Após restringir produção por conta de problemas de escoamento e paradas na unidade de processamento de gás natural (UPGN) de Guamaré, da 3R Petroleum, a PetroReconcavo avalia ter a sua própria UPGN.
“Sabemos que a construção de uma UPGN para uso exclusivo hoje não é uma alternativa comercialmente boa. O melhor seria um acordo com a UPGN atual, mas acredito que a empresa tem que ter as alternativas e colocar no seu plano de ação de forma a estudar todas as alternativas disponíveis”, disse o presidente da companhia, José Firmo, em sua primeira teleconferência de resultados após assumir o cargo em janeiro deste ano.
Firmo defende a criação de um plano de continuidade operacional. “Considero absolutamente mandatório que nosso plano de capex esteja acompanhado de um plano de contingência e resiliência de escoamento”, disse.
No ano, as restrições nas unidades da 3R Petroleum, a que a PetroReconcavo tem acesso, provocaram perda de R$ 196 milhões (sendo R$ 128 milhões apenas no quarto trimestre) por conta de fatores como queima ou ventilação de gás produzido e restrição de negociação para contratos. A situação também demandou custos extraordinários com logística, compra de gás e penalidades da rede de transporte.
Além disso, hoje a produção em Potiguar ainda está 4,5% abaixo do registrado em outubro de 2023. A expectativa é que a situação seja normalizada até maio, segundo Firmo.
Com as restrições, o custo de extração da PetroReconcavo aumentou 18% no último trimestre, a US$ 14,28 por barril. Também influenciou neste cálculo a valorização cambial do real.
Em Potiguar, os problemas de escoamento foram identificados em fevereiro de 2023 e provocaram oscilações de performance até a resolução completa. No segundo semestre, houve restrição no gás processado por conta de manutenções na UPGN de Guamaré, que foi concluída em novembro. Mas, em dezembro, houve parada completa do Polo Potiguar em função da restrição de recebimento de petróleo no ativo de Guamaré.
Fusão com 3R Petroleum
José Firmo confirmou que vê “mérito potencial” na possível transação com a 3R Petroleum, que está sendo avaliada de forma isolada pelo setor de M&A (fusões e aquisições, na sigla em inglês) da companhia.
O diretor Comercial da PetroReconcavo, João Vitor Moreira, informou que no momento há troca de informações técnicas entre as partes, sob um acordo de confidencialidade, para que as empresas possam fazer uma melhor avaliação da oportunidade.
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Comercialização
A diretoria mencionou que, ao longo do ano, a PetroReconcavo diversificou seu portfólio de clientes.
Em óleo, a empresa deixou de ter a Petrobras como única cliente. Em gás, assinou seus primeiros contratos de longo prazo, com a Cergas e a Copergás. Os acordos elevaram o preço médio da molécula, que em 2023 teve valorização de 9,2% nos contratos da PetroReconcavo. Além disso, os contratos têm cláusulas de preço mínimo e máximo, o que limita a volatilidade e dá mais resiliência em períodos de preços mais baixos no mercado. Contratos de transporte com a NTS e TBG também foram mencionados como destaques no período.
A empresa também destacou melhorias nos contratos de venda no Polo Potiguar para a 3R Petroleum, e nos campos de Tiê e Bahia Terra.
Verticalização da produção
Apesar de ser avaliada como uma alternativa pouco econômica, uma eventual UPGN própria iria ao encontro da estratégia de verticalização da PetroReconcavo, que terminou 2023 com a entrada de seis novas sondas (cinco de workover e uma de perfuração), ficando com apenas uma sonda terceirizada. Segundo a empresa, este é seu maior nível de verticalização.
Além disso, no quarto trimestre de 2023 a empresa concluiu a construção da unidade de tratamento de gás (UTG) São Roque, na Bahia. O ativo vai receber a produção dos campos de Mata de São João, Remando, Jacuípe e Riacho de São Pedro, com capacidade de 400 mil m³ por dia. A operação ainda depende de autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Resultados
Apesar dos desafios do período, no quarto trimestre de 2023 a PetroReconcavo registrou aumento de 29% no lucro líquido, a R$ 186,6 milhões. A margem líquida também aumentou 7,7%, a 27,1% no período. A receita líquida, entretanto, caiu 8%, a R$ 689 milhões, e o Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) teve redução de 35%, a R$ 246,7 milhões.
A produção média bruta no trimestre foi de 25,3 mil barris de óleo equivalente por dia, o que significa uma redução de 9% em relação ao mesmo período do ano anterior.
