Sem aquisição à vista e com Brent em queda, petroleiras júniores focam no aumento de produção

A recém-empossada direção da Petrobras (PETR4) trouxe novas diretrizes estratégicas em relação à política de desinvestimentos da estatal, que mudaram drasticamente os planos das juniors oils, como são chamadas no mercado PRIO (PRIO3), 3R Petroleum (RRRP3), Petrorenconcavo (RECV3) e Enauta (ENAT3).

Além de terem novas oportunidades de aquisição minguadas, as empresas sofreram também, neste começo de ano, com os impactos da desvalorização do preço do petróleo no mercado internacional, assim como pelo solavanco gerado com a taxação das exportações da commodity, por parte do governo.

Ao menos, ao que tudo indica, o imposto sobre as exportações, foi um mal menor, que não deve se estender muito além de junho. Entretanto, a perspectiva da queda do preço do barril do tipo Brent acendeu um alerta para o setor, já que a receita delas acaba sendo prejudicada.

O Departamento de Energia dos Estados Unidos, por exemplo, revisou sua previsão para a média do preço do barril do petróleo Brent em 2023, de US$ 85 para US$ 79. Enquanto isso, para o próximo ano, a projeção foi diminuída de de US$ 81 para US$ 74.

Diante deste cenário e após a safra de resultados do primeiro trimestre, o Goldman Sachs atualizou as suas estimativas para PRIO, 3R Petroleum e Petroreconcavo, reduzindo o preço-alvo de todas elas. O banco alegou o cenário macroeconômico para a redução, principalmente devido aos preços mais baixos do Brent.

Assim, para 3R Petroleum, a recomendação seguiu como compra, mas com preço-alvo de R$ 40,50, ante R$ 57,49 anteriormente. Para PetroRecôncavo, a recomendação é neutra, com preço-alvo de R$ 23,30 (de R$ 26,20). Para Prio a recomendação é de compra, com preço-alvo de R$ 55,90 (antes era R$ 59,80).

Para onde vão as petroleiras júniores?

Com todas essas complicações, o que as empresas sinalizaram como estratégia, de agora em diante, é de redução do apetite para aquisições, voltando-se aos ganhos internos de eficiência.

A PRIO (PRIO3) destacou que focará no crescimento orgânico depois de assumir totalmente no início do ano o seu maior ativo, Albacora Leste, adquirido da Petrobras.

No mais, a Petroreconcavo (RECV3), que já tirou do radar a finalização da compra do polo Bahia Terra, junto à estatal, quer “olhar mais para dentro”, ganhando eficiência e elevando a produção.

Enquanto isso, a Enauta (ENAT3) se prepara para operar em 2024 seu sistema definitivo do campo na Bacia de Santos.

Por fim, a 3R Petroleum (RRRP3) tem um trunfo ainda: será a última petroleira júnior a assinar um contrato de aquisição de um campo de petróleo com a Petrobras (PETR4).

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Trabalho interno a fazer

Se faltam oportunidades de aquisições, restam os desafios internos – que não são poucos. Conforme a XP, apesar dos desafios macroeconômicos e da queda do preço do Brent, as empresas apresentaram bons resultados no 1T23.

Mas ressaltou os impactos dos efeitos não recorrentes nas operações das petroleiras, especialmente relacionados aos ativos recém-adquiridos, demonstrando a dimensão dos desafios da integração de novas operações.

“Embora as oportunidades de fusões e aquisições ainda estejam sendo observadas, as empresas parecem estar mais focadas na eficiência operacional e no crescimento orgânico da produção”, afirmou a XP.

“Os planos de desenvolvimento dos campos estão exigindo cada vez mais da gestão, e um planejamento adequado é fundamental para evitar impactos negativos nos resultados”, complementou.

Se protegendo

A PRIO aponta em seu relatório do 1T23 que a melhor proteção contra a volatilidade do Brent é a redução de seu lifting cost, que são os custos de extração de petróleo. Esse item é um obsessão do setor e no caso das petroleiras júniores algo crucial, por conta de seus campos estarem em estágio de incremento de produção.

O próprio lifting cost da PRIO sofreu um baque entre o último trimestre do ano passado e o primeiro deste: o índice saltou de US$ 8,6 para US$ 9,5 o barril, tudo por conta da incorporação de Albacora Leste, cujos custos de operação começaram mais altos dos que os campos já existentes.

Segundo Roberto Monteiro, CEO da PRIO, “a história (de Albacora Leste) é de melhoria de eficiência operacional”. Na teleconferência dos resultados do 1T23, o executivo destacou também os próximos passos da empresa com foco no plano de revitalização do Campo de Frade nesse trimestre e do Campo de Wahoo no 3T23.

Monteiro, embora tenha citado que a PRIO continua buscando oportunidades de aquisição, descarta haver um processo desse tipo transformacional na empresa. Para ele, “o crescimento orgânico passa a ter uma relevância cada vez maior para a companhia”.

Alegria para uns e tristeza para outros

A 3R Petroleum (RRRP3), depois de conseguir a última licença junto ao Ibama do Polo Potiguar, que era a condição final para o fechamento da compra do ativo junto a Petrobras, deve finalmente assinar o closing com a estatal nos próximos dias.

Rodrigo Pizzarro, CFO da 3R, deu até a data de início provável de operação do Polo Potiguar na teleconferência de resultados do 1T23: 1º de junho.

Tamanha ansiedade da petroleira júnior, depois de meses de agonia de fechamento ou não do acordo devido às incertezas com a política de desinvestimentos da nova administração da Petrobras, tem uma forte causa: o ativo representará 45% da produção total de petróleo da companhia.

A 3R chegou a comentar na última apresentação de balanço os esforços concentrados na empresa para assumir o polo com 22 campos de petróleo, que além de mobilização de pessoal, incluía a aquisição pela 3R de um inventário de ferramentas e equipamentos vitais para continuidade fluida da operação.

Alegria para a 3R, frustração para a Petroreconcavo (RECV3), que não conseguiu fechar a compra do Polo Bahia Terra com a Petrobras.

O assunto esfriou tanto que saiu da pauta da última teleconferência de resultados da companhia, enquanto as anteriores reservavam amplo espaço a essa discussão.

A petroleira júnior se viu ainda no primeiro trimestre do ano entre a piora do preço do petróleo e custos extraordinários com a interdição do Polo Bahia Terra sob controle da Petrobras, dificultando o escoamento e comercialização de produção de seu gás, já que utiliza a infraestrutura de forma compartilhada com a estatal.

Diálogo com a Petrobras

O CEO da Petroreconcavo, em meio à indefinição da política da Petrobras para o setor, acha necessário que as petroleiras júniores dialogarem com a estatal sobre questões que envolvem a indústria de óleo e gás.

Já Décio Oddone, CEO da Enauta, voltou a afirmar que o sistema definitivo do Campo de Atlanta, na Bacia de Santos, será finalizado em 2024 e colocará a empresa em outro nível de produção de petróleo.

“O mais importante é que cada trimestre que passa a gente está ficando cada vez mais próximo de entregar o sistema definitivo pra ter mais volume (de petróleo no campo) em Atlanta”, ressaltou.

Por fim, o executivo diz que a empresa segue buscando oportunidades de aquisição no Brasil e exterior, mas não ofereceu detalhes.