Resultado 4T18

Rio de Janeiro, 18 de março de 2019. A QGEP Participações S.A. (“Companhia”, B3: QGEP3), agora com uma nova marca Enauta, divulga hoje seus resultados do quarto trimestre e Ano de 2018.

Destaques:

Campo de Manati: A produção média diária de gás totalizou 4,8MMm³ no 4T18, reflexo da demanda por gás para atender às necessidades de energia na região Nordeste do Brasil. Em 2018, a produção média atingiu 4,9MMm3 por dia. Com base nas perspectivas atuais para a demanda de mercado, a Companhia estima a produção média diária para o ano de 2019 em 4,1MMm³, no limite inferior da projeção divulgada para o ano.
Campo de Atlanta: A produção total no 4T18, líquida para a Companhia, foi de 572,3 kbbl de óleo, equivalente à produção média diária de 12,4 kbbl. O volume líquido para a Companhia passou a ser 50%, refletindo a decisão pela saída da Dommo Energia S.A. do Consórcio BS-4 pelo Tribunal Arbitral.
Receita líquida de R$298,7 milhões no 4T18, crescimento de 105,8% comparado ao 4T17, refletindo a produção estável em Manati e os oito meses de contribuição do Campo de Atlanta.
O EBITDAX foi de R$159,7 milhões, comparado a R$239,8 milhões no 4T17, quando a Companhia se beneficiou do ganho com a venda do Bloco BM-S-8;
Lucro líquido de R$125,3 milhões no trimestre, comparado a R$193,0 milhões no 4T17. Em 2018, o lucro líquido totalizou R$425,2 milhões, 19,0% maior que 2017, representando um resultado recorde para a Companhia.
Proposta de dividendos totais de R$500 milhões, ou cerca de R$1,91 por ação. Saldo de caixa de R$1,9 bilhão ao final do trimestre, similar ao patamar do final de 2017.

Como ficaria o LL/receita do 4T18 sem os não recorrente? :-) @alyr3

Considerar que o 4T18 tem um não recorrente de R$ 40,9mi.

"Durante o quarto trimestre a Companhia contabilizou R$40,9 milhões como Receita não operacional em função do acordo com o fornecedor pelo atraso da chegada do FPSO Petrojarl I no Campo de Atlanta"

Então o lucro sem os recorrentes ficou em 85mi? Ou menos? A empresa tem tido tanto não-recorrentes(positivos) que realmente fica difícil observar os dados reais. Uma vez que a empresa venda campos e distribua dividendos como faz(110% payout), o dinheiro simplesmente vai embora e não há uma perenidade real sobre esses resultados.

Existe sempre o grupinho alegre, que pondera os resultados como positivos(que pode ser), mas enfim é bom observar com calma. Fico sempre com o pé atrás.

@Bastter o @Thiago74 explicou melhor que eu.

Descontando todos os não recorrentes o lucro líquido relacionado a extração e comercialização em 2018 seria de R$287,1mi.

Parece ser uma característica da empresa o desenvolvimento dos campos e posterior farm-out, por isso tantos não recorrentes.

Atente-se para a seguinte informação que consta no release

"O pagamento remanescente, que representa 38% do valor de venda, será efetuado após a assinatura do Contrato de Individualização de Produção, ou Unitização das áreas".

Apesar de não ter data prevista para o recebimento, é certo que um novo trimestre irá vir "inflado".

Agora com relação a multa pode ser que se não tivesse ocorrido o atraso na entrega da FPSO, a receita entre o 1T18 e 2T18 fosse ligeiramente maior. Como o passado não muda jamais isso já não faz a menor diferença.

Olha, o foco nesta companhia tem que ser lifting cost e os avanços nos blocos de exploração junto com ExxonMobil e Murphy Oil. Se ficar se preocupando com controlador, quantidade de nao recorrentes e sei lá mais o quê, esqueça que existe. O risco é imenso, característica deste ramo de atividade.

Eu concordo com @alyr3.

Sobre o custo de produção, segue trecho do release:
Considerando 100% do Campo de Atlanta, no 4T18, o lifting cost foi de US$359,4 mil/dia,equivalente a US$30,9/bbl, comparado a US$31,1/bbl no 3T18 e US$41,8/bbl no 2T18, quando o Campo estava em período de estabilização.

Quanto à Bacia SERGIPE-ALAGOAS, em que a operadora é a ExxonMobil, a QGEP possui 30% de participação. No momento, está em fase de exploração e, conforme mencionado nos relatórios, os primeiros dados sísmicos são bons. Mas, como @Alyr3 mencionou, o que vale acompanhar são as próximas etapas. Se a companhia declarar o campo comercializável, terá que elaborar um plano de desenvolvimento, e é aqui que estão os maiores investimentos, sendo, portanto, a fase em que o consórcio tem de ser mais assertivo, caso contrário todo aquele caixa ali em cima vai pro ralo.

Interessante a informação dividida por aqui. Vou observar o lifting cost também agora. O lifting cost não inclui por exemplo, compensação aos diretores, presidente, CEO etc, correto? Vou dar uma pesquisada sobre o assunto para entender melhor os releases deles.

De qualquer maneira, minha analise é que essas distribuições não são sustentaveis no longo prazo. Se feita por um período de alguns anos, já deixaria a empresa sem caixa. Eles poderiam estar simplesmente tentando ter mais fontes de receita em vez de fazer essas distribuições por culpa do controlador. Entendo que também não vale a pena fazer igual a OGX, que investia em qualquer campo sem uma real perspectiva de retorno ou uma relação ruim de custo, mas esse controlador é de deixar a desejar.

Lifting cost é basicamente o dayrate do FPSO, que já é conhecido. O que vai ditar o custo/barril vai ser a produtividade dos poços, que irá diluir mais ou menos o custo do FPSO. Acredito que isso, se estendendo às perspectivas do Sistema Definitivo em Atlanta, serão os fatores operacionais mais relevantes nesse ano, com impactos de longo prazo.

Concordo com o @alyr3 sobre os blocos em Sergipe-Alagoas, mas provavelmente só teremos informações mais concretas no fim de 2020. É risco, mas pode vir a dar resultado.

Sobre a distribuição de dividendos, acredito que, com a atual curva de Manati + Atlanta produzindo 24 mil barris por dia, seja possível gerar 400 milhões de caixa por ano em 2019, 2020 e 2021. Somando a terceira parcela de Carcará (uns 500 milhões), teremos em 2020 quase 900 milhões de caixa entrando. É certo que a empresa tem compromissos de investimento, que com o SD devem somar uns USD 500 milhões, o que deve consumir toda essa geração de caixa. Vamos ver se a empresa vai conseguir financiar isso de forma eficiente. Tem espaço pra dividendos, mas parece improvável fazer novos pagamentos sem reduzir a liquidez da companhia.

Entao, comentário rápido sobre lifting cost: Enauta está em linha com PetroRio, ambas 30~31 us$/boe. Para comparação, Petrobras está com 8~10 us$/boe no pré-sal. Olhando a questão de avanço de efíciência operacional, com manutenção das bombas de fundo e terceiro poço, além do Sistema Definitivo em Atlanta, Enauta me parece ter hoje mais upside, mais espaço para baixar custo. Isso garantiria melhor geração de caixa, para ser empregado em Sergipe-Alagoas e Margem Equatorial.

@alyr3 Exatamente. Vendo aqui, se a empresa produzir 24 mil barris por dia o Lifting cost vai para uns $20/barril, considerando o aumento do day rate do FPSO para $480.