Depois da resiliência à crise, as empresas do setor de petróleo e gás agora concentram esforços e recursos no aumento da eficiência e competitividade, em meio a um mercado mundial duplamente assolado pela pandemia e pela crise de oferta da commodity, ainda não solucionada.
Ainda assim, o guia de ações da Mirae Asset Investimentos dessa semana aponta upside (potencial de valorização) positivo para todas as empresas brasileiras cotadas em bolsa e monitoradas pelo serviço.
É o caso da ação Petrobras PN (PETR4), com upside de 32,2%, superada pela Petrobras ON (PETR3), que cravou 37,6%, seguido pela Braskem (BRKM5), que exibiu 34,2%, deixando na lanterna a Enauta Participações (ENAT3), que variou 29,4%.
O contraste fica por conta das variações negativas deste ano, a exemplo da PETR3 (-28,2%), PETR4 (-31,1%), BRKM5 (-26,3%) e ENAT3 (-23,56%).
Geração de valor é meta
Geração de valor ao acionista sim, produção não. A máxima deverá ser seguida à risca, nos próximos anos, pela Petrobras (PETR3 PETR4), com foco total na eficiência da exploração e produção do pré-sal, conforme declarou, recentemente, o presidente Roberto Castelo Branco.
Enquanto isso, ávida de tornar-se mais leve e competitiva no mercado mundial, a estatal corre contra o tempo para reduzir seu nível de endividamento, hoje na casa de US$ 91 bilhões, pelos cálculos do analista da Ativa Investimentos, Ilan Albertman.
Nesse caso, explica o analista, a meta é baixar o montante da dívida para US$ 60 bilhões até 2022, o suficiente para reativar uma distribuição mais ‘robusta’ de proventos aos investidores.
“Daí a importância do programa de desinvestimento, voltada à redução de um terço da dívida”, completa.
O objetivo, porém, enfrenta entraves internos e externos simultâneos, como a pandemia, cuja temível segunda onda já invadiu a Europa, deu novo fôlego à volatilidade, derrubou mercados, ‘atiçou’ o dólar e voltou a realimentar incertezas quanto ao timing de retomada dos investimentos.
Sinal evidente de ‘que ainda não é hora’ foi o adiamento, ‘sine die’, no último dia 23, da venda de sua participação (35%) na BR Distribuidora, conforme o receituário do programa de desinvestimentos, previamente aprovado, no mês passado, pelo conselho de administração.
Para que a oferta pública (follow on, no jargão do mercado) seja concluída, a estatal argumentou que “várias etapas precisam ser cumpridas para a realização da operação”.
Na origem da transação frustrada, Albertman aponta a falta de demanda, pois “os lances não estavam de acordo com o esperado pela empresa”.
Até o momento, a expectativa do mercado é de que a venda do ativo renda aproximadamente R$ 9,5 bilhões à petroleira.
Com o mercado fragilizado pela crise, restou à Petrobras concentrar esforços na redução de despesas, como a decisão de aplicar um corte de até R$ 126 bilhões (US$ 24 bilhões) no plano de investimentos em Exploração e Produção de petróleo (E&P) para o quinquênio (2021-2025).
Pelo plano anterior (2020-2024), a previsão era de US$ 64 bilhões, agora reduzida para U$ 50 bilhões (R$ 264,8 bilhões), segundo informou a Folha de São Paulo (FSP).
Para o analista da Mirae Asset Investimentos, Pedro Galdi, a tendência é de que “os papéis da Petrobras, por serem ‘muito fortes’, continuem se valorizando”, em compasso com a recuperação dos preços do petróleo no exterior.
Depois de revisar seu plano quinquenal de investimentos/produção, a maior petroleira brasileira deverá adotar como estratégia, na avaliação de Galdi, a ampliação da produção em águas profundas do pré-sal – que tem custo muito baixo – ao mesmo tempo limitando áreas mais dispendiosas.
No contexto externo, em que pese os esforços da OPEP pela recuperação do preço da commodity – cotada a US$ 60 no início do ano – hoje abaixo dos US$ 10.
“A própria OPEP admitiu, essa semana, que os preços vão demorar a voltar para a faixa anterior, pois a crise econômica deve continuar muito dura por algum tempo”, explicou Galdi, ao destacar a importância de a companhia normalizar seu nível de alavancagem.
Coerente com esse pensamento, Galdi aponta o acerto da atual gestão da petroleira, que ampliou, de 59% para 71%, a participação do pré-sal nos seus investimentos. Somente o campo de Búzios responde, sozinho, por 35% de todos os investimentos da companhia.
Em meio a tantas indefinições externas – como a imprevisível eleição estadunidense que se aproxima – a boa notícia é que a demanda importadora da China pela commodity da estatal continua ‘firme e forte’. O gigante asiático importa hoje 87% do que a Petrobras exporta.
Albertman, por sua vez, chama a atenção de que, na divulgação do plano de investimentos para os próximos cinco anos, o enfoque é a necessidade urgente de a companhia se manter competitiva, o que pressupõe baixar seu nível de endividamento.
“A partir da combinação entre o preço de extração no pré-sal em torno de US$ 4,17 (já descontando custos de frente e governamentais) e uma cotação de US$ 40 para o brent (cotação internacional de referência) fica muito mais viável à Petrobras obter rentabilidade aos seus projetos.
Como exemplo, o analista da Ativa Investimentos cita o Campo de Búzios.
Outro movimento importante da Petrobras foi a contratação da plataforma FPSO Almirante Tamandaré – a ser construída, sem licitação pela holandesa SBM Offshore – que deverá produzir 225 mil barris de petróleo/dia, superando as demais, com capacidade máxima de 180 mil barris/dia.
Ainda assimilando um prejuízo líquido (para os acionistas), de R$ 2,713 bilhões no segundo trimestre (2T20) – equivalente a um ‘tombo’ de 94,4% para o trimestre anterior (1T20), negativo em R$ 48,5 milhões, a estatal pretende manter o “foco em ativos de classe mundial”.
Também refletem o flash financeiro da companhia durante a pandemia, o fluxo de caixa operacional de R$ 29,3 milhões no 2T20, que representa um avanço de 42,1% sobre 2T19.
Ainda assim, esse fluxo foi inferior ao trimestre anterior (1T20), que registrou R$ 34 milhões.
Ao mesmo tempo, a receita de vendas da estatal atingiu no 2T20 R$ 50.898,00, ou uma queda de 32,6% sobre o 1T20 e de 29,9% para 2T19.
Já o EBITDA ajustado de 2T20 (R$ 24,9 milhões) representou decréscimo de 33,4% para o trimestre anterior (1T20), que marcou R$ 37,5 milhões.
A dívida líquida, por sua vez, teria recuado 14,9% (R$ 71,2 milhões) no 2T20 em relação ao 2T19 (R$ 83,6 milhões)
A Dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado (x) da companhia cresceu de 8,8% no confronto 2T20/1T20, mas despencou 13,7%, no comparativo do 2T20 com o 2T19.
Em nota, a companhia explica que esse tipo de ativos estaria “em linha com os nossos pilares estratégicos resilientes a preços mais baixos de óleo”.
Nessa categoria, estariam os campos do pós-sal (Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Roncador, Tartaruga Verde e Barracuda) e os de pré-sal (Búzios, Tupi, Jubarte, Sépia, Atapu, Mero, Sapinhoá, Itapu e Berbigão).
Em meio a tantos ingredientes com alto potencial de retorno, o executivo-chefe da EXAME Research, Renato Mimica recomenda que a petroleira foque em investimentos “com alto retorno superior e breakeven abaixo de U$ 35 por barril”.
Mimica também considerou acertada a decisão da estatal de cortar o guidance de CAPEX em Exploração e Produção (E&P). “O movimento da companhia é positivo e deve ajudar a melhorar o perfil de geração de caixa da companhia”.
O executivo-chefe comenta, ainda, que o corte de investimentos deverá conferir ‘maior tração’ à política de redução da dívida, o que lhe permitirá, a princípio, pagar proventos de forma mais ‘robusta’, sobretudo depois de 2022.
Ao mesmo tempo, para alguns analistas interpretam que os cortes anunciados significam “menor crescimento de produção do que o previsto”. Na sua avaliação, os cortes abririam espaço para “geração de caixa livre nesse período, com reflexos importantes na relação com a dívida”.
Relatório do Banco do Brasil (BB) comenta, porém, que a decisão da estatal de sair do segmento de distribuição, embora sirva para “reduzir seu endividamento, também acaba concentrando, no longo prazo, seu portfólio em E&P, muitas sujeitas à volatilidade do petróleo”.
Em agosto, o conselho de administração da companhia aprovou a proposta de venda de sua participação remanescente de 37,5% no capital social da BR Distribuidora, por meio de oferta pública secundária.
Além dessa preocupação, o BB lembra, ainda, que o ‘caminho’ escolhido pela petroleira “vai na contramão do que muitas empresas buscam hoje, como modelos integrados e com maior diversidade de receitas, tendo a vista a questão da transição energética”.
‘Cortando na própria carne’
A exemplo da ‘empresa-mãe’, a BR Distribuidora (BRDT3) também, em relatório recente, admite estar ‘cortando na própria carne’, ao anunciar que seu orçamento de capital teria encolhido de US$ 12 bilhões para US$ 8,5 bilhões, com a expectativa de cortar outros US$ 2 bilhões em custos.
Além dessas medidas, a BR divulgou que pretende adiar desembolsos de caixa, o que inclui salários de executivos e bônus anuais, assim como a última parcela dos dividendos, referentes ao exercício de 2019, e parte dos pagamentos a grandes fornecedores.
A despeito da crise deflagrada pela pandemia, a empresa de distribuição observou lucro líquido de R$ 188 milhões no 2T20, mas que corresponde a uma queda de 37,7% em relação a 2T19 e recuo de 19,7% para o 1T20.
Segundo a companhia, esse lucro líquido representa um resultado financeiro de R$ 150 milhões, já incluída a atualização monetária da recuperação de crédito de PIS/COFINS.
Se considerado o lucro bruto de R$ 596 milhões, apurado no 2T20, juntamente com o resultado das operações de hedge de importação de commodities, já concluídas, tal lucro bruto aumentaria para R$ 923 milhões, que corresponderia a uma margem bruta de R$ 118/m³.
Nesse mesmo período, acentua o documento, as margens médias de reposição continuaram estáveis, subindo a R$ 2/m³, no comparativo com o 1T20.
Para recuperar a liquidez, a BR realizou saques de US$ 8 bilhões em linhas de crédito compromissadas, emitiu bonds de dez e 30 anos, contabilizando US$ 3,25 bilhões, sem contar outros US$ 2 bilhões contraídos junto ao mercado financeiro.
Tais medidas, de acordo com o relatório, serviriam como “colchão de liquidez” – termo geralmente usado por governo para garantir o funcionamento da economia – como imperativo de sobrevivência num cenário pessimista, em que a cotação do petróleo ficaria em US$ 25/barril até o fim de 2020.
Paralelamente, a BR lançou o Plano de Transformação Organizacional (PTO), voltado à eficiência logística e aperfeiçoamento da gestão de despesas, para tornar a empresa mais “ágil e flexível”.
Além dessas medidas, o PTO permitirá o alinhamento de todos os níveis de liderança da companhia aos interesses de seus acionistas, mediante um perfil de remuneração mais variável e focado na performance a longo prazo.
A necessidade de preservação do caixa e reforçar a liquidez, fez com que a BR contingenciasse despesas e o CAPEX, além de efetuar captações adicionais de instrumentos de dívida, em torno de R$ 2 bilhões – R$ 1,5 captado somente no 2T20.
Perdas expressivas de estoques, redução de volumes e maiores provisões de perdas de créditos (compensadas por ganhos com hedge de commodities) determinaram, segundo o relatório, um EBITDA ajustado de R$ 104/m3 e um EBITDA ajustado absoluto de R$ 816 milhões no 2T20.
Em que pese “a dinâmica própria e independente da cotação internacional do petróleo”, as variações bruscas no preço da commodity afetaram as margens de comercialização da companhia.
Se associado ao resultado de operações de hedge de importação de commodities, o lucro bruto de R$ 596 milhões, obtido no 2T20, aumentaria para R$ 923 milhões, ou ainda a uma margem bruta de lucro bruta de R$ 118/m³.
Boa notícia é que, mesmo com o impacto da crise, a alavancagem média se manteve em 1,0x dívida líquida/EBITDA, que ainda estaria dentro da “banda” da empresa.
Ainda no que toca aos cortes, a BR destacou a adesão de 10 mil empregados ao programa de demissão voluntária (22% da força de trabalho), cujo desligamento será concluído até o ano que vem.
Por meio desse programa, deverão ser economizados anualmente cerca de US$ 800 milhões por ano, ao passo que a racionalização da estrutura executiva trará outros US$ 200 milhões por ano.
Ao mesmo tempo, a redução – de 17 para oito – do número de edifícios administrativos rendeu outros US$ 30 milhões à empresa, ainda no 1T21.
Com o choque decorrente da pandemia, a empresa teve de interromper o processo de alavancagem, em que a dívida total bateu US$ 91,2 bilhões – US$ 4 milhões a mais do que o verificado em 31 de dezembro.
Mesmo diante de um cenário recessivo e de queda de preços de 40% do óleo brent, o fluxo de caixa operacional da empresa somou US$ 13,2 bilhões no 1S20 – dos quais US$ 5,5 bilhões no 2T20 – acima, portanto, dos US$ 9,9 bilhões verificados no 1S19.
O fluxo de caixa livre, por seu turno, chegou a US$ 8,9 bilhões no 1S20, bem maior do que os US$ 6,3 bilhões, em igual período do ano passado. Isso permitiu à empresa fazer um pré-pagamento parcial de US$ 3,5 bilhões, de um total de US$ 8 bilhões de linhas de crédito compromissadas.
Resiliência fez a diferença
Resiliência foi a palavra-chave empregada pela PetroRio (PRIO3) para superar um trimestre tão desafiador, nas palavras de seu conselho de administração. “Foi a oportunidade de a empresa firmar-se entre as mais resilientes do setor”, acrescentou, em relatório
A combinação adversa das crises viral e do petróleo foi um ‘duro teste’ ao modelo de negócios da companhia, o que demandou readequação dos custos operacionais para garantir a liquidez, além da busca de sinergias, por meio da incorporação dos campos de Frade e Tubarão Martelo.
A solução resultou na redução do lifting cost total da empresa para US$ 13,7, resultado 43% superior ao 2T19 e avanço de 21% para o 1T20.
Na “Divulgação de Resultados do 2T20” – desconsiderando IFRS16, que são obrigações com acionistas preferencialistas e os passivos de arrendamentos – a PetroRio apurou prejuízo líquido de R$ 76 milhões no 2T20 e de R$ 29,8 milhões no 1S20.
Contribuíram para isso a variação cambial negativa incidente nos passivos (cotados em dólar) da companhia, além dos juros sobre novos empréstimos, embora estes tenham sido parcialmente compensados pelos resultados das operações de hedge realizadas.
A receita total (custos de produto vendido mais royalties) acusou retração de 43%, no confronto 2T20/2T19, decorrente, entre outros fatores, da forte queda (51%) do óleo tipo Brent no comparativo 2T20/2T19.
Também no período abordado, o resultado operacional retraiu 35% (R$ 204 milhões) e a EBITDA subiu 16%, no comparativo entre o 2T20 (R$ 289,1 milhões) e 2T19 (R$ 249,6 milhões).
No mesmo comparativo, as despesas gerais e administrativas (que incluem gastos com M&A, projetos, geologia e geofísica) recuaram R$ 28,7 milhões, o menor valor trimestral desde o 1T19.
A performance positiva se deve ao menor gasto com pessoal e redução temporária de salários de colaboradores onshore (25%) e diretores (50%).
Já o EBITDA ajustado com hedge (inclui o hedge de contratos vencidos no período) aumentou 5%, no comparativo do 2T20 (R$ 305,9 milhões) com o 2T19 (R$ 291,5 milhões).
A margem EBITDA ajustada, por sua vez, teve expansão de 17 pontos percentuais, pois passou de 52% no 2T19 para 69% no 2T20.
Por fim, a divulgação mostra que a PetroRio saiu de um lucro de R$ 164,7 milhões, no 2T19, para um prejuízo de R$ 99,8 milhões.
Para a PetroRio concluiu que a contínua redução do lifting cost “é a melhor e mais importante estratégia de proteção contra a volatilidade de preços do (petróleo) brent, que continuará sendo nosso pilar para projetos atuais e futuros da companhia”.
Outra medida providencial, segue o documento, foi a contratação, no início do ano, de hedges para 70% da carga no primeiro semestre (1S20).
A associação positiva de fatores, como o preço de venda bruto efetivo no 2T20 a US$ 53,1/barril e a redução de lifting cost, garantiu a saúde financeira da empresa – ameaçada, como as demais, pela crise provocada pela pandemia – que fechando o 1S20 com uma posição de caixa de US$ 113 milhões.
A disponibilidade US$ 76 milhões em estoque de óleo contribuiu para a repactuação da dívida com a Chevron, o que acentuou a liquidez da companhia, que conseguiu reduzir sua dívida líquida de US$ 353 milhões para US$ 268 milhões.
Também no caminho da redução de despesas, a PetroRio baixou o indicador de dívida líquida/EBITDA ajustado, de 2,3x para 2,1x, assim como reduziu o OPEX dos ativos operados (100% de Polvo + 100% de Frade) para níveis inferiores a US$ 12 milhões/mês.
OPEX é uma sigla derivada da expressão ‘Operational Expenditure’, que significa o capital utilizado para manter ou melhorar os bens físicos de uma empresa, tais como equipamentos, propriedades e imóveis (widipedia).
Merece menção a performance positiva, nesse contexto, do Campo do Frade, que manteve a produção média diária constante, desde o 1T19, em torno de 19 mil bb/d, chegando ao 2T20 com uma eficiência operacional de 99,8%, a melhor marca do trimestre.
Juntos, os campos do Frade e Polvo contabilizaram 14 milhões de barris no 2T20, mas que representou uma queda de 30% no volume vendido, se comparado a igual período de 2019.
Pelo sexto trimestre consecutivo, o maior destaque coube à redução de 43% – no 2T20 – do lifting cost por barril para igual período do ano passado e de -21%, em relação ao 4T19.
Prejuízo não tira ‘apetite’
O prejuízo líquido de R$ 174 milhões no 2T20 – em contraste com o lucro líquido de R$ 418,3 milhões no 2T19 – não tirou o ‘apetite’ da Cosan (CSAN3), que se prepara para disputar, com a concorrente Ultrapar Participações (UGPA3), a Refinaria Getúlio Vargas (REPAR) da Petrobras.
Em seu RI, a Cosan explica que o desempenho negativo decorre do resultado líquido obtido por quase todos os negócios do grupo (Raízen, Comgás e Moove), pela retração de demanda em razão do isolamento social imposto pela pandemia da covid-19. ]
Seguindo o mesmo caminho, a receita líquida tombou 33,1% no 2T20, alcançando R$ 11,8 milhões, contra R$ 17,6 milhões, em igual período do ano passado.
Na divulgação de resultados de 2T20, o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (EBITDA, na sigla em inglês) ajustado proforma da companhia caiu 57%, para R$ 518 milhões, em relação ao 2T19, quando chegou a R$ 1,189 bilhão. Sem ajuste, a queda seria de 58,2%.
Outro impacto foi a expansão de 16% da dívida bruta proforma da empresa (R$ 14,9 milhões), em relação ao 2T19 (R$ 12.8 milhões) – exceto o PESA da Raízen Energia e o impacto da IFRS16 – que fechou o período em análise.
O aumento do endividamento seria reflexo das captações de recursos feitas pelas empresas do grupo, Comgás e Raízen Energia, em que a geração de caixa proforma (FCFE) totalizou R$ 1,1 bilhão,
Acompanhando a tendência retrógrada, a dívida líquida proforma (ex-IFRS 16) teve expansão de 25% no 2T20, em relação ao anterior, com saldo de R$ 14,5 bilhões. Pesaram para isso, a menor posição de caixa da Raízen e no corporativo, da própria Cosan.
A forte desvalorização do real igualmente atingiu parcela não protegida pelo bônus perpétuo, enquanto a alavancagem (dívida líquida/EBITDA proforma) subiu para 2,4x, decorrente da menor geração de caixa e contribuição dos resultados operacionais.
De acordo com a Cosan, a ampliação da dívida resulta da “combinação do maior saldo de dívida líquida no período e redução do EBITDA nos últimos 12 meses”.
A geração de caixa líquida (FCFE) de R$ 1,1 bilhão no 2T20 teve influência dos seguintes fatores: FCO: consumo de caixa operacional na Raízen; FCI: maior dispêndio na Compass Gás e Energia alinhado com o plano de investimentos da Comgás, e FCF: captações realizadas pela Comgás e Raízen.
Com atuação nas áreas de energia, logística, infraestrutura e gestão de propriedades agrícolas, a Cosan possui hoje mais de 40 mil funcionários.
Confira a participação da Cosan em cada um desses segmentos empresariais:
Raízen Energia (50%): produção e comercialização de produtos derivados da cana-de-açúcar, etanol e bioenergia.
Raízen Combustíveis (50%): distribuição downstream Argentina;
Compass Gás e Energia (99%): distribuição de gás natural e comercialização de gás e energia;
Moove (70%): lubrificantes, óleos básicos e especialidades.
Cosan Corporativo (100%): corporativo e outros investimentos.
Maior distribuidora de gás do país, a Comgás, também do grupo Cosan, possui 18 mil km de rede instalada e 2 milhões de clientes nos segmentos residencial, comercial, industrial e veicular.
Frutos ‘robustos’
A despeito da instabilidade e incerteza do mercado, a Ultrapar está buscando trilhar o caminho da resiliência de seu portfólio, colhendo ‘resultados crescentes e robustos’, nas palavras da diretoria.
Entre as medidas tomadas pela companhia destacam-se a contenção de caixa – como contingenciamento de investimentos e despesas – que, combinada com uma melhora no capital de giro, o que permitiu forte geração de caixa e redução ligeira do nível de alavancagem financeira.
Para enfrentar o cenário de incerteza imediato, reforçando a liquidez e a posição de caixa, a empresa e suas subsidiárias decidiram contratar R$ 1,5 bilhão em novos financiamentos com vencimento em um ano.
Desse montante, R$ 1,3 bilhão foi obtido por meio de emissão de notas promissórias com crédito em abril.
Também no quesito liquidez, a Ultrapar conseguiu captar US$ 350 milhões (cupom de 5,25% ao ano), em julho último, por meio da reabertura de bonds emitidos no mercado internacional com vencimento em 2029.
Os recursos captados servirão para o pagamento de dívidas com vencimento no curto prazo, o que permitirá o alongamento do perfil da dívida da empresa, além do reforço da posição de caixa.
O impacto econômico da pandemia, ligeiramente atenuado pela redução da despesa financeira, foi determinante para que a Ultrapar registrasse recuo de 59% do lucro líquido no 2T20 (R$ 50 milhões), em relação a igual período de 2019 (R$ 121 milhões).
Em igual comparativo, o EBITDA ajustado também caiu 10%, devido ao menor EBITDA da Ipiranga e Extrafarma.
A alavancagem, por sua vez, apresentou EBTIDA Ajustado LTM, por seu turno, teve queda de 3,3x para 3,2x.
Se excluídos os efeitos dos créditos tributários no 2T20 e do TAC no 2T19 (ambos na Ultracargo), o EBITDA somou no período R$ 599 milhões.
Com a redução de até 30% do plano de investimentos para este ano, o CAPEX da Ultrapar registrou aumento de 7,3%, no confronto de idênticos trimestres.
CAPEX é o montante de dinheiro despendido na aquisição de bens de capital de uma determinada empresa.
Já o fluxo de caixa das operações cresceu 33,6%, em virtude do menor investimento em capital de giro.
No que se refere ao perfil de amortização da dívida financeira, os maiores valores correspondem aos prazos de um a dois anos (R$ 2,8 bilhões), de dois a três anos (R$ 3,5 bilhões), de três anos a quatro anos (R$ 2,4 bilhões) e superior a cinco anos (R$ 6 bilhões).
Posição privilegiada
Dona de um lucro líquido 526% superior no 2T20 (R$ 128 milhões) ao do 2T19 (R$ 20,4 milhões), a Enauta (ENAT3) no momento desfruta de posição privilegiada no mercado. A ideia agora é consolidar sua presença no setor, após o pico da crise da pandemia, no início do ano.
No confronto entre semestres (2020/2019), o lucro líquido cresceu 125%.
Também reforça essa condição incomum – em tempo de persistente falta de liquidez – o fato de a companhia fechar o 1S20 com R$1,6 bilhão em caixa, com direito a pagamento de dividendos de R$300 milhões, no final de abril.
O resultado do 1S20 representou queda de 14,5% em relação ao 1T20, mas 7,7% acima do registrado no 1S19.
De igual forma, a receita líquida cresceu 32,6% do 2T29 (R$ 183,8 milhões) para o 2T20 (R$ 243,8 milhões). No comparativo entre 1S20/1S19, a alta foi de 36,6%.
Tal vitalidade, porém, não evitou sequelas da pandemia.
Um exemplo é a decisão da companhia de cortar 40% do plano de investimentos, agora encolhido de US$181 para US$110 milhões, dos quais US$ 35 milhões para 2020 e US$ 75 milhões para 2021 – com margem de variação de 20% negativa ou positiva.
Essa decisão, porém, poderá ser revertida, segundo afirmou recentemente o presidente da empresa, Lincoln Guardado, caso se confirme a recuperação de preços do petróleo, nos próximos meses.
Outro dado muito positivo é a evolução da margem EBITDAX, ampliada em 73,8 pontos percentuais (p.p), pois esta passou de 53,5% no 2T19 para 127,3% no 2T20. A EBITDAX, no período, avançou 215,6%, ao passar de R$ 98,4 milhões (2T19) para R$ 310,4 milhões (2T20).
Para a Enauta, o EBITDAX – resultado do lucro antes do IR, contribuição social, resultado financeiro e despesas de amortização, mais despesas de exploração com poços secos ou sub-comerciais – é um indicador complementar de desempenho operacional.
Já a dívida total da companhia no 2T20 (R$ 272 milhões) acusou baixa de 14,7%, se comparado ao 2T19 (R$ 232,1 milhões).
Essa redução refletiu os pagamentos da dívida com a Finep, cujos recursos financiam o desenvolvimento do SPA do Campo de Atlanta, por meio de duas linhas de crédito. Uma delas possui taxa fixa de 3,5% ao ano e a outra está sujeita à uma taxa flutuante atrelada à TJLP – ambas com período de carência de três anos e prazo de amortização de sete anos.
A necessidade de adiar investimentos e, ao mesmo tempo, fazer caixa, se reflete no desempenho negativo do CAPEX realizado pela empresa, que baixou 78,3% no comparativo 2T20/2T19, ou R$ 6,2 milhões contra R$ 28,6 milhões.
O montante de CAPEX no 2T20 se destinou ‘majoritariamente’ ao Campo de Atlanta e aos blocos localizados na Bacia de Sergipe-Alagoas. A previsão é de que o CAPEX total deste ano chegue a US$ 35 milhões, e a US 75 milhões, em 2021.
No que toca à produção, as principais commodities da companhia registraram desempenhos díspares.
Enquanto o petróleo teve crescimento de 94,4% no confronto entre trimestres (1,148 milhão boe/590,6 mil boe), o gás entrou em queda livre, indo de 727,3 mil boe (2T20) a 288,3 boe (2T19).
Sempre tendo em vista “que manter a disciplina é essencial para a manutenção de uma política de hedge eficaz”, a Enauta destaca a aquisição, nos últimos meses, de mais opções de venda, com o objetivo de “proteger uma parcela maior de nossa produção”, comenta o informe da companhia.
Exemplo disso foi a decisão de adquirir opções de venda de Brent a uma média de US$ 56,7 por barril, o que corresponderia a 48% da produção estimada para o terceiro e quatro trimestres deste ano.
Antes de prosseguir no desenvolvimento do Sistema Definitivo do Campo de Atlanta, a Enauta continuará monitorando o preço do petróleo e o comportamento da pandemia. Por este motivo, a empresa decidiu adiar, para este segundo semestre, a tomada de preços de afretamento do FPSO.
Um quarto poço de Atlanta ainda aguarda aprovação da ANP.
A performance positiva da Enauta decorre, dos seguintes fatores não recorrentes:
- R$ 121,0 milhões referentes à incorporação de 20% de participação na Atlanta Field B.V.;
- R$ 62,0 milhões de crédito fiscal referentes à decisão favorável para exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS e COFINS a partir de 2011;
- R$45,8 milhões de receita proveniente de exercício de hedge.
Para o segundo semestre e além, a Enauta mantém a expectativa de uma retomada de preços gradual e com menor volatilidade.
De qualquer modo, a companhia resolveu reforçar suas operações de hedge contratadas, em volume suficiente para sustentar a produção, “mesmo que o óleo Brent caia ao nível de um dígito”.
Para o ano de 2021, a Companhia estima CAPEX total de US$75 milhões, sendo US$27 milhões destinado ao Campo de Atlanta, incluindo investimentos em um quarto poço no Campo. Do total de US$46 milhões do investimento em exploração, US$37 milhões são destinados aos blocos da bacia de Sergipe-Alagoas, já que se espera para 2021 o início da perfuração de poço exploratório nessa região.
- Quer investir com mais assertividade? Então, clique aqui e fale com um assessor da EQI Investimentos!
- Aproveite e baixe nossos materiais gratuitos. Para participar do nosso canal do Telegram e ser informado com todas as novidades sobre educação financeira, economia e finanças, basta clicar aqui.
