Conclusão
De olho em Albacora Leste! Ao final do processo de publicação dos novos certificados de reserva para 2023, Prio emerge como a grande campeã após uma certificação apontando maiores volumes recuperáveis, menores investimentos necessários e um perfil de reservas ainda mais conservador que se imaginava. Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando a um EV/EBITDA 24E de 2,0x e um rendimento de fluxo de caixa em relação ao seu preço de mercado de 22% – sendo que precisamos mencionar dois pontos em relação as nossas próprias estimativas: I) usamos propositalmente uma curva de preço de petróleo mais conservadora do que aquele estimado pelos mercados futuros e II) minutos após a publicação da nossa atualização, Prio divulgou o resultado do redesenvolvimento de um dos poços do campo de Frade (N5P2). A produção estabilizada alcançou 11,000 bpd vs uma estimativa de “apenas” 4,000 bpd. Ou seja, nossas estimativas já nasceram com volumes esperados mais modestos em relação ao que vem se materializando! Por último, é importante mencionar o atual nível do custo-caixa da empresa na casa dos US$20-15 23-30E e perspectivas interessantes que devem se materializar no campo de Albacora Leste nos próximos anos, principalmente se considerarmos o histórico da própria Prio, pico de produção histórico do campo e baixo fator de recuperação se comparados com a média do Brasil e do Mundo.
E a 3R Petroleum? Apesar dos fluxos de caixa mais apertados pós-certificação, ainda achamos que a empresa apresenta uma oportunidade de investimento interessante. A empresa negocia com múltiplos amassados (2,4x EV/EBITDA 24E), crescimento de volumes interessantes e boa geração de caixa mesmo com os dados referentes a volume e investimentos menos atrativos que antes. Como grande risco ao case da empresa, permanece a conclusão da aquisição do Polo Potiguar, que ainda é dependente de aprovações setoriais e a evolução da produção dos seus campos, que tem ficado aquém do esperado nos últimos meses.
E a Petrorecôncavo? Apesar da empresa negociar aos menores múltiplos do setor, os menores volumes esperados em termos de crescimento e maiores investimentos necessários deprimiram a geração de caixa esperada pela empresa entre 2023-2024. Somos céticos quanto a conclusão da aquisição do Polo Bahia Terra tendo em vista o novo posicionamento da Petrobrás quanto ao seu processo de desinvestimentos, retirando parte do brilho do case da empresa no que diz respeito a geração de valor via aquisição de novos ativos.
E a Petrobrás? Mantemos a recomendação de VENDER para as ações da Petrobrás. Por se tratar de um case de valor/geração de caixa, é importante mencionar que a empresa está se adentrando em um novo ciclo, onde muito possivelmente o caixa gerado pela empresa deve ser alocado em projetos que nem sempre vão ser interessante do ponto de vista da geração de valor além de outras questões relacionadas a governança. Vendo a empresa negociando 2,4x EV/EBITDA 24E e pagando o mínimo de dividendos possível (25% do lucro líquido), não achamos uma boa alternativa de investimentos, principalmente se considerarmos o nível de avaliação que a PRIO negocia hoje – case privado, com crescimento de volumes muito superiores, boa execução e etc.
Os fatos
Ao longo das últimas semanas, publicamos relatórios com as nossas opiniões sobre a atualização dos certificados de reservas das empresas independentes de petróleo & gás sob a nossa cobertura. Para maiores informações, clique nos links abaixo para ler com mais detalhes o que achamos do resultado do trabalho das certificadoras.
Prio (PRIO3) | Nova Certificação de Reservas! (Publicado 04/04/2023)
3R Petroleum (RRRP3) | Nova Certificação de Reservas! (Publicado 06/04/2023)
Ato contínuo, publicamos a atualização do preço-alvo e estimativas de todas as empresas nos dias após a divulgação dos documentos de recertificação. Ou seja, todas as nossas estimativas das empresas independentes de petróleo já considera os dados publicados pelas certificadoras.
Petrorecôncavo (RECV3) | Atualização de Preço-Alvo! (publicado 23/03/2023)
3R Petroleum (RRRP3) | Atualização de Preço-Alvo! (publicado 06/04/2023)
Prio (PRIO3) | Atualização de Preço-Alvo! (publicado 05/04/2023)
Qual preço do brent que equilibra as receitas e despesas em termos de custo-caixa para cada empresa?
Nesse tópico, avaliamos o preço que o preço do petróleo precisa estar para que a empresa não apresente queima de caixa de acordo com os volumes esperados e custos-caixa esperados para os próximos anos. Ou seja, consideramos todos os custos-caixa das empresa divididos pelos volumes esperados ano-ano.(Custos operacionais + Investimentos/Aquisições + Depreciação)/Produção Esperada = Preço do Brent de Equilíbrio). Esse método é similar aquele apresentado pela Petrobrás em suas apresentações corporativas que considera Participações Governamentais + Custos Operacionais e Depreciação, mas não considera custos indiretos como royalties, impostos e remuneração do acionista. Como queremos ver a necessidade do preço do petróleo cobrir os custos diretos da empresa, subtraimos as receitas referentes a gás dos custos estimados assim como consideramos apenas o volume referente ao petróleo para cálculo do preço de equilíbrio.
Como mencionamos acima e nos documentos ao longo das últimas semanas, a Prio apresentou a melhor certificação de reservas dentre as empresas do setor, com aumento da produção e investimentos para o redesenvolvimento dos campos. Dito isso, o preço do petróleo mínimo para cobrir seus custos diretos ficou em US$76/barril vs US$134 no caso da 3R Petroleem, que por sua vez tem a maior parte da sua produção alocada no futuro a despeito dos maiores investimentos necessários no curto prazo. É importante mencionar que os valores de 2023 estão afetados pelo pagamento de ativos relevantes para ambas as empresas (Albacora Leste para Prio e Polo Potiguar para 3R Petroleum). Sendo assim, é esperado que o preço de equilíbrio deva cair ao longo dos próximos anos. Petrorecôncavo possui o menor preço de equilíbrio referente ao petróleo devido a sua expressiva exposição aos contratos de gás. Com maior exposição ao suprimento de gás, a necessidade do petróleo cobrir seus custos é menor que os seus pares.
Qual potencial de Albacora Leste?
Este circuito de recertificação de reservas mostrou o resultado de um programa de redesenvolvimento bem feito, mostrando a expansão das reservas recuperáveis de um ano para o outro, como foi o caso da Prio. Entretanto, gostariamos de chamar a atenção para o caso do campo de Albacora Leste. Primeiro, é importante mencionar que o campo já apresentou uma evolução em termos de volumes recuperáveis de um ano para o outro, que alcançou 304,1 milhões de barris vs 243 milhões no ano passado (lembrando uma vez mais que a Prio recertifica seus campos utilizando uma curva de preços flat em US$60 versus as demais, que utilizam a curva dos preços de mercado).
Entretanto, em nossa opinião, o campo de Albacora Leste pode nos surpreender positivamente nas recertificações futuras. Ou seja, achamos que a produção esperada pode ser ainda superior aos números anunciados. Antes de mais nada, é importante mencionar que a idéia de se ter um aumento volumes recuperáveis de um ano para o outro não é uma novidade para o case da empresa e vem de antes da certificação desse ano. Como exemplo de sucesso em caso de redesenvolvimento, citamos o Campo de Polvo. Desde a sua aquisição, a expectativa do volume recuperável praticamente triplicou. O tempo de produção esperada até o abandono saltou de cinco para 36 anos.
E sobre Albacora Leste? Citamos aqui alguns fatos interessantes sobre o campo (para além dos dados desta última certificação) e sobre por que somos otimistas ao potencial do campo para os próximos anos.
1º Passado Glorioso: O campo já teve uma produção de quase 180k bpd dezessete anos atrás, no ano de 2006 (vs 22k bpd atualmente). Para fins de comparação, os melhores campos do pré-sal produzem na média 50k bpd.
2º Oil in Place e fatores de recuperação: De acordo com os slides e dados divulgados pela ANP, Albacora Leste possui 3,8 bilhões de barris em todo o seu reservatório versus uma produção acumulada de 455 milhões de barris de óleo equivalentes até Fevereiro de 2023 (ANP), implicando em um fator de recuperação de apenas 11,9%. Considerando a atual reserva provada (1P) anunciada na última certificação (304,1 milhões), o fator de recuperação implícita total alcança 19,9%, acima da média da Bacia de Campos (14%) mas abaixo da média nacional (22,8%) e internacional (35%). Aplicando a média dos fatores de recuperação nacional e global, as próximas recertificações poderiam ser incrementadas entre 107 e 571 milhões de barris ao longo dos próximos anos. Vale lembrar que uma das possibilidades (longe de ser uma certeza, vejam bem…) dos fatores de recuperação serem tão baixos se deriva do fato de uma estatal ser a principal operadora dos campos ao longo do Brasil.
