PETROBRAS - Revisão de Preço
Atualizando estimativas e introduzindo o novo preço-alvo
2023e de R$ 36,00
Por Daniel Cobucci, CNPI
02.06.2023
Revisamos nossas estimativas para a Petrobras e introduzimos nosso preço-alvo para 2023 em R$ 36,00 (antes R$ 43,00), mantendo a recomendação de compra.
Esperamos que as condições operacionais, com ramp up de novas plataformas e baixos custos de extração, aliada às boas condições financeiras (baixa alavancagem e forte geração de caixa) sigam como suportes para manutenção do bom desempenho da companhia ao longo dos próximos anos, considerando a dinâmica do mercado de petróleo.
A Petrobras tem desafios de curto prazo, como a revisão de seu plano estratégico e a expectativa de mudanças na política de dividendos, e outros de longo prazo, como a reposição de reservas (incluindo a possível exploração da margem equatorial que ganhou evidência nas últimas semanas) e investimentos em transição energética.
A Companhia emitiu comunicado em 01.06.2023 apontando alguns dos fundamentos que devem fazer parte do próximo plano estratégico (2024/2028), com a principal mudança sendo a alteração do percentual de investimentos em capex de baixo carbono, saindo de 6% no plano atual para uma faixa entre 6% e 15%.
Dado que o montante em questão deve incluir energias renováveis, mas também trata de descarbonização do óleo e do refino, entendemos o anúncio como positivo, na medida em que deixa claro o tamanho máximo que os investimentos em renováveis podem atingir, utilizando apenas a geração de caixa, sem aumento do patamar de endividamento.
Nosso entendimento é que o rumo do novo plano, como mencionamos em outras oportunidades, está alinhado com outras petroleiras globais, que vêm aumentando sua diversificação com a entrada em segmentos de baixa pegada de carbono. O detalhamento dos projetos deve ser apresentado no quarto trimestre, em novembro/2023.
Nas próximas páginas discutimos alguns dos tópicos mais relevantes para a Companhia, além de apresentar nossas novas estimativas financeiras para os próximos anos e perspectivas para os preços de petróleo.
Nossa tese de investimento para a companhia se baseia em:
(i) perspectivas de aumento da produção com a entrada de novos sistemas nos próximos anos;
(ii) breakeven (ponto de equilíbrio) de US$ 25/boe no portfólio consolidado e de US$ 21/boe nos campos do pré-sal;
(iii) na consistente redução nos custos de extração (lifting cost), principalmente nos campos do pré-sal; e
(iv) nas boas perspectivas de geração de caixa.
Revisamos nossas estimativas para a Petrobras e introduzimos nosso novo preço-alvo para 2023 de R$ 36,00 para ambas PETR4 e PETR3. Nossa avaliação deriva de um método de Fluxo de Caixa Descontado (DCF) de dez anos, assumindo um WACC em 13,2% e um crescimento na perpetuidade (g) de 2,0%.
Os múltiplos da companhia seguem descontados, com o EV/EBITDA 2023e em 2,3x, ante pares negociados a 3,7x, um desconto relativo de 39% que ajuda a sustentar a manutenção da recomendação de compra. O preço/lucro está em 3,4x, 50% menor do que a média dos pares, negociados a 6,8x.
Entendemos que tal desconto reflete a percepção de riscos, como a recessão global (que poderia levar a uma redução nos preços de commodities), mudanças na política de investimentos (com eventual elevação desproporcional em projetos com retornos mais baixos), além de receio dos investidores relacionados à manutenção de alguns dos pilares que hoje garantem condições de elevada rentabilidade, como novas alterações na política de preços ou mesmo mudanças tributárias ou dos royalties vigentes.
Dividendos.
Em nosso modelo, consideramos uma distribuição de 50% do lucro líquido, já antevendo mudança na fórmula atual. Assim, esperamos R$ 3,62 por ação para 2023 (yield de 12,1%) e R$ 4,02 por ação para 2024 (yield de 13,4%).
Entendemos esse volume de dividendos como adequado para fazer frente ao aumento nos investimentos e considerando a elevada geração de caixa operacional.
A diretoria executiva deve entregar até o final de julho uma proposta de ajuste do Planejamento Estratégico, com aperfeiçoamento da Política de Remuneração aos Acionistas, incluindo a possibilidade de recompra de ações. A recompra de ações pode ser uma forma interessante de aumentar a remuneração aos acionistas, se alinhando com as práticas das companhias globais do setor.
Interessante notar que, caso a companhia opte pelo pagamento do mínimo legal de 25% em dividendos, nossa projeção seria reduzida para um dividend yield de 6,05% em 2023 e de 6,7% em 2024.
Petróleo.
Ao longo deste ano, o petróleo tipo Brent permaneceu a maior parte do período acima dos US$ 70/barril, respondendo ao corte na oferta promovido pela OPEP+, mesmo com uma demanda global mais fraca do que o esperado. A expectativa geral do mercado é de um segundo semestre com uma pressão altista na commodity, contando com uma recuperação da demanda chinesa.
Entretanto, dados das últimas semanas, como a elevação nos estoques globais e o crescimento chinês menor do que o esperado, colaboraram para a redução de 11% nos preços no mês de maio ante abril.
Em nossa análise, o que deve definir os rumos da commodity no segundo semestre é a combinação entre o aumento na demanda chinesa e o volume da oferta russa, já que [esse] país tem entregue ao mercado volumes superiores à cota combinada com a OPEP+ e, se tal condição for mantida, pode contrabalancear a provável elevação na demanda global e levar a uma estabilidade ou até redução nos preços.
Dados macroeconômicos globais que sinalizem uma recessão podem contribuir para um cenário mais baixista da commodity.
A OPEP+ se reúne em 04.06, com um cenário mais provável de manutenção das condições atuais de oferta. Nossa projeção de preços é de US$ 77,60 para 2023 e US$ 80,85 para 2024, com um Brent de longo prazo em US$ 53,70/barril.
Produção e desenvolvimento.
As projeções da companhia envolvem a entrada em produção de 15 novos FPSOs (plataformas flutuantes, na sigla em inglês), distribuídas em seis campos. No começo de maio, o navio-plataforma Anna Nery entrou em produção, dentro do projeto de revitalização dos campos de Marlim e Voador. A unidade deve ser complementada com a chegada do FPSO Anita Garibaldi, com as duas unidades respondendo por 150 mil barris de óleo e 2 milhões de m³ de gás.
Já no final do mês de maio, a Companhia anunciou a entrada em produção do FPSO Almirante Barroso, com capacidade de produção de 150 mil barris de óleo/dia. O FPSO contribuirá para a produção do campo de Búzios, cuja média atual é de 560 mil barris por dia, o equivalente a cerca de 17% da produção nacional.
Em nosso entendimento, a atual agenda de entradas é factível e deve promover o esperado aumento na produção de 2,7 Mmboe/d para 3,2 Mmboe/d até 2026, ainda que com atrasos pontuais. O pré-sal deve seguir aumentando sua relevância no portfólio da companhia, passando de 70% da produção total, para 79% em 2026. A principal vantagem de uma maior participação no pré-sal é o efeito diluição de custos, já que o aumento de volume contribui para maior produtividade, ajudando na redução do custo de extração (lifting cost).
Uma questão relevante para o desenvolvimento de novas áreas é a exploração na Margem equatorial. Com a expectativa de declínio do pré-sal ao longo da próxima década, a companhia precisa encontrar formas de repor suas reservas. Na última semana, o Ibama trouxe um parecer com dúvidas relevantes sobre a atuação em uma região de elevada sensibilidade.
Em nossa visão, a negativa para a perfuração de um poço exploratório no bloco FZA-M-059, na Bacia da Foz do Amazonas, dada a complexidade das tratativas, não foi uma surpresa.
O mesmo já havia acontecido com a antiga operadora da região, BP Energy, que iniciou o pedido de exploração da área ainda em 2014. A grande dificuldade para resolução do tema é a exigência do Ibama na apresentação de um estudo do tipo AAAS (Avaliação Ambiental de Área Sedimentar), obrigatório para exploração de novas áreas desde 2012, mas cuja responsabilidade de execução é dos ministérios do meio ambiente e de minas e energia, e que deveria ter sido realizado antes da oferta do bloco pela ANP. Tal estudo tem caráter abrangente e garantiria uma decisão definitiva sobre o tema, mas sua execução é lenta, provavelmente acima de dois anos.
A Petrobras já apontou não ser a responsável pela realização da AAAS, o que deve manter o impasse, pois, ainda que a companhia tenha solicitado nova avaliação pelo Ibama, não parece factível uma aprovação sem uma atualização mais robusta dos estudos e modelagens. A companhia aponta como alternativa a prospecção em áreas vizinhas, como as bacias do Pará-Maranhão e Barreirinhas, além de países vizinhos como Guiana ou Suriname.
Confira no anexo a íntegra do relatório a respeito, elaborado por
DANIEL COBUCCI, CNPI, analista do BB Investimentos
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