brava tinha mais de 71,9 mil acionistas, nenhum deles com participação individual superior a 10%, e suas ações integravam o IBrX 50. A concentração de 51% nas mãos da Ecopetrol pode reduzir a quantidade de papéis em circulação e afetar a liquidez, embora a dimensão desse impacto só possa ser medida depois da liquidação e da reorganização da base acionária.

Brava deverá continuar listada no Novo Mercado

A Ecopetrol declarou que não pretende cancelar o registro de companhia aberta nem retirar a Brava do Novo Mercado no período de um ano após a liquidação. A empresa brasileira deverá manter identidade corporativa, continuidade operacional e sujeição às normas brasileiras de governança e regulação.

Essas declarações delimitam a intenção inicial da compradora, mas não antecipam a futura composição do Conselho de Administração, a distribuição de funções executivas ou uma eventual reorganização societária. Jorge Andrés Martínez, CEO da Ecopetrol Brasil, afirmou ao Brazil Journal que o desenho adequado para reunir ou coordenar as operações locais será avaliado à medida que os negócios avancem.

Em 10/08/2026, a Brava também comunicou a rescisão do acordo de acionistas anteriormente arquivado em sua sede. Segundo o fato relevante entregue à CVM, o instrumento deixou de produzir efeitos em 06/08/2026, um dia após o leilão. A extinção elimina o arranjo de coordenação entre acionistas que antecedia a entrada do novo controlador, mas não substitui os atos formais de fechamento marcados para 17/08/2026.

Brava reúne 51 concessões em seis bacias brasileiras

Criada com efeitos a partir de 01/08/2024, após a incorporação da Enauta pela 3R Petroleum, a Brava consolidou um portfólio de campos terrestres e marítimos antes operados por empresas distintas. A Enauta era a antiga Queiroz Galvão Exploração e Produção; a 3R havia se expandido principalmente com a compra de ativos desinvestidos pela Petrobras.

De acordo com os documentos da OPA, a companhia reúne 51 concessões de petróleo e gás distribuídas por seis bacias e cinco estados: Bahia, Ceará, Espírito Santo, Rio de Janeiro e Rio Grande do Norte. O portfólio inclui campos maduros, infraestrutura de processamento e escoamento e ativos marítimos em diferentes estágios de desenvolvimento.

Ao final de 2025, a Brava reportava 459 milhões de barris de óleo equivalente em reservas, segundo a metodologia PRMS. A classificação não deve ser confundida automaticamente com as reservas calculadas sob os critérios da SEC, adotados pela Ecopetrol em suas demonstrações; a compradora já indicou que será necessária a conversão metodológica para fins de consolidação.

Produção e resultados do segundo trimestre elevam a escala do negócio

No segundo trimestre de 2026, a Brava alcançou produção média de aproximadamente 82 mil barris de óleo equivalente por dia, crescimento de 8% em relação aos três primeiros meses do ano. O desempenho foi favorecido principalmente pelos ativos Parque das Conchas e Papa-Terra.

Em resultado divulgado em 05/08/2026, a companhia informou receita líquida recorde de US$ 712 milhões e Ebitda ajustado de US$ 341 milhões, altas trimestrais de 20% e 10%, respectivamente. O caixa encerrou junho em US$ 965 milhões, enquanto o custo de extração, excluído o afretamento, ficou em US$ 16,30 por barril de óleo equivalente.

Os números oferecem uma fotografia mais recente do ativo adquirido do que os dados de 2025, quando a Brava registrou produção média próxima de 81 mil boe/d, Ebitda de US$ 806 milhões e margem de 39%. Resultados trimestrais, contudo, não asseguram repetição do desempenho e estão sujeitos a preços internacionais, disponibilidade operacional, custos e características de cada campo.

Campos terrestres são prioridade para a Ecopetrol

O interesse industrial da estatal colombiana está concentrado, em grande medida, na presença da Brava em ativos terrestres. Martínez afirmou que a Ecopetrol acumulou mais de sete décadas de experiência na Colômbia com revitalização de campos maduros, recuperação avançada e aumento do fator de recuperação dos reservatórios.

A estratégia anunciada é integrar esse conhecimento à produção, às reservas, à infraestrutura e à equipe operacional da companhia brasileira. Nas palavras do executivo, a combinação deve transformar projetos separados em uma “plataforma estratégica”. A “prioridade imediata” será capturar o potencial dos ativos já pertencentes à Brava.

O alcance concreto dessa integração ainda depende de um plano operacional. Até 11/08/2026, não haviam sido divulgadas metas por campo, projeções de ganho de produção, orçamento de revitalização, calendário de sinergias ou estimativas sobre o fator de recuperação. Esses indicadores serão necessários para testar a expectativa de geração de valor apresentada pela compradora.

Brasil ganha peso, mas Colômbia permanece como mercado principal

A aquisição dá escala a uma presença construída ao longo de quase 20 anos, segundo Martínez. Antes da Brava, a Ecopetrol já participava do pré-sal, detinha interesses em 11 blocos exploratórios na Bacia de Santos e atuava no setor elétrico por meio da ISA.

No segundo trimestre de 2026, a produção do Grupo Ecopetrol foi de cerca de 706 mil boe/d, abaixo dos 745 mil boe/d reportados no primeiro trimestre no conteúdo original. No primeiro semestre, os investimentos orgânicos somaram US$ 2,985 bilhões, equivalentes a 49% do plano anual. A apresentação de resultados do segundo trimestre distribuiu esses aportes geograficamente em 71% na Colômbia, 22% no Brasil e 7% nos Estados Unidos e em outras localidades.

Os percentuais atualizam a composição divulgada no primeiro trimestre, quando Colômbia, Brasil e demais geografias respondiam por 67%, 24% e 9%, respectivamente. A variação trimestral não altera a orientação estratégica: a Colômbia continua como principal mercado e maior responsabilidade do grupo, enquanto o Brasil é apresentado como a plataforma prioritária para crescer fora do país de origem.

Financiamento inicial será feito por crédito-ponte

A Ecopetrol informou que a compra será financiada inicialmente por uma linha de curto prazo contratada pela subsidiária suíça Ecopetrol Capital AG, sob a legislação de Nova York. Os recursos serão transferidos à operação brasileira por meio de empréstimo entre empresas do mesmo grupo.

Depois do fechamento, a estatal pretende refinanciar a obrigação com uma combinação de dívida de longo prazo e aportes de capital. O objetivo declarado é manter uma estrutura compatível com sua política de alavancagem e suas classificações de crédito.

O comunicado não detalhou, até 11/08/2026, a taxa do crédito-ponte, o vencimento, a composição final entre dívida e capital ou o custo financeiro esperado. Por isso, o impacto integral da aquisição sobre a dívida e a capacidade futura de investimento ainda dependerá das condições do refinanciamento e da consolidação dos resultados da Brava.

Projeto Orca adiciona frente de crescimento no pré-sal

O projeto Orca, antes denominado Gato do Mato, é a principal frente de crescimento offshore citada pela Ecopetrol. A decisão final de investimento foi anunciada em 21/03/2025. O consórcio é formado pela Shell, operadora com 50%, pela Ecopetrol, com 30%, e pela TotalEnergies, com 20%; a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) administra o contrato de partilha.

O empreendimento abrange dois blocos contíguos na Bacia de Santos, em lâmina d’água entre 1.750 e 2.050 metros. A Shell estima recursos recuperáveis brutos de cerca de 370 milhões de barris, na estimativa mediana, e prevê o início da produção em 2029.

A unidade flutuante terá capacidade para produzir até 120 mil barris de petróleo por dia. Esse volume corresponde à capacidade total do projeto, não à parcela de 30% da Ecopetrol. O desenho inicial prevê reinjeção do gás para manutenção da pressão do reservatório, com possibilidade futura de exportação para a costa.

ISA conecta estratégia petrolífera à transmissão de energia

A expansão brasileira é apresentada como uma estratégia energética mais ampla do que petróleo e gás. Em 20/08/2021, a Ecopetrol concluiu a aquisição de 51,4% da ISA, por COP 14,2368 trilhões, equivalentes então a aproximadamente US$ 3,673 bilhões.

Por meio desse controle, o grupo possui exposição à ISA Energia Brasil e à TAESA. Na estrutura acionária da TAESA, Cemig e ISA Investimentos e Participações do Brasil integram o bloco de controle; a empresa ligada à ISA detém 26,03% das ações ordinárias e 14,88% do capital total, conforme a estrutura societária publicada pela transmissora.

Essa presença não significa integração operacional automática entre transmissão elétrica e produção de petróleo. Ela demonstra, contudo, que o investimento colombiano no Brasil já alcança infraestruturas distintas e que a estratégia do grupo depende tanto do desempenho dos ativos de óleo e gás quanto da expansão e da regulação do sistema elétrico.