PETROBRAS - Produção e Vendas 3T21
Elevação nas vendas e patamar de câmbio sugerem
excelente resultado no 3º trimestre
Por Daniel Cobucci, CNPI
21.10.2021
A Petrobras apresentou em 20.10, seus resultados operacionais do 3º trimestre, com números que consideramos positivos.
A produção média de óleo, LGN e gás natural teve um aumento de 1,2% t/t, novamente suportada por uma elevação nos volumes dos campos do pré-sal (+3,3% t/t).
Colaboraram para esse cenário a entrada em operação do FPSO Carioca, no campo de Sépia, bem como o incremento na produção do FPSO P-70, no campo de Atapu, após atingir a sua capacidade de produção no início de julho. Já a produção do pós-sal teve uma redução de 1,0% t/t, devido às maiores perdas com paradas de manutenção e ao declínio natural dos reservatórios.
As vendas de derivados apresentaram bons números, com elevação de 10,6% ante o 2T21, com destaque para as vendas de gasolina (+14% t/t), diesel (+6% t/t) e querosene de aviação (+51% t/t). A oferta de etanol a preços mais elevados beneficiou o consumo de gasolina e, além disso, houve redução das medidas de redução de mobilidade associadas à pandemia, colaborando para os fortes números reportados.
No caso do diesel, além da sazonalidade, houve redução no percentual de biodiesel adicionado à mistura, o que favoreceu o volume neste trimestre. Ainda assim, a alta foi limitada pela elevação das importações do produto por terceiros.
Já em relação ao QAV, além do fator sazonal, houve retomada nos voos domésticos e internacionais, favorecendo o consumo do combustível de aviação.
Outros destaques operacionais do 3T21 foram:
i) a entrada em operação do FPSO Carioca, com a extração do primeiro óleo do campo de Sépia. A unidade possui capacidade para até 180 mil barris/dia, e deve contribuir para o ramp up da produção nos próximos dois anos;
ii) o início de exportação de gás da plataforma P69, localizada no campo de Tupi (ex campo de Lula), o que deve permitir uma melhor gestão logística e, consequentemente, melhor retorno;
iii) Assinatura de Carta de Intenção do FPSO de Mero 4: o contrato, com a empresa SBM Offshore, prevê afretamento e prestação de serviços do FPSO Alexandre de Gusmão, que será alocado no Projeto de Mero 4, no pré-sal da Bacia de Santos.
A unidade contará com 15 poços conectados ao FPSO, 8 produtores de óleo, 6 injetores de água e gás e 1 poço hibrido (capaz de operar como produtor ou injetor de gás).
Com os destaques operacionais acima citados, permanecemos otimistas com o papel, dadas as condições favoráveis que mencionamos em nossa última revisão de preço, tais como:
i) as perspectivas de aumento da produção com a entrada de novos sistemas nos próximos anos;
ii) na consistente redução nos custos de extração (lifting cost), principalmente nos campos do pré-sal; e
iii) as boas perspectivas de geração de caixa e de dividendos, principalmente de 2022 em diante, dadas as perspectivas de atingimento, ainda em 2021, da meta de divida bruta abaixo de US$ 60 bilhões, o que deve promover a regra de maior distribuição de dividendos: distribuição igual a a 60% do fluxo de caixa livre (FCL) menos os investimentos (CAPEX).
Em nossas estimativas, o dividend yield deve atingir 5,8% em 2022.
Mas a tese não vem sem riscos. Com a forte elevação nos preços de petróleo nas últimas semanas (comentários sobre os motivos na página 3 de nosso relatório setorial), além de um real enfraquecido perante o dólar, temos um quadro de derivados sendo vendidos em patamares recordes, e já há relatos na imprensa de uma mobilização paredista por parte dos caminhoneiros.
A depender da intensidade e dos prejuízos que isso venha a ocasionar, entendemos que pode haver pressão para mudanças desfavoráveis aos minoritários em relação à política de preços.
Agrava a situação os relatos de distribuidoras independentes, com subsequente confirmação da Petrobras, de que não haverá atendimento integral das demandas por derivados para novembro e dezembro, o que sugere um maior volume de importação, com preços provavelmente maiores, para poder atender o mercado doméstico.
Para endereçar esse problema de modo estrutural, entendemos que existam alguns mecanismos para reduzir a volatilidade e promover preços equilibrados no mercado doméstico, tais como fundo de estabilização, uso de royalties e/ou bônus de assinatura dos leilões.
Tais mecanismos podem servir para a redistribuir os recursos oriundos da atividade petroleira no país com os cidadãos, mas sem promover controle direto de preços, o que seria a condição mais prejudicial aos minoritários, ou efeitos temporários, como a proposta de mudança na temporalidade da tributação do ICMS, que possui impacto limitado de longo prazo.
Nosso entendimento é de que o momento pede uma revisão cautelosa das políticas nacionais para o mercado de petróleo e gás, e isso só deve ter a efetividade necessária se contar com a participação dos múltiplos atores envolvidos.
Dentre alternativas, podemos imaginar a formação de uma instância consultiva para a formulação de uma política de preços, e que tal instância deveria contar com representante da empresa, dos acionistas minoritários, do executivo e do legislativo, além de representantes do mercado, através da CVM, e de estudiosos do setor, como INEEP e FGV.
O projeto de lei recém aprovado no Senado, para promoção de subsídio ao GLP, é um bom exemplo de como as fontes de recursos supracitadas podem ser utilizadas para a promoção de políticas públicas sem prejuízo direto aos minoritários.
Esperamos que medidas semelhantes sejam pensadas para endereçar os preços de combustíveis, desse modo o risco de mudanças unilaterais na política de preços por parte da Petrobras pode deixar de ser um constante motivo de desassossego para os investidores da ação.
Confira no anexo a íntegra do relatório a respeito, elaborado por
DANIEL COBUCCI, CNPI, analista senior do BB Investimentos
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