Em continuidade ao artigo que fizemos sobre o mercado brasileiro de petróleo e energia (clique aqui) neste texto falaremos sobro a Prio (ou, como era conhecida antigamente, Petro Rio), uma companhia do setor de Óleo e Gás, classificada como uma das maiores produtoras do Brasil.
A seguir, confira o que separamos para você:
Área de atuação da PRIO
Ativos e Operações
Resultados 4T22
Estratégias e Futuros na visão da companhia
Capex da Companhia
Opinião dos Especialistas
Área de atuação da PRIO
A companhia de capital aberto tem como principal foco, investimentos de revitalização e descoberta, via recuperação de ativos em produção ou já explorados, em território nacional. Ou seja, a empresa entende que a gestão eficiente de reservatórios e o re-desenvolvimento de campos maduros, em conjunto sua expertise e tamanho, deverá melhorar a eficiência operacional e consequentemente suas margens.
De maneira clara e objetiva, a empresa compra (sozinha ou em conjunto) campos de óleo e gás, que pertencem à outras companhias, que já receberam investimentos anteriores e estão com a curva de extração em queda, em que, para a detentora de tal ativo, o investimento necessário para a recuperação não faz sentido, uma vez que não geraria margens e elevações de produção.
A Petro Rio entende que, em função de sinergias potenciais; melhorias operacionais e redução de custos totais, em especial de extração ou “Lifting coast” (a serem explicadas adiante), deverá gerar mais valor à empresa do que a detentora anterior. Para tal, a companhia opera via quatro áreas definidas estrategicamente segregadas, porem interligadas e dependentes, são elas: Geologia e Geofísica; Poços e Subsea (perfuração); Operação e Manutenção (Plataformas) e Tranding que é o final a negociação dos produtos extraídos.
A justificativa dos campos “maduros” se traduz em receita, uma vez que esses estão em declínio de produção, porém ainda detém a maior parte da reserva provada (1P) pela ANP. A companhia realizou investimentos superiores em manutenção de suas plataformas e integrados, resultando em uma redução de manutenção e falhas.
Destacamos ainda, que tal extração pode ser classificada como “óleo fácil”, pois em sua maioria já foram descobertos e produzidos (ou em produção), ponderando sempre risco x retorno. Depois de extraído, o material é dividido em basicamente três partes: agua, gás e óleo, sendo sua maioria por sistema de gravidade, eletricidade e químicos.
Curiosidade: Poços podem ser abertos, fechados e reabertos com novas tecnologias. Sendo que, nessa fase, pode ser identificado mais óleo que o estimado anteriormente.
Assim, a companhia gera valor via otimização de recursos, com aproveitamento de tempo, capital investido e redução de riscos geológicos. Além da diminuição do tempo de reação e previsibilidade de custos.
Comercialização
Fonte: Prio Day 2021
A companhia exporta, basicamente, 100% de sua produção em função do tipo de densidade do óleo extraído, com objetivo de diversificar o mercado demandante e reduzir risco geográfico. Assim, é capaz de alcançar maior gerencia e potencial de negociação, que se traduzem em ganhos de caixa.
Seus principais destinos de exportações são: Asia, Europa, América Latina, América do Norte e Caribe-Golfo do México (esses últimos, em especial, para estocagem e venda futura como ocorreu no 4T22).
Etapas da comercialização – Fonte: Prio Day 2021
Ativos e operações – Prio
CAMPO DE TUBARÃO MARTELO: o Campo de Tubarão Martelo está situado no sul da Bacia de Campos, ao lado do Campo de Polvo (11km de distância), a uma distância de 86 km da cidade de Búzios, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro. Em fevereiro de 2020, a PRIO adquiriu o FPSO Bravo, que opera no Campo, e em agosto do mesmo ano, passou a ser operadora de Tubarão Martelo, onde possui atualmente 80% de participação na concessão e 95% de direito econômico sobre o óleo produzido no campo. Atualmente, Tubarão Martelo produz aproximadamente 10 mil barris de óleo por dia através de seis poços interligados ao FPSO Bravo, que gere o Campo desde 2012. O FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) reúne tecnologia de ponta, com capacidade de processamento de 100 mil barris de óleo por dia e armazenagem de 1,3 milhão de barris.
Por conta da proximidade com o Campo de Polvo, foi realizado um tieback (interligação) do FPSO Bravo com a Plataforma Polvo-A, formando um cluster privado de produção. O que gerou sinergias significativas, reduções do lifting cost e a extensão da vida econômica dos campos. Apesar de extremamente comum no Golfo do México e no Mar do Norte, esse é o primeiro tieback realizado por uma empresa independente no Brasil.
CAMPO DE POLVO: Localizado a 100km da cidade de Cabo Frio (RJ), na Bacia de Campos, Polvo foi o primeiro ativo de produção da PRIO. Em 2016, a companhia investiu mais de 11 milhões de dólares para o incremento da extração de óleo do campo, utilizando-se de tecnologias pioneiras no Brasil. O investimento vem possibilitando a extensão da vida útil de Polvo e aumentando a sua produção mesmo com o declínio natural dos campos de petróleo. Em 2018, a PRIO realizou a 2ª Fase do Plano de Revitalização do Campo de Polvo, com a perfuração de três poços. Esse projeto adicionou 5 mil barris por dia à produção do Campo, aumentando a reserva em mais de 6 milhões de barris. A empresa segue implementando técnicas de revitalização de campos maduros na área. No ano de 2020, foi realizada a 3ª Fase do Plano, com mais dois poços perfurados, incrementando a produção em cerca de 3 mil barris por dia e 3 milhões de reserva adicionada. A vida útil do Campo, que em 2013 era estimada para terminar em 2017, foi estendida até 2035, considerando as reservas 1P e a conexão entre o Campo de Polvo e Campo de Tubarão Martelo. A PRIO continua estudando novas campanhas de perfuração em Polvo e maneiras de reduzir o seu custo de operação.
CAMPO DE FRADE: O Campo de Frade está localizado na Bacia de Campos, a cerca de 125km da cidade de Cabo Frio e a 172km do Campo do Polvo. O campo produz comercialmente desde o início de 2009. A PRIO aderiu à concessão em outubro de 2018, quando adquiriu a Frade Japan Petroleum Ltda, que detinha 18,26% de participação, e tornou-se a operadora no final de março de 2019, quando adquiriu outros 51,74% da Chevron. No início de 2020 a ANP aprovou a aquisição dos 30% remanescentes da Petrobras e agora detém 100% do campo e da infraestrutura associada. Hoje, o Campo de Frade produz cerca de 20 mil barris de petróleo por dia por meio de poços que levam o petróleo até o FPSO Frade. Este FPSO (Floating Production Storage and Offloading) tem capacidade para processar 150 mil barris de fluido por dia e pode armazenar até 1,5 milhão de barris de óleo. Com base na experiência da companhia em Polvo e no modelo de negócio demonstrado para rejuvenescer os campos maduros, o objetivo em Frade é aumentar reservas e melhorar a eficiência das operações, permitindo a produção por muitos anos. O FPSO Frade está conectado a malha de gasodutos nacionais, através da qual é possível vender o gás produzido ou, quando necessário, comprar gás para atender as demandas do campo.
CAMPO DE ALBACORA LESTE: O Campo de Albacora Leste fica localizado em lâmina d’água de 1.200 metros, compreendendo uma área de 511 km² no norte da Bacia de Campos, a 23 km do de Frade. Descoberto em 1986, Albacora Leste teve seu first oil em 1998 e atualmente conta com uma produção média de aproximadamente 30 mil barris por dia, de API 19º e com baixo teor de enxofre, através de seus 17 poços produtores e 15 poços injetores. O campo possui uma reserva de 279 milhões barris de óleo, com abandono previsto para 2051. A sua aquisição mais que dobra a produção e as reservas da PRIO. A companhia adquiriu participação de 90% em abril de 2022, e a produção de Albacora Leste é feita através do FPSO P-50, com capacidade de processamento de óleo de 180 kbbl/d e 6 MMm³/d de gás e sistema de elevação artificial por meio do gás lift. Os planos da PRIO para o campo incluem uma revitalização do FPSO, captura de sinergias com seus demais ativos, implementação de sua metodologia operacional e a realização de uma campanha de redesenvolvimento do campo. Esse projeto envolverá uma conexão e perfuração de poços no pré-sal e pós-sal.
WAHOO: Wahoo é um bloco exploratório na Bacia de Campos com potencial para produzir mais de 125 milhões de barris no pré-sal (100% do campo). Teve descoberta de óleo em 2008 e foi realizado um teste de formação em 2010. Wahoo se situa 30-35km ao norte de Frade, com lâmina d’água de 1.400m, e conta com reservatório carbonático a uma profundidade de 5 a 7 mil metros. O Plano de Desenvolvimento passa pela interligação do campo de Wahoo ao FPSO de Frade. Dessa forma, a Companhia formará mais um cluster de produção e compartilhará toda a infraestrutura com Frade (inclusive o FPSO), possibilitando assim a captura de diversas sinergias e resultando em mais uma forte e sustentável redução de lifting cost, sempre mantendo os mais altos padrões de segurança e eficiência da PRIO. O óleo no campo é de excelente qualidade, com 30º API, baixa viscosidade e gás associado que será utilizado na geração de energia do FPSO de Frade. O investimento em Wahoo reforça a intenção de otimização da infraestrutura existente para reduzir custos e mínimo risco geológico – dado que o reservatório já foi encontrado e testado.
Taxação à exportação
Relembrando impacto explicado no artigo de Petrobras, em meados de 2022 o presidente em exercício, Jair Bolsonaro, zerou os impostos federais sobre os combustíveis e importações, através de uma Medida Provisória com vigência até 31 de dezembro de 2022. Após a vitória de Lula nas eleições presidenciais no ano passado, negociações sobre a dinâmica econômica – em especial sobre a inflação e meta da taxa de juros – ficaram em evidência, em função da correlação direta com o preço dos combustíveis e derivados.
Assim, em 28/02/2023, o governo anunciou uma nova MP, contemplando a volta parcial de impostos federais para a gasolina. Combustível fóssil, que, por lei, deve ter tributação superior ao combustível renovável, ou seja, etanol. A partir desta data, a gasolina passou a ter incidência de R$ 0,47 por litro (sendo R$ 0,08 destinado ao PIS e R$ 0,38 a Cofins). Para o preço do etanol, a alíquota será de R$ 0,02 por litro. Destacamos, que o gás natural veicular (GVN) e o querosene de aviação civil, permaneceram desonerados.
Em contrapartida à parcialidade das taxas, o governo taxou a exportação de petróleo cru em 9,2%, afetando diretamente o potencial de lucro e caixa da empresa.
Como não há refinarias com capacidade suficiente para “transformar” o petróleo bruto extraído, e a construção de novas levaria em média mais de 6 anos (isso sem contar com a evolução de capacidade produtiva e o elevado investimento inicial), surge o questionamento: será que se o imposto sobre exportação perdurar após quatro meses, continuará atrativo a manutenção de investimentos e a elevação da produção do Brent no Brasil?
Sobre o resultado do 4T22
A Prio (ex-PetroRio) anunciou o seu resultado no 4T22, com destaque para o início da operação do poço MUP5 no Campo Frade, atingindo a produção de +8kbpd (atualmente encontra-se em ~80kbpd) o menor custo de extração da história da companhia, atingindo US$ 8,6/bbl ( de US$ 9,5/BBL NO 3T), apesar do fluxo negativo de notícias para o setor, e com a empresa sendo a mais afetada pelos impostos de exportação de curto prazo.
O MUP5 foi executado antes do previsto com um custo total de US$ 50 milhões para construção e conexão submarina. Antes da nova fase do plano de redesenvolvimento de Frade, o campo estava produzindo ~15kbbld, mas cresceu devido a ODP4 que aumentou a produção do campo em ~15kbbld, a MUP3A em ~3kbbld (mas a produção foi temporariamente interrompida devido a uma falha no equipamento de conclusão, com retomada esperada no 1T23), e agora a MUP5 em ~8kbbld.
A PRIO adiou a venda do seu petróleo (offtake -40% T/T vs produção +5%), devido ao elevado desconto exigido pelos compradores, sobretudo aos efeitos nos mercados globais pela reformulação do fluxo de vendas do petróleo russo. A empresa decidiu contratar uma capacidade de armazenamento externo de 2mn de barris nas Ilhas Virgens Americanas, que a companhia vendeu no 1T23, com melhores condições do que as apresentadas em dezembro.
Sua receita totalizou US$ 184,5 milhões no 4T22, recuo de 42% A/A, devido à menor quantidade de barris vendidos, uma parada para manutenção e a queda no valor do brent.
Destaque para lifting cost (custo de extração) que atingiu US$ 8,6 por barril no 4T22, o menor já registrado pela empresa, representando uma queda de 27% A/A.
O Ebitda da petroleira registrou US$ 168,7 milhões, uma redução de 23% A/A. Já o Ebitda Ajustado caiu 47% A/A, totalizando US$ 161 milhões. A margem Ebitda da companhia atingiu 97% no 4T22, apresentando uma alta de 28 p.p. A/A. O resultado financeiro líquido foi negativo em US$ 1,4 milhão, com uma redução de 94% A/A. As despesas gerais e administrativas somaram US$ 12,2 milhões no 4T22, um crescimento de 2% A/A. O caixa líquido da companhia foi de US$ 381 milhões, um aumento de US$ 125 milhões na comparação com o mesmo período de 2021, devido a uma contribuição positiva de WK de US$ 220 milhões e negativa de capex de US$ 173 milhões.
O indicador de alavancagem financeira, medido pela dívida líquida/Ebitda ajustado, ficou em -0,4x em dezembro/22, piora de 0,1 p.p. A/A.
Estratégia e futuro na visão da companhia
A estratégia da companhia é baseada no “Nosso Plano Estratégico 2022-2026” que foca no investimento responsável, em busca de ser a melhor empresa de energia com foco em óleo e gás, sustentabilidade, segurança. No dia 03 de abril de 2022, a PRIO informou ao seus acionistas e ao mercado em geral sobre a publicação de uma nova certificação de reservas da companhia, elaborada pela DeGolyer & MacNaughton (“D&M”), com data de referência de 1 de janeiro de 2023, que inclui as reservas dos Campos de Polvo, Tubarão Martelo, Frade, Wahoo e Albacora Leste.
A tabela abaixo descreve as reservas provadas (1P) e as variações do novo relatório:
Fonte: Site RI Prio
Os principais fatores de incremento das reservas foram
FRADE: Maior volume do reservatório onde se encontra o poço ODP4, confirmado sua produção superior à originalmente planejada;
Reclassificação do efeito dos poços injetores de 2P para 1P após retomada da injeção de água no campo; e maior volume do reservatório onde se encontra o poço MUP5, também devido à produção acima da esperada inicialmente.
Albacora Leste: Produção do poço ABL-134 acima da esperada, e consequente a melhora das reservas dos poços.
A data de abandono (1P) dos campos são 2033 para o cluster de Polvo e Tubarão Martelo, 2053 para o cluster de Frade e Wahoo e 2052 para o campo de Albacora Leste.
Capex da companhia
A tabela abaixo apresenta o CAPEX de expansão (perfuração, conexão e reativação dos poços, ajustes topside e construção de tieback); CAPEX por barril de reserva adicionado, que corresponde ao somatório da reserva provada não-desenvolvida (“PUD”) e reserva provada desenvolvida que não está em produção (“PDNP”); e CAPEX por poço novo:
Fonte: Site RI Prio
Para o cluster Polvo e TBMT, a certificação de 2023 passou a considerar 100% de participação no consórcio e prevê a perfuração de 3 poços produtores (um deles de completação molhada) nas reservas 1P, enquanto a certificação de 2022 previa a perfuração de 2 poços em 1P. Já em Frade, a certificação considera 3 poços produtores e 1 poço injetor no 1P. Comparando à reserva de 2022, Frade tem um poço novo no 1P, o ODP5. Em Albacora Leste, a certificação considera no 1P a reativação de 4 poços produtores e 3 poços injetores, sem mudanças em relação a certificação de 2022.
O Petro Rio S.A. (PRIO) informou recentemente aos seus acionistas e ao mercado sobre o início da produção do poço 7-FR-61HP-RJS (“NSP2”) no campo de Frade, com produção inicial estabilizada de aproximadamente 11.000 barris de óleo por dia, superior às previsões iniciais. Com isso, o Campo de Frade superou a marca de 50.000 barris de óleo por dia e a Prio superou a marca de 90.000 barris de óleo por dia. Poço N5P2, quarto poço produtor de Plano de Revitalização de Frade, foi executado em um prazo inferior às projeções iniciais e com antecipação de quase 1 ano em relação ao planejamento inicial, com custo total de US$ 55 milhões para a sua construção e conexão.
Opinião dos especialistas
Seguindo a tendência da forte valorização das Ações da companhia até então (metade do mês de Abril/23), a Prio reforça potencial de ganhos em sinergias através da redução de intervalos de manutenção e novas estratégias de comercialização (que devem favorecer o 1T23), em conjunto com a expectativa pelo controle por parte da OPEP na extração e produção de barris de petróleo – que nos últimos 10 dias deixou muito explícito que deverá manter o preço da commoditie elevado -. Em suma, entendemos que a companhia deve continuar performando positivamente no longo prazo, ainda que possa haver uma realização no curtíssimo prazo. Mantemos viés positivo para empresa.
OBS: Dia 12/04/2023, segundo o site Infomoney e demais veículos da imprensa:
“ O empresário Nelson Tanure recebeu três multas de R$ 500 mil em julgamento pelo Colegiado da Comissão de Valores Mobiliários (CVM). A punição se deveu a embaraços à fiscalização; à omissão de ser controlador da PRIO, ex-PetroRio (PRIO3); e por não apresentar aprovação de plano de outorga de opção de compra de ações. O julgamento aconteceu na terça-feira, 11.
Também foi multado, em R$ 600 mil, o diretor de relações com investidores, Blener Braga Cardoso Mayhew, por omitir que Tanure detinha o controle da companhia e não declarar as relações dos conselheiros com os controladores.
A multa de Tanure que se refere ao embaraço à fiscalização – por não apresentar resposta ou ter apresentado respostas incompletas ou inverídicas, aos ofícios da reguladora, que o intimaram a fornecer informações – foi decidida por unanimidade”.
Assim, seguiremos acompanhando os desdobramentos do caso.
Por: Julia Monteiro – Analista Fundamentalista MyCAP
Até a próxima.
