13 de maio de 2016 Resultado 1T16: efeitos negativos de hedge accounting superam números positivos de refino O resultado da Petrobras no 1T16 foi influenciado por um top line relativamente mais fraco do que o esperado, decorrente da queda no volume de vendas, apesar de melhores margens de derivados no Brasil, além do impacto de hedge accounting sobre os resultados financeiros oriundo de perdas com variação cambial. O resultado líquido veio negativo em R$ 1,2 bi, fator que pode causar uma reação negativa do mercado no curto prazo, em nossa opinião. No lado positivo, a margem EBITDA ajustada aumentou A/A e o fluxo de caixa livre (geração operacional de caixa menos capex) foi positivo pelo quarto trimestre consecutivo, alcançando R$ 2,4 bi. A relação da dívida líquida sobre EBITDA em reais foi reduzida para 5,0x (contra 5,3x no 4T15) devido à recente valorização da moeda nacional. Resultados operacionais: combinação de baixo preço do petróleo e queda no volumes de vendas. O resultado operacional de E&P (exploração e produção) foi negativamente impactado pelo preço do petróleo no mercado internacional, dada a cotação média do Brent no valor de US$ 34 por barril no 1T16. As exportações de petróleo declinaram 21% T/T, para 307 mbpd. No mercado doméstico, o volume de vendas diminuiu 10% A/A devido principalmente (i) à fraca demanda por diesel (-12%), gasolina (-2%) e gás natural (-20%) e (ii) à redução dos despachos de energia termoelétrica em virtude da melhora nas condições hidrológicas no Brasil. (continua na próxima página; veja também o resumo dos dados operacionais nas próximas páginas). Bottom line negativo: efeitos do hedge accounting. Embora a valorização do real tenha produzido impactos positivos sobre a dívida total no 1T16, esse ganho não pôde ser totalmente refletido no resultado uma vez que a Petrobras adota a metodologia de hedge accounting. A variação cambial foi positiva em R$ 21 bi, montante contrabalanceado por R$ 22 bi de variação cambial diferida que havia sido contabilizada no patrimônio líquido e pela transferência adicional do valor de R$ 3 bi do balanço patrimonial para o DRE, dada a realização de exportações atreladas ao endividamento em moeda estrangeira. Dessa forma, o impacto total da variação cambial sobre a DRE foi negativo em R$ 3,4 bi, levando a companhia a um prejuízo líquido de R$ 1,2 bi. Endividamento. Devido à apreciação do real no primeiro trimestre, a dívida bruta em termos da moeda local foi reduzida para R$ 450 bi (-9% T/T). A dívida líquida diminui para R$ 369 bi (-6% T/T), o que representa uma relação de dívida líquida sobre EBITDA de 5,0x, contra 5,3x no 4T15. Ao longo do trimestre, a Petrobras recebeu o montante de US$ 1 bi referente à operação de sale-leaseback firmada com o Industrial Commercial Bank of China (ICBC), junto com outros recursos de curto prazo para pagamento de obrigações. A dívida líquida em dólar aumentou para US$ 104 bi (+3% T/T). Dentro dos próximos 2 anos, o pagamento de principal e juros pela companhia deve totalizar ~R$ 120 bi. Implicações. Os números da Petrobras no 1T16 foram mistos. Embora o segmento de downstream tenha apresentado melhores margens e suportado o resultado da companhia, as despesas não recorrentes persistem, especialmente devido às incertezas relacionadas ao preço do petróleo e aos subsequentes impairments de ativos de E&P. O resultado financeiro tende a permanecer sobre pressão, uma vez que os efeitos diferidos do hedge accounting podem neutralizar ganhos nos próximos períodos a companhia disponibilizou cronograma de expectativa para realização das variações cambias acumuladas no patrimônio líquido (R$ 7,2 bi e R$ 11 bi em 2016-17, respectivamente). Nesse contexto, permanecemos com uma visão neutra em relação a companhia, com recomendação market perform, adicionando o fato de que as perdas recorrentes têm impacto direto sobre a distribuição futura de dividendos. Os riscos da nossa tese de investimentos ainda são a execução do programa de desinvestimentos, os impactos de longo prazo na dinâmica de queda do preço do petróleo e as dúvidas sobre o desfecho das ações coletivas em tramitação nos EUA. R$ Milhões 1T16 4T15 1T15 T/T A/A Receita líquida 70.337 85.103 74.353-17,4% -5,4% Lucro bruto 21.008 26.849 22.410-21,8% -6,3% Margem bruta (%) 29,9% 31,5% 30,1% - 1,7 p.p. - 0,3 p.p. EBITDA ajustado 21.091 17.064 21.518 23,6% -2,0% Margem EBITDA aj. (%) 30,0% 20,1% 28,9% 9,9 p.p. 1,0 p.p. Lucro líquido -1.246-36.938 5.330-96,6% -123,4% Margem líquida (%) -1,8% -43,4% 7,2% 41,6 p.p. - 8,9 p.p. Fluxo de caixa operacional 17.307 25.274 16.427-31,5% 5,4% Dívida total 450.015 492.849 400.639-8,7% 12,3% Dívida líquida 369.494 391.962 332.457-5,7% 11,1% Dívida líquida / EBITDA 5,0x 5,3x 5,0x -0,3x 0,0x Petróleo & Gás Wesley Bernabé, CNPI Analista Chefe wesley.bernabe@bb.com.br Viviane da Cruz Silva, CNPI Analista viviane.silva@bb.com.br Market Perform Ticker PETR3 PETR4 Preço em 12/05/2016 (R$) 12,71 9,79 Preço-alvo 12/2016 (R$) 12,10 13,50 Upside -4,8% 37,9% Valor de Mercado (R$ mi) 149.438 Variação 1 mês 12,0% 8,4% Variação UDM -13,5% -29,0% Variação 2015 48,3% 46,1% Mín. 52 sem. (R$) 5,67 4,12 Max. 52 sem. (R$) 15,74 14,65 Valuation R$ milhões Valor da firma 2016e 572.584 Dívida líquida 2016e 406.718 Valor para os acionistas 2016e 165.866 Ações (# milhões) 13.044 Múltiplos 2016e 2017e EV/EBITDA 6,2 5,4 LPA (R$) 0,36 1,48 120 100 80 60 40 20 PETR4 PETR3 IBOV Fonte: Bloomberg e BB Investimentos 1 / 5
Resultados operacionais (continuação). A queda nos volumes foi parcialmente compensada por margens domésticas mais elevadas no downstream, juntamente com a redução de royalties e participações governamentais sobre a produção e menor necessidade de importações. A receita líquida, nesse contexto, totalizou R$ 70,3 bi, uma queda de 5% A/A. O resultado operacional da Petrobras foi de R$ 8,1 bi, uma queda de 37% em função dos fatores mencionados e também devido a maiores gastos com ociosidade de sondas e impairment dos campos de Bijupirá e Salema. Cabe ressaltar que os resultados operacionais no 1T15 foram positivamente influenciados pela reversão de perdas com recebíveis do setor elétrico. Por fim, o EBITDA ajustado alcançou R$ 21,1 bi, levemente acima do consenso de mercado, uma retração de 2% A/A. Destaques operacionais Produção nacional de petróleo e LGN: 1,980 mbpd (-6,5% T/T) Lifting cost (incluindo participações governamentais): US$ 13,40 por barril (-11,8% T/T) Importação de petróleo: 33 mboed Geração de energia elétrica: 2,832 MWmed (-30,9% T/T) Volume vendido de diesel: -12,0% A/A Volume vendido de gasolina: -1,6% A/A Volume vendido de gás natural: -19,5% A/A Volume de óleo combustível: -32,8% A/A Exploração e Produção 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Produção Nacional (mil boe/dia) Petróleo e LGN 2.149 2.111 2.136 2.117 1.980-6,5% -7,9% Gás Natural 467 463 476 468 455-2,8% -2,6% Total 2.616 2.574 2.612 2.585 2.435-5,8% -6,9% Lifting Cost - País (US$/barril) Sem Participação Governamental 13,3 12,7 11,2 10,6 10,5-0,9% -20,9% Com Participação Governamental 20,1 22,0 16,9 15,2 13,4-11,8% -33,0% Abastecimento (mil boe/dia) 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Saldo Comercial Importação de petróleo 277 305 313 215 199-7,4% -28,2% Importação de derivados 345 315 218 150 287 91,3% -16,8% Total de Importação 622 620 531 365 486 33,2% -21,9% Exportação de Petróleo 281 405 365 387 307-20,7% 9,3% Exportação de derivados 116 188 145 145 146 0,7% 25,9% Total de Exportação 397 593 510 532 453-14,8% 14,1% Saldo Importação/Exportação -225-27 -21 167-33 -119,8% -85,3% Exportação de Outros 0 1 1 0 0 n.a. n.a. Refino (mil boe/dia) Produção de derivados 1.964 2.098 2.085 1.955 1.958 0,2% -0,3% Capacidade instalada de processamento primário 2.176 2.176 2.176 2.176 2.176 0,0% 0,0% Utilização da capacidade nominal (%) 86 92 93 85 84-1,2% -2,3% Carga Processada País 1.879 1.993 2.013 1.857 1.836-1,1% -2,3% Participação óleo nacional na carga processada (%) 86 86 84 88 89 1,1% 3,5% Custo do refino país (US$/barril) 2,8 2,6 2,1 2,3 2,3 0,4% -20,1% Gás e Energia 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Vendas de energia elétrica (ACL) - MW médio 911 902 822 800 863 7,9% -5,3% Vendas de energia elétrica (ACR) - MW médio 3.263 3.263 3.058 3.058 3.172 3,7% -2,8% Geração de energia elétrica - MW médio 5.110 4.987 4.401 4.099 2.832-30,9% -44,6% Preço de liquidação das diferenças (PLD) - R$/MWh 387 369 202 192 69-64,1% -82,2% Importação de Gás Natural Liquefei to (mi l barris/dia) 113 132 92 82 74-9,8% -34,5% Importação de Gás (mi l barris/dia) 208 201 196 193 194 0,5% -6,7% 2 / 5
Internacional 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Produção (mil boe/dia) Petróleo e LGN 69 71 69 68 62-8,8% -10,1% Gás Natural 87 89 90 95 94-1,1% 8,0% Total 156 160 159 163 156-4,3% 0,0% Produção internacional não consolidada 31 31 29 29 25-13,8% -19,4% Produção total internacional 187 191 188 192 181-5,7% -3,2% Lifting Cost - Internacional (US$/barril) 8,9 7,2 7,2 8,9 5,6-36,9% -36,6% Refino (mil boe/dia) Carga Processada 127 135 146 146 140-4,1% 10,2% Produção de derivados 155 140 150 152 144-5,3% -7,1% Capacidade instalada de processamento primário 230 230 230 230 230 0,0% 0,0% Utilização da capacidade nominal (%) 54 56 60 61 57-6,6% 5,6% Custo do refino internacional (US$/barril) 3,9 4,1 4,0 4,1 4,0-2,0% 2,8% Volume de Vendas (mil barris/dia) 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Diesel 907 923 953 907 798-12,0% -12,0% Gasolina 573 537 540 562 564 0,4% -1,6% Óleo combustível 119 103 97 97 80-17,5% -32,8% Nafta 124 168 137 102 111 8,8% -10,5% GLP 223 236 243 226 218-3,5% -2,2% QAV 113 107 113 108 107-0,9% -5,3% Outros 171 176 199 169 178 5,3% 4,1% Total de derivados 2.230 2.250 2.282 2.171 2.056-5,3% -7,8% Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros 115 119 134 126 111-11,9% -3,5% Gás Natural 448 448 418 416 360-13,5% -19,6% Total mercado interno 2.793 2.817 2.834 2.713 2.527-6,9% -9,5% Exportação 397 594 511 534 455-14,8% 14,6% Vendas internacionais 518 493 544 625 457-26,9% -11,8% Total mercado externo 915 1.087 1.055 1.159 912-21,3% -0,3% Total Geral 3.708 3.904 3.889 3.872 3.439-11,2% -7,3% Investimentos Consolidados (R$ milhões) 1T15 2S15 9M15 2015 1T16 A/A Exploração e produção 13.995 28.206 43.327 63.321 13.770-1,6% Abastecimento 1.809 3.747 5.908 8.390 952-47,4% Gás e Energia 652 1.399 1.921 2.581 292-55,2% Internacional 985 2.048 3.113 n.a. n.a n.a. Distribuição 175 342 513 853 99-43,4% Biocombustível 5 39 58 152 271 5320,0% Corporativo 222 393 649 1.018 209-5,9% Total 17.843 36.174 55.489 76.315 15.593-12,6% Endividamento Consolidado (R$ milhões) 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 T/T A/A Endividamento Curto Prazo 39.721 44.655 53.376 57.382 62.126 8,3% 56,4% Endividamento Longo Prazo 360.918 370.894 453.208 435.467 387.889-10,9% 7,5% Endividamento Total 400.639 415.549 506.584 492.849 450.015-8,7% 12,3% Caixa 68.182 91.636 104.236 100.877 80.521-20,2% 18,1% Endividamento Líquido 332.457 323.913 402.348 391.962 369.494-5,7% 11,1% Dívida Líquida/Ebitda 5,0 4,7 5,2 5,3 5,0-0,3x 0,0x Ebitda ajustado 21.091 19.771 15.506 17.064 21.091 23,6% 0,0% 3 / 5
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