Tese de Investimento – Panela Velha é que faz comida boa!

Nossa TOP PICK do setor é a 3R Petróleum (Preço-Alvo: R$119/ação). Vemos na 3R a oportunidade de se investir em uma empresa de redesenvolvimento desde o early stage, à medida que a empresa ainda está consolidando os ativos adquiridos e, após o plano de redesenvolvimento dos campos, deve apresentar um expressivo aumento de sua produção. Desde a sua concepção (2018) e abertura de capital (2020), a empresa foi agressiva em suas aquisições, adquirindo nove campos do programa de desinvestimento da Petrobrás em condições muito atraentes (c. US$4 EV/barril recuperável vs média de US$6-7/barril na indústria) e em um momento que o petróleo custava praticamente a metade do que vale nos dia de hoje. De acordo com as estimativas de produção dos certificados de reserva P2 do seus campos, a empresa deve alcançar uma produção de até 93k bpd em 2025, algo que não achamos que esteja corretamente precificado nos atuais níveis de preço da empresa. Como principais riscos ao case, citamos I) risco de execução: apesar da extensa experiência e formação individual dos principais executivos, a 3R enquanto empresa não apresenta o mesmo track-record da PetroRio/Petrorecôncavo, que já operam no Brasil a bastante tempo, II) ANP pode postergar a aprovação da transferência dos campos adquiridos pela empresa ou até mesmo não aprova-las, III) O campo de Papa-Terra pode apresentar um programa de redesenvolvimento mais desafiador do que o esperado e, finalmente, IV) queda acentuada nos preços do petróleo removem muito do “charme” de se investir no case.

Iniciamos a cobertura da PetroRio (PRIO3) com recomendação de COMPRA (Preço: R$43/ação). Nossa recomendação é baseada na nossa avaliação dos atuais ativos da PetroRio + Aquisição Potencial dos campos de Albacora/Albacora Leste. Em nossa leitura, o case da PetroRio combina I) crescimento interessante considerando apenas os campos que a empresa já opera (produção deve alcançar 93k bpd em 2025), II) aquisição transformacional com os campos de Albacora/Albacora Leste: campos de águas profundas, com potencial exploratório de pré-sal, alto potencial em termos de barris recuperáveis (estimamos c. 500 milhões de barris recuperáveis, sob premissas conservadoras) e a um múltiplo de entrada que, aos termos por ora apresentados, aparenta ser interessante, III) equipe experiente e com bom histórico de execução em seus projetos adquiridos. Como principais riscos ao case, vemos: I) Frustração: a eventual não-materialização da aquisição dos Campos de Albacora/Albacora Leste, II) campanhas de redesenvolvimento com resultados frustrantes em termos de produtividade e, claro, III) Petróleo: queda no preço da commodity.

Iniciamos a cobertura na Petrorecôncavo com recomendação de MANTER (Preço: R$28/ação). Em nossa leitura, o limitado potencial de valorização da empresa está relacionada à performance das ações da empresa desde o seu IPO versus um plano de expansão de sua produção menos ambicioso em relação ao seus pares – empresa espera alcançar 37k bpd até 2024 (vs. 27k bpd em 2021), expansão interessante, mas muito aquém dos seus pares. Além disso, a empresa possui uma produção com exposição interessante ao mercado de gás (e todas as suas potencialidades de destravamento de valor, tendo em vista a possibilidade de melhora nos atuais preços oferecidos), mas que tende a perder atratividade tendo em vista o bom momento do preço do Petróleo. Como eventual gatilho de valor, vemos a aquisição do Polo de Bahia Terra, o último ativo onshore oferecido pelo plano de desinvestimento da Petrobrás – uma oportunidade muito interessante tendo em vista o extenso track record da empresa na recuperação de campos maduros e por adicionar mais crescimento ao case. Como principais riscos ao tese da empresa, vemos: I) oportunidades limitadas para aquisição de novos ativos onshore, II) eventual não materialização da aquisição do Polo de Bahia Terra e III) eventual queda nos preços do petróleo.

3R Petroleum (RRRP3): Comprar, Preço-Alvo: R$119/ação

Tese de Investimento. Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando com um potencial de valorização de 177% em relação ao nosso preço-alvo, de R$119/ação. Aos atuais níveis de preço, vemos 3R Petroleum 2,5x EV/EBITDA 23E e 2,4x P/L 23E, múltiplos que em nossa opinião não reflete a atual curva de preços de petróleo (US$90 23E declinando até US$70 29E) e o crescimento de volume da produção da empresa (esperamos que a empresa alcance um pico de produção no ano de 2027, com volume de 92k bpd vs 11k bpd em 2021 – sem considerar os volumes de novas aquisições). Em termos de reservas, vemos a 3R negociando a apenas US$5,7 EV/P2 23E (já considerando o impacto do Polo Potiguar, que praticamente dobrou as reservas da empresa e já conta com recursos derivado de sua última emissão primária de ações), um desconto expressivo em relação aos seus pares Brasileiros e internacionais. O momento da empresa não poderia ser melhor: após uma série de aquisições à preços muito interessantes, a cia se encontra no momento ideal para observar a entrada operacional dos seus ativos adquiridos à medida que os preços internacionais do Petróleo estão em patamares bem elevados. Vale mencionar por exemplo que muitos campos adquiridos ainda não tiveram a sua transferência aprovadas pela ANP, o que deve acontecer nos próximos doze meses. Sendo assim, os principais riscos a nossa tese: I) queda nos preços do petróleo, II) volume decepcionantes derivado do desenvolvimento dos campos, III) ausência de novas oportunidades de aquisições e IV) apesar do currículo dos executivos na recuperação de campos maduros, histórico da 3R enquanto empresa ainda é recente.

Premissas. Nossas estimativas de produção e receita foram baseadas nos volumes P2 esperados pelos certificados de reservas publicadas pelas certificadoras. Os preços foram estimados pela curva de preços dos preços futuros do brent no mercado (US$90 23E até US$70 29E). Os fluxos de investimento e descomissionamento também foram retirados dos certificados de reservas publicados pela empresa certificadora. WACC utilizada para o desconto foi de WACC de 12% em termos reais.

Breve Histórico

3R Petroleum é uma empresa focada no redesenvolvimento de campos maduros e que foi fundada pelos sócios Ricardo Savini (atual CEO) e Daniel Soares. A empresa sofreu aportes do fundo de Private Equity chamado Starboard e, em seguida, abriu seu capital em Novembro de 2020. A empresa atualmente possui a operação de nove polos localizados principalmente no norte do Brasil, sendo a maior parte deles de campos on-shore.

Crescimento

Como mencionamos anteriormente, a 3R foi uma das empresas mais ativas em termos de aquisições nos últimos anos com nove aquisições no total, sendo cinco delas depois do seu IPO e suportada por duas emissões primárias de ações. Após esse processo, a empresa alcançou uma reserva P2 de 493 milhões recuperáveis, alcançando o posto de maior empresa de petróleo com foco em redesenvolvimento dentre os players de capital aberto (posição que pode ser perdida caso a PetroRio consiga adquirir os campos de Albacora/Albacora Leste). De acordo com a produção esperada pelos certificados de reserva emitidas, a produção diária deve alcançar o seu pico de produção em 2015, com 93k barris por dia. Vale mencionar que já consideramos em nossas estimativas do Polo Potiguar, adquirida recentemente pela empresa (conclusão esperada na aquisição em março/23).

Aquisições em termos interessantes

A empresa demonstrou uma moderação muito grande no processo de aquisição dos seu ativos, com A empresa demonstrou uma moderação muito grande no processo de aquisição dos seu ativos, com aquisições a um múltiplo de entrada média de apenas US$4,1/P2 vs US$6/P2 na média de aquisições do Brasil. Naturalmente, tal pagar barato é fundamental para geração de valor da empresa, e se faz especialmente interessante caso o preço do Petróleo alcance níveis ainda mais elevados do que aqueles praticados quando a aquisição foi concluída.

Agora é só correr pro abraço

Enquanto a PetroRio e a Petrorecôncavo são duas empresas com longo período de atuação no setor, a 3R Petroleum adquiriu seu primeiro campo de Petróleo em 2019. Desde então, realizou uma série de aquisições como os campos de Pescada e Arabaiana (2020), Polo Fazenda Belém (2020), Rio Ventura (2020), Peroá (2020), Papa-Terra (2020), Recôncavo (2020) e Potiguar (2021). De acordo com as últimas publicações dos certificados de reservas, 3R encerrou o ano de 2021 com 493,5 milhões de barris recuperáveis (P2) – a maior empresa em termos de barris recuperáveis dentre as empresas de capital aberto com foco no redesenvolvimento de campos maduros. Atualmente, a empresa já opera a totalidade dos campos de Macau, 35% dos campos de Pescada e Arabaiana, Polo Areia Branca e Rio Ventura. Todos os demais ativos estão em transição – ou seja, esperando a aprovação da Agência Nacional de Petróleo. Sendo assim, a empresa ainda não os opera de fato. Entretanto, levando em considerando as expectativas da empresa, as transações devem ser concluídas até março/23. E eis aqui o grande ponto: a empresa conseguiu estar no ponto correto do ciclo na aquisição de ativos, fazendo as suas aquisições a múltiplos muito atraentes ao longo de 2020/2021 em um momento em que o preço do petróleo estava muito abaixo dos níveis atuais. Ou seja, a geração de valor das aquisições a múltiplos baixos vai ser muito mais interessante ao acionista do que previamente esperado à medida que as curvas do preço do petróleo estão em níveis mais interessantes.

Como anda a produção?

Um dos principais pontos de questionamento em relação a tese da empresa diz respeito a ausência de track record (vs. PetroRio/Petrorecôncavo). Por enquanto, observamos a empresa entregando uma produção condizente com o que era esperado. A produção da empresa cresceu 67% no 1T22 em comparação ao 1T21, alcançando 9,2k bpd. Claro que boa parte desse crescimento foi derivado da incorporação de ativos adquiridos (como Rio Ventura e Areia Branca). Entretanto, se considerarmos a divisão da produção da empresa ativo por ativo, podemos observar uma boa performance dos campos de Macau (7,5k bpd em março/22 vs 5,0k bpd no 1T21) e do e Rio Ventura (1,1k bpd em março/22 vs 890 bpd em 3T21, +23% desde então), já apresentando melhora na produtividade pouco tempo após a transferência pelo antigo controlador. De acordo com o certificado de reservas dos respectivos campos, Macau deve entregar uma produção diária média de 6,9k/dia – algo que já foi plenamente alcançado. O Polo de Rio Ventura tem uma produção esperada de 979 bpd em 2021, meta essa que também já foi batida pela empresa. Ou seja, caso a empresa consiga manter a boa performance na recuperação dos polos que ainda precisam ser consolidados, esperamos que exista uma reprecificação por parte do mercado nas ações da 3R Petroleum.

Polo Potiguar: Transformacional!

No último dia 05/04, a 3R anunciou a certificação de reserva do Polo Potiguar. As reservas recuperáveis P2 ficaram em 229,3 milhões de barris (P1:169,7M/P3:267M), representando um incremento de 86% em relação as reservas anteriores da empresa. O Valor da aquisição foi de US$1,3 bilhões, implicando em um múltiplo de US$6/P2 – ligeiramente acima dos múltiplos históricos de aquisição da empresa, mas em linha com a média da indústria. Vale mencionar que o Polo Potiguar tem uma característica quase que transformacional para empresa, não apenas pelo tamanho, mas pela localização estratégica do ativo (muito próxima as demais operações da empresa – o que deve trazer sinergias operacionais em custos muito interessantes e que por enquanto não estão sendo consideradas em nossas estimativas) e que para além das reservas de Petróleo, também inclui o Ativo Industrial de Guamaré, que contempla unidades de processamento de gás natural (UGPN), Refinaria de Clara Camarão e Terminal Aquaviário de Guamaré (capacidade de estocagem de 1,8 milhões de barris), o que deve alavancar os negócios da empresa (negociação direta com compradores da sua produção, por exemplo, o que deve melhorar os prêmios em relação aos produtos vendidos pela empresa em relação ao esquema comercial de hoje, com a Petrobrás sendo o grande comprador da produção da 3R. Além disso, citamos as eventuais sinergias operacionais da operação do campo Potiguar com os demais ativos da 3R. Vale mencionar que não atribuímos nenhum valor a esses ativos, assim como para eventuais sinergias em custos do Polo em relação as demais operações da empresa. Ao longo de 2021, a produção média diária foi de 20,6k bpd e 58.1k m³/dia de gás natural, o que também deve significar um expressivo incremento de produção para 3R a partir do momento que a aquisição seja finalmente concluída (expectativa: Mar/2023).

Política de Hedge: bom ou ruim?

Hedge: Devido à natureza volátil do preço do petróleo, o uso de contratos futuros/derivativos é uma prática comum na indústria. Tais contratos permitem a empresa pré-estabelecer o preço que venderá sua mercadoria em um determinado período no futuro. O benefício de tal prática é trazer segurança a operação da empresa e assegurar um determinado fluxo de caixa – algo muito importante, tendo em vista por exemplo a eventual obrigação da empresa com pagamento de aquisições, dividendos, fornecedores etc. Perceba que ao longo da nossa análise, nós estimamos que em 22-23E, o custo-caixa da empresa deve ficar em US$60-46/bpd. Sendo assim, caso o preço do petróleo ficasse abaixo desses níveis de preço dos próximos dois anos, a empresa poderia entrar em apuros. A 3R fez uso desses contratos futuros para assegurar tais fluxos de caixa nos próximos anos, tendo em vista as pesadas obrigações com investimentos/aquisições feitas pela empresa. Como podemos observar, a empresa setou 2,052 milhões de NDFs (Non Derivable Forward, contratos futuros baseados na troca de fluxos de caixa) com preço médio na casa dos US$65,4/barril e 588 mil collars aos preços médios de US$50.4 – 67,4 (vende a call a um preço e com os recursos compram puts – “travando” os ganhos acima do preço superior e “travando” as perdas caso o petróleo caia abaixo do limite inferior). Ou seja: no curto prazo, a 3R não deve se aproveitar do alto nível dos preços do petróleo em sua totalidade à medida que os ganhos devem ser absorvidos pelos contratos de derivativos firmados anteriormente aos eventos que acabaram por pressionar os atuais níveis de preço.

Riscos

Preço do Petróleo: Conforme explanado ao longo do documento, a atual curva dos preços do petróleo encontra-se em níveis muito interessantes e saudáveis para o negócio de produção. Se por um lado isso é positivo para os negócios, por outro, dá pouca margem de segurança caso algum evento global venha a derrubar a demanda pelo petróleo e, eventualmente, derrubar os seu preço em termos estruturais.

Mudança nos Planos de desinvestimento da Petrobras: O último campo onshore oferecido pela Petrobrás acabou de ser adquirido pela Petrorecôncavo. Entretanto, como demonstramos ao longo do nosso documento, a participação da produção de campos onshore vem caindo ano após ano. Sendo assim, a decisão de desinvestir por parte da Petrobrás pode significar uma nova oportunidade

Execução: Apesar do menor risco operacional em comparação com empresas de exploração e produção, isso não quer dizer que o processo de redesenvolvimento não apresente nenhum risco. Vale mencionar também que a empresa tem uma boa quantidade de projetos para desenvolver, onde serão necessários contratação de pessoal, além do próprio risco de redesenvolvimento dos campos originar produções muito aquém do esperado.

Papa-Terra. O polo de Papa-Terra foi adquirido da Petrobrás, que por sua vez entrou dentro do plano de desinvestimentos da empresa devido a uma produção decepcionante do campo devido a características geológicas do campo e qualidade do Petróleo. Por se tratar de uma operação offshore e de um campo com características muito específicas, o seu redesenvolvimento pode ser desafiador do que o esperado.

Petrorio (PRIO3): Comprar, Preço-Alvo: R$43/ação

Tese de Investimento. Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando com um potencial de valorização de 89% em relação ao nosso preço-alvo, de R$43/ação (A+B). Aos atuais níveis de preço, vemos PetroRio negociando a apenas 3,9x EV/EBITDA 23E e 7,4x P/L 23E, múltiplos que em nossa opinião não reflete a atual curva de preços de petróleo (US$90 23E declinando até US$73 29E) e o crescimento de volume da produção da empresa (esperamos que a empresa alcance um volume de 75k bpd vs 31k bpd em 2021 – sem considerar os volumes de novas aquisições), não apenas pela recuperação dos atuais campos controlados pela empresa como pela entrada operacional do Campo de Wahoo até o final de 2024. Pelo método do Fluxo de Caixa Descontado, avaliamos os atuais ativos da empresa em R$30/ação (A). A segunda parte da nossa avaliação é feita via o valuation implícito da eventual aquisição dos campos de Albacora/Albacora Leste – estimamos as reservas P2 dos campos em c. 500 milhões de barris recuperáveis, via premissas bem conservadores para o fator de recuperação na região onde os campos estão localizados. Avaliando tal reserva pelos múltiplos EV/P2 da PetroRio, estimamos que a aquisição teria o potencial de gerar R$13/ação (B) para empresa caso a operação venha a se materializar. Como principais riscos a nossa tese, citamos: I) queda nos preços da curva do preço do petróleo, II) problemas na execução do redesenvolvimento dos campos, III) aquisição dos campos de Albacora/Albacora Leste pode não acontecer ou acontecer em termos pouco atraentes e IV) mudanças na política de desinvestimento da Petrobrás pode reduzir o apetite por crescimento da empresa.

Premissas. Nossas estimativas de produção e receita foram baseadas nos volumes P2 esperados pelos certificados de reservas publicadas pelas certificadoras. Os preços foram estimados pela curva de preços dos preços futuros do brent no mercado (US$90 23E até US$73 29E). Os fluxos de investimento e descomissionamento também foram retirados dos certificados de reservas publicados pela empresa certificadora. WACC utilizada para o desconto foi de WACC de 11% em termos reais.

Breve Histórico

A PetroRio é uma empresa de capital aberto (PRIO3) com foco na produção de petróleo e gás natural, investimento e recuperação de ativos maduros em produção e gestão eficiente de reservatórios. A PetroRio surgiu no ano de 2008 com o nome de HRT Petróleo (antiga HRTP3) e abriu seu capital em 2010. À época, a empresa levantou recursos no mercado financeiro com o objetivo de explorar campos de petróleo na bacia de Solimões e na Namíbia. Com o fracasso da campanha exploratória e entrada de novos acionistas (2015), a empresa passou a focar seus esforços no redesenvolvimento de campos maduros. Desde então, a empresa adquiriu múltiplos ativos de players privados ao longo dos anos, promovendo sucessivas campanhas bem-sucedidas de revitalização dos ativos e com incremento expressivo na eficiência da operação.

Muito Crescimento!

De acordo com as nossas estimativas (baseadas nos volumes P2 dos certificados de reservas da empresa), a PetroRio deve alcançar uma produção de c. 31k bpd e deve alcançar o pico de produção de 93k bpd em 2025 – ou seja, praticamente triplicar a produção atual da empresa considerando apenas os atuais ativos da empresa. Se considerarmos que a empresa consiga concluir a aquisição dos Campos de Albacora/Albacora Leste, a produção diária em barris de petróleo equivalente deve alcançar 152k em 2025 – considerando apenas a fatia que a PetroRio tem no Campo de Wahoo (64,3%) e sem considerar nenhum crescimento de volume das Albacoras, cinco vezes mais do que o volume de barris/dia produzidos em 2021.

No lugar Certo, na hora certa: Bacia de Campos

A PetroRio tem um histórico muito interessante de geração de valor por parte dos seus ativos anteriormente adquiridos. A geração de valor é derivado não apenas das aquisições a múltiplos interessantes, mas também das campanhas de redesenvolvimento muito bem-sucedidas dos ativos adquiridos. Chama a atenção o fato de a PetroRio ser uma empresa focada em campos offshore e com operações essencialmente na bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro. Conforme já mostrado ao longo do documento, os campos offshore da Bacia de Campos do pós-sal estão em estágio declinante de sua produção. Sendo assim, achamos que os próximos anos devem reservar oportunidades interessantes na região e a empresa vai estar muito bem localizada em uma área que ela já conhece muito bem.

Aquisição Transformacional: Albacora e Albacora Leste

Transformacional: Dentro do processo de desinvestimento da Petrobrás, a PetroRio emergiu como possível vencedora na aquisição dos campos de Albacora (100%) e Albacora Leste (90%). De acordo com fato relevante publicado por ambas as empresas, o consórcio da PetroRio ganhou a exclusividade de negociação dos ativos com a empresa.

O valor rumorado pela aquisição é de estabelecido em US$4 bilhões (c. R$19,8 bilhões, se considerarmos o câmbio US$/RS de fechamento de hoje), cerca de 80% do atual valor de mercado da PetroRio. A venda envolve dois campos produtivos de alta profundida e localizados na Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro. De acordo com informações contidas no teaser com as informações de venda publicado pela Petrobrás, os campos juntos produzem 77k barris de óleo equivalente por dia – para fins de comparação, a empresa encerrou o 4T21 produzindo 32,3k bpd. Ou seja, caso a aquisição se concretize, só os campos de Albacora/Albacora Leste tem potencial de dobrar a produção da empresa em relação aos termos atuais (que ainda não considera a produção derivada do campo de Wahoo, que deve se tornar operacional apenas em 2024).

Quanto é a reserva potencial recuperável de tais campos? Como podemos observar na tabela acima, o volume de petróleo “in place” dos campos é de 4,4 e 3,8 bilhões de barris para Albacora e Albacora Leste, respectivamente. De acordo com os últimos dados relacionados à produção acumulada de ambos os campos publicados pela ANP, a produção acumulada desde o início produtivo dos campos foi de 1,03 bilhões e 432 milhões de barris de óleo equivalente. Ou seja, O Fator de Recuperação Acumulada (Produção Acumulada/Volumes In Place) alcançado foi de 23,5% e 11,4% para os campos de Albacora e Albacora Leste, respectivamente. Tais números são importantes pelo seguinte motivo: o fator de recuperação na bacia de campos é de 24% (fator de recuperação envolve a produção histórica + reservas P3 dos campos). O grande “pulo do gato” em relação a essas estimativas diz respeito ao fato de que o grande operador da bacia de campos é a Petrobrás, que essencialmente não tem a expertise (e nem o foco) na recuperação de poços maduros – ao contrário da PetroRio, que o grande expertise está exatamente em incrementar o fator de recuperação dos poços adquiridos. Depois do fator de recuperação, podemos refinar a nossa análise usando como inferência as reservas totais (P3) do estado do Rio de Janeiro em relação as suas reservas provadas (P1), ou seja, P1/P3. Como podemos observas no gráfico abaixo, as reservas provadas nas bacias do Rio de Janeiro em relação as reservas totais fecharam em 60,1% em 2020 (média 55% desde 2011 até 2020). Ou seja, para estimarmos a reservas recuperável P2 das Albacoras, inferimos a relação de 60% – algo que consideramos muito conservador tendo em vista a proximidade da relação P1/P3 da bacia de campos como um todo.

Desse fato, podemos fazer três cenário quanto ao potencial de reservas recuperáveis desta aquisição:

Cenário Pessimista (P2: 267,8 milhões de barris): Petrorio conseguirá recuperar apenas 24% do volume in place, em linha com a média história da região da Bacia de Campos. Nesse caso, o total de barris equivalentes recuperáveis classificados como possíveis (P3) seria 446 milhões de barris. Se pensarmos em uma relação P2/P3 na casa dos 60% (muito conservador, em nossa leitura), o total de barris a serem classificados como Prováveis (P2) seriam de apenas 267,8 milhões, implicando em um múltiplo de aquisição na casa dos US$13,8/P2, muito acima da média das últimas aquisições do setor – e pouco provável que a própria Petrorio se mostre interessada com um múltiplo de entrada nesses níveis, assim como o seu Achamos esse cenário de reservas recuperáveis extremamente improvável, tendo em vista o fator de recuperação da Petrobrás ser muito inferior ao resto do mundo, não considerar o expertise e track-record da Petrorio na recuperação dos seus demais campos e, claro, o múltiplo de aquisição muito acima da média da indústria, o que deve colocar em risco o retorno do negócio. Tal aquisição, nestes termos, significaria um incremento de c. 83% em relação as reservas P2 da empresa atualmente.

Cenário Base (P2: 502 milhões de barris): PetroRio conseguirá recuperar 30% do volume in place, em linha com a média brasileira (que consideramos baixo, pelos motivos citados ao longo desse documento). Nesse caso, o total de barris equivalentes recuperáveis classificados como P3 seria de 836 milhões de barris. Aplicando a relação média P2 de 60% para região, encontramos um total de barris recuperáveis de petróleo na casa dos 501,8 milhões. Tal quantia implicaria em um múltiplo de aquisição de c. US$7,3 EV/P2 – número muito razoável se considerarmos as características e variedade de opções dos ativos.

Cenário Otimista (P2: 788 milhões de barris): PetroRio conseguirá recuperar 35% do volume in place, em linha com a média mundial. Nesse caso, o total de barris equivalentes P3 seria de 1,2 bilhões. Aplicando a relação P2/P3, alcançamos um número total de barris recuperáveis P2 de 788 milhões de barris. Tal quantia implicaria em um múltiplo implícito de aquisição na casa dos US$5,3 EV/P2 – número muito positivo considerando as características e variedade de opções do ativo.

Vale mencionar que o uso da métrica do Fator de Recuperação leva em conta perspectivas de longo prazo para o ativo em questão e não o número que deve ser anunciado pela certificadora escolhida pela empresa ainda esse ano com o certificado de reserva das Albacoras. No curto prazo, acreditamos que as reservas a serem anunciadas devam ficar entre o cenário base e o cenário conservador, considerando o limite inferior dos fatores de recuperação alvo entre 24% e 30%. Acreditamos em algo próximo a 500 milhões de barris recuperáveis (P2) a ser anunciados caso a transação se materialize. Entretanto, como já demonstrado pela própria empresa, sua expertise está exatamente na melhora técnica da recuperação dos campos ao longo dos anos. Sendo assim, se considerarmos os níveis do preços de petróleo razoavelmente estáveis ao longo os próximos anos, seu histórico na recuperação de campos maduros, a campanha de redesenvolvimento que a empresa teve seguir nas Albacoras ao longo dos anos, a PetroRio conseguir alcançar os 700 milhões de barris recuperáveis nas Albacoras ao longo dos anos do seu redesenvolvimento não nos surpreenderia.

Capitalização está nos planos da empresa. Como amplamente divulgado pela empresa, os planos de aquisição das Albacoras terão que envolver uma emissão primária de ações. No último call de resultados da empresa, o CEO da mesma mencionou o valor de US$1,8 bilhões, sendo o restante da aquisição dos campos financiado via emissão de dívida e o próprio caixa da empresa (empresa fechou o 4T21 com um caixa líquido de R$1,3 bilhões). Aplicando um deságio de 10% em relação aos preços atuais, encontramos a necessidade de emissão de 388 milhões de ações, representando uma diluição de 46% da atual base de acionistas. Tendo em vista as potencialidades da aquisição, o preço de aquisição do ativos (possivelmente razoáveis, mesmo sob premissas modestas), track record da empresa no redesenvolvimento de campos e os saudáveis preços do petróleo, sugerimos que os investidores interessados participem da operação.

Qual potencial de geração de valor das Albacoras? Qual potencial de geração de valor das Albacoras? De acordo com as nossas estimativas, PetroRio está negociando a um EV/P2 implícito de US$11,7/P2. Se considerarmos nossa estimativa intermediária no que diz respeito as reservas potenciais dos campos e valuation implícito da aquisição convergindo à atual avaliação da PetroRio, a aquisição das Albacoras teria o potencial de geração de valor de até R$13/ação. É claro que esse exercício é uma tentativa de tentar antecipar a geração de valor da aquisição e parte de uma série de premissas. Para sermos mais precisos em nossas estimativas, vamos aguardar os termos finais da operação até, finalmente, a publicação do certificado de reservas com estimativas dos volumes, investimentos, custos de descomissionamento etc.

Como estão as negociações? Como mencionamos, o consórcio da PetroRio ganhou a exclusividade para negociar a aquisição dos ativos. De acordo com as últimas informações anunciadas pelas empresas em suas conferências, o processo tem sido um pouco mais demorado do que o comum, principalmente por questões relacionadas a reparametrização dos reservatórios dos campos e, possivelmente, o preço da aquisição, tendo em vista o atual nível de preços no ano de 2022 em relação à 2021 – atualmente, o preço do petróleo está na casa dos US$100/barril vs US$ 70/barril ao longo de 2021. Ou seja, os termos apresentados ao início de todo o processo podem não refletir mais a realidade, o que tenderia a pressionar o preço da aquisição e o próprio retorno do projeto no longo prazo. No limite, a ideia da aquisição eventualmente não se materializar não pode ser descartada.

Oportunidades

Crescimento: Como mencionamos acima, sem considerar nenhum nova aquisição, o volume de produção deve alcançar 93k bpd até 2025 (ou 75k bpd, se ajustarmos o volume pela participação de 64,3% da empresa no Campo de Wahoo), praticamente 3x maior do que a quantidade produzida hoje devido ao aumento do volume produzido derivado da revitalização dos poços que a empresa já controla e entrada operacional do campo de Wahoo. Sendo assim, a empresa deve seguir em um momento interessante no que diz respeito a diluição de custos e geração de caixa operacional.

Atuação na Bacia de Campos: Acreditamos que a empresa está bem localizada em relação a novas oportunidades relacionadas a aquisições. A bacia de campos é uma das mais antigas regiões produtoras do Brasil e já enfrenta produção declinante a muito tempo. Sendo assim, faz muito sentido que oportunidades interessantes apareçam na região que a PetroRio já possui suas operações.

Track Record: PetroRio é resultado da mudança estratégica da antiga HRT, que assumiu as operações em 2015. Ou seja, tudo aquilo que nos vemos agora no que a empresa é hoje foi derivado de apenas esses 7 anos de operações. Nesse meio tempo, a empresa não apenas mudou a sua orientação estratégica (de exploração para redesenvolvimento) como realizou todas as aquisições dos campos que opera hoje como foi bem-sucedida no redesenvolvimento dos campos.

Riscos

Albacora/Albacora Leste: Conforme explicado em nossa tese, a aquisição dos campos de Albacora/Albacora Leste são gatilhos de valor muito importantes para tese da empresa. Como o processo de venda ainda não foi concluído, eventuais frustrações nas negociações ou alterações expressivas nos valores a serem pagos pode significar uma possível destruição de valor em relação ao nosso preço-alvo. Vale mencionar que com o atraso na negociação dos campos e com o petróleo no atual nível de preços

Preço do Petróleo: Conforme explanado ao longo do documento, a atual curva dos preços do petróleo encontra-se em níveis muito interessantes e saudáveis para o negócio de produção. Se por um lado isso é positivo para os negócios, por outro, dá pouca margem de segurança caso algum evento global venha a derrubar a demanda pelo petróleo e, eventualmente, derrubar os seu preço em termos estruturais.

Mudança nos Planos de desinvestimento da Petrobras: Apesar de estar bem localizado em uma excelente localização para aproveitar novas oportunidades, uma orientação estratégica por parte da Petrobrás pode frustrar os planos de crescimento futuro da empresa. Por enquanto, vemos a empresa com preocupações suficientes nos campos de Wahoo e as Albacoras. Entretanto, para além dessas aquisições, é importante acompanhar os termos da empresa.

Execução: Apesar do menor risco operacional em comparação com empresas de exploração e produção, isso não quer dizer que o processo de redesenvolvimento não apresente nenhum risco. Atrasos ou alterações nos planos e volumes esperados podem ser frustrar a lucratividade do negócio.

Petrorecôncavo (RECV3): Manter, Preço-Alvo: R$28/ação

Tese de Investimento: Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando com um potencial de valorização de 17% em relação ao nosso preço-alvo – muito limitado em comparação com os outros nomes com recomendação nesse relatório. Primeiramente, chamamos a atenção da performance das ações da empresa desde o seu IPO. Além disso, citamos a postura mais agressiva da PetroRio e a 3R Petroleum no que diz respeito a aquisições nos últimos anos – e acabaram por operar o ciclo do preço do Petróleo de maneira correta, ao comprar os campos na baixa do preço da commodity e vender a sua produção nas altas – a Petrorecôncavo acabou por ser um pouco mais conservadora e se adentra em 2022 com a menor quantidade de reservas recuperáveis P2 vs RRRP3/PRIO3 e com uma curva esperada de produção mais modesta. Além disso, observamos a recente performance das ações desde o seu IPO já capturando todo a maior parte do valor a ser gerado pela empresa ao longo dos próximos anos. Observamos a exposição dos campos da RECV3 a outros produtos que não o Petróleo (C5+, Gás Natural, Gás Liquefeito etc.). Em condições normais de mercado, a diversificação é sempre muito bem-vinda. Entretanto, à medida que a curva de preços do petróleo se encontra em níveis muito atraentes, por ora, preferimos a exposição das demais as empresas do setor. As recentes notícias relacionadas à eventual aquisição do Polo Bahia Terra são muito interessantes. Mas por enquanto, com informações limitadas quanto as características do campo, preferimos esperar para estimarmos um maior disclosure de informações quanto ao potencial da aquisição.

Premissas. Nossas estimativas de produção e receita foram baseadas nos volumes P2 esperados pelos certificados de reservas publicadas pelas certificadoras. Os preços foram estimados pela curva de preços dos preços futuros do brent no mercado (US$90 23E até US$70 29E). Os fluxos de investimento e descomissionamento também foram retirados dos certificados de reservas publicados pela empresa certificadora. WACC utilizada para o desconto foi de WACC de 9% em termos reais.

Breve Histórico

Petrorecôncavo foi criada no ano de 1997 na esteira do fim do monopólio da exploração e produção da Petrobrás. Atualmente, a empresa conta com 59 concessções e um bloco exploratório. Concluíram as aquisições dos campos de Riacho da Forquilha (2019) e Miranga (2021). Assinaram um contrato de gás natural no ano de 2022 com distribuidores de gás como Potigás, PBGás e BahiaGás.

Crescimento

De acordo com o atual plano de redesenvolvimento da empresa (P2), Petrorecôncavo espera alcançar o pico de produção de 37k bpd no ano de 2025 (vs. 20k bpd 2022E) – um incremento muito mais modesto De acordo com o atual plano de redesenvolvimento da empresa (P2), Petrorecôncavo espera alcançar o pico de produção de 37k bpd no ano de 2025 (vs. 20k bpd 2022E) – um incremento muito mais modesto em comparação com RRRP3/PRIO3, que pretendem alavancar suas produções em até 90k bpd nos próximos cinco anos. Vale mencionar que não estamos considerando a aquisição do Polo de Bahia Terra em nossas estimativas, o que preferimos tratar como uma opção (Polo Bahia terra produziu 14k bpd e 642k m³/dia de gás ao longo de 2021). Outra característica interessante da empresa é a exposição da sua produção ao gás natural – um produto muito interessante e com diversas opções de destravamento de valor nos próximos anos, mas que consideramos como um produto eclipsado pelo bom momento do preço do petróleo.

Excelentes executores!

Como mencionamos no início desse texto, a empresa tem um longo histórico de excelente execução em seus ativos. Como mencionamos, o processo de redesenvolvimento do Polo Remanso foi capaz de multiplicar as suas reservas mesmo depois de vinte anos de produção do campo. A história parece estar sendo recontada nas aquisições recentes (Miranga e Riacho da Forquilha) à medida que a empresa tem sido bem-sucedida em incrementar a produção dos seus campos. Mesmo com a produção de 5,5 milhões de barris em 2021, a empresa foi capaz de incrementar a reserva em 5,3 milhões de barris em comparação com 2020.

Novo Mercado do Gás = Oportunidades!

A aprovação do Novo Marco do Gás Natural trouxe uma série de alterações interessantes para empresas A aprovação do Novo Marco do Gás Natural trouxe uma série de alterações interessantes para empresas produtoras de gás – como por exemplo, o livre acesso a infraestrutura e a possibilidade e vender a sua capacidade a preços mais interessantes. Como mencionamos anteriormente, a Petrorecôncavo tem uma produção relevante de gás que, por enquanto, tem a maior parte vendida diretamente para Petrobrás tendo em vista a sua grande infraestrutura.

Oportunidades

Escala das Operações = Melhores Preços: Por enquanto, a empresa tem como grande compradora da sua Produção a Petrobrás, à medida que a estatal possui a infraestrutura para escoamento dos produtos. O aspecto negativo desse ponto é o poder de mercado que Petrobrás tem em relação aos operadores menores. À medida que a Petrorecôncavo for ganhando acesso a infraestrutura do mercado, poderá destravar maior valor via preços mais interessantes. Citamos, por exemplo, a esperada melhor precificação da produção de gás da empresa à medida que a mesma conseguir acesso a infraestrutura nacional sob os termos do Novo Marco do Gás.

Atuação na Bacia de Campos: Acreditamos que a empresa está bem localizada em relação a novas oportunidades relacionadas a aquisições. A bacia de campos é uma das mais antigas regiões produtoras do Brasil e já enfrenta produção declinante a muito tempo. Sendo assim, faz muito sentido que oportunidades interessantes apareçam na região que a PetroRio já possui suas operações.

Track Record: PetroRio é resultado da mudança estratégica da antiga HRT, que assumiu as operações em 2015. Ou seja, tudo aquilo que nos vemos agora no que a empresa é hoje foi derivado de apenas esses 7 anos de operações. Nesse meio tempo, a empresa não apenas mudou a sua orientação estratégica (de exploração para redesenvolvimento) como realizou todas as aquisições dos campos que opera hoje como foi bem-sucedida no redesenvolvimento dos campos.

Riscos

Preço do Petróleo. Conforme explanado ao longo do documento, a atual curva dos preços do petróleo encontra-se em níveis muito interessantes e saudáveis para o negócio de produção. Se por um lado isso é positivo para os negócios, por outro, dá pouca margem de segurança caso algum evento global venha a derrubar a demanda pelo petróleo e, eventualmente, derrubar os seu preço em termos estruturais.

Ausência de Novas Oportunidades. O Polo de Bahia Terra é o último ativo onshore disponível no plano de desinvestimento da Petrobras. Apesar de eventuais oportunidades no segmento privado, oportunidades onshore derivadas das operações da Petrobrás devem ficar mais restritas e, evidentemente, limitando o potencial de crescimento da empresa.

Preço de novas aquisições. Com o barril do petróleo negociando acima dos US$100, faz muito sentido que as novas transações de ativos de Petróleo & Gás sejam negociados a preços superiores que no passado. Ou seja, caso a aquisição venha a se materializar e a curva do preço do petróleo venha a passar por uma realização, a geração de valor da empresa vai se tornar mais limitada em relação aos termos originais da operação.

A Indústria de Petróleo

Para entender a tese de investimento das empresas citadas nesse relatório, é preciso que você entenda que a única coisa em comum entre a Petrobrás vs Petrorio/3R Petroleum/Petrorecôncavo é o fato de estarem inseridas no negócios de petróleo. Entretanto, a estratégia dos seus negócios são completamente distintos. Enquanto a Petrobrás é uma empresa focada na exploração e produção de petróleo (“E&P”), as demais são focadas no redesenvolvimento de campos de petróleo maduros. Ou seja: revitalizar a produção de um campo que já produz há décadas e que já passou do seu pico produtivo.  

Pode parecer a mesma coisa, mas não é. Nos próximos parágrafos, vamos explicar qual a lógica por detrás de cada estratégia.

Exploração e Produção (“E&P)

As empresas de exploração e produção de petróleo, também chamadas de empresas de E&P, são as petroleiras que buscam e desenvolvem campos novos de óleo e gás. Apesar do alto potencial de geração de valor em se encontrar reservas novas e produtivas, é importante observar os altos custos envolvidos e consequentes riscos inerentes ao processo à medida que a campanha exploratória pode simplesmente não dar certo.

Exploração: Ao contrário dos primeiros exploradores, que procuravam infiltrações de óleo no chão, as empresas de exploração de hoje têm de depreender vasta quantidade de tempo e recurso para encontrar reservas relevantes. Começando por estudos sísmicos que usam ondas sonoras para mapear trechos subterrâneos em um processo altamente complexo e de pesados investimentos. O mapeamento geológico é então submetido a uma análise probabilística que visa determinar a viabilidade econômica da produção, para só então serem cavados os primeiros poços para testar as reservas. As chances de sucesso comercial da exploração são baixas, ficando historicamente próximas de 30%, embora seja importante ressaltar que essas naturalmente aumentam na medida em que os campos prospectados se encontram próximas de áreas onde já foram encontradas outras reservas.

Isso sem falar do desenvolvimento: Encontrar novos campos de petróleo pode implicar na necessidade de desenvolvê-los desde o zero. Isso significa ter que furar os poços, instalar as plataformas e desenvolver estruturas de logística para escoamento da produção, em um processo capital intensivo que pode levar anos – as vezes até um década desde a descoberta até a primeira gota de petróleo a ser extraída.

E se a exploração decepcionar? O baixo sucesso das campanhas de exploração e o seu alto custo, configuram um risco relevante para as empresas de E&P. O caso mais notório no mercado brasileiro foi o da OGX Petróleo. A empresa abriu capital no mercado brasileiro no ano de 2008, levantando R$6,7 bilhões a época. Após uma extensa campanha exploratória malsucedida, anunciou recuperação judicial no ano de 2013. Outro caso notório do mercado brasileiro foi a HRT, levantando R$2,6 bilhões em sua abertura de capital para explorar campos na Amazônia e na África no ano de 2009. A HRT também não foi bem-sucedida em sua campanha exploratória e passou por um processo de reestruturação societária e de mudança de foco de negócio até finalmente se chamar PetroRio.

Exploração & Produção é um mau negócio? De maneira alguma! É um negócio extremamente lucrativo e não é à toa que as indústrias de Petróleo e Gás são uma das mais poderosas do mundo. Por conta dos riscos citados, as principais realizadoras de E&P são as maiores empresas de petróleo, tendo em vista que reúnem o capital e a expertise necessária para arcarem com explorações malsucedidas. Essas petroleiras, conhecidas como majors ou supermajors, incluem grandes conglomerados como Exxon, Saudi Aramco, ConocoPhillips, Total Energy e, no cenário nacional, a Petrobrás (PETR4). Ou seja: para investir em empresas de E&P com risco moderado, é necessário um balanço robusto para que se consiga tocar uma campanha exploratória sem que a mesma corra o risco de levar o negócio a ruína. Empresas pequenas (chamadas de junior oil companies) são cases interessantes e que tendem a trazer valorização expressiva aos acionistas caso a campanha exploratório e de desenvolvimento seja bem-sucedida. O que infelizmente não foi o caso das empresas brasileira focadas em E&P.

Dentre as empresas de capital aberto do Brasil com foco em E&P, estão a Petrobrás (PETR4) e Enauta (ENAT3). Entretanto, elas não serão alvo da nossa análise neste texto.

Entendendo a negócio: redesenvolvimento de campos maduros

Produção: Como você já deve saber, o negócio de Petróleo e Gás produz uma fonte energética não-renovável – essa fonte encontra-se disponível na natureza e a sua composição toma milhões. Apesar de variar de caso à caso, campos produtivos de petróleo possuem natureza finita. Ou seja: ao longo da sua vida produtiva, a produção tende a crescer, atinge o seu ápice em algum momento da sua vida útil, entra em estágio declinante da produção até o momento que o seu operador decide por descomissionar o campo. Em bom português: o campo será lacrado e toda infraestrutura para sua produção ou será reaproveitada em outro campo ou simplesmente descartada.

Filé Mignon: Do início da vida produtiva até o ápice da produção é o momento em que a geração de caixa do campo está em seu auge: bastante receita e custos operacionais médios por barril muito diluídos (os lifting costs). Depois desse momento, com a produção entrando em fase de declínio, a diluição de custos passa a ser menos expressiva. Além disso, a empresa passa ter que investir cada vez mais recursos para manter a produção estável.

O pulo do gato: É aqui que começa a estratégia das empresas focadas em redesenvolvimento de campos maduros. A decisão de uma grande empresa produtora de petróleo seguir operando um campo com produção declinante pode contraproducente a depender do momento que a empresa está atravessando e a sua estratégia. Observando o gráfico abaixo, podemos dizer que uma empresa com foco na exploração e produção opera o negócio de petróleo do ponto 1 até o ponto 4. Uma empresa com foco em campos maduros atua no negócio do ponto 5 até o ponto 7. Em teoria, o valor desembolsado na aquisição do campo pode ser representado pela produção contida na mancha em azul e a geração de valor potencial ao acionista da empresas está focado na produção marcada em verde – ou seja, a produção obtida depois dos investimentos necessários para incrementar a produção representam a geração de valor a ser apropriada

Checklist! Os pontos que devem ser levados em consideração por uma empresa em manter seus campos que já passaram do seu pico de produção envolve questionamentos, como:

1 Recursos Financeiros: faz sentido a alocação financeira na revitalização de poços maduros com outras fronteiras produtoras a se explorar ou desenvolver? Qual desses negócios trarão maior retorno financeiro para a empresa.

2 Recursos Humanos: faz sentido alocar os recursos humanos da empresa (geólogos, geofísicos, corpo administrativo e operacional, etc) em um campo com produção declinante? Vale lembrar que o trabalho na indústria de petróleo requer mão de obra especializada. Para operar no mais alto nível, tais profissionais precisam de cursos técnicos, fluência em outros idiomas, especializações, mestrados, doutorados, PHDs…

3 Geração de valor: é importante estimar a geração de valor incremental em se investir no redesenvolvimento de um campo. Uma major de petróleo tem seu valor de mercado na casa das centenas de bilhões de dólares, o que pode não fazer sentido a alocação dos recursos humano e financeiros da empresa tendo em vista a geração de valor incremental

E a Petrobrás? Em nossa leitura, a Petrobrás se encaixa em todos os pontos descritos acima, principalmente por causa do seu principal ativo: O Pré-Sal. De acordo com a ANP, o total de reservas provadas do Brasil é de 11,9 bilhões de barris em 2020. Entretanto, estudos preliminares divulgados por instituições federais brasileiras apontam para um potencial de 50-100 bilhões de barris recuperáveis. Para fins de comparação, A Venezuela e a Arábia Saudita fecharam o ano de 2020 com reservas provadas de 303 e 297 bilhões de petróleo, respectivamente.

Para que a Petrobrás consiga extrair todo o potencial do pré-sal, existem alguns pilares importantes que a para serem explorados.

Capacidade técnica: Petrobrás tem décadas de experiência na exploração & produção. Com o advento do pré-sal, achamos que faz sentido a empresa focar seus recursos humanos no que ela sabe fazer bem, que é a exploração e produção em águas profundas, principalmente nos campos do pré-sal.

Recursos Financeiros: tendo em vista os bilhões de dólares em investimentos necessários para se tocar uma campanha exploratória com objetivo de aumentar suas reservas recuperáveis (plano de negócios da Petrobrás aponta para investimentos de US$68 bilhões entre 2022-2026, sendo 84% desse valor no segmento de E&P) – quase 80% do seu atual valor de mercado aos fins deste mês (Março/22).

Foco: com todo o potencial do pré-sal, seguir com esforços em campos maduros ou atividades de baixo valor agregado não faz tanto sentido. O programa de desinvestimento tocado pela Petrobrás serviu exatamente para reduzir seu endividamento e tirar de suas operações negócios secundários.

Relevância: os poços mais produtivos da Petrobrás pertencem ao pre-sal e chegam a produzir 60k boe/dia. Os campos que fazem parte do seu processo de desinvestimento deixaram de ser interessantes para a empresa por múltiplos motivos. Dentre eles o fato de já serem produtivos a décadas e já terem passado do pico de sua produção, tamanho da produção campo em relação ao potencial produtivo dos campos do pré-sal ou representatividade da classe do ativo em relação ao portfólio total da empresa (como no caso dos campos on shore).

Oportunidades! Com o sucesso da exploração dos blocos do pré-sal, os campos do pós-sal (campos produtivos descoberto antes da exploração do pré-sal) perderam importância relativa. Observando a evolução da produção brasileira por origem do petróleo (terrestres, águas rasas, águas profundas e pré-sal), também percebemos como os campos do pré-sal ganham importância relativa e absoluta em relação as demais fontes produtoras. Por último, os campos do pré-sal possuem os menores custos de extração em relação a outras fontes. Com custos de extração entre os mais baixos de todos os campos do país, os mesmos foram grandes responsáveis pelo bom momento operacional da Petrobras em termos de produção e geração de caixa.

O processo de desinvestimento da Petrobrás + Mercado Potencial

Valores: US$12 bilhões em ativos vendidos. Tendo em vista todas as informações descritas acima, desde 2016 a empresa vem tocando um forte plano de desinvestimentos em ativos não-estratégicos – dentre eles, campos maduros em onshore e offshore. Considerando apenas os campos e polos de petróleo e gás transacionados (não estamos considerando a TAG, BR Distribuidora etc.), a Petrobrás vendeu cerca de US$12 bilhões em ativos para múltiplos players (já consideramos Albacora e Albacora Leste nessa lista). Como grande característica comuns dos ativos vendidos, citamos o fato deles já serem campos produtivos a décadas, campos onshore (que perderam relevância no Portfólio da empresa) ou em localizações que já não fazem mais tanto sentido a exploração (longe das bacias de Campos ou de Santos, por exemplo).

Qual o tamanho do mercado potencial de campos maduros?

Estimamos um mercado potencial de US$49-118 bilhões. Para alcançarmos esse valor, estimamos o valor implícito pago pela produção das empresas de petróleo negociadas em bolsa (ex-Enauta) versus a produção dos campos do Pós-Sal e Terrestres (onshore) – os mais prováveis de serem alvo de desinvestimento com o passar dos anos tendo em vista seu tempo de produção e perda de relevância relativa em relação ao pré-sal. Vemos o mercado pagando entre US$50k-120k por barril produzido no mercado brasileiro. Se considerarmos o múltiplo mais conservador (Petrobrás) e a produção dos campos do pós-sal em 2020, o mercado potencial no limite inferior seria de aproximadamente US$49 bilhões – pode parecer muito, mas se considerarmos os valores dos desinvestimentos apenas da Petrobras dos campos e polos produtores nos últimos três anos, não achamos esse valor improvável de ser alcançado ou até ultrapassado se considerarmos as dinâmicas dos campos do pós-sal (que já vem em tendência decrescente nos últimos anos). Entendemos que os campos do pós-sal não necessariamente precisam ser completamente desinvestidos (o que seria um exagero tremendo, tendo em vista que ainda existem oportunidades exploratórias interessantes nesses campos). E finalmente, apesar de citarmos o processo de desinvestimento da Petrobrás (que é amplo, notório e público). Vale lembrar que players privados também podem vender seus ativos – recentemente, observamos a PetroRio comprando o campo de Wahoo da British Petroleum e o Campo de Tubarão Martelo da Dommo (antiga OGX).

Para fins de comparação, o valor de mercado atual da 3R, Petrorecôncavo e PetroRio somados é de US$6,4 bilhões (aprox. 13% do mercado potencial no seu limite inferior).

Campos Maduros: Bons, bonitos e baratos!

Bom, bonito e barato. Como já falamos ao longo do documento, o redesenvolvimento de campos maduros está relacionado a aumentar e prolongar a produção de campos que já deixaram para trás o ápice de sua produção. Tal medida é obtida através do reprocessamento da sísmica do campo, melhor entendimento do sistema de pressão do mesmo, técnicas de furos diversas (horizontas ou vertical), injeções hidráulicas e outras. Para o negócio ser completo e para se entender os diferenciais competitivos de se investir nesse negócio, é interessante abordar os pilares e potencialidades do negócio que precedem o próprio trabalho da equipe de redesenvolvimento. Em resumo, achamos que as características específicas do mercado brasileiro trazem boas oportunidades de negócio para empresas focadas no redesenvolvimento de poços maduros. Essencialmente, vemos: I) grande mercado potencial, a medida que a Petrobrás deve passar a focar seus esforços nos campos do pré-sal e diversas operações estão em estágio declinante ao longo dos próximos anos, II) baixo fator de recuperação dos campos produtivos, abrindo a possibilidade para players focados no redesenvolvimento de campos maduros aumentarem tais fatores de recuperação, III) baixa competição na aquisição de tais campos resultando em baixos múltiplos de aquisição, IV) baixo risco em relação a exploração e produção a medida que os campos já são produtivos a décadas e, finalmente, V) uso de técnicas de redesenvolvimento já reconhecidas, sem uso de novas tecnologias. Vamos dar uma maior exposição em cada um desses pontos nos próximos tópicos.

Brasil tem baixo fator de recuperação em suas bacias. Fator de recuperação acumulada (FRA) é a quantidade de petróleo retirado dos campos ao longo do seu período produtivo em relação a quantidade total de Oil in place do campo. O Fator de Recuperação é o somatório da recuperação acumulada + Somatório das Reservas 3P divididos pelo volume do Oil in place do campo – ou seja, pode funcionar como uma espécie de “alvo” de produção se considerarmos todas as reservas recuperáveis do campo (Provadas, Prováveis e Possíveis). O FRA brasileiro médio em suas múltiplas bacias produtivas é de 22,8% – muito abaixo da média mundial. Encontrar a razão para esse motivo esbarrar em questões geofísicas (qualidade dos reservatórios, como porosidade, permeabilidade, saturação, propriedade dos fluidos etc.), econômicas (custo crescente da recuperação) ou, como nos últimos anos, estratégicas do ponto de vista corporativo tendo em vista a necessidade de investimento em novas fronteiras produtivas (como o pré-sal). Por último, vale mencionar que a maior parte da exploração e produção brasileira ainda é feita pela Petrobrás, uma estatal, onde nem sempre a maximização do retornos dos investimentos é o foco da empresa. Lembramos também a situação financeira delicada da Petrobrás até 2016, o que naturalmente deve ter gerado muito subinvestimento em campos que não são mais visto como estratégicos pela empresa, como aqueles muito pequenos ou pouco produtivos – questão muito interessante para os que são focados no redesenvolvimento dos campos.

Baixa competição = Baixos Múltiplos de Entrada = Maior Geração de Valor. Atualmente, o Brasil conta com dezenas de players no upstream do Petróleo – entretanto, muito diferentes entre si, seja pelo seu tamanho ou por sua estratégia dentro do país. Tais condições fazem com que certos ativos não necessariamente atraiam o interesse conjunto todos os players operantes.

A grande questão que precisa ser entendida aqui é: cada player possui estratégias distintas em relação ao sua atuação no Brasil e no mundo. O primeiro ponto a ser levantado: tamanho das empresas. Enquanto grandes majors do Petróleo mundiais (Petrobrás, Exxom, Chevron, Total, etc.) possuem o seu valor de mercado e receitas na casa das centenas de bilhões de dólares, empresas independentes de Petróleo podem ter uma fração desse valor. Ou seja: vale perguntar o porquê do eventual interesse de uma das majors disputar a aquisição do campo de Fazenda Belém e sua produção diária de quase 900 bpd vs. 10-60k bpd produzido por campos de águas profundas e do pré-sal). Para além da escala da operação, observamos também a disposição das suas operações (onshore, offshore, águas rasas, águas profundas ou pré-sal) e eventuais sinergias operacionais com campos a serem adquiridos. E por último, a expertise da empresa: Exploração e Produção ou redesenvolvimento de campos maduros?

Tecnologias? Nada de muito novo! A exploração do pré-sal requisitou um vultoso investimento em Pesquisa & Desenvolvimento para obtenção de novas técnicas de perfuração e exploração. Hoje podemos perceber que estamos colhendo os frutos desse processo – a um grande risco pregresso do investimento ter sido infrutífero caso a campanha exploratória e de desenvolvimento não tivesse sido bem sucedida – algo comum no negócio. O baixo risco de se operar em campos maduros advém do fato de se saber que o petróleo está lá e que não precisa o uso de novas e complexas tecnologias para o redesenvolvimento dos mesmos, reduzindo o risco do investimentos em campos maduros.

Temas para Discussão

Como avaliamos as empresas sob nossa cobertura?

Entendendo a Avaliação de Reservas

Os auditores dos Reservatórios de Petróleo. Da mesma maneira que os números contábeis das empresas de capital aberto são auditadas por empresas de consultorias independentes (Ernest Young, KPMG, Ernest Young, Price Waterhouse Coopers etc.), o mesmo acontece com as reservas das empresas de petróleo ao redor do mundo. Mesmo depois de descoberto, as reservas das empresas continuam sob contínua avaliação dos técnicos responsáveis por sua operação e pela avaliação independente de diversas empresas sob o ponto de vista técnico/econômico (DeGolyer & MacNaughton, Gaffney, Netherland Sewell & Associates etc.). Para as empresas sob nossa cobertura, é importante que o investidor entenda que as avaliações pelas empresas especializadas ocorrem uma vez por ano. Nesse momento, as empresas certificam as reservas das empresa, as curvas de produção esperadas (geralmente em três cenários distintos) e a campanha exploratória em termos técnicos e econômicos – ou seja, se as técnicas utilizadas pela recuperação dos poços e os respectivos investimentos para se alcançar a produção almejada também são certificadas. Nossa estimativas de volumes produzidos ao longo dos anos, plano de investimentos e custos são derivados dos certificados de reservas publicados anualmente pelas empresas para cada um dos seus campos produtores.

De acordo com a “Resources Managemente System 2018” (manual indicativo de classificação de recursos de petróleo) e da Agencia Nacional do Petróleo, do total do petróleo de uma campo de petróleo, os recursos tidos como comerciais (área em verde na figura abaixo) são classificados como Provadas (P1), Provadas + Prováveis (P2) e Provadas + Prováveis + Possíveis (P3).

Reservas Provadas (P1): Reservas provadas são aquelas que estimam com elevado grau de certeza recuperar comercialmente reservatórios descobertos e avaliados, com base dos dados geológico e de engenharia, considerando as condições econômicas existentes e métodos operacionais empregados e regulados pela legislação petrolífera e tributária brasileira. Deve apresentar pelo menos 90% de probabiliade de que as quantidades recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa.

Reservas Prováveis (P2): São aquelas que as análises de dados geológicos e de engenhariam tenham indicado uma incerteza maior na recuperação dessa reserva em comparação com a estimativa de reservas provadas. Deve apresentar pelo menos 50% de probabilidade de que as quantidades recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa.

Reservas Possíveis (P3): As reservas possíveis são aquelas cuja as análises dos dados geológicos e de engenharia tem demonstrado uma incerteza maior em comparação com as estimativas de reservas prováveis. Deve apresentar pelo menos 10% de probalidade de que as quantidades recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa.

Evolução dos reservatórios. Como sabemos, o petróleo é um fonte energética não-renovável (ao contrário de uma eólica, solar ou hidroelétrica). A tendência natural de um campo produtivo é o seu esvaziamento com o passar dos ano devido a sua produção. Entretanto, as reservas recuperáveis de um poço podem ser incrementadas para além da sua produção ano após ano devido a duas questões: I) econômica: a medida que o preço do petróleo aumenta, aumenta parte da quantidade do petróleo no campo que passa a ser recuperável e economicamente viável e II) Técnica: à medida que a campanha de redesenvolvimento dos poços avança, faz muito sentido que a empresa tenha maior conhecimento sobre a geologia dos campos, o que também ajuda na melhoria da produtividade e aumento da taxa de recuperação do petróleo nos reservatórios. Como exemplo público de um caso bem-sucedido de redesenvolvimento de um campo maduro, observamos o Polo Remando, operado pela Petrorecôncavo. No início da operação, o total de reservas recuperáveis eram estimadas em 9,7 milhões de barris P2. Depois de 20 anos de operação, o total de barris recuperáveis na classificação P2 chegou em 23 milhões de barris, mesmo com a extração de 32 milhões de barris extraídos ao longo dos 20 anos de operação. Ou seja: desde as estimativas iniciais no início da operação, o aumento das reservas foi 4,7x maior que as estimativas iniciais no momento da aquisição do campo. Pegando outro exemplo de recuperação bem-sucedida, vemos a PetroRio e o Campo de Polvo, que vem conseguindo postergar a depleção do campo em quase 20 anos versus apenas 5 anos em relação as estimativas iniciais das certificadoras em 2013, quando assumiu a empresa assumiu

Curvas do Preço do Petróleo – O que é e para que serve?

Como estimamos o preço do petróleo? Usamos em nossas estimativas a curva futura do preço do petróleo do tipo brent (a coluna azul escura do gráfico abaixo, referente ao mês de março/22). Por ser um produto negociado globalmente, o petróleo tem o seu preço formado por ofertantes e demandantes ao redor de todo o mundo no mercado de derivativos. Um contrato futuro é um acordo para comprar e vender um produto específico a um preço determinado em algum momento no futuro. Tal ferramenta serve para reduzir o risco de se operar em um mercado volátil como é de commodities (seja ela de petróleo, minério, produtos agrícolas etc.) tanto para os produtores quanto para os consumidores à medida que existe um preço pré-estabelecido entre as partes pelo produto negociado. Ou seja, assim como empresas produtoras de petróleo podem acessar esses mercado para garantirem preços por sua produção futura, empresas consumidoras fazem o mesmo para assegurar os seus custos e conseguirem planejar as suas operações. Tendo em vista o custo da gasolina de aviação e a representatividade de tal insumo em seus custos, empresas de aviação podem comprar contratos futuros de petróleo para se protegerem de eventuais altas no preço da commodity, por exemplo. Assim as empresas conseguem prever seus custos operacionais e saber o quanto cobrar em suas passagens, por exemplo. Vale mencionar que tais contratos podem ter liquidação financeira (quanto apenas os fluxos são trocados pelos agentes) ou liquidação física (quando o produto é efetivamente entregue ao comprador). Já o mercado spot (à vista), é o preço determinado para aquele baseado nas condições de mercado do momento.

Qual importância da curva do mercado futuro de Petróleo? Nós utilizamos os preços de tal curva em nossas estimativas e modelos de avaliação para as empresas sob nossa cobertura. Vale mencionar que tal curva é derivada das expectativas de oferta e demanda de todo o mundo e não se restringe a realidade brasileira. A curva usada como padrão para o petróleo brasileiro é o brent.

O que podemos observar na atual curva de preço? Consideramos o atual patamar das curvas de preço do petróleo do mercado futuro como muito saudáveis para as empresas sob nossa cobertura, tendo em vista, principalmente, os atuais custos de extração (lifting costs) de cada uma das empresas sob nossa cobertura. Além disso, vale mencionar que os atuais patamares da curva de preços do petróleo são muito mais saudáveis que a curva de 2020/2021, ainda sob o efeito da “ressaca” dos impactos dos lockdowns e redução da mobilidade derivada da recente pandemia. Percebam nos gráficos abaixo que a atual curva indica para o preço do petróleo alcançando c. US$70/barril em sua ponta mais longa (2029) vs US$56/barril apenas dois anos antes.

E o futuro? Fazer inferência objetivas sobre o futuro do preço do petróleo é algo perigoso, devido a natureza volátil dos seus mercado, eventos geopoliticos de impacto global (crises, pandemia,guerras…) e etc. É claro que a pressão no preço do petróleo deve seguir enquanto incertezas relativas questão Rússia/Ucrânia deve permanecer, mas é importante mencionar que o preço mais alto na atual curva em relação a de 2020 acontece desde antes da invasão à Ucrânia. Essencialmente, os investimentos em Exploração & Produção vem caindo nos últmos anos devido ao momento relacionado a demandas relacionadas a transição energética para fontes renováveis e demandas ESG. O resultado foi uma oferta que acabou por não acompanhar a demanda global, pressionando assim a curva de preços de maneira estrutural. Se considerarmos que o tempo de sua descoberta até o momento que ele se torna produtivo pode levar até 10 anos, temos a impressão que os preços não devem se acomodar tão cedo… Exceto em caso de algum evento extraordinário que leve o mundo a uma recessão global. Nos gráficos abaixo, podemos observar a evolução dos investimentos em E&P, sismica e equipamentos desde 2010. Nos anos de 2021 e 2022, conseguimos observar os guidances de investimentos publicados pelas empresas para os próximos anos já acima dos últimos cinco anos. Tal condição reflete nas ofertas e demandas globais de petróleo, mostrando que a sobra estrutural na oferta deve seguir apertada pelos próximos anos.

O Petróleo vai acabar? Nãããão!!!

Nossa resposta é um sonoro NÃO. Apesar dos acontecimentos conjunturais recentes que levaram o preço do petróleo para acima de US$100/barril, existe uma discussão global relacionada ao futuro do petróleo devido a demandas relacionadas a práticas ESG, entrada de fontes renováveis de produção de energia e carros elétricos. No curto prazo, podemos perceber a importância do Petróleo a medida que a queda dos investimentos em E&P ao redor do mundo fez com que houvesse um descompasso entre oferta e demanda do produto, pressionando os preços para cima. Pensando no longo prazo: nossa resposta continua sendo um sonoro não! O petróleo é uma fonte com uma série de derivados (gasolina, lubrificantes, GLP, asfalto, querosene, etc…) e a sua substituição completa é praticamente impossível – ao menos se considerarmos as tecnologias presentes nos próximos anos. A grande questão aqui não é o petróleo acabar e perder completamente a sua importância comercial e sim perder sua importância relativa em dentrimento do uso de outras fontes.

Caso o petróleo perca importância relativa, faz muito sentido que os seus preços sejam pressionados para baixo em termos estruturais – algo que, como explicamos no tópico anterior, não deve acontecer tão cedo tendo em vista o subinvestimento em exploração nos últimos anos e o tempo que novos investimentos levam para se tornar produtivo.

Análise das Empresas: Panela Velha é que faz Comida Boa

Análise do Perfil das Reservas das Empresas

Certificado de Reservas. De acordo com os últimos certificados de reservas publicado por cada uma das avaliadoras independentes, Petrorio segue sendo a maior das empresas sob nossa cobertura em termos de reservas 2P, com um total de 326 milhões de barris recuperáveis. Logo em seguida vemos a 3R Petroleum e Petrorecôncavo com uma reserva 2P de 289 mihões e 155 milhões de barris, respectivamente. Como podemos observar, Petrorecôncavo é a empresa com maior percentual de suas reservas classificadas como P1 em relação as suas reservas P2, alcançando 79,1% P1/P2. 3R Petroleum é o segundo nome do ranking, com 71,9% de reservas P1/P2. Por último, apesar de ter a maior quantidade de petróleo em termos de reservas recuperáveis da nossa cobertura, Petrorio tem 63,9% das suas reservas classificadas como P1 em relação as suas reservas P2. No geral, achamos o perfil de todas as empresas muito razoáveis quanto ao seu risco. Petrorio e 3R Petroleum possuem 99%-89% dos seus portfólios compostos por petróleo – que como sabemos, está em um momento muito interessante.

Cadê os outros ativos? Por enquanto, não estamos considerando os ativos que foram recentemente adquiridos pelas empresas a medida que os certificados de reservas de tais ativos ainda não foram publicados. Sendo assim, não estamos considerando os Campos de Albacora/Albacora Leste no caso da Petrorio, Polo Potiguar na 3R Petroleum e Polo Bahia Terra no caso da Petrorecôncavo.

Análise dos Custos-Caixa das Empresas (Cash-Cost)

Por se tratar de empresas de commodities, vemos como muito importante a análise da estrutura de custos das empresas. Empresas com baixos custos marginais tendem a ser mais resilientes em momentos de queda no preço da commodity. No lado oposto, o fluxo de caixa livre para os acionistas tende a ser maior à medida que o preço do petróleo fique em níveis elevados. O custo-caixa é dado por todos os custo com efeito caixa da empresa naquele ano (Custos Operacionais + Investimentos + Custos Financeiros + Impostos/Royalties) divididos pelo número de barris produzidos por dia (Custo Caixa/Barris Produzidos por dia). O resultado dessa razão mostra indica o preço de equilíbrio (break-event cost) da empresa por barril. Ou seja, é um indicativo de qual preço do barril do petróleo precisa alcançar para que a empresa não apresente queima de caixa tendo em vista um determinado nível de produtividade em termos de barris.

Em linhas gerais, o que podemos concluir: I) os preços do petróleo estão em níveis muito saudáveis em relação aos custos-caixa das empresas sob nossa cobertura e II) o custo-caixa das empresas sob nossa cobertura devem alcançar níveis muito interessantes à medida que a produtividade dos seus campos aumentem ao longo do tempo e que a fase mais aguda de investimentos fique para trás.

Resumo, caso a caso.

Petrorio: Custo-Caixa de US$24/barril em 2022. A empresa tem o menor custo-caixa dentre as empresas sob nossa cobertura para o ano de 2022 (c. US$24/barril) e deve seguir com o processo de diluição dos seus custos à medida que a produtividade dos seus campos deve seguir crescendo, assim como a entrada operacional do campo de Wahoo deve seguir com o processo de diluição dos seus custos. Vale mencionar também que a Petrorio tem seus campos em um estágio de desenvolvimento mais avançado que os seus pares. Sendo assim, o processo de diluição dos seus custos e a fase mais aguda dos investimentos relacionados as aquisições e redesenvolvimento também já estão no passado. Importante dizer que essa nossa análise não considera o impacto da eventual aquisição dos campos de Albacora/Albacora Leste, assim como preferimos excluir o impacto do resultado financeiro da empresa – a empresa atualmente tem caixa líquido e deve seguir gerando mais receitas financeiras do que despesas enquanto não houver destino para esses recursos.

3R Petroleum: Custo-Caixa de US$60-46/barril 22-23E. 3R Petroleum apresenta o maior custo-caixa por barril da nossa cobertura. A razão para isso é muito simples: investimentos. Os próximos anos serão marcado pelo pagamento dos campos adquiridos da Petrobras (Papa-Terra, Fazenda Belém, fatia remanescente de Pescada&Arabaiana, etc) e pelo início da fase mais aguda de investimentos relacionada ao redesenvolvimento dos campos adquiridos – uma fase que já está no passado para Petrorio, por exemplo. De acordo com as nossas estimativas, o custo-caixa da empresa deve começa a declinar de maneira mais expressiva a partir de 2024, com queda na necessidade de investimentos (principalmente relacionado as aquisições) e aumento da produtividade dos campos adquiridos. Vale mencionar que não achamos esse nível de custo-caixa como um risco em si para a empresa tendo em vista os elevados preços do petróleo atualmente e pelas políticas de hedge da empresa (que serão abordadas com mais detalhes ao longo do documento).

Petrorecôncavo: Custo-Caixa de US$25-17/barril 22-23E. A empresa deve manter o seu custo-caixa para os próximos anos como muito razoáveis. O seu atual portfólio apresenta um mix entre o campo que já era operado pela empresa desde o seu IPO até ambos os campos recém-adquiridos. Como vamos mencionar ao longo do documento, a empresa não foi tão agressiva quando a 3R na aquisição de novos ativos desde o seu IPO, assim como parte da sua operação já faz parte da empresa a muito tempo… O resultado é uma necessidade de investimentos menor em termos relativos.

Riscos Gerais para tese do setor

Preços do Petróleo: O Lado da Demanda. Em nossa opinião, a atual curva do preço de petróleo estão em níveis muito saudáveis, principalmente se considerarmos os custos-caixa (break-evens) das empresas sob nossa cobertura, principalmente devido a questões relacionadas à oferta na produção de petróleo devido a queda nos investimentos em Exploração & Produção devido a demandas ESG. Sendo assim, em nossa leitura, o grande risco está alocado em um eventual colapso da demanda – seja pela manutenção dos preços elevados das commodities (o que causa o efeito “destruição da demanda” devido a postergação de projetos ou queda no poder de consumo da população mundial) ocasionando em uma eventual desaceleração no crescimento econômico global ou por algum outro fator externo ou evento extraordinário (escalada da Guerra, crises globais, etc.).

Preços do Petróleo: O Lado da Oferta. Como mencionamos ao longo do nosso documento, boa parte da pressão dos preços para além da guerra Rússia x Ucrânia, advém da evolução mais restrita da oferta de petróleo em uma escala global. Apesar de acreditarmos em uma evolução gradual de uma nova capacidade produtiva (a medida que leva tempo o desenvolvimento de nova oferta), nada impede de outros players de petróleo já conhecidos voltarem ao cenário global como grandes produtores. A maior exemplo desse fator é a Venezuela, que atualmente produz apenas 500k bpd e já chegou a produzir mais de 3 milhões bpd antes do colapso na país. Um eventual retorno desse player ou de outro para o grande país sancionado (Irã, por exemplo) ao cenário global pode vir a eliminar o desequilibrio atual (mais demanda do que oferta) e reduzir os preços de maneira estrutural.

Risco no Redesenvolvimento. Apesar de se tratar de campos produtivos a muitos anos e apresentarem menos risco do que explorar uma área desde o zero, o plano de redesenvolvimento dos mesmos pode trazer desafios não estimados ou considerados nos certificados de reservas e, consequentemente, em nossas estimativas de produção e, consequentemente, nas nossas avaliações para as empresas.

Valuation dos ativos aquiridos. Com a nova curva de preços de petróleo a níveis muito mais elevados que apenas dois anos atrás (preço de longo prazo atualmente indica o petróleo tipo brent alcançando quase US$70/barril vs US$56/barril em 2020). Faz muito sentido que os valuations dos ativos vendidos também sejam pressionados para cima. A média de aquisições nos últimos anos ficou em ~US$6/P2 – aquisições seguidas por níveis acima destes pode ser um indicativo ruim para geração de valor longo prazo dos players focados no redesenvolvimento de campos maduros.

Petrobrás pode desistir do seu plano de desinvestimento. Uma mudança na atual orientação estratégica da empresa (vender ativos não-estratégicos para investir no pré-sal) pode reduzir o potencial de crescimento das empresas focadas no redesenvolvimento em campos maduros via novos M&As. Apesar da presença de players privados no Brasil e de M&As realizados fora do ambiente estatal (como foram aqueles da Petrorio antes das Albacoras), Petrobrás segue sendo o principal nome do setor de Petróleo no Brasil. Vale mencionar que a empresa ainda é o grande operador brasileiro nos campos offshore do pós-sal e onshore, classe de ativos com reservas e produção em franco declínio nos últimos anos e que seriam alvos naturais de desinvestimentos por parte da empresa.

Taxação sobre exportação do Petróleo. Devido a desvalorização do real e elevação dos preços do petróleo, o preço da gasolina em termos nominais evoluiu significativamente – algo extremamente impopular, principalmente próximo as eleições majoritárias. Dentre as soluções apresentadas, existia a proposta de taxar a produção de petróleo exportada a medida que os preços internacionais evoluissem acima de um determinado nível de preços. Achamos a medida negativa por impactar diretamente as empresas sob nossa cobertura, retirando a atratividade do negócio no momento em que os preços estão mais interessantes. Por ora, a proposta foi removida. Mas idéias ruins tendem a serem enterradas com muito mais dificuldade do que idéias boas e ressurgem quando menos esperam.

Novas Capitalizações são comuns no setor de empresas de redesenvolvimento. Não consideramos esse ponto aqui exatamente um risco ao negócio… só chamamos a atenção que o uso de emissões primárias de ações tem sido algo comum nos últimos anos e quem estiver interessado em investir nas empresas, precisa entender esse ponto. O motivo é muito fácil de se entender: é tudo uma questão de oportunidade. Um campo maduro depois de ser vendido…. simplesmente não será ofertado novamente (ao contrário de leilões de transmissão ou geração de energia renovável, que ocorrem todos os anos, por exemplos). Sendo assim, o projeto sendo considerado atrativo tende a levar a empresa a recorrer ao mercado para nova emissões de ações. Recentemente citamos os dois follow-ons da 3R Petroleum para aquisição de ativos ofertados e o da Petrorio para aquisição das Albacoras (que ainda não aconteceu, mas serve para exemplificar essa questão acima).