"Há mais motivos para otimismo do que pessimismo com o papel" (as ações da Petrobras em bolsa).
PETROBRAS - Resultado no 2º Trimestre/2023
Sólida geração de caixa e bons dividendos seguem no jogo.
Positivo
Por Daniel Cobucci, CNPI
A Petrobras reportou na 5ª feira, 03.08.2023, um bom resultado, em linha com as expectativas de mercado. O EBITDA ficou 4,9% abaixo do consenso, enquanto o lucro líquido veio 2,8% acima. O fluxo de caixa operacional se manteve em elevado patamar, em R$ 47 bilhões, enquanto o endividamento seguiu ao redor de 0,5x dívida líquida/EBITDA, mesmo com o aumento dos arrendamentos.
O resultado veio acompanhado do anúncio de dividendos, já dentro da nova política de pagamento de 45% do fluxo de caixa livre, resultando em um pagamento de R$ 1,149304 por ação, ou seja, um yield trimestral médio de 3,6% (anualizado: 14,3%), com pagamento em duas parcelas de R$ 0,574652: a primeira em 21/11/23 e a segunda em 15/12/23.
O pagamento dos proventos chama atenção para a disparidade entre as cotações das ações ON e PN, dado que para as ONs o dividend yield anualizado fica em 13,6% e para as PNs, 15,1%.
Seguimos com o entendimento de que há mais motivos para otimismo do que pessimismo com o papel. Assuntos que traziam grande preocupação, como a própria política de preços, a alocação de capital com investimentos em renováveis (cuja faixa foi estimada para ocupar entre 6% e 15% do Capex) e a política de dividendos recém modificada, tiveram solução/encaminhamento de modo que entendemos como satisfatório.
Tais elementos, em conjunto com as boas perspectivas de crescimento da produção, os custos de extração reduzidos, a continuidade do foco no pré-sal e a disciplina de capital que a gestão atual tem sinalizado, justificam nosso olhar mais construtivo sobre a companhia, ainda que riscos persistam.
A Petrobras está sendo negociada com um EV/EBITDA de 2,6x, ante pares em 4,0x (desconto de 36%) e Preço/Lucro em 3,9x, um desconto de 50% em relação aos 7,7x dos pares.
A Petrobras reportou ontem (03.08.2023) um bom resultado, em linha com as expectativas de mercado. O EBITDA ficou 4,9% abaixo do consenso, enquanto o lucro líquido veio 2,8% acima. O fluxo de caixa operacional se manteve em elevado patamar, em R$ 47 bilhões, enquanto o endividamento seguiu ao redor de 0,5x dívida líquida/EBITDA, mesmo com o aumento dos arrendamentos (efeito da entrada em operação dos FPSOs Anna Nery e Almirante Barroso).
A performance do segmento de exploração e produção foi impactada pela redução no Brent, pelo maior lifting cost e menor volume de produção, mas ainda assim trouxe números fortes, enquanto o segmento de refino foi impactado pela redução dos crack spreads de diesel, parcialmente compensado pelo maior volume de vendas de gasolina.
Desempenho financeiro.
A receita líquida teve uma redução de 18% t/t, como consequência do menor preço do Brent (-3,5% t/t e -31% a/a) e da redução dos crack spreads de diesel, parcialmente atenuado pelo maior volume de vendas de gasolina no mercado interno (+4,8% t/t e +31% a/a).
Clique aqui para ler nossos comentários sobre a performance operacional.
A receita do mercado externo teve uma queda maior, de 36% t/t, devido à diminuição de 50% t/t nas exportações de petróleo, como consequência da estratégia de maximizar o uso das refinarias. O CPV teve uma redução de 15%, devido aos menores preços (queda do Brent) e menores volumes de importação de petróleo, apesar de maiores gastos com importação de GNL para compensar a redução no volume de gás boliviano.
A redução dos volumes de petróleo exportado colaborou para a diminuição de 6% nas despesas com vendas. Já as despesas administrativas foram impactadas pelo aumento em impairment (R$ 1,9 bilhão, principalmente pelo 2º trem da RNEST) e menores despesas tributárias (-R$ 0,6 bilhão, devido ao imposto de exportação).
Como consequência dos eventos listados, vimos um EBITDA ajustado de R$ 56,7 bilhões (-22% t/t), e um lucro líquido de R$ 28,8 bilhões, já que os efeitos não recorrentes de impairment e gastos tributários foram parcialmente compensados pelo ganho de capital (R$ +0,8 bilhão), menores despesas financeiras (R$ +2,9 bilhões) e menores despesas com imposto de renda (R$ +5,9 bilhões).
Dividendos. O resultado veio acompanhado do anúncio de dividendos, já dentro da nova política de pagamento de 45% do fluxo de caixa livre, resultando em um pagamento de R$ 1,149304 por ação, ou seja, um yield trimestral médio de 3,6% (anualizado: 14,3%), com pagamento em duas parcelas de R$ 0,574652: a primeira em 21/11/23 e a segunda em 15/12/23. A data de corte é dia 21/08/23 para os detentores de ações negociadas na B3 e o record date será dia 23/08/23 para os detentores de ADRs negociadas na New York Stock Exchange (NYSE). O pagamento dos proventos chama atenção para a disparidade entre as cotações das ações ON e PN, dado que para as ONs o dividend yield anualizado fica em 13,6% e para as PNs, 15,1%.
A Companhia também detalhou, em comunicado, o programa de recompra de ações, que poderá adquirir até 157,8 milhões de ações preferenciais até 08/04/24, representando cerca de 3,5% do free float dessa classe de ações.
Assim, considerando as projeções de que ambas classes sigam recebendo igual volume de dividendos e que as PNs, além de estarem mais descontadas, serão objeto do programa de recompra, são estas as ações que parecem oferecer condições mais vantajosas para investidores pessoa física.
Importações, exportações e vendas no mercado doméstico.
Um ponto relevante a se observar é a dinâmica observada nas importações/exportações. Por um lado, a companhia apresentou uma redução de 23% nas exportações de petróleo cru, o que entendemos como consequência da estratégia de aumento na capacidade de utilização das refinarias (FUT), e não é uma consequência negativa. No entanto, o forte aumento de importações de gasolina, para 52 mil barris/dia (+643% a/a), está associado ao aumento das vendas no mercado doméstico em um momento em que a companhia tem praticado preços consideravelmente menores do que a referência internacional.
Tal dinâmica pode significar que a companhia tem aumentado sua participação de mercado, mas ao custo de possíveis margens negativas em parte dos volumes, com uma importação a preços superiores aos praticados no mercado doméstico.
Importante notar que a companhia reforçou, em distintas ocasiões, que a paridade de preços não foi abandonada, mas sim a PPI. Dado que a PPI adicionava elementos fictícios ao preço, como fretes e custos de nacionalização, nosso entendimento foi de que haveria uma redução modesta e bastante razoável nos preços, de modo a aumentar o market share doméstico e FUT das refinarias, como de fato vimos ocorrer, mas também a manutenção de um modelo que preservasse retornos atrativos para os acionistas minoritários.
Até o momento, podemos afirmar que esse ainda é o caso, mas seguimos acompanhando o tamanho do descolamento entre preços e volumes de importação, pois caso tal dinâmica persista em um cenário de alta mais forte nos preços de petróleo, as premissas que utilizamos em nossa modelagem teriam que ser revisitadas, o que pode resultar em mudança da recomendação e/ou preço-alvo.
Ainda assim, seguimos com o entendimento de que há mais motivos para otimismo do que pessimismo com o papel. Assuntos que traziam grande preocupação, como a própria política de preços, a alocação de capital com investimentos em renováveis (cuja faixa foi estimada para ocupar entre 6% e 15% do Capex) e a política de dividendos recém modificada, tiveram solução/encaminhamento de modo que entendemos como satisfatório.
Tais elementos, em conjunto com as boas perspectivas de crescimento da produção, os custos de extração reduzidos, a continuidade do foco no pré-sal e a disciplina de capital que a gestão atual tem sinalizado, justificam nosso olhar mais construtivo sobre a companhia, ainda que riscos persistam.
A Petrobras está sendo negociada com um EV/EBITDA de 2,6x, ante pares em 4,0x (desconto de 36%) e Preço/Lucro em 3,9x, um desconto de 50% em relação aos 7,7x dos pares.
Desempenho por segmento.
O segmento de E&P apresentou EBITDA de R$ 49 bilhões, uma redução de 13,5% t/t e de -38% a/a, como consequência da diminuição de 4% t/t e de 31% a/a no preço do petróleo, além de impactos de:
(i) tributação da exportação;
(ii) menor volume de produção; e
(iii) aumento de 8% t/t e de 14% a/a no lifting cost.
Vale mencionar que, no pré-sal, o lifting cost se manteve estável t/t, dado que o efeito da valorização cambial foi compensado pela redução nos custos (redução das atividades de intervenção em poços e aumento da produção em Búzios).
Em refino, houve forte impacto devido à queda de mais de 40% no crack spread internacional de diesel, o que colaborou para um lucro bruto 44% inferior t/t. O aumento no volume de vendas de gasolina no mercado interno colaborou para mitigar parte da queda nas margens, enquanto o custo unitário do refino ficou estável (-0,2% t/t), considerando que os maiores gastos foram compensados pela elevação na carga processada.
Já no segmento de gás e energia, a redução nos volumes de aquisição de gás boliviano trouxe uma esperada redução de 21,5% no lucro bruto. Ainda assim, o primeiro semestre do ano atingiu um EBITDA de R$ 6,3 bilhões, com margem de 22% e um retorno sobre o capital empregado (ROCE) de 10%. Em suma, um resultado em linha com as expectativas para os segmentos de E&P e Gás & Energia, e marginalmente abaixo do esperado em Refino.
CONFIRA em anexo a íntegra do relatório elaborado por
DANIEL COBUCCI, CNPI, analista senior do BB Investimentos
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