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3R Petroleum (RRRP3) | Muito para digerir, mas com melhorias sequenciais

A 3R divulgou seus resultados do 2º trimestre de 2023. Veja nossos comentários abaixo.

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A 3R divulgou seus resultados financeiros do 2T23, com Adj. EBITA em R$ 206 milhões (+32% T/T), +3% vs. a expectativa da XP mas -14% abaixo do consenso. Este foi mais um trimestre em que vemos melhorias sequenciais no desempenho da 3R, embora com seus resultados ainda obscurecidos por custos de transição e mudanças nas operações e condições comerciais. Gostamos de ver outra melhoria na produção M/M para julho, juntamente com melhores preços de venda para Recôncavo, Papa-terra e Peroá, enquanto o verdadeiro potencial dos ativos de midstream e downstream de Guamaré ainda é uma fonte de incerteza. Do lado negativo, a alavancagem continuará pressionada até que a 3R aumente seu EBITDA. Mantemos nossa recomendação de compra para o nome.

Destaques Financeiros: Hoje, a 3R divulgou seus resultados financeiros do 2T23. A Receita Líquida (R$ 837 milhões, +46% T/T) ficou 4% acima do a expectativa da XP e 3% acima do consenso. Por sua vez, o EBITDA ajustado de R$ 206 milhões (+32% T/T) foi +3% vs a expectativa da XP, mas -14% abaixo do consenso. Este foi mais um trimestre em que vemos melhorias sequenciais no desempenho do 3R, embora com seus resultados ainda obscurecidos por custos de transição e mudanças nas operações e condições comerciais. O custo lifting cost consolidado foi de US$ 23,5/boe (+5% T/T), apesar do aumento geral da produção, principalmente devido aos maiores custos no Complexo Potiguar e menor produção em Papa Terra em alguns dias de maio. O CAPEX foi de US$ 42 milhões (acelerando contra US$ 33 milhões no 1T23), mas a empresa precisa acelerar ainda mais durante o 2S23 para atingir sua meta de ~US$ 300 milhões para o ano todo. De acordo com a 3R, a posição de caixa (incluindo o saldo de R$ 141 milhões da conta reserva) encerrou o trimestre em ~USD 199 milhões, com dívida líquida em US$ 982 milhões. Incluindo contas a pagar por aquisições (~USD 390 milhões) dívida líquida ajustada atingiu ~USD 1.372 milhões), ~7x EBITDA do 2T23 ajustado anualizado excl. custos de transição (mas, com o aumento do EBITDA nos próximos trimestres, a alavancagem deve cair para níveis mais normalizados). Ontem, a 3R também divulgou seus dados de produção de julho, com outra melhoria sequencial M/M.

Complexo Potiguar: a empresa concluiu a aquisição do cluster Potiguar no final do 2T23, levando a maiores custos de transição no trimestre, refletidos em seu lifting cost de ~USD 24/boe (vs ~21/boe no 1T23). A 3R destacou que o custo de extração do Polo Potiguar foi impactado ainda mais pelo alto custo do contrato de aquisição do vapor fornecido pela Termo Açu ao Polo Potiguar (R$ 39 milhões no 2T23, contrato que venceu em 30 de junho). Atualmente, o Polo Potiguar conta com uma usina de geração de vapor capaz de suprir cerca de 40% da demanda do ativo e sua capacidade será ampliada até 2024. Em termos de faturamento, o preço médio do petróleo ficou em ~USD 73/bbl ( ~Desconto de US$ 5/bbl para o Brent, principalmente em linha com o 1T23). Em suma, o EBITDA foi de R$ 124 milhões (+26% T/T) com margem de 38% (vs 52% no 1T23)


Complexo do Recôncavo: Preço médio do petróleo de ~USD 75/bbl melhorou significativamente (~USD 3/bbl desconto para Brent vs USD 9/bbl no 1T23) devido aos novos contratos de venda de petróleo, assinados com refinarias privadas. Por sua vez, o custo de extração aumentou 10% no trimestre (~USD 25/boe), devido a: (i) custos temporários vinculados às atividades de preparação do oleoduto para uma refinaria privada localizada no Estado da Bahia, (ii ) atividades de integridade na infraestrutura de produção e (ii) uso intensivo de chassis para transporte de emulsão, que será gradualmente reduzido pela expansão e melhoria das instalações de processamento de petróleo. Tudo em tudo, Adj. EBITDA contraiu 18% no trimestre (R$ 49 milhões) com margem de 31% (vs 36% no 1T23).

Cluster Papa-terra: O preço médio do petróleo foi de ~USD 63/bbl, ~USD 16/bbl de desconto para o Brent (vs ~USD 30/bbl no 1T23), devido às melhores condições comerciais (e em linha com as orientações da administração fornecidas durante o Teleconferência do 1T23). Por sua vez, o lifting cost foi de ~USD 30/boe (vs USD 32/boe no 1T23), devido ao aumento de produção parcialmente compensado pela interrupção temporária da produção do ativo em alguns dias de maio (devido a limitações no sistema para descarga e cumprimento do limite de armazenamento de óleo do FPSO), e aos custos mais acentuados relacionados à operação e manutenção, combustível e transporte. No geral, o campo entregou EBITDA ajustado de R$ 58 milhões (+19% T/T) com mg em 28% (vs 31% no 1T23).

Cluster Peroá: Até o final do 2T23, o cluster vendia gás natural e gás condensado produzido no ativo para a Petrobras, na GNPU Cacimbas, por 8,2% Brent por MMBTU, enquanto o gás condensado era vendido ao preço de referência Brent, líquido de custos de processamento de gás úmido. No 2T23, o preço de venda da molécula de gás atingiu US$ 6,6 por MMBTU. Entretanto, vale ressaltar que, a partir de julho de 2023, a 3R passou a vender gás diretamente para a ES Gás (volume firme de 400 km3d, válido até dez/25) com preço de 13,5% do Brent por MMBTU (preço líquido, pós- taxas de processamento e transporte, ~11,5% do Brent por MMBTU). Por sua vez, o aumento foi de US$ 5,8/boe (-19% T/T) devido ao aumento da produção. Em suma, o EBITDA ajustado do cluster cresceu 8% no trimestre, atingindo R$ 41 milhões, com margem de 64% (vs 67% no 1T23).


Mid & Downstream aparecendo nos resultados do 3R’s pela primeira vez. A Companhia orgulhava-se de ter realizado suas atividades de mid & downstream sem nenhuma descontinuidade operacional. Paralelamente às rotinas operacionais de seu novo segmento, a 3R iniciou as atividades de inspeção das instalações de mid & downstream para um diagnóstico completo da integridade da infraestrutura. Com R$ 265 milhões de Receita Líquida (excluindo as operações intragrupo, a receita líquida foi de R$ 76,8 milhões), o Ebitda ajustado chegou a quase zero (R$ 4 milhões, ~1,5% de margem), mas devido ao óleo comprado no upstream que não foi vendido (efeito formação de estoque), o impacto da consolidação foi negativo em ~R$ 15 milhões.

Dados de produção de julho: outro passo positivo em direção a uma reclassificação. A 3R também divulgou seus dados de produção de julho, com outro aumento sequencial MoM na produção consolidada (atingindo 43,9kboed de O&G). O Complexo Potiguar operou a um ritmo de 25,8kboed (+4% M/M), com Macau atingindo 6,5kboed de produção de O&G (+15% MoM), sua maior produção mensal desde abril de 2022. Outro destaque positivo foi papa-terra, com outro MoM aumento (+5%), atingindo 14,7kbbld de petróleo. Já a produção do Complexo Recôncavo foi negativa, com queda de -3% M/M (Rio Ventura em alta e Recôncavo em baixa).

Nossa opinião: ainda vemos os resultados do 3R afetados por vários fatores pontuais relacionados à incorporação de novos ativos que esperamos desaparecer no restante de 2023. Gostamos de ver outra melhoria na produção MoM para julho, juntamente com melhores preços de venda para o Recôncavo, Papa-terra e Peroá. O verdadeiro potencial dos ativos mid & downstream de Guamaré ainda é uma fonte de incerteza, e esperamos obter mais informações sobre isso hoje, nas teleconferências de resultados. Do lado negativo, a alavancagem continuará pressionada até que a 3R aumente seu EBITDA. Nos últimos dias, começamos a ver um vislumbre de alguns investidores ficando mais positivos sobre o caso, apoiados por avaliações com desconto, uma alta posição de juros curtos no nome e algumas melhorias operacionais sequenciais. Mantemos nossa classificação de compra no nome.

Resultados do 2º trimestre de 2023 vs. Expectativa da XP

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