Estamos retomando a cobertura das ações da Petrobras com recomendação de COMPRA e preços-alvo de R$30 para PETR4 e R$29 para PETR3 (para um horizonte de 12 meses).
Enxergamos um risco-retorno positivo para as ações da companhia, que esta se tornando ainda mais resiliente a um ambiente de preços baixos de petróleo devido (i) à exposição ao pré-sal, ativo que possuí baixos custos variáveis de extração de petróleo e (ii) iniciativas de maior eficiências operacionais anunciadas pela administração da companhia.
Além disso, enxergamos um potencial de geração de valor entre R$89 a R$115 bilhões com a execução do plano de venda de ativos que não são o foco da companhia, entre refinarias, ativos de gás natural e termelétricas.
Por fim, notamos que as ações da Petrobras negociam a um desconto em termos de múltiplos de -15% em relação aos níveis históricos e -37% em relação a pares globais. Importante dizer que precificamos as ações com base na curva futura de preços de petróleo (tipo Brent), o que significa que uma eventual recuperação de preços de petróleo apenas tornaria ainda mais atrativo o risco-retorno das ações.
Introdução
Retomamos a cobertura da Petrobras com recomendação de COMPRA e preços alvo de R$ 30 para PETR4 e R$ 29 para PETR3, com um potencial de ganho de 28% em um horizonte de 12 meses.
Nossa visão positiva para as ações da Petrobras é baseada nos seguintes pontos:
1- Maior resiliência das ações a um ambiente menores preços de petróleo, reflexo de medidas de gestão e da exposição ao pré-sal. Apesar das vantagens já naturais da estatal decorrentes da sua exposição ao pré-sal em termos de menores custos de extração (dada a alta produtividade dos poços na Bacia de Santos e a manutenção desses níveis por longos períodos 6 a 7 anos), acreditamos que a Petrobras deve se tornar ainda mais resiliente à volatilidade de preços de petróleo com base na série de iniciativas de melhorias que estão sendo implementadas na companhia. Entre as principais iniciativas, destacamos (i) a redução de despesas operacionais com economia de US$ 2,0 bilhões, (ii) a inscrição de 10.000 funcionários no plano de demissão voluntária (PDV) da empresa e (iii) a hibernação de plataformas de águas rasas de altos custos variáveis, que resultaram em um impacto positivo nos custos médios de extração consolidados.
2- Vemos um risco-retorno positivo nas ações, que tiveram um desempenho inferior aos preços do petróleo. Embora seja natural que uma empresa de commodities endividada como a Petrobras tenha um desempenho inferior ao petróleo em períodos negativos do ciclo, acreditamos que as ações estão excessivamente descontadas em relação ao preço atual do petróleo Brent e à curva futura, especialmente se assumirmos que todas as medidas de resiliência da empresa anunciadas neste ano serão executadas.
3- Uma agenda de venda de ativos que deverá gerar entre R$ 89 bilhões a R$ 115 bilhões em recursos para a companhia. No total, estimamos que os desinvestimentos da Petrobras nos setores de refino, gás natural e geração termelétrica possam gerar entre R$89,1 a R$114,6 bilhões em recursos para a empresa, o que se traduz em um impacto positivo de R$ 4,6 a R$ 5,8 / ação (ou 20% a 25 % do valor de mercado da empresa na bolsa) e uma redução no endividamento entre (0,36x) a (0,46x) ante os atuais 2,34x (dados do 2T20).
4- Desconto em relação aos pares globais. A Petrobras está negociando a múltiplos descontados (4,7x EV/EBITDA 2021-22) em relação ao histórico de 5,5x. Além disso, a companhia negocia a múltiplos -37% inferiores ao de petroleiras dos EUA e a um desconto de -9% em relação a petroleiras europeias.
Quais são os riscos para a nossa tese?
Entre os principais riscos para nossa tese de investimento, destacamos:
1- Judicialização das iniciativas de venda de ativos. Por diversas vezes, o plano de desinvestimento de ativos da Petrobras é debatido na esfera política. Mais recentemente, o Presidente do Senado enviou um aviso ao Supremo Tribunal Federal de que a empresa estaria executando indiretamente processos de privatização sem consultar o Congresso por meio da criação e posterior venda de subsidiárias. Nesse sentido, destacamos que, em junho de 2019, o Supremo Tribunal Federal decidiu (por 9 votos a favor e 2 contra) que o desinvestimento de subsidiárias de empresas estatais não necessita de aprovação do Congresso. Tal aprovação apenas é necessária no caso de potencial privatização das empresas-mãe;
2- Preços mais baixos do petróleo. Apesar da maior resiliência da Petrobras a um ambiente de preços mais baixos de petróleo, as ações podem reagir negativamente à eventuais quedas futuras dos preços de petróleo em relação às nossas estimativas (baseadas na curva futura). Apresentamos a nossa análise de sensibilidade para os preços das ações em diferentes cenários de preços de petróleo e câmbio, de modo a ilustrar como se comportam as ações em diferentes cenários em relação às nossas estimativas;
3- Atrasos em investimentos e início de novas plataformas. Embora consideremos conservadoramente um atraso de 1 ano para o início de operação das novas plataformas cuja construção já foi iniciada, destacamos os riscos de postergação de investimentos pela Petrobras, dado o ambiente desafiador atual para os preços de petróleo e, portanto, para a geração de caixa para companhia. Do lado positivo, uma redução pontual de investimentos contribuiria para a preservação de caixa da companhia;
4- Ambiente político no Brasil. Dado que a Petrobras é uma empresa estatal, é impossível dissociar totalmente a tese de investimentos com o ambiente político brasileiro. Destacamos, em especial, a sensibilidade política do tema política de preços de combustíveis, observada em diversas ocasiões no passado. No entanto, esperamos que a importância do debate sobre a política de preços de combustíveis diminua significativamente após a Petrobras concluir seus desinvestimentos no setor de refino, uma vez que a empresa não terá mais o monopólio efetivo sobre o fornecimento de derivados de petróleo.
O que diferencia nossa análise?
Realizamos uma análise detalhada e individualizada dos ativos mais importantes do plano de desinvestimento da Petrobras, bem como das implicações das transações para a empresa no longo prazo. Em nosso modelo, estimamos a produção individual de petróleo para cada FPSO*/ Plataforma, e elaboramos estimativas para futuras unidades produtoras no pré-sal com base no desempenho histórico dos poços na Bacia de Santos.
*FPSO: Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (em inglês, Floating, Production, Storage and Offloading) é a unidade produtiva mais utilizada no desenvolvimento dos Campos Offshore no Brasil, usado principalmente em águas profundas e ultra profundas.
Como calculamos os preços-alvo de Petrobras
Nossos preços-alvo de R$30 para PETR4 e R$29 para PETR3 se baseiam em uma ponderção de (i) método de fluxo de caixa descontado (DCF) e (ii) aplicação de um múltiplo de 5,5x sobre nossa projeção de EBITDA para a Petrobras em 2021. Baseamos nossas projeções de preço-alvo e resultados da Petrobras na curva futura de preços de petróleo Brent, sendo de US$47,6/barril em 2021, US$49,2/barril em 2022 e US$50,6/barril em 2023, respectivamente. Notamos também que nossos preços-alvo se referem a um horizonte de 12 meses.
Por que a Petrobras está mais resiliente a menores preços de petróleo?
“As dificuldades vencidas são oportunidades conquistadas”
Winston Churchill
A pandemia do COVID-19 em 2020 é um dos maiores desafios para a humanidade na história recente, não apenas sob uma perspectiva de saúde pública, mas também para a economia global, tendo em vistas as restrições ao fluxo de pessoas, bens e serviços que tiverem que ser impostas para conter o avanço do número de contaminações.
Tendo em vista o caráter extremamente cíclico do setor de óleo e gás, não é surpresa que a pandemia do coronavírus impactou de maneira extremamente negativa esta indústria. Segundo dados de organizações como a Agência Internacional de Energia (IEA) e a OPEP, no auge da pandemia em abril de 2020, a demanda por derivados de petróleo (que em um cenário normalizado é de cerca de 100 milhões de barris ao dia) chegou a sofrer quedas entre -25% e -30% devido à imposição de quarentenas ao redor do mundo, impactando de maneira negativa a demanda por combustíveis como gasolina e querosene de aviação, principalmente.
Não bastasse o cenário extremamente desafiador para o petróleo do lado da demanda, o cenário para a commodity piorou ainda mais devido à divergência inicial entre os membros da OPEP + (especialmente entre Arábia Saudita e Rússia) sobre se o grupo de maiores produtores de petróleo global deveria reagir de maneira preventiva à queda de demanda por meio da realização de cortes de produção. O desacordo culminou posteriormente na ruptura do acordo da OPEP+ (entre os países da OPEP e aliados como a Rússia) em vigor desde 2016, e em uma retaliação subsequente da Arábia Saudita por meio de uma guerra de preços.
A combinação de desafios tanto do lado da oferta quanto da demanda teve implicações muito negativas para os preços do petróleo, com o Brent atingindo mínimos de 18 anos de US$ 19 / bbl durante o momento mais agudo da crise em abril de 2020 (e o WTI alcançando –US$ 37,63 / bbl , com os preços negativos para o contrato de petróleo dos EUA refletindo uma distorção do mercado por receio de ultrapassagem de excesso de capacidade de armazenamento de petróleo e falta de liquidez para contratos no mercado).
Eventualmente, a flexibilização gradual das quarentenas e o anúncio de um acordo pela OPEP+ em abril de 2020 para conter a produção de petróleo de grupo até abril de 2022 abriram caminho para uma recuperação parcial (mas muito bem-vinda) dos preços do petróleo para os atuais níveis de US$ 43-45 / barril (Brent), com o mercado aguardando ansiosamente a normalização da demanda e dos preços de petróleo. Acreditamos que apenas será possível concretizar esse cenário quando a pandemia de COVID-19 puder ser totalmente superada, momento a partir do qual esperamos uma normalização do fluxo de bens, serviços e pessoas. Nesse contexto, acreditamos em uma recuperação dos preços de petróleo para o patamar de US$55-60/bbl, nível de preços em que a produção de petróleo de xisto nos EUA (que enxergamos como o produtor marginal global) apresenta retorno.
Em um ano tão tumultuado para o petróleo, qualquer investidor de uma empresa de óleo e gás como a Petrobras teria grandes motivos para se preocupar, dada a volatilidade esperada nos resultados da companhia. O fato de a Petrobras ainda ser uma empresa de endividamento elevado contribui para aumentar as preocupações, já que tais companhias são as que costumam ter um desempenho pior na bolsa em momentos negativos para a commodity.
Em qualquer outro momento da história da Petrobras, a crise de 2020 poderia realmente ter tido implicações muito sérias para a companhia. Felizmente, tal a crise veio no momento certo, dado que a Petrobras estava mais preparada do que nunca para enfrentar um desafio de tamanha magnitude.
Desde que a atual administração da Petrobras se iniciou em 2019, a companhia avançou muito em uma agenda de maior sustentabilidade financeira e operacional da companhia, com destaques para iniciativas como:
1- Plano de venda de ativos, tendo a empresa concluído o processo de desinvestimento de ativos não essenciais no total de US$ 16,3 bilhões;
2- Redução do endividamento de US$ 24,5 bilhões, bem como outros importantes avanços em termos de prazos e custos de financiamento;
3- A antecipação de recebíveis da Eletrobras de R$ 8,4 bilhões, proporcionando maior liquidez à companhia, e;
4- Programas de desligamento voluntário (PDVs) com adesão de 3.294 funcionários, além de outras iniciativas.
Apesar das grandes conquistas de 2019, a Petrobras não se acomodou. Ao contrário, a companhia intensificou ainda mais sua agenda de transformação interna quando surgiram os desafios impostos pela pandemia de COVID-19 em 2020 . Neste contexto, destacamos o conjunto de medidas de resiliência da empresa, com o objetivo de elevar a eficiência da companhia, preservar sua liquidez e melhorar a sua geração de caixa.
Em nossa opinião, a importância de tais medidas vai além dos frutos já conquistados ao longo de 2020, como o fato da companhia ter conseguido registrar fluxo de caixa positivo no desafiador primeiro semestre de 2020, além de ter mantido a alavancagem em patamares estáveis. Dentre os legados das medidas de resiliência anunciadas neste ano, destacamos:
1- Uma geração de caixa superior do que estimamos em 2021-22 caso a companhia atinja sua meta de eficiências de custos de US$ 2,0 bilhões (assumimos apenas US$ 800 milhões de demissões voluntárias em nossas premissas);
2- Uma melhoria nos custos médios de extração de petróleo e gás (comumente denominados lifting costs) com a hibernação de plataformas em ativos de águas rasas;
3- Uma execução mais intensa e acelerada do plano de venda de ativos que não são o foco da companhia, o que deve se traduzir em impactos positivos para o endividamento da Petrobras.
Além de todo o trabalho de gestão que está sendo realizado na Petrobras, outro fator que contribuí em muito para a maior resiliência da empresa em comparação com outras petroleiras globais é a exposição ao pré-sal, na Bacia de Santos.
O pré-sal brasileiro é um dos ativos produtores de petróleo mais bem posicionados na curva de custo do petróleo global. Os principais fatores por trás dessa vantagem competitiva são:
(i) a alta produtividade dos poços na Bacia de Santos, que contribuí em muito para a diluição de custos fixos de extração (lifting costs, conforme pode ser observado no gráfico de evolução de custos de extração a seguir);
(ii) O fato de que poços produtores de petróleo no pré-sal atingem de maneira rápida elevados níveis de produtividade e mantém tais níveis por um longo período de tempo de 6 a 7 anos. Isso quer dizer que uma plataforma de petróleo pode gerar elevados retornos mesmo em um cenário de baixos preços de petróleo. Nesse sentido, destacamos o acompanhamento que realizamos dos poços produtores de alguns ativos no pré-sal, que iniciaram sua produção em diferentes momentos.
Refino: Por que vender reinarias será bom para a Petrobras e para o Brasil
O segmento de refino sempre foi relevante para a análise das ações da Petrobras, embora nem sempre pelo lado positivo. A Petrobras opera 99% da capacidade de refino do Brasil, o que significa praticamente um monopólio sobre o fornecimento de derivados de petróleo no país. Embora se esperasse que tal poder de mercado levasse a uma estabilidade de resultados e a uma maximização de lucros, este nem sempre foi o caso para a Petrobras.
Durante o período 2011-2016, o segmento de refino muitas vezes foi o destaque negativo nos resultados da Petrobras, dado que a empresa costumava reportar margens negativas, uma vez que os preços dos combustíveis eram subsidiados no Brasil a fim de conter pressões sobre dados de inflação.
Embora no início isso fosse semelhante a um “imposto” ou uma ineficiência de custos quando visto da perspectiva de uma empresa integrada (ou seja, que atual desde a exploração e produção de petróleo até a comercialização de derivados como combustíveis), tal ineficiência começou a aumentar significativamente à medida que a demanda doméstica de derivados de petróleo começou a aumentar e a companhia teve que passar a aumentar a importação de combustíveis do exterior, tendo em vista que a capacidade de refino doméstica já não era suficiente para atender a demanda, conforme observado nos gráficos a seguir.
A combinação de (a) um ambiente de demanda de combustível robusto apoiado por preços internamente subsidiados e uma economia ainda em crescimento com (b) falta de capacidade de refino do Brasil significou que a Petrobras teve que importar sozinha o déficit de fornecimento interno com prejuízo, o que causou um impacto extremamente negativo para o caixa da companhia.
Ao todo, estimamos que entre janeiro de 2011 e abril de 2016 a Petrobras registrou perdas de US$ 30,4 bilhões (ou R$ 60,8 bilhões, fazendo a conversão no dólar da época) devido aos subsídios aos preços gasolina e do diesel, divididos em US$ 6,1 bilhões em importações a prejuízo para atender a demanda local e US$ 24,4 bilhões em receita perdida em termos de custo de oportunidade para os combustíveis produzidos internamente.
Após Pedro Parente assumir a presidência da Petrobras em maio de 2016, a Petrobras implementou uma política de precificação de combustíveis previsível que aumentou as margens brutas de refino para US$ 10-14/barril e permitiu que empresas independentes pudessem importar combustíveis com lucro.
Embora isso tenha implicado em uma redução nas taxas de utilização das refinarias de 97%-99% para 75%-77%, esta foi uma das decisões mais importantes da história da Petrobras, viabilizando o início de um processo de recuperação de resultados e redução de endividamento da companhia. Pela primeira vez em sua história, a Petrobras pôde ser vista pelo mercado como uma empresa verdadeiramente cíclica a preços de petróleo, pois havia visibilidade de que a variação de preços do Brent (e do câmbio, extremamente relevante para uma empresa endividada em moeda estrangeira) seria repassada para os resultados de toda a cadeia de valor.
Além disso, a Petrobras deixou a partir daquele ponto de ser a única fornecedora de derivados de petróleo do Brasil, uma vez que competidores independentes agora poderiam importar combustíveis com lucro – o que mais tarde levou a um forte aumento da competição no segmento de distribuição de combustíveis por distribuidoras regionais que desenvolveram uma infraestrutura de importação e de tancagem para o abastecimento de postos “bandeira branca”.
No entanto, um risco que permaneceu é que, enquanto a Petrobras fosse dona da maioria absoluta da capacidade de refino do Brasil, a manutenção de margens adicionais sobre preços internacionais de combustíveis (o que chamamos de prêmio de paridade) seria sempre uma decisão da gestão da empresa, com base na lógica de mercado – o que, infelizmente, nem sempre é o que acontecesse em empresas estatais.
Tal risco para a companhia veio à tona em diversas ocasiões, como (i) a greve dos caminhoneiros em maio de 2018 contra o aumento recente dos preços do diesel, (ii) a campanha presidencial de 2018, em que alguns candidatos manifestaram sua oposição à política de preços praticada pela Petrobras e (iii) o questionamento do presidente da república em 11 de abril de 2019 de um reajuste de +5,7% no preço do diesel, que na época levou a uma queda acentuada de -8% no preço das ações (embora o reajuste tenha sido implementado pela companhia posteriormente).
Embora a Petrobras tenha sido bem sucedida em manter uma margem adicional consistente sobre preços internacionais de acordo com sua política de preços de combustível (com uma margem de US$ 6-7/barril, que se aproxima dos custos médios para importação de combustíveis), tornou-se claro que, enquanto a empresa detiver a maior parte da capacidade de refino do país, pode haver riscos futuros de mudanças na política de preços, dependendo do ambiente político brasileiro.
A solução criada para mitigar o risco de mudanças futuras na política de preços de combustíveis ficou clara: acabar com o monopólio da Petrobras sobre o setor de refino por meio da venda de parte do parque de refino da companhia. A primeira tentativa foi lançada em abril de 2018, quando a empresa propôs o desinvestimento de 60% do capital de duas refinarias nas regiões Nordeste e Sul, mas a ideia foi posteriormente engavetada após a greve dos caminhoneiros.
No entanto, após o início da atual administração na Petrobras em 2019, a ideia de desinvestimentos no setor de refino continuou a amadurecer, sendo eventualmente impulsionada por uma decisão regulatória. Em junho de 2019, a Petrobras e o CADE assinaram um acordo para encerrar as investigações sobre práticas anticompetitivas da empresa no segmento de refino. Pelo acordo, a Petrobras deve vender 8 refinarias que produzem 1,1 milhão de barris/dia, cerca de 50% da capacidade brasileira até dezembro de 2021.
Desenvolvemos modelos para estimar o valor de 7 das 8 refinarias a serem vendidas (não realizamos estimativas para a Unidade de Industrialização do Xisto, SIX, por falta de pares comparáveis). Nossas principais premissas são:
1- Margens brutas de US$8/barril, em linha com as referências mais recentes para a Petrobras e acima da média de pares globais de US$5-6/barril, haja visto que a falta de capacidade de produção doméstica no Brasil permite a manutenção de maiores margens;
2- Despesas administrativas e de manutenção similares a pares globais;
3- Financiamento de 70% do valor da empresa por meio de dívida, com custo de 7,0% em dólar e prazo de pagamento de 10 anos;
4- Taxas de retorno reais alavancadas entre 10% e 13%.
Ao todo, estimamos que os desinvestimentos das refinarias possam gerar uma arrecadação entre R$63,6 a R$83,6 bilhões em recursos para a Petrobras, o que se traduziria em um ganho por ação de R$ 3,2-R$ 4,2/ação e uma redução entre (0,25)x a (0,33)x na Dívida Líquida / EBITDA da Petrobras, que hoje está em 2,34x (segundo dados do 2T20).
Além do relevante ganho financeiro com a venda das refinarias, mais importante ainda é o fato que, após a venda destes ativos, os riscos de futuras intervenções nos preços dos combustíveis da companhia serão reduzidos de forma estrutural, mesmo em caso de mudanças no ambiente político.
O motivo é que, como a Petrobras manterá apenas as refinarias na região Sudeste, e subsídios aos preços dos combustíveis não teriam alcance nacional, haja visto que a companhia não seria mais a grande responsável por abastecimento de combustíveis em todas as regiões. Assim, tais subsídios não contribuiriam para conter as pressões sobre dados de inflação, nem tampouco gerariam benefícios de popularidade, pois não seriam percebidos por habitantes das localidades onde ocorreram as vendas de refinarias (principalmente nas regiões Nordeste e Sul).
Todas as refinarias da Petrobras à venda estão na fase vinculante do processo de desinvestimento – em que os licitantes qualificados na fase não vinculante podem conduzir seu processo de diligência e apresentar propostas. De acordo com o relatório de resultados do 2T20 da empresa, o desinvestimento da refinaria Landulpho Alves (RLAM) na Bahia já se encontra em sua fase final, com os detalhes sendo acertados com o licitante vencedor para formalizar um contrato de compra e venda (SPA).
Além disso, a venda das refinarias da Petrobras também é relevante do ponto de vista da política pública, dado que o Brasil precisa expandir sua capacidade de refino e infraestrutura para importações de combustíveis. Nas nossas estimativas, o Brasil pode correr riscos de escassez de derivados de 400 mil barris ao dia (kbpd) até o final da década (ou antes disso, se o crescimento econômico surpreender positivamente) devido à falta de capacidade de refino e de terminais de importações. Em nossa opinião, existem duas alternativas potenciais (mas não mutuamente exclusivas) para evitar esse cenário: (1) US$ 8,0-US$ 9,0 bilhões em investimentos em capacidade adicional de refino ou (2) US$ 2,0-US$ 3,0 bilhões em capacidade adicional de terminais de importações.
De fato, empresas privadas já estão se posicionando para esse cenário de necessidade de investimentos, sendo os principais exemplos (1) a aquisição de distribuidoras de combustíveis locais por grandes negociadores de commodities (como Glencore e Vitol) e petroleiras globais (como Total e Petrochina) e (2) participação das grandes distribuidoras de combustíveis brasileiras em leilões de novos terminais portuários para movimentação de combustíveis. Consideramos que a descentralização e a redução de risco no setor de refino no Brasil são fundamentais para atrair os investimentos necessários que garantirão a segurança no fornecimento de combustíveis e derivados de petróleo no Brasil.
Gás natural: Um setor com grandes mudanças a caminho
Uma revolução está a caminho no segmento gás natural no Brasil, e a Petrobras está no centro dela
O setor de gás natural no Brasil nunca foi capaz de atingir seu verdadeiro potencial, como resultado de uma combinação de (i) monopólio da Petrobras em todas partes da cadeia de valor historicamente, (ii) preços não-competitivos para a molécula de gás e (iii) regulação ineficiente, o que dificulta o investimento privado (similar ao setor de saneamento, antes da aprovação do Novo Marco do setor neste ano).
A boa notícia é que, pela primeira vez na história, os principais obstáculos para o desenvolvimento do setor de gás natural estão finalmente sendo superados. Este processo está acontecendo por meio de várias iniciativas em paralelo, como:
1- O lançamento pelo governo do programa “Novo Mercado de Gás”, com o objetivo de reduzir os custos da commodity para o consumidor e melhorar o fornecimento de energia e condições de preços;
2- A assinatura de um acordo (Termo de Cessação de Conduta, ou TCC) entre o CADE e a Petrobras no qual a estatal terá que vender suas participações restantes em gasodutos e distribuidoras de gás até dezembro de 2021;
3- A tramitação da “Lei do Gás” (PL 6407/2013, ao qual foi apensado o PL 6102/2016), recentemente aprovado na Câmara dos Deputados em setembro de 2020, e que introduz alterações regulatórias para fomentar a concorrência e atrair investimentos para o setor.
Gasodutos e distribuição: uma oportunidade de R$8,4-R$9,1 bilhões para a Petrobras
Desenvolvemos modelos individuais para cada um dos ativos que a Petrobras pretende desinvestir no segmento de transporte de gás (participações nos gasodutos NTS e TAG) e Gaspetro (holding que detém participações em diversas distribuidoras de gás natural estatais).
Com relação às participações remanescentes em gasodutos, não esperamos grandes complexidades para a Petrobras no processo de venda de tais ativos, dado o elevado interesse de mercado observado no passado por um negócio que apresenta fluxos de caixa estáveis e de longo prazo, semelhante ao setor de transmissão de energia. Isso foi observado no desinvestimento dos 10% restantes da participação na TAG para o consórcio vencedor de 2019 (Engie e Canadian Pension Fund CDPQ).
Ao todo, estimamos que as participações restantes em gasodutos (51% de participação na TBG e 10% na NTS) e a participação de 51% na Gaspetro gerem R$8,4 a R$9,1 bilhões em recursos para a Petrobras, ou um ganho por ação entre R$ 0,44-0,48/ação (líquido de impostos sobre ganhos de capital).
Por outro lado, enxergamos um grau de complexidade maior no segmento de distribuição de gás natural, já que a Gaspetro é acionista minoritária de diversos governos estaduais em quase todas as suas distribuidoras de gás natural, sem regulamentação padronizada sobre processos de revisão tarifária para estimular investimentos (como observado no setor de distribuição de energia, regulado em nível nacional pela ANEEL).
Embora a Gaspetro seja um ativo único por garantir uma presença em quase todas as distribuidoras estaduais de gás natural, destacamos uma série de ressalvas que devem ser levadas em consideração na análise do ativo: (i) se os governos estaduais sócios da Gaspetro pretendem privatizar suas distribuidoras locais (como é o caso dos estados do Rio Grande do Sul e Paraná, por exemplo); (ii) se as áreas de concessão têm potencial e escala suficientes para justificar investimentos na expansão da rede e (iii) se a Mistui (que detém os 49% restantes da Gaspetro, adquirida em 2016) exercerá ou não seu direito de preferência para adquirir a participação restante de 51% da Petrobras no ativo.
Além disso, acreditamos que o desenvolvimento do setor de distribuição de gás natural no Brasil caminha lado a lado com a melhoria da competitividade de preços no nível de molécula/commodity. Nesse sentido, a nova Lei do Gás Natural adquire ainda mais importância, com base em seus artigos que preveem (a) o acesso aberto a gasodutos de escoamento, UPGNs (unidades de processamento de gás natural) e terminais de GNL (gás natural liquefeito) e (b) a vedação à relação societária direta ou indireta entre empresas que possuem gasodutos e empresas que atuam nos segmentos de E&P, importação e comercialização.
Por outro lado, um excesso de restrições à atuação de companhias em diferentes elos da cadeia de valor (para evitar o chamado self-dealing, em que um elo da cadeia de valor poderia transacionar com outro a preços não competitivos, em um conflito de interesses) pode ser um obstáculo em si mesmo ao desenvolvimento do setor de gás natural, tendo em vista que acarreta perda de escala e portanto dificulta o interesse de futuros investidores que eventualmente já atuem no setor. Na nossa visão, seria melhor o desenvolvimento de uma regulação mais robusta, que garantisse a competitividade de preços das moléculas de gás nos elos de distribuição, similar ao que acontece no setor elétrico, no qual as distribuidoras de energia obtém contratos de fornecimento de energia em leilões competitivos. Por esta razão é que existem companhias integradas no setor elétrico, como é o caso de empresas na nossa cobertura como EdP Energias do Brasil, Copel e Cemig, além de outras.
Com o aumento da concorrência no setor, esperamos que os preços do gás natural no Brasil convirjam para referências internacionais acrescidas dos custos de internalização, semelhante ao que ocorreu no setor de refino e distribuição de combustíveis para gasolina e diesel com a implementação de uma política de paridade de preços.
Termelétricas: uma oportunidade de R$ 8,4-R$ 8,8 bilhões para a Petrobras
Como parte de nossa análise de potenciais ativos não essenciais a serem incluídos no plano de desinvestimento da Petrobras, destacamos o vasto portfólio de usinas termelétricas (UTEs) da empresa. A Petrobras possui 19 usinas termelétricas, com capacidade de geração de 5,8 GW e garantia física de 4,6 MW. 10 dessas UTEs são contratadas no mercado regulado (ACR*) sob o modelo de disponibilidade, segundo o qual uma UTE recebe receitas fixas durante o contrato e é convocada a despachar quando o preço de curto prazo de energia (preço spot) atinge seu custo marginal de geração (denominado CVU).
Reconhecemos que o desinvestimento de tais usinas pode não ser um processo inteiramente trivial para a Petrobras, visto que (i) seria benéfico para a Petrobras se a companhia participasse de leilões no mercado regulado a fim de obter PPAs** (contratos de compra e venda de energia) e garantir o fluxo de receitas fixas para o restante do período de concessão das usinas; (ii) acreditamos as usinas a gás natural sejam as que de fato atrairão interesse do mercado, tanto por questões ambientais (menores emissões) como do ponto de vista de competitividade de custos do combustível; (iii) ao tentar contratar usinas no mercado regulado, a Petrobras terá que reduzir os preços de venda de gás para as usinas de modo a aumentar sua competitividade em termos de custo variável de geração (CVU); (iv) vários ativos têm um período de concessão remanescente relativamente curto de 10 anos, implicando em menor atratividade para potenciais compradores e (v) algumas usinas excessivamente depreciadas e de tecnologia mais desatualizada potencialmente necessitarão de investimentos para atualização de maquinário, o que implicaria um valor menor para a Petrobras no momento de venda.
Ao todo, estimamos que a venda das usinas termelétricas da Petrobras gere R$ 8,4-R$ 8,8 bilhões em recursos para a companhia, o que se traduz em um impacto por ação entre R$ 0,43-R$ 0,44 / ação.
*ACR – Mercado Regulado: No Ambiente de Contratação Regulado de energia, os agentes de distribuição adquirem a energia elétrica por meio de leilões públicos promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a fim de atender seu mercado (consumidores cativos).
**PPAs: Contrato de compra e venda de energia por um período determinado com condições pré-estabelecidas de preços e volumes, firmadas entre produtores e comercializadores / distribuidores ou consumidor final.
Plano de venda de ativos: uma oportunidade de R$89-115 bilhões para a Petrobras
Com base nos desinvestimentos de ativos de refino e gás natural mencionados ao longo deste relatório, estimamos uma oportunidade total de desinvestimento entre R$89,1 a R$114,6 bilhões para a Petrobras, o que se traduz em um valor adicional por ação de R$ 4,61-5,89/ação, e uma redução no endividamento entre (0,36)x e (0,46)x.
Embora reconheçamos que nem todas as transações possam ocorrer ou que seus valores podem ser diferentes de nossas estimativas, qualquer avanço já seria visto como muito positivo para a Petrobras devido aos efeitos positivos de redução do endividamento e simplificação da estrutura corporativa. Assim sendo, consideramos que o plano de venda de ativos da Petrobras deve ser um dos principais temas a se monitorar para as ações nos próximos anos.
Múltiplos: Petrobras negocia com desconto em relação ao histórico e às petroleiras globais
As ações estão sendo negociadas com um desconto histórico de -15% e -37% de desconto com relação as principais petroleiras globais
Além de todos os argumentos acima mencionados por trás de nossa visão positiva sobre a Petrobras, também destacamos que as ações estão descontadas, com a negociação de ações a 4,7x 2021-22E EV/EBITDA (estimativas XP), um desconto de -15% em relação aos níveis históricos de 5,5x e um desconto de –37% para as principais petroleiras globais contra níveis históricos de -14%.
Em nossa visão, tais níveis de descontos de múltiplos em relação ao histórico e pares globais não são justificados quando se leva em consideração (i) a qualidade dos ativos de Exploração e Produção da Petrobras no pré-sal, (ii) as medidas de resiliência adotadas recentemente e (iii) o andamento do programa de desinvestimento de ativos.
Observamos também que estamos baseando nossas estimativas na curva de preços futuros de petróleo (tipo Brent), com preços médios de US$ 48,8/barril em 2021-22E, o que implica um risco-retorno ainda mais atrativo para as ações se os preços do petróleo surpreenderem positivamente no caso de um normalização antes do esperado de atividades, redes de transporte e cadeias de abastecimento globais quando a pandemia de COVID-19 puder ser superada.
EV/EBITDA: Valor da empresa sobre o Ebitda, lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações
O que significa: indica quanto tempo levaria, em tese, para o lucro operacional pagar o investimento feito em uma aquisição.
Como utilizar? Quanto menor o múltiplo mais atraente se encontra ação (a comparação deve ser feita entre nomes do mesmo setor)
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