Despesas inesperadas afetam desempenho da OGX

A OGX encerrou o primeiro trimestre do ano com um prejuízo maior e cercada de incertezas.
A companhia de petróleo, ligada ao grupo EBX (do empresário Eike Batista), fechou o período com um prejuízo de R$ 804,6 milhões, bem acima dos R$ 285,7 milhões contabilizados no ano anterior.

De acordo com o balanço financeiro divulgado, as vendas realizadas pela companhia ao longo do primeiro trimestre de 2013 totalizaram R$ 293 milhões. Desse total, R$ 254 milhões correspondem a venda de 1,2 milhão de barris de óleo do Campo de Tubarão Azul e R$ 39 milhões estão associados à comercialização de 84 mil metros cúbicos de gás do Campo de Gavião Real. Sobre a operação de gás incidiram R$ 4 milhões de impostos (ICMS, PIS e COFINS). A receita líquida atingiu R$ 289,391 milhões, 65,6% acima dos R$ 174,707 milhões apurados no quarto trimestre de 2012.

“Com relação à receita, já se esperava um aumento. De janeiro a março, a posição deles foi maior do que no último trimestre”, diz a analista Carolina Flesch, do BB Investimentos, em entrevista ao Jornal GGN. “O que pegou a gente de surpresa é a questão das despesas com poços secos e áreas subcomerciais; não se contava com esse valor todo”, acrescenta.

Segundo a companhia, as despesas com poços secos e áreas subcomerciais (R$ 1,195 bilhão), parcialmente compensados pelos efeitos de imposto de renda e contribuição social diferidos (R$ 424 milhões). Contudo, a analista ressalta que esse impacto “não é recorrente”. “Esperamos que não tenha mais”, pontua.

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O EBITDA (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) de R$ 73,824 milhões, foi considerado o primeiro dado positivo de geração de caixa medida por tal indicador, o que chegou a ser ressaltado no documento de apresentação dos resultados. “O EBITDA foi ajudado pela receita que aumentou. E isso é interessante, é um marco para a companhia, uma vez que ela entrou na fase operacional no decorrer do ano passado”.

Mesmo assim, a empresa afirmou que o trimestre foi “desafiador” devido a problemas operacionais que levaram a paradas na produção dos poços OGX-68HP e TBAZ-1HP, além de intermitência operacional no poço OGX-26HP. “Continuamos analisando o comportamento do reservatório, assim como o impacto no volume recuperável total estimado”, diz a companhia. Ao todo, a produção da companhia atingiu 954 mil barris de petróleo no Campo de Tubarão Azul (Bacia de Campos), 5,1% acima do trimestre anterior.

Segundo a analista do BB Investimentos, a questão em si é “bastante delicada”, uma vez que os três poços da empresa apresentaram problema em abril – e como dois deles estão parados, a tendência é que o volume de óleo para venda seja bastante comprometido.

De acordo com a companhia, a produção de óleo no campo de Tubarão Azul durante o mês de abril atingiu 1,8 mil barris de óleo equivalente por dia (boepd) de uma média de 13,9 mil registradas no período. “Na verdade, (a interrupção) influenciou muito pouco o resultado do primeiro trimestre. Isso começou em março, tanto que diminuiu a produção, mas tivemos uma queda grande em abril, e, em maio, a empresa não vai recuperar tudo, uma vez que eles têm uma capacidade de extração e um dos poços vem apresentando problema na bomba”.

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Outro ponto-chave da OGX nos últimos dias foi o anúncio do acordo com a empresa malaia Petronas, que comprou 40% da participação da OGX por US$ 850 milhões. “Vemos com bons olhos, no sentido de que a OGX está fazendo uma parceria com uma petrolífera que tem conhecimento e experiência na área. Ela efetivou a venda de ativos para readequar o fluxo de caixa, que estava bem apertado, e também por questões operacionais. Isso, a gente acha interessante”, diz Carolina.

De acordo com a OGX, dos US$ 850 milhões de dólares envolvidos na negociação, US$ 50 milhões serão pagos quando a produção atingir 40 mil barris/dia, US$ 25 milhões quando a produção somar 50 mil barris/dia, e US$ 25 milhões quando a produção atingir a marca de US$ 60 mil barris/dia.

Outros US$ 250 milhões serão pagos quando a negociação for aprovada pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e pelo CADE (Conselho Administrativo de Defesa Econômica), e os US$ 500 milhões restantes serão pagos quando a produção no campo de Tubarão Martelo tiver início.

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