Enauta negocia com Petrobras sobre pagamento mínimo por produção de gás na BA

A Enauta mantém conversas com a Petrobras para que os sócios cheguem a uma “solução adequada” para a retomada dos pagamentos mínimos pela produção de gás natural de Manati, na Bahia. A informação é do presidente da Enauta, Lincoln Guardado.

A Petrobras é operadora de Manati e, por contrato, se compromete a comprar os volumes de gás dos seus sócios, em patamares mínimos. Em função da queda da demanda, decorrente da pandemia da covid-19, a estatal suspendeu as operações do campo e declarou força maior para se desobrigar dos compromissos mínimos de compra de gás dos sócios – as empresas Enauta, PetroRio e Geopark.

“Estamos buscando conversas com Petrobras para tomarmos uma solução adequada. Não podemos abdicar dessa receita”, afirmou Guardado. Ele deu a declaração durante teleconferência com investidores, para comentar balanço da empresa referente ao primeiro trimestre.

Guardado disse também que a companhia não tem, em princípio, interesse em adquirir a operação da Petrobras no campo de Manati.

“Não temos nenhum tipo de approach [aproximação] nessa direção, não. Em principio não temos interesse em nos tornarmos operador”, afirmou. Segundo ele, a empresa continua buscando alternativas de diversificação de receitas.

Uma aquisição de uma fatia adicional de 35% da Petrobras no ativo aumentaria a exposição da Enauta no curto prazo, num ativo em fase final de vida útil.

Também na teleconferência, a diretora financeira e de relações com investidores da Enauta, Paula Côrte-Real, lembrou que Manati possui uma vida útil estimada em mais três ou quatro anos.

Guardado confirmou que a empresa vê potencial em transformar Manati, no futuro, num reservatório para estocagem de gás. Ele explicou, contudo, que ainda falta uma regulação clara sobre essa atividade e e produtores podem operar esse tipo de ativo. “Vejo mais como um negócio para transportadores”, disse.

Campo de Atlanta

Guardado disse também que a companhia já reduziu em pelo menos 10% os custos operacionais do campo de Atlanta, no pós-sal da Bacia de Santos, numa primeira rodada de renegociação com seus principais fornecedores.

Segundo o executivo, a companhia mantém algumas outras negociações em andamento. O custo de extração de Atlanta encerrou o primeiro trimestre em US$ 21,8 por barril, afetado pela parada de produção para manutenção da plataforma que opera no campo. Em abril, segundo a

empresa, o custo já retornou aos patamares de US$ 17 o barril.

A Enauta também espera conseguir uma redução de pelo menos mais 10% nos custos operacionais de Atlanta, por meio da renegociação com fornecedores, disse o diretor de produção da companhia, Danilo Oliveira. A empresa já obteve, numa primeira rodada de conversas, uma redução de 10%.

A meta da petroleira é reduzir os custos diários de operação de Atlanta para US$ 380 mil. O custo de extração para o primeiro trimestre foi de US$ 496,7 mil/dia.

A diretora Paula Côrte-Real destacou ainda que a Enauta conseguirá operar o campo de Atlanta com um “breakeven” (preço de equilíbrio econômico), para a geração de caixa operacional, de US$ 7,5 o barril no segundo trimestre, considerando o hedge contratado pela empresa. Se a companhia não tivesse adotado o mecanismo de proteção, o “breakeven” estaria em US$ 22 o barril.

A companhia adquiriu opções de venda de Brent a uma média de US$ 56 por barril, correspondente a 31% e 16% da produção esperada para o primeiro e segundo semestres, respectivamente.

Oliveira disse que a companhia avalia mudanças no projeto do sistema definitivo de produção do campo de Atlanta, em meio ao choque de preços do petróleo. Segundo ele, uma das ideias estudadas é espaçar mais as perfurações dos poços.

O executivo afirma que esta não é a primeira vez que o desenho do projeto é reavaliado. Ele lembra que o sistema definitivo de Atlanta foi concebido originalmente com o preço do Brent na faixa de US$ 80 o barril e 12 poços.

Com a queda dos preços, nos últimos anos, o projeto foi ajustado para oito poços iniciais e quatro num segundo momento, reduzindo, assim, os investimentos.

A decisão sobre o número de poços afeta diretamente na vida útil do sistema definitivo, previsto para 2023. Segundo Oliveira, no desenho de oito poços iniciais mais quatro, num segundo momento, o campo se esgotaria em 2044. “Quando se diminui o número de poços, diminui-se o volume recuperável e a produção seria até 2040”, explicou.

Paula Côrte-Real disse que as últimas cargas de exportação de petróleo de Atlanta têm sido vendidas entre abril e maio com descontos próximos a US$ 5 o barril, em relação ao Brent. Segundo ela, o óleo de Atlanta, com baixo teor de enxofre, tem tido “boa entrada” no mercado internacional e chegou a ser negociado com prêmio em relação ao Brent antes da crise.

A executiva explicou, no entanto, que os custos logísticos devem se manter voláteis nos próximos meses, em função do aumento da demanda por tanqueiros.

“Podemos ver algum aumento desses custos [logística e “demurrage”, ou seja, indenização diária devido ao transportador por sobrestadia] nas próximas cargas. Mas é uma questão transitória”, disse a executiva, durante teleconferência essa manhã, com investidores para falar sobre balanço do primeiro trimestre.

Última Última parcela da venda de Carcará para Equinor

Guardado disse que a companhia espera receber ainda este ano, possivelmente no quarto trimestre, a última parcela, no valor de US$ 144 milhões, pela venda da área de Caracará (hoje campo de Bacalhau), para a Equinor.

Segundo o executivo, a petroleira cogita utilizar parte dos recursos para eventuais oportunidades de aquisição. Ele explicou que o recebimento do valor está condicionado à assinatura do contrato de individualização de produção (unitização) de Bacalhau. O plano de desenvolvimento do campo já foi entregue pela Equinor à Agência Nacional do Petróleo (ANP).

“Internamente, contamos que, tendo em vista o tempo que esse tipo de processo geralmente leva, teríamos o pagamento concretizado ainda este ano”, afirmou Paula Côrte-Real disse que a companhia tem sido “bastante prudente” na alocação do caixa, o que permitiu que a empresa chegasse ao fim do primeiro trimestre com um caixa de R$ 1,9 bilhão (R$ 1,6 bilhão se descontado a distribuição de dividendos de abril).

“Temos um saldo de caixa relevante. Nesse momento de crise ele é um dos grandes ativos da companhia”, afirmou. “Acredito que acontecerão novas oportunidades de aquisição e estamos preparados para isso, para buscar bons ativos para a companhia”, complementou.

Guardado, por sua vez, lembrou ainda que a empresa também tem pela frente compromissos de investimentos em exploração de grande potencial, na Bacia de Sergipe-Alagoas, e que a alocação de capital da petroleira considerará isso.

Sem perspectiva de distribuir dividendos adicionais

Paula Côrte-Real disse que a companhia não tem no radar, neste momento, perspectivas de distribuição de dividendos adicionais. Ela lembrou que a empresa distribuiu R$ 300 milhões, em abril, relativos ao resultado de 2019.

A executiva explicou que a política de dividendos da companhia é de R$ 0,15 por ação – o equivalente a cerca de R$ 40 milhões/ano – mas que a Enauta fez, nos últimos três anos, pagamentos acima do previsto, devido ao excesso de caixa disponível.

“Não quer dizer que isso se repita nos próximos anos”, comentou. “Temos mantido uma distribuição anual de dividendos. Nos próximos meses, não temos no radar nenhuma distribuição adicional”, afirmou, durante teleconferência com investidores, para comentar desempenho da empresa anunciado ontem.

 

Fonte: Valor Online