Criando valor para você
PETROBRAS
26 de Junho de 2008
PETROBRAS
PETR4
Preço atual – 25/03/08
R$ 44,95
Preço justo – Dez’08
R$ 54,91
Potencial de valorização
22,2%
Número de ações (milhões)
Petrobras: energia como negócio de valor
8.774
Valor de mercado (R$ milhões)
394.391
Valor da firma (R$ milhões)
426.144
PVPA (x)
3,3x
LPA ’07 (R$)
3,37
Dívida líquida/EBITDA (12m)
57,1%
Max./min. (52 semanas) (R$)
53,68/21,27
2006
2007
2008E
2009E
8,1x
8,4x
6,6x
4,9x
P/L (x)
15,2x
18,3x
12,4x
9,6x
ROE
32,9%
22,1%
28,0%
30,0%
EV/EBITDA (x)
Performance
30d
365d
2007
2008
-11,1%
80,1%
84,0%
2,3%
-7,8%
21,9%
43,7%
3,1%
Ibovespa
Petrobras
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO – E&P
0,3x
Ações em mercado
PETR4
26/06/2008
IBOV
ABASTECIMENTO
DISTRIBUIÇÃO
GÁS E ENERGIA
INTERNACIONAL
2008 E
jun-08
mai-08
41.127
79.461
230.206
abr-08
fev-08
64.002
31.857
210.088
21.512
170.578
2007
mar-08
jan-08
Lucro
50.275
25.919
2006
dez-07
nov-07
set-07
Ebitda
158.239
51.233
R$ million
Receita Líquida
out-07
jul-07
jun-07
ago-07
100
2009 E
∆2009E/
2008E
2010E
∆2010E/
2009E
230.206,1
9,6%
246.615,8
7,1%
98.771,9
21,5%
105.739,2
7,1%
-0,1p.p.
42,9%
4,2p.p.
42,9%
0p.p.
27,3%
79.461,2
24,2%
86.170,6
8,4%
R$ mil
2005
2006
2007
∆07/06
2008E
∆08E/07
2009E
Receita Líquida
136.605,0
158.239,0
170.578,0
7,8%
210.087,8
23,2%
Lucro Bruto
59.497,0
63.573,0
66.180,0
4,1%
81.278,6
22,8%
Margem Bruta
43,6%
40,2%
38,8%
-1,4p.p.
38,7%
EBITDA
47.161,0
51.233,0
50.275,0
-1,9%
64.001,5
Margem EBITDA
34,5%
32,4%
29,5%
-2,9p.p.
30,5%
1p.p.
34,5%
4,1p.p.
34,9%
0,4p.p.
Resultado Financeiro
-3.213,0
-1.342,0
-785,0
-41,5%
-1.659,9
111,5%
-2.290,5
38,0%
-35,3
-98,5%
Lucro Operacional
36.680,0
40.672,0
35.978,0
-11,5%
50.412,8
40,1%
63.879,1
26,7%
71.650,8
12,2%
Lucro Líquido
23.725,0
25.919,0
21.512,0
-17,0%
31.857,1
48,1%
41.126,8
29,1%
46.349,3
12,7%
Dívida Líquida
24.825,0
18.776,0
26.670,0
42,0%
25.504,3
-4,4%
-2.996,5
-
-23.463,8
-
Fundo de investimento não conta com a garantia do administrador do fundo, do administrador da carteira, de qualquer mecanismo e seguro ou, ainda, do
fundo garantidor de créditos – FGC. A rentabilidade passada não representa garantia de rentabilidade futura. Ao investidor é recomendada a leitura
cuidadosa do prospecto e do regulamento do fundo de investimento ao aplicar seus recursos.
Relatório elaborado pelo analista
Lucas Brendler, CNPI.
[email protected]
1 / 17
VISÃO GERAL DOS NEGÓCIOS
Reavaliamos nossas principais premissas de projeção para o setor de petróleo e gás, bem
como as expectativas macroeconômicas, com vistas a adequar o atual cenário em que a
Petrobras está inserida. Neste sentido, reconsideramos os pontos mais importantes para a
cadeia de petróleo, como a curva de preços de curto e longo prazos do barril de petróleo, os
riscos e as incertezas a ela associadas e a significativa volatilidade do mercado.
Acreditamos que os preços atuais do petróleo têm demonstrado comportamento de alta,
sustentado em fundamentos relacionados à dinâmica da própria indústria, conforme
divulgado em estudo publicado pela Geração Futuro no dia 20 de maio de 2008, na Carta
de Economia do mesmo mês. Estes fundamentos estão amparados na relação entre a oferta
e demanda do produto; no caso da oferta, são diretamente impactados pelas recorrentes
instabilidades geo-políticas e sociais ao redor do mundo, as condições climáticas adversas,
problemas operacionais em produção e refino, gargalos nos suprimentos de equipamentos e
serviços, entre outros. Do lado da demanda, o impacto tem origem em períodos sazonais
como temporada de drivin’ season nos Estados Unidos e inverno no hemisfério norte,
alteração nos subsídios aos preços de realização, nos fatores macroeconômicos que
reduzem o poder de compra dos consumidores, maior utilização de derivados em países
emergentes, além das variações cambiais entre as diferentes regiões. Esses fatores
favorecem uma perspectiva de alta do petróleo e impulsionam a intensidade da
interferência dos mercados financeiros nos preços.
Em nossa reavaliação, os resultados continuam positivos balizados pela entrada de novas
plataformas e refinarias que aumentarão os volumes de produção, pela maior demanda por
petróleo e derivados e pela expectativa de que os preços destes produtos permaneçam em
patamar elevado. O recente aumento dos preços dos combustíveis no Brasil recuperou
parcialmente as margens de refino, contudo novos aumentos podem se fazer necessários
caso vejamos uma escalada mais acentuada nos preços do barril do petróleo. No entanto, a
companhia não explicita nenhum posicionamento a respeito, pelo menos no curto prazo.
Como horizonte de longo prazo, os anúncios realizados pela companhia quanto à reposição
de suas reservas em relação ao seu nível de produção, somadas às novas descobertas com
grandes potenciais de incorporação de reservas e de produção fazem com que a
atratividade do negócio aumente em relação às suas pares internacionais. Conjuntamente,
uma série de novos projetos em parques de refino têm sido anunciados, com vistas a
agregar valor ao petróleo nacional, garantir a auto-suficiência em combustíveis no país e
aumentar sua plataforma de exportação, principalmente para EUA e Europa.
Para melhor compreensão de suas atividades, a companhia é dividida em cinco principais
segmentos: a) E&P – Exploração e Produção; b) Abastecimento; c) Gás e Energia; d)
Distribuição; e) Internacional.
O segmento de exploração e produção está diretamente envolvido na exploração,
desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Compete a ele a
prospecção de reservas, os estudos de viabilidade geológica, física, tecnológica e
econômico-financeira das mesmas, o desenvolvimento destas reservas a ponto de torná-las
viáveis à exploração, e a extração dos insumos para venda.
No 1T’08, a produção média da companhia foi 0,9% superior a de igual trimestre de ’07 e
alcançou 1.815,9 mil de barris/dia, correspondente a 2,1% da produção mundial apurada
em abril de 86,8 milhões de barris/dia. As paradas programadas em algumas de suas
plataformas somadas a alguns problemas operacionais com a frota de sondas e navios de
apoio, juntamente com a queda de produtividade no campo de Golfinho impediram um
crescimento mais expressivo. No entanto, solucionados tais problemas e já captando os
efeitos das plataformas que entraram em operação no final de ’07, a produção de petróleo
do mês de maio de ’08 atingiu 1.853,7 mil de barris/dia. As expectativas para ’08, apesar
de ficarem prejudicadas por tais ocorrências, ainda demonstram capacidade de superar 1,9
bilhão de barris/dia. A companhia passou a trabalhar em seus planejamentos, a partir do
1T’08, com intervalos de produção ao invés de metas fixas, e poderá apresentar um
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número entre 1,9 milhão e 2,0 milhões de barris/dia, equivalente a um desvio
sobre a meta base de 1,95 milhão de barris/dia. A produção da Petrobras, em
influenciada pelo ramp up das plataformas que ainda não atingiram seu pico, e
somadas às novas plataformas previstas para entrar em operação no 4T’08.
estágio de ramp up das plataformas mais recentes da Petrobras:
de 2,5%
’08, será
para ’09,
Abaixo o
Tabela 2 – Estágio Atual de Ramp Up Petrobras (bbl/dia)
INÍCIO DE
OPERAÇÃO
CAPACIDADE
TOTAL
STATUS
ATUAL
FPSO CAPIXABA (GOLFINHO MOD 1)
2T 2006
100.000
28.657
FPSO CIDADE DO RIO DE JANEIRO (ESPADARTE)
1T 2007
100.000
60.841
PIRANEMA
4T 2007
30.000
5.564
FPSO CIDADE DE VITÓRIA (GOLFINHO MOD 2)
4T 2007
100.000
24.487
PLATAFORMA
P-34 (JUBARTE)
4T 2006
60.000
48.928
P-52 (RONCADOR)
4T 2007
180.000
110.050
P-54 (RONCADOR)
1T 2008
180.000
62.843
P-53 (MARLIM LESTE)
4T 2008
180.000
0
P-51 (MARLIM SUL)
4T 2008
180.000
0
FPSO CIDADE DE NITERÓI (MARLIM LESTE)
4T 2008
100.000
0
Fonte: Petrobras
Os preços do petróleo no mercado internacional seguem elevados, rompendo de forma
rotineira seus recordes históricos. O que vêm chamando a atenção, contudo, é a acentuada
volatilidade que os preços têm apresentado. O 1T’08 encerrou com um WTI médio de US$
97,74/barril e de US$ 98,29/barril para o Brent, com aumentos de 67,7% e 69,3%,
respectivamente em relação ao 1T’07. Para 2008, trabalhamos com petróleo WTI médio
convergindo para US$ 113,94/barril, sendo que o mesmo atingiu um pico de US$
139,81/barril no mercado spot em 16 de junho de 2008. No longo prazo, em perpetuidade,
consideramos a cotação do petróleo em US$ 90,0/barril.
O segmento de abastecimento engloba as operações de refino, logística, transporte, compra
de petróleo bruto, compra e venda de produtos derivados de petróleo e álcool combustível,
petroquímica e fertilizantes. As 11 refinarias nacionais que integram o complexo da
companhia têm operado em média a 89,0% de suas capacidades nominais, mostrando um
mercado aquecido para todos os tipos de combustíveis, em especiais os leves: gasolina (no
qual somos exportadores líquidos) e diesel (onde somos importadores líquidos). A curva de
demanda é ascendente, não somente para estes dois derivados mais nobres, mas também
para os demais produtos da cadeia, como óleo combustível, QAV e nafta petroquímica,
apesar da sazonalidade característica em determinados períodos, o que provoca oscilações
eventuais. Neste sentido, tanto projetos green field de novas refinarias têm sido anunciados
como ampliações e modernizações nas já existentes, para suprir não somente as
necessidades internas mas também atender ao exigente mercado internacional, em especial
Estados Unidos e Europa. Além disso, tem feito parte da estratégia a aquisição de refinarias
no exterior, capazes de serem adaptadas principalmente para processar o petróleo
brasileiro, como para atuarem na intermediação de combustíveis provenientes do Brasil.
Os preços no mercado internacional dos derivados de petróleo têm, em sua grande maioria,
se comportado de maneira muito semelhante às variações dos preços do barril de petróleo,
com intensa volatilidade. Porém, no mercado nacional, gasolina e diesel apresentam uma
política de marcação de preços diferenciada: de acordo com a companhia, os preços
internos somente são reajustados após a efetiva verificação de que os preços do barril do
petróleo assumiram um novo patamar de negociação. Por esse motivo, e suportados pela
valorização do real, os preços vinham sendo mantidos constantes desde o 3T’05,
expurgando a volatilidade do mercado externo de petróleo. Em 30 de abril, foi anunciado o
aumento na refinaria de 10,0% no preço da gasolina e de 15,0% no preço do diesel, e a
defasagem em relação às suas cotações no exterior foi parcialmente reduzida e amenizou
os impactos no refino. Esse reajuste, com intuito de não interferir nos índices de inflação,
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veio acompanhado por uma redução no imposto sobre combustíveis, a CIDE. No entanto,
com a contínua ascensão do barril do petróleo, novamente os preços nacionais mostram-se
defasados em cerca de 10,0%. Essa questão dos preços de realização entre E&P e
Abastecimento têm se mostrado o elo fraco da cadeia do petróleo para a Petrobras, e passa
a ser um importante risco para ser monitorado, em virtude que um preço de petróleo muito
elevado sem contrapartida nos preços de refinaria reduz as margens operacionais do
Abastecimento.
O segmento de gás natural e energia é responsável na estrutura da Petrobras pela
comercialização (compra, venda e importação) e logística do gás natural produzido no
Brasil, além de incluir as operações de energia elétrica nas empresas em que possui
participação.
O suprimento da demanda criada pelo crescimento econômico e flexibilização da matriz
energética será realizado tanto pela Petrobras, a partir do desenvolvimento antecipado de
seus campos e das estruturas logísticas de escoamento, como por estações de
regaseificação de GNL. No caso do GNL, investimentos importantes tem sido realizados no
portos de Pecém, no Ceará, que terá capacidade de receber até 7,0 MM de m3/dia, e na
Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, cuja capacidade poderá atingir 20,0 MM de m3/dia.
O gás natural importado da Bolívia ainda permanece como componente supridor da
demanda nacional, contribuindo com cerca de 30,0 milhões de m3/dia. No 1T’08, a
produção da Petrobras atingiu 48,4 milhões de m3/dia, o equivalente a 304,3 mil barris/dia
de óleo equivalente (boe), superior em 11,2% quando comparada ao 1T’07.
A distribuição é a área responsável pela comercialização dos produtos derivados de
petróleo, álcool combustível e gás natural da companhia, através da subsidiária Petrobras
Distribuidora SA – BR, a clientes atacadistas, varejistas e diretos. Atualmente o market
share nacional da companhia com a venda de combustíveis é de 35,9%, sendo que com a
incorporação dos ativos de distribuição provenientes do Grupo Ipiranga, essa participação
poderá ultrapassar os 39,0%. A demanda deste segmento continua aquecida, percebida
pelo nível de utilização das refinarias (89,0%) e pelo constante crescimento das vendas de
combustíveis para o mercado. Este é um segmento caracteristicamente sazonal, mais fraco
nos primeiros meses de cada ano, ganhando força nos segundos e terceiros trimestres e
retrocedendo levemente nos últimos três meses. A variação dos preços de gasolina e diesel
não chegou a se refletir totalmente nos preços ao consumidor, em razão da redução do
imposto sobre combustíveis (CIDE) total no caso da gasolina e parcial no caso do diesel.
O segmento internacional abrange todas as operações realizadas pela companhia fora do
Brasil. Contempla as operações de exploração e produção, abastecimento (fornecimento,
refino, petroquímica, logística) e gás e energia, desenvolvidas em diferentes países, dentro
de sua estratégia de internacionalização das atividades, exploração de novas fronteiras e
diversificação de suas parcerias. Os países em que atualmente a Petrobras tem operações
são: Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, EUA, Irã, Japão, Líbia, México,
Moçambique, Nigéria, Paraguai, Peru, Uruguai, Tanzânia, Turquia e Venezuela.
Este segmento tem se mostrado bastante ativo com diversas incursões da companhia na
ampliação de suas bases, tanto de exploração quanto no refino, como é o caso do Golfo do
México, África e Oriente Médio na exploração, e aquisição de refinarias, estas mais
dispersas em termos de região.
Antes de entrarmos nos critérios adotados nas projeções atuais, apontamos abaixo os
principais itens que influenciaram as modificações em relação à anterior:
1.
Com a revisão, adotamos como premissa para o petróleo Brent médio no curto
prazo de US$ 122,0/barril para o 2T’08, de US$ 120,0/barril para o 3T’08 e de US$
115,0/barril para o 4T’08, finalizando o ano com uma média de US$ 113,82/barril.
Os preços caem gradualmente até atingir a perpetuidade mantida em US$
90,0/barril em 2018;
4 / 17
2.
Consideramos os aumentos de gasolina e diesel de 10,0% e 15,0%,
respectivamente, a partir do 2T’08, parcialmente a maio e junho, período que
realmente incidiu o aumento, e totalmente a partir do 3T’08, assumindo que no
longo prazo os preços se comportem de acordo o mercado internacional;
3.
Adequação das produções de petróleo e gás de acordo com os novos dados
divulgados pela companhia. Os projetos programados para 2008 entrarão em
operação apenas no quarto trimestre do ano;
4.
Novas premissas macroeconômicas de curto e longo prazos, principalmente quanto
aos índices de inflação e taxas de juros.
5.
Inclusão de 600,0 mil barris/dia de produção de petróleo proveniente de Tupi com
ramp up entre os anos de 2016 e 2017;
6.
Aumento da capacidade de refino da Petrobras com a inclusão da refinaria
Premium, de 300,0 mil barris/dia com curva de produção entre 2010 e 2011, e da
refinaria Premium de 600,0 mil barris/dia com curva de produção entre 2015 e
2016.
PROJEÇÕES CONSOLIDADAS
A produção de petróleo no Brasil tem apresentado crescimento bastante expressivo nos
últimos anos, e a perspectiva é de que este ritmo acelerado permaneça, mesmo
considerando as limitações da cadeia e possíveis atrasos no cronograma de implantação de
novas plataformas. Em nossas projeções, consideramos as produções esperadas pela
administração da Petrobras, porém com posicionamento mais conservador, respeitando
esses possíveis atrasos. A indústria passa por restrições quanto a disponibilidades de
sondas e navios de apoio, o que faz com que dois pontos fiquem diretamente em contraste:
de um lado, desenvolver as novas descobertas, perfurando mais poços e delimitando-os, e
de outro, posicioná-las para ampliar a produção dos campos já existentes. A companhia
tem investido altas somas para garantir a redução destes gargalos, construindo e afretando
mais sondas e navios. No entanto, ressaltamos que o risco destas metas não serem
atingidas podem trazer impactos no seu fluxo de caixa, e consequentemente implicarem em
modificação nos resultados da avaliação. Abaixo demonstramos nossas perspectivas quanto
à produção de petróleo e gás natural da Petrobras.
Gráfico 1 – Projeções da Média Diária de Produção de Óleo e LGN da Petrobras no
Brasil – MMboe
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2003
2004
2005
2006
2007 2008 E 2009 E 2010 E 2011 E 2012 E 2013 E 2014 E 2015 E 2016 E
Bacia de Campos
Outras
Exploração em Terra
5 / 17
2003
1.292
1.252
39
248
1.540
Mar
Bacia de Campos
Outras
Exploração em Terra
Total Brasil
2004
1.242
1.204
38
251
1.493
2005
1.441
1.405
36
244
1.684
2006
1.546
1.468
77
232
1.778
2007
1.563
1.475
88
229
1.792
2008 E
1.675
1.583
92
225
1.900
2009 E
1.843
1.742
101
247
2.090
2010 E
1.935
1.829
106
260
2.195
2011 E
2.002
1.893
110
269
2.271
2012 E
2.073
1.959
114
278
2.351
2013 E
2.155
2.037
118
289
2.445
2014 E
2.263
2.139
124
304
2.567
2015 E
2.376
2.246
130
319
2.696
2016 E
2.638
2.493
145
354
2.992
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Gráfico 2 – Projeções da Média Diária de Produção de Gás Natural da Petrobras no
Brasil – MM m3
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008E 2009E 2010E 2011E 2012E 2013E 2014E
Bacia de Campos
Mar
Bacia de Campos
Outras
Exploração em Terra
Total Brasil
2003
22.385
17.415
4.970
17.443
39.827
2004
21.957
17.088
4.868
20.190
42.146
2005
24.493
19.938
4.555
19.039
43.532
2006
26.911
20.115
6.796
17.064
43.975
Outras
2007
27.338
19.874
7.464
16.036
43.374
Exploração em Terra
2008E
39.223
24.781
14.443
17.917
57.140
2009E
47.068
29.737
17.331
21.500
68.568
2010E
56.482
35.684
20.798
25.800
82.282
2011E
2012E
2013E
2014E
64.954
71.449
71.449
71.449
41.037
45.140
45.140
45.140
23.917
26.309
26.309
26.309
29.670
32.637
32.637
32.637
94.624 104.086 104.086 104.086
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Abaixo podemos verificar a evolução da produção nos últimos 12 meses divulgados, onde
os impactos das paradas programadas, dos problemas operacionais ocorridos e dos atrasos
das plataformas podem ser claramente verificados, com a recuperação dos volumes
anteriores a partir de abril de 2008.
Mar
Bacia de Campos
Outras
Exploração em Terra
Total Brasil
jun/07
1.594
1.500
94
234
1.827
jul/07
1.589
1.495
94
226
1.815
ago/07
1.580
1.490
89
228
1.807
set/07
1.542
1.455
86
228
1.769
out/07
1.503
1.412
91
227
1.730
nov/07
1.532
1.435
96
229
1.761
dez/07
1.627
1.510
116
228
1.855
jan/08
1.600
1.499
101
226
1.826
fev/08
1.595
1.501
94
226
1.821
mar/08
1.576
1.486
90
225
1.800
abr/08
1.623
1.532
91
219
1.842
mai/08
1.638
1.551
87
216
1.854
Fonte: Petrobras
A meta de produção média da companhia sofreu uma modificação em sua metodologia de
divulgação, e passou a ser realizada, a partir do 1T’08, considerando um valor central
juntamente com um desvio padrão de 2,5% para cima ou para baixo. Para ’08, o centro
está fixado em 1,95 milhão de barris/dia, e aplicando-se o desvio considerado, temos um
intervalo entre 1,9 milhão barris/dia e 2,0 milhões de barris/dia. Para efeitos da nossa
projeção, a média de produção fica em 1,9 milhão de barris/dia.
Os riscos quanto a execução das metas planejadas pela companhia compreendem
principalmente os atrasos de start up de suas plataformas, período alongado na formação
de estoques das mesmas (ramp up - formação de sua curva de produção até o alcance de
sua plena capacidade), paradas programadas, e eventuais problemas operacionais em suas
6 / 17
estruturas, além de eventuais dificuldades na aquisição de equipamentos necessários à
produção, dado a elevada demanda da indústria e a criação de gargalos de suprimento.
Para os próximos períodos deveremos ter incremento dos números de produção com o já
ocorrido início das operações das plataformas P-52 e P-54, com capacidade de produção de
180,0 mil barris diários de petróleo cada, além de Piranema (30,0 mil barris diários) e pelo
módulo 2 do campo de Golfinho (100,0 mil barris diários), que deverão atingir sua plena
capacidade em ’08. Contudo, no 1T’08, P-52 e P-54 passaram por problemas operacionais e
o campo de Golfinho teve problemas de reservatório, com queda na pressão do poço. Os
problemas com a P-52 e P-54 já foram solucionados, contudo uma das sondas de Golfinho
será redirecionada para outro campo, provavelmente o de Marlim Leste, e a sonda
remanescente receberá as interligações da primeira, otimizando sua produção até a solução
do problema de pressão.
A reprogramação do início de operação das plataformas FPSO Cidade Niterói, em Jabuti,
com capacidade de produção de 100,0 mil barris diários, P-51, no módulo dois de Marlim
Sul, cuja capacidade de produção será de 180,0 mil barris diários, e da P-53, em Marlim
Leste, com capacidade de produção também de 180,0 mil barris diários, para o 4T ’08,
juntamente com os problemas citados acima, serão os grandes delimitadores de uma maior
produção para o ano.
Quanto à produção de gás natural, os investimentos anunciados para o segmento têm
demonstrado a crescente demanda por este tipo de energia, principalmente por parte das
indústrias e da geração de energia elétrica.
Os maiores investimentos neste segmento têm sido vinculados ao projeto Gasene, com
trechos entre Cacimbas – ES e Catú – BA, entre Cabiúnas – RJ e Vitória – ES, a expansão
do trecho sul do Gasbol e o gasoduto do nordeste, bem como o gasoduto Urucu-CoariManaus e o Gasduc III. A demanda esperada de gás natural, segundo a companhia,
incluindo as contingências para despacho das termelétricas, será de 134,0 milhões de
m3/dia em ’12. Os investimentos totais, incluindo os terminais de GNL, chegam a US$ 4,5
bilhões entre ’08 e ’12. Segundo a companhia, a demanda será sanada com 30,0 MM de m3
provenientes da Bolívia, 31,1 MM de m3 dos projetos de regaseificação (GNL), e 72,9 MM de
m3 de produção própria.
O preço de realização de petróleo na Petrobras, ou seja, o preço de transferência do
petróleo da Petrobras do segmento de E&P para as refinarias, fechou o 1T’08 em US$
86,13/barril, contra a média de US$ 98,3/barril para o Brent, US$ 97,7/barril para o WTI e
US$ 81,1/barril para o tipo Maya.
Para as projeções, como já citado, ampliamos nossa expectativa para o WTI para uma
média de US$ 113,94/barril para ‘08, enquanto que a média do ano para a Petrobras
deverá ficar em US$ 97,40/barril, em razão do tipo do petróleo produzido, de menor valor.
7 / 17
Gráfico 3 – Preços de Petróleo – US$/bbl
120,0
110,0
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
2007
WTI
2008 E
Brent
WTI
Brent
Maya
Cesta OPEP
Petrobras Brasil
Petrobras Internacional
Maya
2009 E
2010 E
Cesta OPEP
2007
72,3
72,7
61,5
70,8
61,5
50,4
2008 E
113,9
113,8
92,8
110,0
97,4
78,0
2011 E
2012 E
Petrobras Brasil
2009 E
110,0
110,0
88,0
107,8
93,5
77,0
2010 E
105,0
105,0
84,0
102,9
89,3
73,5
2013 E
2014 E
Petrobras Internacional
2011 E
103,0
103,0
82,4
100,9
87,5
72,1
2012 E
101,0
101,0
80,8
99,0
85,9
70,7
2013 E
99,1
99,1
79,3
97,1
84,2
69,4
2014 E
97,2
97,2
77,8
95,3
82,6
68,0
Fonte: Bloomberg, Petrobras e Geração Futuro
Perpetuamos os preços do petróleo em US$ 90,0/barril tanto para o WTI como para o
Brent, já que acreditamos que as distorções entre estas duas commodities não deverão
permanecer, sendo corrigidas ao longo do tempo. O petróleo de transferência da Petrobras
está sendo perpetuado a US$ 76,5/barril. Com as novas descobertas, o spread entre o
petróleo da Petrobras e o petróleo internacional tendem a diminuir, dado que a qualidade
do óleo encontrado tem melhor precificação do que atual.
Para o gás natural, suas cotações são, da mesma forma, reduzidas ao longo do tempo,
podendo, no entanto, apresentar comportamento diverso dada a intensidade da demanda
para os próximos anos. As oscilações dos preços do gás natural não obedecem de forma
paramétrica os preços do petróleo, sofrendo influência forte dos preços do óleo combustível.
As renegociações com as empresas de distribuição de gás buscaram reduzir a volatilidade
do preço do produto.
O aumento significativo da média nacional entre ’06 e ’07 ocorreu em virtude do
aprimoramento da metodologia de cálculo utilizada, considerando além de outros fatores, o
preço do gás no mercado internacional e a revisão de margens de transferência entre E&P e
G&E. Os preços, a partir de ’07 refletem melhor a realidade dos preços do gás natural e
passaram a ter uma melhor relação com o mercado internacional. Além disso, a margem do
gás repassado às distribuidoras tem sido rapidamente recuperada.
8 / 17
Gráfico 4 – Preços de Gás Natural – US$/bbl
45,0
40,0
35,0
30,0
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
0,0
2007
2008 E
2009 E
2010 E
Gás Natural Petrobras Brasil
Gás Natural
Gás Natural Petrobras Brasil
Gás Natural Petrobras Internacional
2007
35,1
15,5
2008 E
38,2
20,1
2011 E
2012 E
2013 E
2014 E
Gás Natural Petrobras Internacional
2009 E
37,6
19,4
2010 E
36,7
18,6
2011 E
36,4
18,2
2012 E
36,0
17,9
2013 E
35,7
17,5
2014 E
35,3
17,2
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
O refino de petróleo atualmente realizado pelas 11 refinarias da companhia deverá ser
ampliado com outros empreendimentos: a refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, em
parceria com a PDVSA, o COMPERJ, no Rio de Janeiro, duas refinarias Premium, cujos
entendimentos para localização estão em finalização, sendo que provavelmente uma será
instalada no Ceará e outra no Maranhão. Além disso, soma-se a ampliação da planta no RN,
que terá sua capacidade ampliada em 30,0 mil barris/dia. Estes novos projetos deverão
acrescentar cerca de 1,33 milhão de barris/dia de processamento de derivados leves. O que
percebemos, de acordo com a estratégia da Petrobras, é de fortalecer sua atuação em
processamento de petróleo, tanto no Brasil como no exterior, principalmente por se tratar
de um dos gargalos da cadeia, como aconteceu em 2007 com a duplicação da capacidade
da refinaria de Pasadena, nos EUA.
Nossa expectativa é de que a dependência do importado para o blending das refinarias seja
reduzida ao longo dos anos, fruto da modernização das atuais refinarias, e das descobertas
de campos contendo maiores teores de óleo leve. Desta forma, nossa expectativa é de que
até ’14, 91,0% do petróleo processado nas refinarias da Petrobras situadas no Brasil seja
oriundo de fontes nacionais. Ainda, a aquisição de refinarias no exterior agrega a
possibilidade de utilização do petróleo produzido pela companhia para ser processado
diretamente em outros países.
Vendas e Faturamento
Projetamos uma receita líquida de R$ 210,1 bilhões para ’08, e de R$ 236,1 bilhões em ’09.
Considerando o faturamento da companhia sem levar em conta as eliminações pertinentes
referentes aos negócios realizados entre os seus segmentos, teremos um CAGR de 7,2%
a.a. entre ’07 e ’14. Se considerarmos suas receitas líquidas no mesmo período, seu CAGR
será de 7,2% a.a. Se observarmos o gráfico, seu CAGR cai de forma significativa no período
de projeção, já que nos anos anteriores, os fatores impulsionadores passaram por uma
acomodação, entre eles a rápida ascensão do preço do petróleo (Brent a US$ 23,43/barril
no início de ’01 e US$ 72,65/barril no final de ’07) e dos derivados, e o aumento substancial
9 / 17
de produção da companhia. Para os períodos à frente, esses fatores, mesmo preço, tendem
a ser mais moderados.
Tabela 3 – Receitas Totais sem Eliminações
2007
2008 E 2009 E 2010 E 2011 E 2012 E 2013 E 2014 E
81.093 115.580 125.217 136.034 143.074 148.627 150.835 154.588
133.150 160.460 172.144 171.770 173.548 174.714 178.573 182.422
9.866
14.427
17.886
22.418
25.478
27.601
28.012
27.745
45.078
53.371
58.401
60.654
63.393
66.326
68.584
70.955
19.390
24.981
27.733
28.367
29.459
30.612
32.460
34.725
288.577 368.818 401.382 419.244 434.953 447.880 458.464 470.436
E&P
Abastecimento
Gás e Energia
Distribuição
Internacional
Total
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Gráfico 5 – Receitas Líquidas Petrobras – R$ Milhões
400.000
95.743
100.000
69.176
170.578
136.605
150.000
108.201
200.000
158.239
276.729
269.687
255.857
246.616
250.000
210.088
300.000
230.206
CAGR 2007 - 2014 E
7,2% a.a.
CAGR 2002 - 2007
19,8% a.a.
263.461
CAGR 2002 - 2014 E
12,3% a.a.
350.000
50.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E 2009E 2010E 2011E 2012E 2013E 2014E
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Custos e Margem Bruta
Os principais custos no consolidado da companhia são originados pela exploração e
produção do petróleo e pelo refino dos combustíveis, e classificados pela companhia como
lifting cost (custo de extração) e refining cost (custo de refino). Abaixo demonstramos
nossas expectativas quanto a esses custos:
Tabela 4 – Lifting Cost – US$/bbl
Lifting Cost Brasil
Sem Participação governamental
Spread Participação governamental
Com Participação governamental
Lifting Cost Internacional
2007
7,7
11,7
19,4
4,2
2008 E
9,8
18,5
28,2
5,7
2009 E
8,8
17,8
26,6
5,8
2010 E
8,3
17,0
25,4
5,5
2011 E
8,2
16,7
24,9
5,4
2012 E
8,2
16,4
24,6
5,3
2013 E
8,2
16,1
24,2
5,2
2014 E
8,2
15,8
23,9
5,1
2012 E
3,3
3,5
2013 E
3,1
3,5
2014 E
3,0
3,4
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Tabela 5 – Refining Cost – US$/bbl
Refining Cost Brasil
Refining Cost Internacional
2007
2,8
3,0
2008 E
3,9
3,9
2009 E
3,6
3,9
2010 E
3,5
3,7
2011 E
3,4
3,6
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Em ’08, acreditamos que o lifting da Petrobras deverá atingir, sem a incidência das
participações governamentais (royalties e participação especial), US$ 9,8 por barril,
enquanto que em ’09, atingirá US$ 8,8 por barril. Considerando as participações
governamentais, o lifting atingirá em ’08 US$ 28,2 por barril enquanto que em ’09, chegará
a US$ 26,6 por barril, dada uma maior diluição dos custos com o aumento da produção.
10 / 17
Já o custo de refino no Brasil deverá ser de US$ 3,9 por barril em ’08 e de US$ 3,6 por
barril em ’09. Como podemos visualizar nos quadros acima, os custos, tanto de exploração
como de refino nas áreas internacionais em que a Petrobras atua tendem a ser menores
que os brasileiros, explicados principalmente pela característica de exploração e pela menor
incidência dos impostos e participações do governo. No caso do Brasil, a curva é
decrescente, suavizando o aumento dos investimentos com a diluição ocasionada pelo
respectivo aumento da produção.
Fator relevante na definição da estrutura de custos da Petrobras é o atual preço de
realização do petróleo que é vendido para suas refinarias. Com o petróleo em elevação e a
resistência em transferir este custo aos seus principais derivados, gasolina e diesel, o
Abastecimento passa a enfrentar constantes apertos de margens, tendo custos de aquisição
de petróleo altos sem reflexos nos preços finais dos combustíveis. O aumento nos preços
destes dois tipos de combustíveis tornou-se paliativo em razão da continuidade de elevação
dos preços do petróleo e de um novo aperto nas margens de Abastecimento. Para corrigir
este cenário, um novo aumento teria que ser considerado, ou uma queda acentuada no
preço do petróleo.
Assim, os custos totais da companhia, considerando todos os efeitos dos processos, e com
as eliminações pertinentes, deverão atingir R$ 128,8 bilhões em ’08, R$ 131,4 bilhões em
’09 e R$ 160,7 bilhões em ’14, o que gera um CAGR entre ’07 e ‘14 de 6,4% a.a.; o lucro
bruto da companhia crescerá no mesmo período a um CAGR de 8,4%. A margem bruta
atingirá 38,7% em ’08 e 42,9% em ’09.
Gráfico 6 – CPV, Lucro Bruto e Margem Bruta Petrobras – R$ Milhões e %
CAGR CPV 2002 - 2014 E
8,35%
320.000
CAGR CPV 2002 - 2007
18,8%
42%
40%
160.684
116.045
131.434
98.772
128.809
94.666
63.573
77.108
59.497
63.100
45.101
52.893
42.849
44.205
24.971
43%
39%
36%
120.000
40.000
39%
43%
155.226
114.460
40%
43%
150.126
113.335
43%
160.000
80.000
50%
CAGR LB 2007 - 2014 E
11,35%
146.194
109.662
44%
140.877
105.739
42%
81.279
200.000
CAGR CPV 2007 - 2014 E
6,4%
42%
45%
240.000
CAGR LB 2002 - 2007
21,5%
104.398
66.180
280.000
CAGR LB 2002 - 2014 E
13,66%
30%
20%
10%
0
0%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E2009E2010E2011E2012E2013E2014E
CPV Acumulado
Lucro Bruto Acumulado
Margem Bruta Acumulado
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Quanto às despesas operacionais, estimamos cada conta apresentada pela companhia
separadamente. Na média, as despesas com vendas, gerais e administrativas da companhia
representam 13,8% em relação às suas receitas líquidas.
O EBITDA para ’08 deverá totalizar R$ 64,0 bilhões, e R$ 79,5 bilhões em ‘09. Em ’14,
poderá alcançar R$ 98,0 bilhões, com um CAGR de 10,0% a.a. entre ’07 e ’14. Sua margem
EBITDA, de 29,5% em ’07, será de 30,5% em ’08, e chegará em ’14 a uma margem de
35,4%, em virtude da melhor performance operacional da companhia.
11 / 17
Gráfico 7 – Ebitda e Margem Ebitda Petrobras – R$ Milhões e %
200.000
50%
CAGR 2002 - 2014 E
15,0%
180.000
20.000
64.002
47.161
35.331
32.615
18.283
60.000
50.275
35%
97.972
36%
96.065
26%
80.000
40.000
30%
29%
51.233
100.000
32%
33%
35%
94.218
34%
35%
90.147
35%
35%
86.171
140.000
120.000
40%
36% 35%
79.461
160.000
45%
CAGR 2007 - 2014 E
10,0%
CAGR 2002 - 2007
22,4%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0
0%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E2009E2010E2011E2012E2013E2014E
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
Seu resultado financeiro foi projetado com aberturas individuais de receitas financeiras,
despesas financeiras, variações monetárias e cambiais ativas e passivas. As mudanças mais
significativas no curto prazo poderão ser sentidas em relação às suas participações no
exterior, dado sua exposição ao câmbio, mais especificamente ao dólar. Já no longo prazo,
a tendência é de que essas variações pontuais se estabilizem.
Seu lucro líquido em ’08 deverá atingir R$ 31,9 bilhões, passar para R$ 41,1 bilhões em ’09
e alcançar R$ 53,4 bilhões em ’14. O crescimento do lucro líquido da companhia entre ’07 e
‘14 gerará um CAGR de 13,9%.
Gráfico 8 – Lucro Líquido e Margem Líquida Petrobras – R$ Milhões e %
100.000
25%
CAGR 2002 - 2014 E
17,0%
CAGR 2007 - 2014 E
13,9%
19%
15%
16%
21.512
25.919
23.725
20%
19%
19%
15%
10%
5%
8.098
10.000
17.795
30.000
20.000
13%
12%
17.861
40.000
31.857
50.000
46.349
17%
41.127
60.000
17%
49.145
19%
70.000
20%
53.436
20%
18%
52.643
CAGR 2002 - 2007
21,6%
80.000
51.785
90.000
0
0%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E2009E2010E2011E2012E2013E2014E
Fonte: Petrobras e Geração Futuro
De acordo com a definição estratégica da companhia, seu endividamento não deverá
12 / 17
receber acréscimos significativos, enquanto a geração de caixa continuar alta e financiar
suas necessidades. Acreditamos, no entanto, que a empresa poderia trabalhar de forma
mais eficiente os recursos envolvidos se aumentasse seu grau de alavancagem, dado seu
baixo custo de captação no mercado internacional.
Tabela 4 – Endividamento Consolidado Petrobras – R$ Milhões
Endividamento de Curto Prazo
Endividamento de Longo Prazo
Total
Endividamento Líquido
1T2008
7.639
35.674
43.313
31.753
4T2007
8.960
30.781
39.741
26.670
1T2007
11.879
32.539
44.418
23.955
Fonte: Petrobras
Consideramos investimento para ’08 de acordo com o orçamento divulgado pela
companhia, no valor de R$ 55,0 bilhões. Para os anos seguintes, os investimentos seguem
o plano estratégico ’08 - ‘12 divulgado que contempla o montante de US$ 112,4 bilhões, o
que proporcionalmente direciona US$ 22,5 bilhões por ano. No entanto, associamos um
desconto a este montante em virtude da queda dos preços do petróleo e no pressuposto de
que parte deste investimento será utilizado como capital de giro, e não vinculado a ativo de
processo ou imobilizado. Consideramos desta forma, um montante de R$ 40,0 bilhões para
’08. Para além de ’12, passamos a considerar investimentos equivalentes a 1,5 vezes a
depreciação, perpetuando os investimentos em linha com a depreciação.
AVALIAÇÃO
Nossa avaliação foi baseada em projeções realizadas levando em consideração as
perspectivas de crescimento da companhia em um horizonte de 10 anos. O resultado gerou
um novo preço justo estimado para dezembro de ’08 de R$ 54,91 por ação. Os múltiplos de
mercado, como conseqüência das projeções, encontram-se, para EV/EBITDA, em 6,6x para
’08 e em 4,9x para ’09. Seu índice P/L é de 12,4x para ’08 e de 9,6x para ’09. Seu ROE em
’08 poderá alcançar 28,0%. Mantemos a Petrobras como uma das principais participações
em nosso portfólio.
MATRIZ SWOT
Abaixo destacamos os pontos que definem a Petrobras na visão da Geração Futuro, dentro
de uma matriz swot, elucidando seus pontos fortes, fraquezas, oportunidades e ameaças.
Pontos Fortes
1.
Empresa Integrada de Energia, o que possibilita capturar ganhos dentro da cadeia
petrolífera, que envolve a exploração, a produção, o refino e a distribuição de
petróleo e derivados;
2.
Companhia de nível global, com negócios em vários países do mundo, o que
possibilita ter acesso a vários mercados, fornecedores e financiadores, bem como
participar em diversos estágios de desenvolvimento de novas tecnologias.
3.
Possui diversos negócios relacionados à crescente indústria de energias
renováveis, cujos potenciais de crescimento são significativamente elevados e cuja
demanda potencial mostra-se extremamente acima da capacidade de produção e
oferta dos produtos, como é o caso do gás natural, do etanol, do biodiesel e do HBio;
4.
Por produzir no Brasil grande parte do petróleo utilizado nas refinarias, e por deter
individualmente todo o parque de refino doméstico, atende sozinha a demanda de
combustíveis e derivados leves brasileira;
5.
Crescente expectativa de produção de seus campos para os próximos anos,
13 / 17
melhorando a posição da companhia como autosuficiente em petróleo;
6.
A baixa alavancagem financeira da Petrobras cria a possibilidade de novos
financiamentos com a finalidade de atender suas necessidades de investimentos
sem fragilizar a sua estrutura de capital;
7.
A Petrobras consegue captar dinheiro a um custo inferior principalmente em
virtude de sua posição corporativa grau de investimento tanto em sua controlada
financeira internacional PIFCO quanto na própria companhia;
8.
Elevada geração de caixa, podendo suprir suas necessidades de capital de giro,
manutenção da estrutura, investimentos e pagamento de dividendos;
9.
Seu portfólio de projetos para os próximos anos é grande, possibilitando optar por
aqueles mais rentáveis em determinado momento, e variado, o que reduz o risco
associado aos diferentes segmentos de energia;
10. Contínuo investimento em modernização e tecnologia, o que possibilita se manter
em posições de liderança no mercado mundial, principalmente quanto a exploração
de petróleo em águas profundas e ultra-profundas, detentora de tecnologia
“estado da arte”;
11. Consegue capturar ganhos de escala, contando com um grande parque refinador
com atualmente 11 refinarias no Brasil, quatro no exterior, e ótima estrutura de
distribuição;
12. Reservas de petróleo e gás mundiais equivalentes a mais de 17 anos de garantia
de produção para a Petrobras, não considerando possíveis aumentos das reservas
ou modificações nos volumes produzidos, potencializados pelas descobertas
recentes na camada pré sal; considerando as reservas já anunciadas de Tupi, as
reservas atingiriam produção potencial por mais 24 anos.
13. Grande volume de recursos direcionados à Pesquisa e Desenvolvimento, tanto para
novas tecnologias como para novos produtos, contando inclusive com um centro
próprio de tecnologia;
14. Ação de maior liquidez no mercado brasileiro de ações, o que possibilita o trânsito
de grandes volumes financeiros e de investimentos de maior porte.
Pontos Fracos
1.
A elevada participação do governo federal no capital da Petrobras, que lhe
assegura o seu controle, uma maior intervenção estatal em suas atividades
operacionais, tais como volume de investimentos, preços dos produtos e
procedimentos estratégicos;
2.
O pagamento de royalties e participações governamentais permanece elevado em
sua estrutura de custos, o que faz com que suas margens e rentabilidade sejam
afetadas negativamente;
3.
Não adesão a algum nível de governança corporativa torna-se um ponto negativo
para a companhia, a medida que restringe certos direitos que poderiam ser
estendidos aos minoritários e ao maior nível de disclosure das informações
operacionais e de mercado;
4.
Em um contexto mais ampliado, tratando a empresa como um conglomerado
integrado de energia, ainda possui elevada dependência de petróleo como fator
gerador de resultados, principalmente quando se leva em consideração que os
preços de realização de petróleo para as refinarias não têm a contrapartida devida
nos preços dos principais combustíveis, gasolina e diesel;
5.
O não cumprimento das metas apresentadas pela companhia pode levar a
estimativas exageradas quanto ao verdadeiro potencial dos negócios.
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Oportunidades
1.
Consumo mundial acelerado por energia, com a demanda por petróleo, a principal
delas, na iminência de superar a curva da oferta. Este cenário contribui para que a
Petrobras, com seus investimentos em toda a cadeia, aumente sua rentabilidade;
2.
Em pleno desenvolvimento, o mercado de gás natural ainda é pequeno no Brasil
quando comparado a outros países do mundo. A disseminação desta fonte de
energia como alternativa para as indústrias para a produção de energia elétrica,
transportes e outras finalidades abre um grande campo de negócios para a
Petrobras;
3.
As energias renováveis estão tomando seu lugar em um mundo que busca a
melhoria dos padrões ambientais. A Petrobras tem feito investimentos altos para
incrementar e consolidar sua posição nestes mercados, dentre os quais o etanol e
o biodiesel; os potenciais de crescimento que estas duas formas de energia
alternativa mostraram ter são significativamente maiores que a oferta existente
dos produtos;
4.
Ampliar sua presença internacional, à medida que assume uma posição cada vez
mais importante no mercado de energia mundial. As fronteiras energéticas podem
ser extrapoladas, o que já tem sido feito com investimentos crescentes no Golfo do
México, na África e no Oriente Médio;
5.
O desenvolvimento das demais bacias sedimentares brasileiras pode resultar em
descobertas potenciais cujo resultado seria aumento de reservas de petróleo e gás,
que projetaria possibilidades de aumentos consideráveis na produção nacional. A
bacia mais explorada até agora é a de Campos, sendo que a de Espírito Santo e de
Santos ainda estão no início de suas prospecções. Ainda teríamos as Bacias do
nordeste e do sul, pouco exploradas e que podem ter grande potencial de
reservas;
6.
Domínio da melhor e mais avançada tecnologia de exploração e produção de
petróleo em águas profundas e ultra-profundas, servindo de referência
internacional para esse tipo de processo, o que facilita acordos, joint ventures e
acessos a outros mercados e tecnologias.
Ameaças
1.
Os preços do petróleo tanto no mercado internacional como no mercado doméstico
e seus derivados, bem como os preços do gás natural, são commodities e
carregam consigo grande volatilidade. A influência do preço do petróleo nos
resultado das Petrobras é grande e uma queda neste preço poderá afetar seus
resultados, principalmente se tal queda for de maneira acentuada. Ou ainda, de
maneira inversa, uma alta indiscriminada dos preços sem contrapartida nos preços
dos combustíveis, pode reduzir a margem do abastecimento e levar a uma
destruição de valor na cadeia de produtos da empresa;
2.
O governo brasileiro possui 32,2% do capital total da companhia. Desta forma, os
rumos da empresa podem se tornar instáveis a medida que, e principalmente, em
época de eleição, os cargos dos principais executivos podem ser trocados e desta
forma alterar suas orientações estratégicas. Na mesma linha, tem-se notado a
possibilidade de aumentar a influência política direta nas decisões estratégicas da
companhia, o que pode modificar a rentabilidade e o cenário esperado, e conforme
divulgado pela companhia. Exemplo disso são orientações diferenciadas para
parcerias específicas no setor, seleção de investimentos prioritários, modificações
nos recolhimentos de taxas e impostos (impostos, taxas, royalties e participações
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especiais) e na distribuição de dividendos. Além disso, a companhia pode vir a ser
utilizada como ferramenta de implementação de políticas de desenvolvimento do
país ou intermediária para a realização de projetos de desenvolvimento social, de
responsabilidade da União, utilizando recursos para outras atividades que não o
foco da empresa, que é a de ser uma empresa integrada de energia;
3.
Os volumes atribuídos como parâmetros para a produção futura da empresa são
amparados no tamanho de suas reservas, no capital disponível para investimentos,
e na relação da oferta e demanda. Se um desses fatores for impactado de forma
negativa, o planejamento da companhia poderá ser alterado bem como seus
projetos postergados, o que resultará em menor produção com impactos em seus
resultados;
4.
A indústria do petróleo está exposta a diversas variáveis exógenas a sua operação,
que podem influenciar negativamente seus resultados. Como exemplo, podemos
citar os fatores climáticos (tempestades e furacões, entre outros), os fatores geopolíticos (divergências entre os países produtores, guerras civis, greves, atentados,
sabotagens, etc), ambientais (acidentes com produção e transporte, vazamentos,
licenciamento de projetos);
5.
Exposição de suas operações internacionais às leis locais de cada país, o que pode
tornar inviável a continuidade das mesmas ou uma drástica redução em suas
rentabilidades, a exemplo do que aconteceu com seus parques de refino na
Bolívia;
6.
Crescente reposicionamento estratégico no setor petroquímico, que dadas as
incertezas do setor, poderão se reverter negativamente para a companhia, e no
futuro poderão, da mesma forma, influenciar em suas margens operacionais ou na
alocação eficaz dos investimentos, com menor nível de retorno.
TESE DE INVESTIMENTO
Baseados nas perspectivas apresentadas neste relatório acerca do desempenho da
companhia, bem como as considerações tratadas na análise swot previamente
desenvolvida, apresentamos nossa tese de investimento: i) aumento consistente das
capacidades de extração, exploração e refino; ii) aumentos dos volumes produzidos e
vendidos de petróleo e derivados; iii) preços dos produtos em patamar elevado no curto
prazo, parametrizados pelo preço do petróleo internacional no longo prazo, seguindo a
curva decrescente do preço do petróleo; iv) constante melhoria dos processos de extração,
produção e refino; v) liderança mundial nas tecnologias de exploração e produção em águas
profundas e ultra-profundas; vi) investimentos crescentes nas diversas áreas de negócio
sustentados por um planejamento de longo prazo; vii) setor com demanda crescente e
exposta a limitação de oferta por escassez; viii) crescimento rápido em segmentos com
demanda reprimida; ix) firme estratégia de internacionalização, com expansão de seus
mercados de atuação; x) forte atuação nos segmentos relacionados diretamente às
energias renováveis, principalmente o etanol e o biodiesel, que mostram-se com grandes
potenciais de crescimento; xi) possibilidade real de aumentos consideráveis em suas
reservas de óleo e gás, que trazem maior conforto quanto ao risco de produção da
companhia no longo prazo.
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PETROBRAS CONSOLIDADO - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS HISTÓRICAS E PROJETADAS - R$ milhões
ATIVO
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
ATIVO CIRCULANTE
Disponibilidades
Clientes
Estoques
Outros
57.296
17.583
12.652
17.599
9.462
62.078
15.591
16.426
20.575
9.485
95.401
48.698
17.216
20.080
9.406
121.887
73.052
17.982
21.523
9.330
143.290
93.036
18.656
22.335
9.262
162.406
111.053
19.211
22.936
9.207
181.458
128.917
19.665
23.715
9.162
195.018
141.181
20.178
24.549
9.110
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
18.100
17.529
17.529
17.529
17.529
17.529
17.529
17.529
ATIVO PERMANENTE
Investimentos
Imobilizado Líquido
Diferido Líquido
155.831
7.822
145.473
2.536
183.923
7.841
173.325
2.757
194.489
7.841
183.891
2.757
206.588
7.841
195.990
2.757
219.743
7.841
209.145
2.757
234.108
7.841
223.510
2.757
241.158
7.841
230.560
2.757
249.285
7.841
238.687
2.757
TOTAL DO ATIVO
231.228
263.530
307.419
346.004
380.562
414.044
440.146
461.832
PASSIVO
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
PASSIVO CIRCULANTE
Fornecedores
Impostos, Taxas e Contribuições
Outros
Endividamento Oneroso CP
47.555
13.791
10.006
15.256
8.501
49.230
17.956
13.093
11.128
7.052
61.513
17.525
12.778
23.859
7.351
65.824
18.784
13.696
25.844
7.501
70.447
19.493
14.213
29.240
7.501
79.862
20.017
14.596
37.748
7.501
86.528
20.697
15.091
43.239
7.501
88.314
21.425
15.622
43.766
7.501
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO
Outros
Endividamento Oneroso LP
62.121
32.314
29.807
68.087
34.044
34.043
72.394
34.044
38.350
76.131
34.044
42.087
76.131
34.044
42.087
76.131
34.044
42.087
76.131
34.044
42.087
76.131
34.044
42.087
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
113.854
137.039
162.538
191.274
219.409
241.677
259.312
277.213
TOTAL DO PASSIVO
231.228
263.530
307.419
346.004
380.562
414.044
440.146
461.832
(=) DÍVIDA LÍQUIDA
20.725
25.504
(2.997)
(23.464)
(43.448)
(61.465)
(79.329)
(91.593)
DRE
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
170.578
(104.398)
66.180
38,80%
(6.060)
(6.428)
(16.248)
37.444
21,95%
(785)
36.658
(681)
(439)
35.539
(10.796)
(477)
(1.012)
(1.743)
21.512
12,61%
32,83%
210.088
(128.809)
81.279
38,69%
(7.197)
(7.279)
(14.730)
52.073
24,79%
(1.660)
50.413
12
(12)
50.413
(15.812)
(1.496)
(1.134)
31.857
15,16%
48,09%
230.206
(131.434)
98.772
42,91%
(8.008)
(8.465)
(16.130)
66.170
28,74%
(2.290)
63.879
63.879
(19.164)
(1.789)
(1.800)
41.127
17,87%
29,10%
246.616
(140.877)
105.739
42,88%
(8.364)
(8.842)
(16.847)
71.686
29,07%
(35)
71.651
71.651
(21.495)
(2.006)
(1.800)
46.349
18,79%
12,70%
255.857
(146.194)
109.662
42,86%
(8.677)
(9.173)
(17.479)
74.333
29,05%
1.477
75.810
75.810
(22.743)
(2.123)
(1.800)
49.145
19,21%
6,03%
263.461
(150.126)
113.335
43,02%
(8.935)
(9.446)
(17.998)
76.956
29,21%
2.784
79.739
79.739
(23.922)
(2.233)
(1.800)
51.785
19,66%
5,37%
269.687
(155.226)
114.460
42,44%
(9.146)
(9.669)
(18.423)
77.222
28,63%
3.795
81.017
81.017
(24.305)
(2.268)
(1.800)
52.643
19,52%
1,66%
276.729
(160.684)
116.045
41,93%
(9.385)
(9.921)
(18.904)
77.834
28,13%
4.661
82.494
82.494
(24.748)
(2.310)
(2.000)
53.436
19,31%
1,51%
Depreciação
(=) EBITDA
Margem EBITDA (%)
10.696
50.275
29,47%
11.929
64.002
30,46%
13.292
79.461
34,52%
14.484
86.171
34,94%
15.814
90.147
35,23%
17.262
94.218
35,76%
18.843
96.065
35,62%
20.138
97.972
35,40%
ROE
38,09%
27,98%
30,01%
28,52%
25,69%
23,60%
21,78%
20,61%
Receita Líquida
(-) Custo dos Produtos Vendidos
(=) Resultado Bruto
Margem Bruta (%)
(-) Despesas Com Vendas
(-) Despesas Gerais e Administrativas
(-/+) Outras Despesas/Receitas Operacionais
(=) EBIT
Margem EBIT (%)
Resultado Financeiro
(=) Resultado Operacional
(+/-) Resultado da Equivalência Patrimonial
(+/-) Resultado Não Operacional
(=) LAIR
(+/-) Provisão para I.R. e C.S.
(+/-) IR Diferido
(+/-) Participações/Contribuições Estatutárias
(+/-) Reversão dos Juros s/ Capital Próprio
(+/-) Participações Minoritárias
(=) Lucro/Prejuízo Líquido do Exercício
Margem Líquida (%)
Variação do LL - Ano Atual / Ano Anterior (%)
17 / 17
Análise de Investimento
Equipe de Análise e
Pesquisa de Investimentos
Comitê de
Investimentos
Porto Alegre 51 2121.9500
São Paulo 11 2137.8888
Carlos Fernando Kochenborger
CNPI*/RS328
[email protected]
Lucas Mattioni Brendler
CNPI*/RS595
[email protected]
Felipe Volcato Ruppenthal
CNPI*/SUL-744
[email protected]
Rafael Andréas Weber
CNPI*/EM345
[email protected]
Afonso Arnhold
CNPI*/RS026
Joaquim Baião
CNPI*/RJ048
Ângelo César Cossi
CNPI*/SP1865
Wagner Faccini Salaverry
CNPI*/RS536
Edmundo Valadão Cardoso
Gestor - CNPI*/SP63
* Certificado Nacional do Profissional de Investimento
Economia
Porto Alegre 51 2121.9500
Gustav Penna Gorski
[email protected]
Atendimento a Investidores
São Paulo 11 2137.8888
Porto Alegre 51 2121.9500
Rio de Janeiro 21 2169.9999
[email protected]
Av. Paulista, 287 - 11º andar
[email protected]
Av. Carlos Gomes, 300 - 6 º andar
[email protected]
Praça XV de Novembro - 12º andar
Alberto
Atila
Diego
Elizabete
Fabio
Fernando
Henrique
Joel
Marcelo
Márcio
Patrícia
Pedro
Rafael
Renato
Ricardo
Rodrigo
Tiago
Aline
Fabiano
Fernando
Galindo
Gustavo
Igor
Joana
Junior
Kelly
Marcia
Márcio
Mariana
Nuno
Rodrigo
Thiago
Thiago
Aderaldo
Alberto
Alex
Aline
Ana
Andre
Arthur
Bruno
Caio
Cássia
Cláudio
Elisangela
Fábio
Fernando
Gabriel
Hélio
Ivan
Ivan
Janduir
Joel
Jonas
Laura
Leonardo
Lidiane
Lilian
Lucio
Pedro
Priscila
Rafael
Renato
Roberto
Rodrigo
Thales
Vania
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
bruno.a [email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Norma de Conduta O presente relatório foi produzido pela Geração Futuro Corretora de Valores (Geração Futuro), para a distribuição a seus clientes. As informações aqui contidas foram elaboradas a partir de fontes a
princípio fidedignas e de boa fé, públicas e disponíveis ao mercado. A Geração Futuro não garante, porém, que tais informações sejam imparciais, precisas, corretas ou completas. As informações não são exaustivas, não
consistindo em oferta de compra, venda ou negócio de qualquer espécie. A Geração Futuro não se responsabiliza por decisões equivocadas de investimento tomadas com base nessas informações. A Geração Futuro reserva
os direitos de modificar as informações e opiniões presentes neste relatório sem aviso prévio. É vedada a reprodução, distribuição ou publicação deste material, total ou parcialmente, para qualquer finalidade.
Sem prejuízo do disposto no enunciado acima, o(s) analista(s) de investimento(s) responsável(eis) pela elaboração deste relatório declara(m) que:
• As análises e recomendações aqui descritas refletem única e exclusivamente suas opiniões pessoais, tendo sido elaboradas de forma independente e autônom a, inclusive em relação à Geração Futuro Corretora de Valores;
• Não mantém vínculos com qualquer pessoa natural que atue no âmbito das companhias cujos valores mobiliários foram alvo da análise no relatório ora divulgado;
• A Geração Futuro Corretora de Valores, bem como os fundos, carteiras e clubes de investimentos em valores mobiliários por ela administrados, possui participação acionária direta ou indireta, igual ou superior a 1% (um por
cento) do capital social das seguintes companhias: Banco Nossa Caixa , Bradespar, Braskem, Celesc, Confab, Company, CSN, Dohler, Emae, Eternit, Forjas Taurus, Fras-le, Gerdau Mtalúrgica, Guararapes, Ideiasnet,
Micheletto, Marisol, Plascar, Randon, Rasip, Tecnosolo, Transmissão Paulista, Ultrapar, Uol, Usiminas, VCP e Weg.
• São titulares, direta ou indiretamente, de valores mobiliários de emissão da companhia objeto da análise, que represente 5% (cinco por cento) ou mais de seus patrimônios pessoais, estando envolvidos na aquisição,
alienação e intermediação de tais valores mobiliários no mercado.
• Com exceção de Plascar, não estão, e nem a instituição a que estão vinculados, recebendo remuneração por serviços prestados ou apresentam relações comerciais com qualquer das companhias cujos valores mobiliários
foram alvo de análise no presente relatório, ou pessoa natural ou pessoa jurídica, fundo ou universalidade de direitos, que atue representando o mesmo interesse dessa companhia
• Suas remunerações não estão atreladas a precificação dos valores mobiliários emitidos pelas companhias objeto de análise neste relatório, ou as receitas provenientes dos negócios e operações financeiras realizadas pela
Geração Futuro Corretora de Valores
• Rentabilidade passada não é garantia de futuras remunerações.
• Antes de aplicar em Clubes ou Fundos, consulte o prospecto e/ou o regulamento pertinente.
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Clubes de Ações e Fundo de Investimento não contam com a garantia do gestor, nem com recursos do FGC Fundo Garantidor de Créditos.