Enauta Participações S A : Transcrição da Teleconferência do 2T20

August 12, 2020 at 07:48 pm

Transcrição Conference Call Resultados do Segundo Trimestre 2020 Enauta (ENAT3 BZ)

06 de agosto, 2020

Operador: Bom tarde e teleconferência da Enauta trimestre de 2020.

obrigado por aguardarem. Sejam bem-vindos à para discussão dos resultados referentes ao Segundo

Estão presentes hoje conosco o Sr. Lincoln Rumenos Guardado, Diretor Presidente,

Sra. Paula Costa Côrte-Real, Diretora Financeira e de Relações com Investidores, o Sr. Danilo Oliveira, Diretor de Produção, e Sr. José Milton Mendes, Superintendente de Exploração.

Informamos que esse evento está sendo gravado e que todos os participantes estarão apenas ouvindo a teleconferência durante a apresentação da Companhia. Em seguida, iniciaremos a sessão de perguntas e respostas, quando instruções adicionais serão fornecidas. Caso algum dos senhores necessite de assistência durante a conferência, queiram, por favor, solicitar a ajuda de um operador digitando *0.

Antes de prosseguir, gostaríamos de esclarecer que eventuais declarações que possam ser feitas durante essa teleconferência, relativas às perspectivas de negócios da Enauta, projeções e metas operacionais e financeiras, constituem-se em crenças e premissas da diretoria da Companhia, bem como em informações atualmente disponíveis. Considerações futuras não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e premissas, pois se referem a eventos futuros e, portanto, dependem de circunstâncias que podem ou não ocorrer. Investidores devem compreender que condições econômicas gerais, condições da indústria e outros fatores operacionais, podem afetar o desempenho futuro da Enauta e podem conduzir a resultados que diferem, materialmente, daqueles expressos em tais considerações futuras.

Agora, gostaria de passar a palavra para o CEO da Companhia, Sr. Lincoln Rumenos Guardado, que dará início à apresentação.

Por favor, Sr. Lincoln, pode prosseguir.

Sr. Lincoln Guardado: Bom dia a todos e muito obrigado pela espera. Nós tivemos um pequeno problema com relação a desconexões, e eu agradeço, como de hábito, a paciência de vocês.

E, mais uma vez, eu agradeço o fato de estarem conosco nessa nossa teleconferência para discutirmos os resultados do segundo semestre de 2020, mais uma vez de casa, todos seguimos atuando nessas funções administrativas e acompanhando as operações de campo também de casa e trabalhando de home office.

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Eu espero que todos vocês estejam bem também e podendo cumprir com suas atividades profissionais e familiares a contento nesse momento tão difícil que todos estamos vivendo.

Mas nós temos notícias bastante alvissareiras com relação aos resultados da nossa companhia para este trimestre.

Vamos começar no slide 2, que mais uma vez o nosso foco neste trimestre seguiu, como não poderia deixar de ser, orientado à saúde e segurança de nossos colaboradores e nas definições relevantes para o nosso negócio, seja no curto, médio e longo prazos, porém, neste momento focando um pouco mais neste curto prazo face a pandemia que ainda assola o mundo e o nosso país em particular e ao cenário do preço de Brent, que, a bem da verdade, se recuperou numa velocidade mais rápida do que nós esperávamos ali no final do primeiro tri, quando essa tempestade perfeita de preço de Brent e a pandemia agravou a situação dos mercados internacionais.

Em função disso tudo que estamos vivendo, nós mantivemos a nosso Comitê de Gerenciamento de Crise acionado, que foi realmente muito bom e tem nos amparado, sobretudo, com as operações, e estão seguindo protocolos bastante rígidos e que têm tido efeito positivo no controle da propagação de vírus em nossas instalações, sobretudo, no que tange das operações offshore.

Bom, em Manati, nós retomamos a produção em maio e estamos na fase final de uma negociação de um acordo com a Petrobras após nós termos recebido, no período de março de 2020, uma notificação de força maior nesse período em função de uma retração brusca, de fato, do mercado na demanda por gás.

Em Atlanta, o consórcio segue com as discussões sobre o Sistema Definitivo, e realmente estamos reinsetando essas discussões de uma maneira um pouco mais forte e sobre a perfuração do quarto poço visando manter a produção do campo e como uma forma também de atender uma demanda crescente pelo óleo de baixo teor de enxofre, no qual Atlanta se insere, inclusive abrindo novos mercados, fizemos o último embarque, inclusive para a China.

Bom, em função do adiamento desses investimentos, nós tivemos uma redução do nosso Capex para biênio 20 e 21 até o momento em cerca de 40%, que obviamente tem um reflexo no nosso caixa e na manutenção de caixa, que é um fator extremamente importante nesse elemento. Nesse trimestre, também mantivemos a nossa estratégia de compra de opções de venda do Brent (put) e hedgeando, assim, cerca de 48% da produção da companhia para os próximos 2 trimestres deste ano e já para o primeiro trimestre de 2021, garantindo, dessa forma, uma certa proteção à volatilidade do preço da commodity.

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O slide 3 traz alguns dados sobre o cenário do Brent neste semestre, que se mostrou, com certeza, um dos mais voláteis, se não o mais volátil, da história de produção e consumo de petróleo no mundo. Realmente, algo inusitado ao longo desses anos de crescimento da produção e da demanda.

Após 2 meses de demanda reprimida e em função da pandemia, ou seja, março e abril, maio e junho já se observou uma recuperação consistente no consumo de água de barris de petróleo com efeito automático no preço, que atingiu cerca de US$ 41 por barril nesse último tri, ou seja, 81% de aumento nesse segundo trimestre.

Grande parte dessa recuperação, sem dúvida, se reflete na recuperação econômica liderada pela China associada também aos cortes de produção da Opep plus, que inclui a Rússia, e também à queda substancial que ocorreu na produção do shale oil nos Estados Unidos e que, em princípio, deverá assim permanecer já que não tanta elasticidade na produção desse tipo de shale oil nos Estados Unidos.

De lá para cá, o preço subiu em curva crescente com menor velocidade e hoje estamos até negociando um Brent na faixa de US$ 44 ontem e com tendência de manutenção dessa apreciação lenta, porém, contínua, por tudo o que nós temos visto das agências e de vários institutos privados e bancos também.

Dessa forma, nós estamos acompanhando esse ambiente de extrema volatilidade, mas mirando, como deve ser, o cenário de longo prazo dessa commodity, que é o que realmente ampara as nossas decisões de investimento. E assim, para esses próximos anos, vemos uma possível redução na produção de shale oil pelos Estados Unidos já que imaginamos que não é algo elástico nessa região e é um fator importante para ser acompanhado porque poderá ter reduções razoáveis de produção naquele país.

Seguindo para o slide 4, vamos falar do desempenho de nossos ativos e a produção em Manati e Atlanta, que é o que mais todos nós seguimos de perto.

A boa notícia em Manati é que a produção foi retomada em maio. A companhia está negociando um acordo com a Petrobras, em fase já bastante adiantada, é um aditivo ao contrato que nós temos, então, tem aspectos legais que envolvem, mas já está indo bem e já tendo recebido inclusive montantes relativos aos meses da produção de Manati dos meses de abril e maio e já temos inclusive faturado a produção do mês de junho, e ambos, essas 3 fases, esses 3 meses, com base na proposta desse acordo com a Petrobras.

A produção média no trimestre ficou em cerca de 1,1 milhão de metros cúbicos/dia e reflete esses meses sem produção do campo, sobretudo, março e abril, que foi realmente um pouco difícil. Já no final de maio nós resetamos essa produção. E, por essa razão, nós divulgamos, então, no final de julho, uma nova projeção de compensação financeira para 2020, sempre lembrando que ela é baseada no regime

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de take-or-pay e corresponde à média diária de gás, essa projeção, de 2,3 milhões de metros cúbicos por dia, podendo variar 10% para mais ou para menos, que sempre obviamente temos que levar em conta as necessidades do mercado.

Já em Atlanta, o campo registrou produção média em de 25,2 mil barris de óleo por dia no segundo tri de 2020, praticamente o dobro do volume produzido no segundo tri de 2019 e em linha com o projetado pela Enauta.

Em junho, quando o volume de água atingiu um patamar que exigiria o funcionamento da planta de separação e descarte de água, iniciamos o comissionamento dessas facilidades no FPSO, e só pode ser feita nessa fase porque tem que caracterizar essa água, salinidade e tudo que vem com ela e volume também é necessário para este comissionamento. Durante este processo, então, nós detectamos um problema que nos levou a fechar dois poços produtores e reduzir a produção do campo para não descaracterizar os padrões exigidos para a venda do óleo.

Nesse momento que estamos vivendo, o problema está sendo solucionado e temos que dizer também a COVID dificultou um pouco o trânsito de pessoas que vinham ajudar da própria Teekay nesse problema e estimamos que, com tudo que já está sendo feito, agora já insertado, e ainda em agosto nós estaremos operando normalmente dado que os problemas que nós enfrentamos não se referem - eu quero enfatizar isso - não se referem ao comportamento de reservatório e sim a problemas de performance na FPSO, sobretudo, na planta de separação e descarte de água que está sendo produzido junto com óleo.

Bom, o custo desse reparo é de responsabilidade da Teekay e a menor produção que nós observamos também reduziu o custo do chartering do FPSO em função da planta de processo não ter tido o desempenho dentro do padrão que está contratado. O aumento da produção nesse segundo trimestre aliado à renegociação de custo com fornecedores, que ficou na casa de 11% dos nossos custos operacionais, levaram o nosso lifting cost a uma queda de quase 50% nesse segundo trimestre de 2020, totalizando cerca de US$ 15 por barril comparado aos US$ 29 por barril no mesmo período do ano passado e a US$ 21, ou aproximadamente 22, por barril no primeiro trimestre ainda deste ano.

A queda na produção de Atlanta devido aos problemas de separação da água também nos levaram a revisar, em julho, nossa projeção para a produção média anual de 2020 em Atlanta, que foi reduzida para 23 mil barris de óleo por dia com uma margem de variação também de 10% negativa ou positiva.

Nessa data também divulgamos a produção média diária de 18 mil barris por dia para o ano de 2021 já em função do atingimento da capacidade máxima de tratamento de água neste FPSO (no Petrojarl 1), o que requer um controle da produção dos poços. Isso é bom certificar: hoje nós tivemos um programa na

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separação e na operação da planta. Já para 2021, pela contínua produção do campo e da água que sempre cresce a um determinado ritmo, nós vamos atingir o limite de tratamento que nós temos, que é em torno de 7 mil barris de água por dia.

Bom, uma ação mitigadora para esse fato poderá ser a perfuração do quarto poço, e estamos já discutindo inclusive com os sócios, e, em princípio, esse poço não deve ter uma produção de água equivalente aos demais poços que já foram perfurados, que estão em produção há mais tempo e, portanto, a gente poderia vir recuperar um pouco dessa produção ao final de 21, que é quando se espera que a gente possa estar furando esse quarto poço.

Com relação aos próximos passos para o desenvolvimento do Sistema Definitivo do Campo de Atlanta, a tomada de preços para o afretamento do FPSO foi adiada. Ela só foi adiada e não simplesmente esquecida. Nós estamos trabalhando nesse fato, sim, e agora com um pouco mais de ênfase, mas o consórcio está em discussão para a aprovação desse quarto poço agora e, sem dúvida, ele significam uma forma de aumentarmos nossa receita dada a abertura de novos mercados para o nosso óleo e a IMO 2020 que tem nos ajudado a ter descontos bastante baixos para o óleo de Atlanta.

O monitoramento de preço desse óleo, assim como da evolução da pandemia, são os fatores preponderantes para essas definições quanto ao bid do FPSO e o quarto poço. Mas nós estamos vendo que o mercado vai indo bem e esperamos que, sem dúvida, não haja uma segunda fase dessa pandemia que volte a afetar a economia mundial e que a gente possa conseguir com essas intenções.

Bom, no slide 5 nós atualizamos rapidamente os nossos ativos exploratórios. Mantivemos os planos de perfurar o poço exploratório em meados do ano que vem em Sergipe-Alagoas e a ExxonMobil, que é operadora, já protocolou o estudo de EIA/RIMA ambiental junto ao IBAMA e concluímos, neste trimestre, o processamento final dos dados sísmicos, então, já estamos na fase para a escolha dos pontos que iríamos ou do ponto que iria perfurar o primeiro poço nessa bacia de Sergipe- Alagoas.

Nesse mesmo slide, na bacia de Pará-Maranhão, o processo de farm-out segue suspenso em função das incertezas com relação à data de obtenção da licença de perfuração, mas, sem dúvida nenhuma, nós continuamos recebendo manifestações de interesse por essas áreas já que essa bacia está localizada bem próxima ou na continuidade que o mesmo sistema petrolífero da região das Guianas, sobretudo, da Guiana ali francesa, e do Suriname, onde recentemente foram feitas descobertas de grande magnitude, sobretudo, agora no Suriname com 2 empresas (a Total e a Apache) com volumes potencialmente superiores a 1 bilhão de barris de óleo equivalente.

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O que a gente está vendo, então, é que essas descobertas estão cada vez mais se aproximando da fronteira brasileira, estão vindo aqui na direção leste, e a gente espera, então, que esses processos de farm-out possam ser retomados no próximo ano caso a gente receba as licenças de perfuração pelo IBAMA e a gente possa, então, de maneira mais enfática, propor uma atividade nessas bacias, sobretudo, no Pará-Maranhão.

Outra mudança muito importante desse trimestre foi na Margem Leste, nos blocos da bacia do Espírito Santo, com a conclusão da venda da participação do pela Equinor que passou para a Petrobras e também a própria operação. Nós mantivemos nossa participação nesses blocos de água profundo do Espírito Santo, com 20%, e a Petrobras, agora com 80%, passa a fazer estas operações.

Então, esta é para vocês uma visão assim muito ampla do que tem acontecido. Sem dúvida nenhuma, a pandemia exigiu da gente algumas reações rápidas com relação a nossa manutenção no caixa e que agora, na medida que esse eles horizonte começa a se desanuviar um pouco, sobretudo, a recuperação econômica e etc., a gente volta, então, a tomar aquelas decisões que nós havíamos adiado para a continuidade das nossas operações e, sem dúvida nenhuma, cada vez mais a melhoria da nossa produção e plantando essa semente para futuro.

Bom, eu paço para vocês agora, passo a palavra para a Paula para que ela possa comentar um pouco os resultados financeiros e essas perspectivas que nós temos no futuro com relação às nossas atividades. Paula, por favor.

Sra. Paula Costa Corte-Real: Obrigada, Lincoln. Bom dia a todos. Obrigada mais uma vez por estarem conosco.

Vamos começar pelo slide 6, explicando um pouco os impactos não recorrentes que a gente registrou neste trimestre e que impactaram as nossas métricas financeiras, especialmente o EBITDAX e lucro líquido.

Bom, esses impactos foram... a gente teve um impacto de 121 milhões referentes à incorporação de 20% adicionais de participação na Atlanta Field BV, elevando a nossa participação, então, para 50%; R$ 62 milhões de crédito fiscal, que foi referente à decisão favorável para a exclusão do ICMS da base de cálculo de PIS e COFINS a partir do ano de 2009, então, essa decisão ela retroage ao ano de 2009; e 46 milhões que foi receita proveniente do exercício do hedge, das opções de venda de óleo que a gente havia comprado no passado.

No próximo slide, no slide 7, vocês podem ver um resumo dos nossos resultados quando a gente compara o mesmo período do ano anterior, e a gente faz isso com e sem esses efeitos, esses impactos não recorrentes de forma a dar mais transparência aos números. Então, se a gente olhar, o aumento na produção de Atlanta aliado ao resultado do exercício do hedge, ele mais do que compensou a

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queda no preço de venda do óleo, 59% em relação ao segundo trimestre do ano passado e a queda de 57% quando a gente olha receita proveniente de Manati pela suspensão da produção nesse campo em parte desse trimestre.

Com isso, a nossa receita líquida ela cresceu 33% no período. O EBITDAX, incluindo esses impactos não recorrentes, foi de R$ 310 milhões, e quando a gente exclui esses impactos não recorrentes ele foi de R$ 150 milhões. Da mesma forma, a gente teve um lucro líquido de R$ 128 milhões e, excluindo os impactos não recorrentes, esse lucro teria sido de R$ 4 milhões.

Atlanta representou 86% das nossas receitas nesse trimestre considerando que o Campo de Manati ficou uma parte do tempo sem produção e ele retomou a produção no final de maio. Embora a gente tenha tido recebimento referente aos meses de abril e maio, o recebimento que a gente tem pelo gás não produzido - e em função das condições do contrato - ele entra como adiantamento, então ele não afeta a receita do período. Então, a receita acabou ficando duramente afetada por esse período onde o campo ficou sem produção. Então, o recebimento tem o efeito caixa, mas não tem um efeito no resultado da companhia nesse período.

Passando agora para o slide 8, a gente vai olhar o nosso caixa e endividamento. A gente encerrou o segundo trimestre com um saldo de caixa de R$ 1,6 bilhão mesmo depois de a gente ter feito um pagamento de R$ 300 milhões em dividendos referente aos resultados de 2019 no dia 28 de abril. A nossa dívida de R$ 232 milhões ela é 100% denominada em reais e a maior parte do seu vencimento está no longo prazo, então, com isso, a gente não teve o impacto na despesa financeira referente a essa variação cambial, que é esse período de volatilidade que a gente viu nos últimos meses.

Com relação a nossa dívida líquida/EBITDAX, ela reduziu ainda mais nesse trimestre e ela segue negativa em 1,4 vezes. Na verdade, a gente tem um caixa líquido na companhia. Esses números, sem dúvida nenhuma, colocam a gente numa posição bastante confortável, especialmente nesse período de tantas incertezas, para que a gente continue atravessando esse período volátil com uma certa tranquilidade.

No slide 9 abrimos as nossas informações sobre o hedge contratado para a produção do óleo de Atlanta. Nos últimos meses, quando a cotação retornou para a faixa dos US$ 40, a gente decidiu seguir com a nossa política comprando mais opções de venda e protegendo uma parcela maior da nossa produção futura, especialmente para o período do final desse ano/início do ano que vem, que é o inverno no hemisfério norte e é um período onde a gente entende que possa ter alguma volatilidade do preço caso a gente venha a ter uma segunda onda do COVID.

Hoje a gente tem opção de venda de Brent a uma média de US$ 56,7 por barril e correspondente a 48% da produção esperada para a companhia no terceiro e quarto trimestres de 2020. Vale destacar que nesse segundo trimestre o impacto do

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hedge ele foi bastante positivo na nossa receita, foi da ordem de R$ 50 milhões. E quando a gente considera o prêmio pago por essas opções vencidas no trimestre, que foi de R$ 4 milhões, o impacto líquido da operação de hedge na receita da companhia foi de R$ 46 milhões.

Como vocês podem ver na parte à direita do slide, considerando o hedge, a expectativa de breakeven para a geração de caixa operacional de Atlanta nesse terceiro trimestre de 2020 ela se reduz de US$ 31,5 por barril para US$ 6,8 por barril, então a gente tem um breakeven operacional de um dígito, que é bastante importante para a companhia. E, no quarto trimestre de 2020, quando a gente considera os efeitos das operações de hedge que a gente já tem contratado, o nosso breakeven para geração de caixa operacional ele sai de em torno de US$ 27 por barril para US$ 16 por barril.

Em função das operações contratadas, a Enauta mantém uma posição operacional confortável até o final do ano com capacidade para sustentar a produção mesmo que a gente passe por cenários de Brent mais baixos.

No slide 10 a gente tem o nosso Capex. Como o Lincoln comentou no início, em função principalmente do adiamento do Sistema Definitivo e da perfuração do quarto poço, a gente reduziu o nosso plano de investimento em cerca de 40%, foi de US$ 181 milhões para US$ 110 milhões, sendo US$ 35 milhões para 2020 e US$ 75 milhões para 2021 com uma margem de variação de 20% para cima ou para baixo.

Vale destacar que, mesmo com essa redução, o cronograma para a perfuração do primeiro poço exploratório na bacia de Sergipe-Alagoas está mantido para 2021. Dos US$ 35 milhões orçados para esse ano, US$ 15 milhões já foram realizados nesse primeiro semestre, dos quais 40% em Atlanta. Para 2021, dos US$ 75 milhões orçados, a companhia estima 27 milhões para Atlanta incluindo a perfuração do quarto poço, e 37 milhões para os blocos da bacia de Sergipe-Alagoas, onde a gente espera iniciar a perfuração de um poço exploratório já no próximo ano.

Para encerrar, então, vamos falar um pouco do quê que é a nossa prioridade e como a gente está se preparando para esse mundo pós-crise. No slide 11, acho que passando agora para o slide 11, como é característica da Enauta, seguiremos prudentes nas nossas decisões, especialmente as relacionadas à alocação de capital, visando a preservação do caixa e a proteção de valor, como foi o caso da redução do nosso plano de investimento e da utilização da nossa política de hedge de maneira disciplinada e eficiente.

O cenário do preço do óleo vem se delineando com tendência positiva, mas isso está diretamente relacionado ao comportamento da pandemia e a uma possível segunda onda e os seus impactos na recuperação da economia global. No caso de Atlanta, o nosso óleo com baixo teor de enxofre continua a registrar alta demanda, a gente inclusive tem explorado novos destinos, novos compradores para esse óleo, como, por exemplo, na China.

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Aqui no Brasil, a gente está no segundo mês de recuperação industrial e a gente continua acompanhando o que está acontecendo, todos os movimentos de mercado. Também estamos atentos a novas oportunidades que possam surgir tanto considerando potenciais leilões que ocorram como oportunidades de aquisições atrativas, que façam sentido dentro da composição do nosso portfólio.

Por último, mas não menos importante, eu queria citar a questão da transição energética, que a gente entende que a transição para uma economia de baixo carbono é um processo que já iniciou e que ainda levará algumas décadas para se concretizar, mas, do lado da Enauta, a gente está bastante consciente dos impactos ambientais da nossa atividade. A entrada em operação do Campo de Atlanta levou a companhia a acelerar a nossa evolução das ferramentas que a gente utiliza para quantificar o volume de CO2 emitido, identificar oportunidades de redução e definir plano de ação e investimentos necessários para atingir esse objetivo.

Em 2020, mantivemos a nossa participação no Carbon Disclosure Project divulgando a todos os stakeholders ações relacionadas ao monitoramento e controle de emissões de gases de efeito estufa e a publicação do nosso inventário de emissões, que é verificado por terceiros.

Em junho, anunciamos ainda a nossa assinatura ao Sustainable Ocean Principles, promovida pelo pacto global das Nações Unidas, que foi criado em 2019 e é voltada a práticas responsáveis nos oceanos. Pela nossa relação com o ambiente marinho e costeiro, já trabalhamos para o desenvolvimento sustentável do ODS 14, que é o da vida na água, e esse passo reforça os nossos anseios e a necessidade urgente de proteger e restar a saúde dos oceanos, que é aonde a gente atua. Com essa associação, vamos trabalhar juntamente com líderes empresariais de todo o mundo estabelecendo expectativas claras e compartilhadas em todo o setor para um oceano saudável e produtivo.

Também publicamos no segundo trimestre o nosso relatório de sustentabilidade baseado nas diretrizes do Global Reporting Iniciative. A versão desse ano já está disponível no nosso site e eu recomendo e convido a todos a acessarem e conhecer melhor todos os nossos compromissos, métricas e iniciativas que a Enauta tem nesse sentido.

Bom, com isso eu encerro a nossa apresentação e peço ao operador para abrir o call para as perguntas. Obrigada.

Sessão de Perguntas e Respostas

Operador: Senhoras e senhores, iniciaremos agora a sessão de perguntas e respostas. Para fazer uma pergunta, por favor, digitem asterisco 1. Para retirar a pergunta da lista, por favor, digitem asterisco 2.

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A nossa primeira pergunta vem do Sr. Luiz Carvalho, Banco UBS.

Sr. Luiz Carvalho: Oi Lincoln, Paula, tudo bem? Boa tarde. Eu tenho 2 perguntas aqui. Lincoln, eu queria voltar no assunto de Manati e entender um pouco como a gente pode pensar, vamos dizer assim, a atividade do campo dado esse novo cenário, primeiro, por conta obviamente dessa cláusula de força maior que a Petrobras está tentando, eu pediria, colocar - e aí queria entender um pouco mais da negociação, que você falou que está na fase final - e como eventualmente até esse processo do arrendamento da Petrobras, dessa UPGN na Bahia, se isso teria algum tipo de impacto, vamos dizer assim, no contrato de vocês no campo.

Segundo eu acho que talvez falar um pouco de Atlanta. A Paula mencionou obviamente um retorno dos preços do petróleo agora para próximo de US$ 45, mas ainda assim eu diria muito próximo ali de um breakeven para Atlanta, e obviamente vocês têm uma visão mais de longo prazo. Eu queria entender como é que está o racional, a cabeça de vocês para obviamente o desenvolvimento do campo dado esse novo normal do cenário de petróleo.

E aí, só como uma última aqui de repente para a Paula, é pegar um pouco dessa visão, Paula, você focou muito obviamente na resiliência e na proteção obviamente do ponto de vista de caixa da companhia, mas a própria... acho que olhando nos últimos 10 anos, a companhia tem sido muito conservadora até do ponto de vista de posicionamento de caixa e tal. Eu queria entender obviamente como exatamente esse novo cenário muda não na preservação do caixa, mas talvez na alocação de capital para novos investimentos, como as novas perfurações e etc. e tal. Obrigado.

Sr. Lincoln Guardado: Obrigado, Luiz, pela presença e pelas perguntas. Bom, são algumas perguntas e eu vou falar um pouco de Manati, depois eu posso um pouco do breakeven para a Paula talvez falar um pouquinho desse cenário futuro, mas eu falo um pouco do que a gente vê para Atlanta e ela engata com você também da nossa preservação e como está, como a gente pretende manter esse caixa, sem dúvida.

Bom, de fato, houve essa declaração da Petrobras, não foi só conosco, vários contratos que tiveram efeito da pandemia com a Petrobras e, sem dúvida, eles tiveram que tomar uma ação rápida. Essa ação foi essa declaração, assim, vamos dizer, quase que unilateral a respeito de uma força maior, mas que depois nós entramos em negociações com a Petrobras. Sem dúvida, sentamos, não era algo que, de fato, caracterizava, ainda que a gente entendia tudo o que estava acontecendo e a queda naquele momento da demanda que estava ocorrendo por gás e eventualmente algumas renegociações que a própria companhia estava fazendo, assim como nós fizemos também algumas renegociações com os nossos fornecedores.

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Mas nós entramos com a Petrobras, foi realmente muito bom, tentando apaziguar um pouco as visões, e as visões foram que isso ia se recuperar os poucos, que a gente já tinha uma previsão obviamente de caixa (todos os sócios ali, não só nós), e sentamos e aí foi feito, então, já algum acordo para essa transição e daqui para frente.

O que eu posso já afirmar para vocês é que já recomeçamos a produção do campo em maio já no bojo dessa negociação com a Petrobras, em junho já regularizou a produção e julho também, e mais ou menos o que ficou acertado é que desses meses em que a produção foi um pouco menor - nós inclusive já recebemos abril e maio da Petrobras, junho já houve a fatura correspondente à produção já quase totalmente normalizada e esperamos o mesmo para julho e daqui para frente -, mas o que ficou aproximadamente no bojo, isso está sendo ainda escrito porque é um aditivo ao contrato, é um aditivo, mas é que aquele volume não retirado ele fica simplesmente postergado. Ele pode ser retirado ao longo desse ano, como pode passar para o ano que vem também.

Então, é mais ou menos essa a ideia que está sendo discutida juntamente com o consórcio e a Petrobras com respeito a essa negociação. Então, isso foi uma postergação, o mercado está voltando, a Petrobras está voltando, felizmente, e a gente está recompondo. Agora, houve, sem dúvida, um volume que não foi produzido e que nos levou, então, a modificar um pouco a previsão para esse ano na média, na média anual diária de 2,3 milhões de metros cúbicos/dia. Mas aquilo que não for retirar (e ainda poderá até vir a sê-lo, vai depender do mercado, sem dúvida) fica adiado.

Com relação ao arrendamento, sim, nós vimos, foi para a fábrica de fertilizantes, mas é em relação ao contrato. O nosso contrato é com a Petrobras, e, portanto, nós falamos com a Petrobras. Se ela passa como uma segunda derivada que seja esse contrato para alguém ou ela distribui, ela pode passar sem problema. Inclusive a Petrobras tem gás de outras regiões. Então, ela pode muito bem cumprir esse contrato com essas 2 Fafens, né, Bahia e Sergipe, de várias formas, usando Manati ou usando o gás que ela tem.

Então, até o momento a gente não vê nenhum tipo de interferência para nós, até porque isso foi algo que foi publicado pela Petrobras durante o processo dela de desinvestimento nessas áreas.

Então, até o momento a gente não vê nenhum problema. Talvez o que a gente tenha

simplesmente mais um consumidor nessa área, que as Fafens eram consumidores, sobretudo, de Sergipe, eram consumidores tradicionais do gás de Manati, consumiam cerca de 1 milhão de metros cúbicos/dia de gás, e hoje voltando a essa atividade eu acho que passa a até ser uma garantia de escoamento não só desse gás, mas de todo o gás do Nordeste, e a gente vê com muita alegria que o consumo de gás voltará a crescer no Nordeste, não só por causa de Manati, mas que tem um

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horizonte curto, 4 ou 5 anos no máximo de produção, mas nós temos Sergipe lá também.

Então, sempre ver que há novos consumidores e há novos players nesse mercado realmente nos alegra, e a gente espera que isso venha, sem dúvida, um ganha- ganha para todos.

Bom, com relação à Atlanta, nós estamos vendo, sem dúvida, o cenário ainda é de volatilidade, mas eu digo para você que todos nós nos preocupamos muito, e foi o que aconteceu agora com o breakevens operacional que nós estamos enfrentando hoje em dia. Sem dúvida, teve uma queda na produção, mas teve uma queda também nos nossos custos operacionais e que nós já nos referimos a eles, de US$ 15 ou US$ 16 arredonda para cima, e de US$ 21 nesses 2 trimestres considerando obviamente também o que a gente está fazendo nos hedges.

Então, hoje a gente tem uma política de hedge já estabelecida na companhia. Antes era uma política voltada para a moeda, hoje é voltada para o preço do Brent e que tem nos ajudado a enfrentar essa pandemia, sem dúvida nenhuma.

Então, a gente vê o breakeven futuro, sem dúvida, um pouco maior, na casa dos US$ 37 a US$ 40 talvez o barril para Atlanta como uma... não uma preocupação, porque a gente percebe que o Brent vai estar rodando no mínimo a esse valor, já bateu os 40, está superando, as projeções que nós temos são de Brent subindo paulatinamente ao longo desses anos. Soluços sempre vai haver, mas na nossa linha hoje depende muito do que a gente vai obter quando tomarmos a decisão para o bid, nós estamos trabalhando seriamente nisto para fazer o bid do FPSO. O FPSO representa 40% dos custos operacionais, não do lifting, mas do custo operacional como um todo, e, portanto, esse vai ser um fator importante para que a gente tenha uma ideia razoável.

Mas o nosso breakeven, olhando um pouco para o mercado hoje de FPSO, que não está numa crise assim tão grande, mas que, de qualquer maneira, o que se espera

que a gente possa ter um breakeven em torno dos US$ 40, podendo até cair a depender da forma com que a gente faça o desenvolvimento desse campo com uma certa elasticidade na alocação do capital, e é isso que a gente está vendo. Um número mais preciso a gente vai ter provavelmente se a gente conseguir - e é para isso que nós estamos trabalhando hoje - poder fazer a licitação ainda nesses próximos meses, iniciá-la, é o trabalho que nós estamos fazendo, não só da otimização, mas também olhando esse mercado futuro do Brent para que a gente faça alguma coisa que fosse bastante responsável.

Nós estávamos muito adiantado nisso quando houve o problema do preço do Brent e a pandemia, então nós suspendemos - uma medida, sem dúvida, racional naquele momento -, mas agora nós estamos retomando. Mas é isso mais ou menos o range que a gente espera de breakeven para o Brent naquele momento e pensando nos

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50 mil, que a gente continua pensando nesse valor ainda de lifting, obviamente um pouco abaixo disso, na casa talvez 20, 20 e poucos dólares máximo de custo operacional para Atlanta e para o Sistema Definitivo.

Mas operacional é uma coisa e custo total é outra, e o range que a gente espera olhando o mercado, olhando o que está acontecendo e as potenciais oportunidades de FPSO e oportunidades que possamos eventualmente nos interessar, a gente espera que esteja nesse range, na casa dos 40.

Eu passo para a Paula, que, então, vai falar um pouco a respeito do que você quiser no caixa, e se ela quiser também trazer um pouquinho mais de luz a respeito do breakeven, fique à vontade aí. Paula, por favor.

Sra. Paula Côrte-Real: Obrigada, Lincoln. Bom dia, Luiz, obrigado pelas perguntas.

Bom, com relação ao breakeven, eu acho que o Lincoln cobriu bem o ponto. A gente ainda está trabalhando na licitação dos principais contratos, acho que talvez o principal contrato para o definitivo seja o próprio contrato de FPSO, que a gente está trabalhando ainda na contratação, na licitação. Então, é difícil a gente calcular o breakeven sem ter esses custos ainda refinados. Então, eu acho que, se dúvida, essa leitura de mercado ela vai trazer para a gente valores mais precisos para o breakeven do desenvolvimento definitivo de Atlanta.

Nos nossos cenários mais conservadores, eu acho que quando a gente olha o que a gente tem hoje de mercado futuro de óleo para 2023, que é quando entra o campo, e ele segue subindo contango em 2028, eu acho que a gente está falando de um óleo mais ou menos de US$ 57 por barril hoje, se a gente olhar esse mercado hoje, parece fazer sentido dentro dos parâmetros que a gente tem para Atlanta. Mas eu acho que esses números de breakeven e de investimento eles vão ser bastante refinados quando a gente conseguir ter essa leitura de mercado, eu acho que o mercado acaba se adaptando também a preços mais baixos de Brent, o que ajuda na tomada de decisão de investimento dos projetos.

Falando um pouco de caixa, de resiliência e de hedge, a nossa política de hedge para commodity especificamente (porque para moeda a gente olha até um intervalo maior de 3 anos, mas para commodity especificamente) a gente olha sempre os próximos 12 meses, mesmo porque a gente, em geral, trabalha com opções venda e a compra dessas opções para prazos muito longos ela se torna muito onerosa para a companhia.

Então, quando a gente olha para o longo prazo, eu acho que a exposição a óleo faz parte do nosso negócio. Grande parte do nosso ativo é reserva, do nosso valor e reserva, e não consigo hedgear essa reserva toda ainda não produzida. Então, o que a gente procura se proteger dentro da política são esses momentos de volatilidade,

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como o que a gente viveu agora recentemente, e garantir a financiabilidade da companhia para atravessar esses períodos um pouco mais turbulentos.

Com relação à alocação de caixa, eu acho que a companhia sempre foi bastante prudente na utilização desse caixa. Eu acho que a gente fez alguns movimentos importantes desde a abertura de capital, a própria conta dos blocos na bacia de Santos, do BMS-8, que acabou derivando na descoberta de Carcará, do BS-4 e depois o nosso posicionamento mais agressivo na região de Sergipe-Alagoas, que é uma bacia que a gente acredita muito no potencial exploratório, eu acho que foram passos importantes dados pela companhia e aonde o fato de a gente estar capitalizado e poder aproveitar essas oportunidades fez toda a diferença nesse momento.

Então, eu acho que é um pouco do que a gente está vendo agora. A gente entende que esse momento de volatilidade de mercado vai ter reposicionamento de muitas das companhias, esse reposicionamento ele pode trazer boas oportunidades de mercado e a gente está atento e está acho que com todas as variáveis, capitalizado, com um time técnico preparado para capturar essas oportunidades de mercado.

Um movimento que a companhia tem feito nos últimos anos é, quando a gente entende que tem um excesso de caixa frente às oportunidades mapeadas e dado que a companhia é geradora de caixa, são distribuições extemporâneas, são distribuições extraordinárias de dividendos. Eu acho que isso aconteceu nos últimos 3 anos e fez parte da alocação de capital da companhia em função da identificação de um excesso de caixa.

Então, o que eu te digo hoje é que a gente está bastante capitalizado, a gente entende que se reposicionamento de algumas companhias vai trazer boas oportunidades de mercado, é isso que a gente está buscando, então a gente espera ter bons projetos para agregar ao nosso portfólio e que façam sentido dentro do portfólio da companhia, sempre de forma muito prudente, eu acho que esse é o DNA da companhia, é a forma que a gente se desenvolveu até agora, e preservando o valor do nosso portfólio e a longevidade da companhia. Eu acho que é isso que a gente busca.

Sr. Luiz Carvalho: Só em relação ao primeiro ponto, o contrato com a Petrobras lá de Manati, eu não entendi, não ficou claro. Caso a Petrobras passe esse arrendamento para um outro player, o contrato ele permanece válido com a Petrobras ou com eventualmente um novo player, um novo consórcio ou um novo player?

Sr. Lincoln Guardado: Bom, em princípio, Luiz, o nosso contrato é com a Petrobras. Sem dúvida nenhuma, no devido momento, nós vamos ter que sentar e vamos ver com esse novo player a manutenção desse contrato e, sem dúvida nenhuma, as garantias associadas a esse contrato.

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O que nós vimos, temos muito pouca informação ainda, é que a Petrobras estava fazendo a cessão por um ano. Isso está nos documentos divulgados pela Petrobras para o desinvestimento que ela estava fazendo. Então, ainda é um pouco obscuro para a gente a forma com que está sendo feito isso, mas o que nós vimos lá é que a Petrobras estava fazendo por um ano essa passagem e que depois ela voltaria.

Então, para nós, o nosso contrato continua com Petrobras ou a Petrobras ainda continua a garantidora desse contrato com a gente, sem dúvida.

Sr. Luiz Carvalho: Está ótimo.

Operador: Nossa próxima pergunta vem de Guilherme Levy, Morgan Stanley.

Sr. Guilherme Levy: Oi pessoal, boa tarde. Obrigado por pegar as perguntas. Eu tenho duas perguntas. A primeira, eu entendo que tiveram vários fatores contribuindo para a grande redução do lifting cost no Atlanta. Eu queria entender melhor quanto cada um desses fatores contribuiu para a gente ver esse lifting cost em 380, até para entender como que vai ser o trend para os próximos quarters. Eu que entender quanto que foi o preço de óleo nisso, quanto foi a renegociação dos contratos e o fator da unidade de tratamento de água.

E a segunda pergunta é se vocês têm algum update em relação à expectativa para receber a última parcela da venda de Carcará. É isso, obrigado.

Sr. Lincoln Guardado: Pois não, Levy. Levy, é o seguinte, eu vou responder para você sobre o Carcará e eu passo à Paula e ao Danilo a explicação a respeito do lifting que você tem. Você tem motivações operacionais e teve motivações também de ordem financeira com as reduções dos contratos e etc. Então, eu passo um pouco à Paula e depois ao Danilo para te dar uma arredondada a respeito do que aconteceu com os custos e por quê que o efeito não foi tão grande, teve menor produção, mas teve menor custo também.

Mas com relação à Carcará, nós acompanhamos esse processo também pelo que está ocorrendo até na própria mídia, a Equinor tem sido muito dinâmica com relação à Carcará, inclusive já tem previsão de produção no final de 23-24, já tem FPSO encomendado, vai ser o maior FPSO em operação no Brasil com 220 mil barris/dia. Então, ela está tomando (e a gente tem observado) iniciativas de quem já está andando bem.

Ela declarou a comercialidade desse campo em dezembro do ano passado e, seguindo as regras que existem com relação à ANP, a Equinor tem 6 meses, então, para entregar um plano de desenvolvimento, e esse plano de desenvolvimento deve ter sido entregue (nós não acompanhamos e o problema da pandemia e tudo isto também do corona dificultou um pouco todas essas ações de todas as companhias,

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da própria ANP), mas ela deveria ter entregue esse plano até o final de junho, que são 6 meses para ela, após a declaração de comercialidade, para entregar o plano de desenvolvimento dessa jazida ou aquilo que se chama de AIP (acordo de individualização da produção), que é, na verdade, a negociação que as companhias e os consórcios fazem com a PPSA é anexo desse plano.

Bom, a gente imagina, então, dado que não tenha havido nenhum atraso nisso em função de todos esses problemas que a gente está vivendo, a Equinor deve ter entregue esse plano no final de junho, no máximo aí talvez em julho, e essa unitização está fazendo parte disso, e a agência tem 6 meses de plano, de data, de período de tempo para responder.

Então, eu te diria o seguinte, tem uma chance, sempre olhando todo aqui, tudo que está hoje cercando de algumas dificuldades nos aspectos corporativos e administrativos que todo estão tendo, que tem uma chance dessa parte ainda vir esse ano, mas eu te diria que é mais provável que ela venha no primeiro tri o restante, são US$ 144 milhões que a Equinor deve nos pagar, é mais provável que venha talvez no primeiro tri tendo em conta não os prazos contratados da agência e regulamentares, mas tendo em conta tudo o que o mundo está vivendo e nós aqui no Brasil também com algum tipo de dificuldade.

Então, essa é a previsão que a gente tem, não é descartado esse ano, mas em termos de mais provável eu te diria que seria no primeiro tri de 2021 em função de tudo o que está acontecendo.

Mas a gente vê que a Equinor está sendo muito diligente e está andando muito rápido a respeito dos planos e das contratações para a produção hoje no chamado Campo de Bacalhau, que foi renomeado, a descoberta de Carcará, a Bacalhau.

Então, é essa a informação que a gente tem, vamos dizer assim, mais oficial olhando pura e simplesmente os tempos necessários a partir da declaração de comercialidade, que foi em dezembro do ano passado. Também estamos ansiosos por receber esse dinheiro que a gente tem muito plano para ele, sim.

Então, eu passaria um pouco aqui agora para a Paula e para o Danilo para falar um pouco do custo e falar um pouco também da parte mais operacional do que ocorreu.

Por favor, Paula e Danilo.

Sra. Paula Côrte-Real: Bom dia, Guilherme eu acho que eu vou tentar responder sua pergunta sobre a questão do custo e depois se o Danilo tiver alguma coisa para complementar eu passo a palavra para ele.

Bom, o custo operacional eu acho que a gente teve algumas variáveis que impactaram essa redução, que trouxeram essa redução, que podem ou não ter um

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efeito um pouco mais perene, né. Eu acho que o primeiro ponto é que a gente tem parte dos nossos custos denominada em reais, então quando a gente vê a subida da taxa de câmbio acabou que, quando eu olho esses custos em dólar, ele acabou ficando um pouco mais baixo por causa disso.

Eu acho que, com relação aos contratos, a gente teve uma negociação, a gente já tinha até divulgado isso anteriormente, a gente teve uma renegociação de alguns contratos ao longo desse período de pandemia em função da queda do Brent, das dificuldades inerentes ao período, então a gente conseguiu redução de alguns contratos ligados à operação, e só esses contratos, tirando a parte do FPSO, ele já nos levaria a uma redução de mais ou menos 10% do custo operacional. Então, essa janela de negociação ela é variável de acordo com o fornecedor, mas ela persiste enquanto a gente estiver vivendo esse momento de crise e de Brent mais baixo e esse período de pandemia.

A gente teve um outro efeito importante, que aí sim é relacionada ao FPSO, e eu vou quebrar o efeito do FPSO em 2 partes: Uma parte que o contrato da Teekay ele tem algumas parcelas que são variáveis e dependem do preço do Brent, então para Brent mais baixos ele acaba naturalmente tendo uma redução no valor da tarifa; e uma segunda parte que foi alguns problemas que a gente vivenciou, especialmente a partir do mês de junho, então eu acho que o último trimestre o maior impacto foi no mês de junho relacionados à separação e ao tratamento da água e isso acabou afetando a produção da companhia, por isso a nossa média do trimestre ficou em 25 mil barris e, consequentemente, a performance do contrato da Teekay no contrato da FPSO.

Então, isso também traz uma redução de custo proporcional, que é enquanto durar essa questão do tratamento da água, da separação e tratamento da água, que impacta diretamente a performance do operador, do afretador do FPSO.

Então, a gente espera que esse problema seja solucionado nas próximas semanas, próximo mês, e, uma vez solucionado esse problema, a gente retornaria aos níveis de produção mais próximos do que a gente via anterior e consequentemente o custo também mais próximo do que a gente tinha antes.

Então, se a gente considerar o Brent na casa dos 40, como ele está hoje, considerar em torno de US$ 40 e US$ 45, eu diria que a gente vai ver custos operacionais mais baixos do que a gente viu no primeiro trimestre, mas mais altos do que a gente viu nesse trimestre.

O terceiro trimestre ele ainda é parcialmente impactado por essa questão da Teekay pela performance no contrato, então ele ainda traz esse custo reduzido de FPSO, mas eu acho que, quando a gente olha para um prazo um pouquinho mais longo, a gente deve ver custos entre o que a gente viu no primeiro e no terceiro trimestre.

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Lembrando também que essa própria redução de 10% dura na medida que a gente estiver esse período de pandemia e de Brent mais... consequentemente sofrendo um pouco na questão do preço do Brent.

Então, é isso. A gente tem tentado tornar o projeto o mais saudável possível, sustentável possível e a gente tem contado com a parceria de alguns fornecedores nesse sentido e por essa razão a gente conseguiu essa redução e tem um impacto razoável da questão da performance da Teekay.

Eu dividiria o que a gente tem hoje, se a gente olhar trimestre por trimestre, eu acho que esse custo operacional em dólar talvez tenha caído uns 20%. Eu diria que 10%

relacionado à negociação de contrato e os outros 10-11% no trimestre, na média do trimestre - lembrando que esse é um efeito concentrado em junho, mas - na média do trimestre isso seria relacionado à performance do FPSO.

Não sei se o Danilo quer complementar alguma coisa ou se ficou claro ou se você tem alguma outra dúvida?

Sr. Guilherme Levy: Não, está superclaro. Obrigado pessoal.

Operador: Nossa próxima pergunta vem de Leonardo Marcondes, Itaú BBA.

Sr. Leonardo Marcondes: Fala pessoal, tudo bem? Boa tarde Lincoln, Paula, Danilo. Espero que esteja todo mundo bem aí.

Bom, vamos lá. A minha primeira pergunta é em relação ao desconto de Atlanta. A gente tem visto uma adaptação mais rápida que o esperado da indústria naval em relação ao IMO 2020 e, nesse sentido, eu queria entender como vocês têm visto o marketing do óleo de Atlanta no curto prazo e como isso deve se desenvolver no médio para longo prazo.

Minha segunda pergunta eu queria entender um pouco mais sobre a cabeça da companhia em relação à gestão do seu portfólio. Hoje em dia, na minha percepção

aí vocês aí me corrijam, por favor, caso eu esteja vendo alguma coisa errada -, que a companhia está mais focada no Sistema Definitivo de Atlanta e na campanha exploratória de Sergipe-Alagoas, que são projetos que estão mais sob a nossa visibilidade aqui. Então, eu queria entender como vocês veem a companhia daqui uns anos em relação à dependência desses ativos e se vocês enxergam via de crescimento para a companhia vindo de outras fontes, a exemplo M&A médio e curto prazo. Obrigado.

Sr. Lincoln Guardado: Obrigado, Eduardo. Bom, como eu estou aqui com a palavra, vou falar um pouquinho aqui da segunda pergunta também e o Danilo te mostra, ele discorre um pouco para você como anda o marketing do óleo de Atlanta e as variáveis que a gente busca hoje de mercados e não só preço para esse óleo

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também olhando nesse Sistema Definitivo, o Danilo te explica um pouco como isso está andando.

Olha, com relação à gestão, você tem razão, nós estamos muito focados no Atlanta porque é aquilo que está gerando caixa para a gente, está gerando inclusive informações para a gente hoje em dia de que forma a gente pode fazer da maneira mais eficaz para tornar o Sistema Definitivo mais resiliente a tudo que nós vimos de variação nesse preço de óleo e etc. e olhando o futuro, né.

A gente não está trabalhando hoje em dia com o óleo a 80 lá no futuro, mas tem forecast, tem companhias que trabalham até com US$ 80 no futuro, mas a gente acha que esse projeto ele tem realmente bastante opções para a gente seguir a frente com ele e os dados que a gente tem coletado tem nos ajudado muito a formatar um Sistema Definitivo, e é por isso que nós não lançamos ainda o bid olhando um pouco da evolução do óleo, e a gente tem procurado lançar mão de várias opções para esse campo para que a gente tenha tranquilidade em obter essa decisão para o full development.

Sergipe, sem dúvida nenhuma, tem uma oportunidade muito grande nesse futuro. A gente já tem visto o que está acontecendo, Sergipe já é uma bacia produtora, é a primeira bacia produtora brasileira do mar, do Nordeste é a primeira bacia produtora em água profunda que vai ser com a Petrobras com as descobertas. Então, nós depositamos, de fato, muita esperança em Sergipe e já estudamos há muito tempo, já esperamos há muito tempo.

As últimas descobertas que houve, inclusive nas bacias da Guiana e Suriname e etc. que têm o mesmo sistema petrolífero, não só alavancam Sergipe-Alagoas como alavancam também as áreas que a gente tem nas bacias equatoriais, sobretudo, Pará-Maranhão, mas Foz também. Tudo o que está acontecendo lá são análogos, no Suriname e nesses outros países limítrofes, são análogos e tudo que nós temos no equatorial e análogos em Sergipe também. E Sergipe está aí, Sergipe está próximo. Sergipe provavelmente no ano que vem, nessa época aqui, né, nós estaremos furando. Teve um pequeno adiamento em função da pandemia, por quê? Porque nós aguardamos para Sergipe pura e simplesmente a liberação da licença de perfuração. É só isso.

Tudo o que nós temos que fazer em Sergipe com o levantamentos sísmico de todos os 9 blocos que a gente tem - um bloco só que faltou um pedaço para levantar sísmica e que não impacta nas decisões que nós estamos tomando agora - já estão prontos e o operador já está tomando as iniciativas de compra de long lead items e etc., e fazendo a licitação de sonda, não é só para Sergipe, o operador tem outras áreas no Brasil, o que inclusive é bom porque permite uma campanha mais longa e que a gente possa ter ganhos também de custo operacional.

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Mas Sergipe, sem dúvida, sob o ponto de vista exploratório, é o nosso foco, depois

Pará-Maranhãoe quanto à geração de caixa de curto e médio prazo é o Atlanta, que vem por enquanto com a possibilidade de ter mais um poço e o Sistema Definitivo nesse médio prazo, final de 23 aproximadamente, que é o que a gente imagina e dependendo das ações que a gente possa vir a tomar esse ano.

Sem dúvida, a gente olha também a possibilidade de ter algum tipo de aquisição, mas as aquisições elas precisam fazer um certo sentido no nosso portfólio. Nós temos que estar, sim, sempre preparados também com o nosso caixa para o que possa vir a acontecer em Sergipe, não só investimento em Atlanta, que a gente espera também ter algum tipo de financiamento para isso. Nós não pretendemos financiar todo o desenvolvimento de Atlanta com o caixa da companhia, mas parte dele inicial que a gente tem feito será.

Mas Sergipe, a depender dos primeiros resultados, pode ter uma exploração muito acelerada. Nós temos que levar isso em conta. Nós temos que levar, e outra: está na boca, daqui a um ano. Porém, isso não inibe que a gente olhe oportunidades de mercado, e a gente tem olhado.

Agora, essas oportunidades têm que fazer sentido. E o quê que é fazer sentido para a gente? Tem que ser melhor do que as oportunidades hoje para alocação de capital que a gente tem. Ela tem que ter uma certa visibilidade de produção. A gente tem visto muitas áreas que estão em fase final, que têm uma produção esperada entre 4-5 anos no máximo, 6 anos, e a gente quer alguma coisa um pouco mais longa, de tal forma que permita que a gente não tenha que voltar ao mercado num curto espaço de tempo.

Hoje o que se observa ainda de algumas das oportunidades que estão sendo oferecidas ou que foram oferecidas, sobretudo, no ano passado, é que são curvas incrementais de óleo, com muita atividade de campo, com outro tipo de companhia, na verdade, né. Você precisa mudar substancialmente a sua companhia para entrar em algumas das áreas maduras, sobretudo, as que a Petrobras vendeu, que foi na de polos, né. Então, acho que tem 3, 4, 5 plataformas em produção e que não é bem obviamente o ambiente que a nossa companhia está se promovendo.

Então, nós olhamos, sim, nós estamos olhando e eu acho que há espaço, sem dúvida nenhuma, para uma eventual aquisição ou para algum merger que possa fazer sentido olhando para o nosso portfólio. Ele tem que fazer sentido. Nós estamos vendo muito pouca coisa de exploração e o nosso portfólio já com o tempo curto e o longo prazo, né, que seriam as bacias equatoriais, Sergipe é entendido como curto prazo e baixo risco, e qualquer coisa que venha tem que ser que se encaixe aí, e hoje nós estamos muito mais focados em olhar aquilo que possa vir a diversificar a nossa fonte de receita, que é produção ou início de produção ou uma produção que tenha uma visibilidade acima de 8 anos para que a gente possa, aí sim, esperar qualquer nova descoberta que a gente faça e entrar em produção.

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Então, tem realmente muita coisa, deverá haver mais, mas nós estamos atentos, sim, a essas oportunidades.

Bem, Eduardo, se você tiver mais uma questão aí sobre isso, eu me disponho a voltar. Eu passei, então, ao Danilo, para te falar um pouco como é que está sendo a nossa estratégia de marketing do óleo e que standards a gente está obtendo atualmente com as vendas. Por favor, Danilo.

Sr. Danilo Oliveira: Ok, vamos lá. O óleo de Atlanta está sendo comercializado hoje num patamar de Brent plus a variação, mas estamos negociando a Brent plus. Lembrando que o número que nós damos para o óleo de Atlanta ele compõe dessa parcela do valor do óleo, que digo que é Brent plus, menos os custos de logística, que são os custos de pagamento da estadia do navio aqui pelo tempo que leva para carregar o navio e o frete para levar ao destino.

Nós estamos trabalhando que a curto prazo, considerando o curto prazo o Sistema Antecipado, não vai haver modificação. Nós teremos prêmio acima do Brent e o custo de logística vai continuar o mesmo. Quando mudarmos para os SD as coisas se invertem. Provavelmente a adaptação dos meios de transporte à norma do baixo enxofre vão se adaptar e esse custo do óleo de Atlanta pela qualidade do óleo deverá sofrer uma diminuição. Estamos trabalhando ao retorno dos Brent -4/Brent-5, que era lá no início, né. Mas, em compensação, nós ganharemos com a logística. Nós não levaremos mais 30 dias para encher o navio, o navio encherá em 24h e poderemos colocar mais óleo otimizando também no frete.

Então, praticamente nós não vemos grande mudança no preço final do óleo de Atlanta colocado numa refinaria. Estamos trabalhando com Brent menos um dígito, como está hoje, ok?

Sr. Leonardo Marcondes: Entendi pessoal. Perfeito, muito obrigado.

Operador: Temos também perguntas vindas do webcast. A próxima pergunta é de Frank McGann, Bank of America:

"Poderiam nos passar mais informações sobre o ganho com os 20% de participação em Atlanta que foi recebido e de que forma isso é tratado do ponto de vista de fluxo de caixa?"

Sr. Lincoln Guardado: Ok, Frank, obrigado. Obrigado pela presença e pela pergunta também. Eu vou passar aqui para a Paula, que pode te dar um pouco mais de luz como isso vai ser tratado sob o ponto de vista financeiro. Essa última novidade que nós tivemos, então, é consequência de um processo muito longo. Então, eu acho que a Paula pode responder essa pergunta para você.

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Paula, por favor.

Sra. Paula Côrte-Real: Oi Frank, bom dia. Obrigada pela pergunta. Vou dar prosseguimento aqui à resposta em português.

Bom, com relação aos 20% das ações da AFBV, eles não tem qualquer efeito caixa. Na verdade, o que acontece é que a gente tinha um investimento na AFBV que era reconhecido no balanço da Enauta, esse investimento era de 30%, o acréscimo desse investimento de 30 para 50%, ou seja, o reconhecimento dos 20% adicional foi fruto de todo esse processo de expulsão da Dommo da concessão, do bloco BS- 4, então a gente teve alguns processos de arbitragem que correram em paralelo, algum deles até ainda em andamento, mas a gente, primeiro, teve uma decisão do processo que era relacionado à concessão aqui no Brasil, à concessão do bloco BS- 4 e quando aconteceu a gente fez o reflexo no balanço daqui, e recentemente com a decisão também de um processo de arbitragem, mas aí envolvendo a estrutura das empresas holandesas relacionadas ao bloco BS-4, foi feita, então, a transferência dos 40% originalmente detidos pela Dommo, foi feita a transferência de 20% para QGEP BV, que é parte da Enauta, e os outros 20% para o nosso outro parceiro, que é a Barra Energia.

Então, o que a gente está reconhecendo no balanço nesse momento é o impacto contábil desses 20% de investimento na AFBV.

Obviamente, a gente tem lá o valor patrimonial desses 20%, que é o que foi reconhecido e trouxe esse impacto, então, de aproximadamente R$ 120 milhões. Mas ele não tem qualquer efeito caixa nesse momento para a companhia.

Operador: A próxima pergunta também de Frank McGann:

"Sobre o crédito fiscal de ICMS da exclusão do PIS e COFINS da base de cálculo, como é esperada a realização disto?"

Sr. Lincoln Guardado: Bom, eu mantenho a Paula com o microfone aberto, então, para explicar os efeitos desse crédito para o Frank. Por favor, Paula.

Sra. Paula Côrte-Real: É, a gente recentemente teve uma decisão favorável, eu acho que essa decisão ela também aconteceu com outras empresas, então a gente teve outras divulgações nesse sentido. A gente fez um fato relevante quando do arquivamento do formulário de referência, aonde a gente reconheceu o impacto da exclusão do ICMS da base de cálculo de PIS e COFINS. Essa foi uma ação que a gente entrou em 2014, ela retroage 5 anos, então esse é o impacto que vem desde 2009.

Então, uma parte desses 62 milhões reconhecido é, de fato, o impacto de crédito fiscal e uma outra parte, em torno de 20 milhões desse valor, é a correção financeira ao longo do tempo dado que alguns desses valores retroagem ao ano de 2009.

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A forma de recebimento disso ainda está sendo analisada pela Companhia, provavelmente será via precatório, e a gente estima que, de acordo com os nossos advogados nesse momento, a gente estima que isso tem um efeito caixa ao longo dos próximos 2 anos, que a gente consiga, de fato, monetizar esse valor que foi, então, recolhido a maior ao longo dos anos anteriores em função do entendimento agora da exclusão do ICMS da base de cálculo de PIS COFINS.

Então, a gente conheceu 62 milhões no resultado, esse é um valor que ainda está em discussão, como a gente colocou na própria divulgação, ele pode ser maior do que os 62, eu acho que depende um pouco do entendimento da Corte em relação à modulação desse valor, então da forma de cálculo. Ele é no mínimo de 62, esse foi o valor reconhecido pela companhia no resultado de forma conservadora, mas ele pode ser maior, conforme a nossa divulgação.

Então, eu acho que o efeito caixa disso, que foi a sua pergunta, ele deve ocorrer num intervalo de 2 anos de acordo com os nossos advogados.

Operador: A próxima pergunta vem do Sr. Leonardo:

"Por que ainda não contrataram a FPSO? A FPSO pode reduzir lifting cost, o que é crucial neste momento?"

Sr. Lincoln Guardado: Obrigado, Leonardo. Eu posso responder e o Danilo pode complementar. Nós estávamos num direcionamento muito grande já para fazer o bid do FPSO quando ocorreu todo esse problema grave no início desse ano, sobretudo, em fevereiro, o que nos obrigou a suspender essa licitação. Naquele momento, não havia uma crise brutal na indústria de óleo e gás, uma crise brutal na economia, sobretudo, na economia mundial, porque não se sabia qual seria a consequência dela e por quanto tempo ela iria estar.

Ela ainda está aí. Ela realmente não foi totalmente embora. Há ainda toda essa dificuldade de uma eventual segunda onda da COVID, que pode vir a alterar novamente a macroeconomia, microeconomia de todos os países. Então, naquele momento, não foi só nós, nós tivemos que reagir de uma maneira prudencial e nós evitamos, então, seguir com a licitação do FPSO.

Isso não quer dizer que nós abandonamos a ideia de ter uma licitação e que nós estamos abandonando a ideia em função dessa crise no SD. Não, não foi isso. Nós simplesmente adiamos essa decisão em função desse debate que ocorreu da economia e no mercado, e na medida que isso comece a recuperar, e é o que nós estamos vendo agora, estudamos, vimos, revimos a forma de fazer esse Sistema Definitivo tentando otimizá-lo sob o ponto de vista econômico e não só técnico para que ele seja resiliente a essa nova tendência que veio.

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Felizmente, o óleo começou a recuperar de uma maneira até mais rápida do que nós imaginávamos e tudo leva a crer que ele vai se manter nesse nível crescente, nessa apreciação crescente, lenta mas contínua, que é o que nos interessa, que nos permite, então, antever, como já foi citado pela Paula, valores acima de US$ 50 a partir de 22, 23 e chegando até 58-60 em 2028.

Se essas tendências se manifestarem ainda desta forma, a gente pretende, sim, voltar a pensar no FPSO. Mas não é só isso. Tem aspectos técnicos também, e que eu abro o microfone para o Danilo se ele quiser completar um pouco mais a respeito das decisões e dos estudos que a gente está fazendo. Danilo, por favor.

Sr. Danilo Oliveira: O Lincoln falou muito bem, nós estávamos prontos para lançar o bid no início desse ano, justamente logo após o carnaval, quando a crise abateu comprimindo os preços de petróleo e nos levou a dar uma parada, dar uma adiada nisso, e retornamos agora. O preço de petróleo já está mais ou menos equilibrado, em nível de 40 a 45, com tendência de alta e nós pretendemos e já estamos completamente prontos para ir para o bid.

As companhias já foram contatadas, já estamos discutindo inclusive a engenharia, alguns aspectos de performance do navio, só falta mesmo oficializar formalmente, e isso deve acontecer, se tudo correr bem, até o final desse mês, ok?

Operador: A próxima pergunta vem do Sr. Renato Tawking:

"Vocês poderiam dar algum guidance de lifting cost de Atlanta para 2021? E vocês esperam manter o lifting cost nesse patamar de US$ 15 por barril mesmo com a redução na produção esperada em 2021 para 18 mil barris por dia?"

Sr. Lincoln Guardado: Bom, a gente espera que em 2021 - eu deixo também um pouco a Paula preparada para falar - a gente deve atingir pela produção, contando a produção de 3 poços e etc., a gente deve atingir a capacidade máxima de tratamento de água desse FPSO. Ela é limitada, a gente sempre soube disso, que ela era limitada, o FPSO estava previsto para ficar cerca de 3 anos e meio, nós tivemos que estender em função de toda essa problemática, a crise de 2014, 15, a crise atual, e tudo isso, então, a gente está vendo que esse FPSO ele tem que ficar um pouco mais de tempo na alocação. E ele, a produção normal de água e que o óleo produz com a água, infelizmente tem água porque a água ajuda a manter, o deslocamento da água, né, a movimentação da água ajuda a manter a pressão do reservatório e, portanto, a produção, ela vai atingir o limite de capacidade desse FPSO, que é 7 mil barris de tratamento por dia. E ela atinge quando? Vai atingir no ano que vem. Daí essa redução para 18 mil barris que a gente está observando.

Como a redução é devida à limitação da capacidade, nós não teremos o efeito que nós estamos observando agora da redução do custo operacional porque agora é uma limitação já do navio e não de performance. É uma limitação que já fazia parte

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dos planos originais e etc. e, desta forma, nós não obteremos, não que a gente queira obter redução, a gente quer até pagar obviamente, mas desde que eu produza mais, claro. Não é performance, mas é multa.

Quer dizer, o que a Teekay tem hoje se não performar ela tem multa. Isso não vai ocorrer em 2021, se tudo for como estamos esperando, nós vamos atingir essa capacidade e que nos levou a essa produção estimada em torno de 18 mil. Mas vamos admitir que seja 20 mil, a gente vai voltar aos padrões que nós tínhamos de lifting costs antes dessa pandemia, que vai estar ali entre US$ 20 e US$ 22 o barril tendo o contrato da Teekay voltado às condições normais, onde há um certo prêmio de acordo com o nível de produção e de acordo com o valor do Brent.

O Brent subindo eles retomam isso e não haverá, então, nenhum tipo de penalização, que é o que nós estamos observando agora e inclusive não é o que a gente quer, sem dúvida nenhuma, mas ajudou um pouco o nosso fluxo de caixa.

Então, nós deveremos estar por volta desses valores se a produção atingir entre 18 e 20 mil, que é o nosso esperado, 18 foi o que nós já publicamos, e a gente volta a patamar histórico, vamos chamar assim, do final do ano passado, que estava em torno de US$ 450-US$ 460 mil/dia de custo operacional. Então, é em torno desse aí, 20 a 22.

Operador: A próxima pergunta vem de Lucas Ganso:

"Bom dia. Como a produção em Atlanta deve voltar ao normal a partir de agosto, por que a redução para 2021 foi tão expressiva?"

Sr. Lincoln Guardado: Bom, eu passo aqui para o Danilo, que é decorrência disso que eu acabei de falar. Mas eu acho que o Danilo ele pode falar um pouco mais para vocês, mas a decorrência é essa mesma que topa o índice. Mas o Danilo pode dar elementos técnicos mais precisos do que eu com relação a essa limitação do tratamento. Por favor, Danilo.

Sr. Danilo Oliveira: Ok, vamos lá. Lembrando a vocês que o Petrojarl tem uma capacidade de processamento de 30 mil barris por dia e uma capacidade de processamento de água de 6 mil barris por dia, então, o que acontece é, quando nós iniciarmos o ano de 2021, nós iniciaremos com uma produção de 30 mil barris por dia de líquido, dos quais entre 4.500 a 5 mil serão água, e este volume de água irá crescer. Então, quando a água chegar a 6 mil barris por dia, eu terei que diminuir a produção de óleo porque como eu não posso tratar mais água e o óleo vem com mais água, eu começo a diminuir a produção. Então, essa produção vai decrescendo de modo a manter sempre produção de água 6 mil barris por dia.

Então, a produção começa em torno de 25 mil barris por dia em janeiro/fevereiro e ela vai diminuindo ao longo do ano até dar uma média anual de 18 mil barris por

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dia. Lembrando que isto não é um problema de reservatório. Se nós tivéssemos um navio com capacidade de tratar a água, os 3 poços produziriam 30 mil barris por dia de óleo, ou próximo disso, porque aí eu poderia levar a água para volumes muito maiores. É o que irá acontecer no Sistema Definitivo. No Sistema Definitivo, nós teremos um navio com capacidade para tratar 160 mil barris de água. Então, os poços poderão produzir a plena capacidade que a água será tratada.

Lembrando também que nós já tínhamos previsto isso, tanto que estava programado a perfuração do poço no primeiro trimestre de 2021 para substituir aquele que produzisse mais água. Então, substituindo a água pelo óleo, elevando a produção de óleo do sistema. Mas, infelizmente, com a COVID e a redução do preço do Brent, a perfuração desse poço ficou inviável.

A retomada do Brent de novo a patamares de 40 a 45, trouxemos de novo à mesa, estamos discutindo agora com o nosso sócio para retornarmos à decisão de perfuração do quarto poço, o que ocorreria ao final do ano que vem. Infelizmente, o ano de 2021 ele está prejudicado pelo volume de água limite do FPSO.

Operador: A próxima pergunta vem do Sr. Leonardo:

"Por que não investem já em 2020 em Sergipe? Tem caixa para isso, área promissora com possibilidade de alta vasão de óleo adjacente à Farfan com um lifting cost menor talvez do que Atlanta. Áreas com baixo lifting cost deveriam ser foco da companhia para proteger contra cenários adversos."

Sr. Lincoln Guardado: Obrigado, Leonardo. Nós concordamos plenamente com você, viu, 100%,110% com o que você falou, mas a motivação não é por querer, então eu vou pedir para o nosso Superintendente de Exploração, o Mendes, para que te responda ou como é que estão essas atividades e o quê que tem, na verdade, impedido que a gente faça um investimento maior ainda do que nós estamos fazendo em Sergipe como você preconiza. Mas nós estamos muito de acordo.

Mendes, por favor.

Sr. José Milton Mendes: Boa tarde, Leonardo. Obrigado. Como o Lincoln falou, a gente compartilha dessa sua ansiedade. Se dependesse da gente, a gente já estaria com a sonda perfurando lá em Sergipe-Alagoas, no entanto, a gente tem que seguir todos os trâmites dos dados que foram adquiridos, a gente já divulgou inclusive nesse mês agora que o processamento final do 3D adquirido em Sergipe só foi concluído agora em meados desse ano.

A gente tem evoluído bastante com as diversas etapas dos processamentos que a gente têm adquirido, mas obviamente que a alocação e a definição de uma perfuração seria com o dado definitivo.

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Outra coisa, como o Lincoln também falou, ainda encontra-se em andamento a questão do licenciamento ambiental. Então, Sergipe a gente está bastante ansioso realmente de começar a fase de perfuração de poços, a gente tem seguido um cronograma muito de perto junto com os sócios, o orçamento e o cronograma das atividades estão evoluindo muito bem, a gente tem identificado prospectos com volumes materiais, a gente tem alinhado muito bem dentro do consórcio todos os sócios em termos do rankeamento dos principais prospectos que a gente já tem mapeado na área.

Então, a programação em função dessas questões do processamento sísmico, necessidade de uma avaliação final do processamento, a questão do licenciamento ambiental é que está levando para meados do ano que vem a nossa expectativa aí para perfuração em Sergipe. Mas realmente a gente está bastante ansioso pelo início da atividade de perfuração nessa área.

Operador: A próxima pergunta vem da Sra. Ana Luiza Eggs, Brasil Energia:

"O primeiro poço de Sergipe-Alagoas está previsto para qual bloco?"

Sr. Lincoln Guardado: Eu vou manter a resposta com o Mendes. Ainda não está decidido isso, ainda está em discussão, mas o Mendes pode dizer por que nós temos 9 blocos na área, quer dizer, os vieses são muito diferentes um do outro e estamos avaliando, sem dúvida, o quê que seria a melhor opção. Mas talvez o Mendes possa falar um pouco mais.

Mendes, por favor.

Sr. José Milton Mendes: Essa é uma informação ainda que está restrita para o consórcio, a gente já chegou num alinhamento muito bom em termos das prioridades, mas isso ainda é uma informação que a gente não está abrindo ainda ao público em geral, mas já está definido quais são os principais prospectos que serão perfurados nessa área. Eu acho que muito, muito em breve provavelmente a gente vai ter alguma informação a passar em relação a exatamente em qual bloco a gente iniciaria as atividades de perfuração na área.

Operador: Nossa próxima pergunta vem de Arnon Rodrigues de Carvalho:

"Boa tarde. Gostaria de saber se a empresa estuda a possibilidade de pagamento de dividendos semestrais."

E também temos uma relacionada, que é do Sr. Diogo Neves:

"Qual a necessidade de a empresa ter tanto caixa tendo um Capex tão baixo? Por que não se distribui mais esse caixa aos acionistas?"

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Sr. Lincoln Guardado: Bom, obrigado pela pergunta de vocês. Mas, é óbvio, você deve saber que a Companhia tem um programa de distribuição de dividendo, que é 15 centavos por ação anual e que nós temos implantado desde o ano de 2013 e conseguimos todo o ano, temos dado resultados, aliás todos os anos, e temos distribuído esses dividendos.

Nos últimos três anos, nós fizemos algumas distribuições de dividendos extraordinárias e bastante significativas, inclusive nesse ano que passou com R$ 300 milhões, e a nossa ideia é, sim, primeiro o nosso caixa, ele visa a manutenção da companhia e a perenidade do seu crescimento e dos investimentos que tem pela frente, sem dúvida nenhuma. Isto é sempre o que a gente se propõe, inclusive para os nossos investidores.

Agora, na medida em que há um excesso de caixa e que não venha a prejudicar a implementação da estratégia e dos planos operacionais da companhia, sobretudo, com essa visão de 2 a 3 à frente, a gente normalmente distribui, sim. A gente quer toda monetização prevista que a gente tem e que foi antecipada, como foi o caso, por exemplo, da venda de Carcará, nós fizemos a distribuição, nós estávamos antecipando obviamente o crescimento futuro da companhia, da sua receita, dos seus resultados e que poderão, num determinado momento, vir até a modificar a forma com que a gente faz essa distribuição e o nosso plano, mas hoje em dia a gente tem preferido fazer essas distribuições mais extemporâneas, que, na verdade, já tivemos 3 seguidas, na medida em que o caixa atinja um nível que é o suficiente para a implementação da nossa estratégia e o cumprimento dos nossos compromissos, não é do ano, mas compromissos de 2 a 3 anos pela frente.

A gente tem feito isso e a gente... a companhia procura, e o seu Board também, fazer essa distribuição de tal forma que isso não fique puramente uma gestão só da companhia, mas ela tem que preservar a sua capacidade, sem dúvida, de investimento, e tem efeito bem e eu digo para vocês: temos sido bastante ousados nessa distribuição.

Então, não se preocupem porque sempre que houver um acesso que não tenha a preocupação dos investimentos de médio e longo prazo aqui, sobretudo, de curto e médio prazo, nós vamos distribuir. Essa é uma política que a companhia tem, mas isto desde que não fira a capacidade de investimento e de crescimento, de formação desse futuro da companhia.

Isso está, sem dúvida, no nosso DNA e a gente quer dividir com os investidores todos esses ganhos adicionais e extras que a gente tem obtido.

Operador: A próxima pergunta vem do Sr. Carlos Eduardo:

"O PL do gás é um drive que acelera o início da perfuração em Sergipe-Alagoas? Manati também pode ser beneficiado com esse PL."

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Sr. Lincoln Guardado: Bom, eu vou responder em cima do que a gente tem e abro também aí para o Danilo se quiser complementar, o Danilo tem muito bom conhecimento a respeito do mercado de gás e pode falar também.

Olha, a PL ela é muito importante. Ela é muito importante para o Brasil, é muito importante para o consumidor, é muito importante para o mercado de gás. Nós, que somos produtores de gás em Manati, sem dúvida nenhuma, quanto mais, na verdade, consumidores nós tivermos, melhor é. Melhor é. Quanto mais distribuidoras houver e, melhor, quanto mais transportadores tiver, melhor para todos nós.

Manati já tem uma vida mais curta daqui para frente, talvez 4 anos, 5 no máximo, mas 4 com certeza, mas Sergipe é uma área que tem muito apelo para gás. Gás, sobretudo, associado. Tem gás livre também nas descobertas da Petrobras, tem gás livre, tem gás associado, e o que é importante: o gás de Sergipe também é um gás associado ao óleo, como é o pré-sal, e tem volumes associados parecidos com o do pré-sal, um pouco mais baixo, mas parecidos com o do pré-sal.

Então, a gente conta, sim, que Sergipe venha a ter, em caso de descoberta, uma possibilidade muito grande da monetização do gás associado ao óleo ou eventual de descobertas de gás livres que possam acontecer na área, como já observado.

Então, essa PL é importante na medida em que traz mais consumidores, sobretudo, os industriais, traz mais transportadores, que é o midstream, e que venha, na verdade, a aumentar a demanda por gás no Brasil. O Brasil passou, em cerca de 15 anos, de 2% na matriz para 9% na matriz de hoje. Hoje só não cresce mais pela dificuldade da infraestrutura, da infraestrutura para escoamento desse gás. E quanto mais consumo tiver, a gente vai poder, sem dúvida nenhuma, estabelecer preços mais competitivos para esse gás. A gente espera que isso venha a atingir, que é o grande mérito dessa PL, é o acesso aos dutos, modificação das estruturas fiscais entre estados. Tudo isso vai intensificar esse consumo e nós acreditamos, como acreditamos que o gás é o energético da transição, ele que vai sustentar essa transição nessas próximas décadas o óleo, depois o gás e as outras formas de energia.

Então, essa PL, se passar dentro daquilo que está se preconizando, vai ser muito bom. Mas sempre olhando que nós produtores precisamos também que haja investimento na infraestrutura, não só na infraestrutura de escoamento desse gás, mas na distribuição desse gás, e nós esperamos que isso venha a ser equacionado com a discussão e com a aprovação dessa PL do gás.

Eu não sei se o Danilo quer acrescentar alguma coisa, por favor, Danilo, se for o caso.

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Sr. Danilo Oliveira: Não, Lincoln, você colocou muito bem. Você colocou muito bem, a PL com certeza vai impulsionar o mercado de gás e isso, para a nossa produção em Sergipe que é prevista uma produção relevante de gás, será ótimo.

Infelizmente, para Manati chegou tarde porque Manati está em declínio, mais 3 anos ou 4 anos no máximo de produção, e mesmo assim nós já temos todo o compromisso com a Petrobras, então a Petrobras o contrato já nos dá todo o suporte que a gente precisa para Manati, então a PL não vai ter influência, na minha opinião, para Manati.

Operador: A próxima pergunta vem do Sr. Vicente Zancan Francs:

"Boa tarde. Pode, por gentileza, a intenção de diversificação de fontes de receita da Enauta é restrita a gás e petróleo? Ou a Enauta considera investimento em outras áreas, como energia solar, eólica e etc.?"

Sr. Lincoln Guardado: Bom, Vicente, eu posso dizer que, sem dúvida, essa é uma tendência que vem para todo o mercado, sobretudo, a energia eólica associada à produção de gás. O tamanho da nossa Companhia ainda e a sua diversificação de suas fontes de receita não permite que a gente invista diretamente em fontes alternativas no momento. Nós temos muitos compromissos ainda pela frente, inclusive de exploração e produção de petróleo, que consumiriam e devem consumir essas receitas.

Mas a companhia já é uma companhia... ela nasceu produzindo gás, nós gostamos do gás. O gás, sem dúvida nenhuma, é o nosso mecanismo de inserção nessa economia crescente para uma sociedade de menor consumo do carbono, e a gente pretende entrar nela através do gás.

Sem dúvida, nada impede que, com o futuro, a gente venha também a aplicar nessas fontes de alternativa, sobretudo, associada à produção de óleo e gás. Já está acontecendo no mundo, mas com as majors, que é a geração eólica de energia, geração elétrica através da energia eólica para o consumo dos FPSOs e eventuais infraestruturas marítimas.

Esse é um bom caminho que a gente possa vir a perseguir nesse médio e longo prazo. Médio a longo prazo porque ela é uma alternativa para geração que diminui o consumo de energéticos hidrogenados aí, como é petróleo e gás, e poderá, vamos dizer, mitigar todo esse aumento da necessidade desses novos combustíveis.

Sim, isso faz parte desse imaginário que nós temos na companhia ainda que nós sejamos produtores de gás, que já é uma energia mais limpa, mas isso poderia vir a ser. Mas é sempre muito importante que a gente tenha um passo, que a gente tenha um encaminhamento para essas coisas, elas não podem ser de maneira muito drástica, que a gente vê das grandes companhias esse incremento na evolução das energias alternativas.

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Mas isso não quer dizer que a gente não se preocupe com essas energias. A gente se preocupa de uma maneira indireta, nós temos muita atividade e muito investimento, por exemplo, na área da preservação ambiental, onde nós trabalhamos e onde a gente não trabalha, nós temos projetos na Costa Amazônica, nós temos projeto na Costa do Pará-Maranhão, chamada Costa Norte, onde a gente investe muito na preservação de manguezais, vamos começar agora, que é a maior área de manguezal contínuo do mundo essa área onde a gente tem 3 blocos, vamos começar um trabalho agora na bacia de Campos e Santos também na preservação dos manguezais.

Então, a nossa atividade ela é também ela incorpora a preocupação com o meio ambiente e com a transição. Vai chegar ao ponto que nós vamos incorporar no nosso processo produtivo e hoje ela já existe, de uma maneira bastante acentuada inclusive, na preservação desse meio ambiente como uma reafirmação da nossa crença, e o mar é a nossa casa, nós temos esse lema e nós precisamos preserva-lo, e o investimento ele virá, sem dúvida, ao longo do tempo e a gente imagina que poderá vir através dessas formas conjuntamente até com outras companhias que já estão investindo com muito mais músculo do que a gente e investir de uma maneira um pouco mais sistemática.

Então, isso é possível no médio a longo prazo.

Operador: Próxima pergunta vem da Sra. Ana Luiza Eggs, Brasil Energia:

"Existe alguma perfuração programada para os blocos PAMA M-265,PAMA-337 e FZA- M90 em 2020 ou 2021? Se sim, quantos poços, quando e onde?"

Sr. Lincoln Guardado: Bom, muito bem, parte dessa questão nós já falamos anteriormente, mas para maior detalhe do status, que era, na verdade, nós estamos ali com 100% e vamos ter que fazer um farm-out dessas áreas e há interessados, mas como está a situação atual em função do atraso nas licenças ambientais, não nosso bloco, mas de todas as áreas das bacias equatoriais, eu passaria a palavra para o Mendes, que pode dar um pouco mais de detalhe como anda a programação para essas áreas.

Por favor, Mendes.

Sr. José Milton Mendes: Boa tarde, Ana. Como você sabe, os blocos da margem equatorial eles estão suspensos, até pela falta de visibilidade em relação ao licenciamento ambiental. O que nós temos discutido com os órgãos oficiais, tanto IBAMA como a ANP, é que a gente tem a necessidade de realizar um processo de farm-out, a partir do momento que a gente tiver o acesso à liberação da licença de perfuração para essas áreas a gente precisaria de um tempo para efetivar o

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processo de farm-out para a gente ter sócio ou mais de um sócio para fazer os investimentos necessários para a perfuração dessas áreas.

Os blocos do PAMA, a gente tem um processo mais avançado do que Foz, a gente tem discutido, então, com o IBAMA e a ANP que, pelo ritmo atual, a gente imaginaria que PAMA a gente poderia estar furando final de 22/início de 23, Foz seria depois disso em função do estágio em que se encontra o processo de licenciamento. Nós temos uma obrigação de perfuração no próprio 337 e é onde nós temos a prioridade de perfurar. O número de poços obviamente depende dos resultados iniciais, a gente tem diversos prospectos tanto no bloco 337, onde temos o compromisso, como no bloco 265, e um poço de obrigação no bloco da Foz do Amazonas.

Então, basicamente, a estimativa atual, a melhor estimativa hoje seria final de 22 para PAMA/início de 23, e de 23 em diante para Foz do Amazonas.

Operador: Encerramos neste momento a sessão de perguntas e respostas. Gostaria de passar a palavra ao Sr. Lincoln Rumenos Guardado para as considerações finais.

Por favor, Sr. Lincoln, pode prosseguir.

Sr. Lincoln Guardado: Muito obrigado. Eu queria renovar os nossos agradecimentos a vocês pela paciência de esperar um pouquinho mais em função de algumas dificuldades que nós tivemos no início, mas acho que tudo correu muito bem. Agradecer as perguntas, agradecer o interesse.

Eu acho que esse trimestre, ainda que por efeitos não recorrentes, tivemos um resultado realmente bastante importante, mas, sem dúvida nenhuma, conseguimos e estamos conseguido suplantar esses problemas com algumas iniciativas que a própria companhia vem tomando, sobretudo, no aspecto operacional, de renegociação de contrato ou diligência financeira que sempre nos caracterizou e com as iniciativas que foram tomadas com relação a essa proteção de hedge, de preço de Brent.

Ou seja, tentamos estar nesta linha para obviamente a perenização e o contínuo crescimento da companhia, contínuo crescimento da sua receita sobre uma base fundamentada. Nós gostamos de standards, nós gostamos dessas fundações que são importantes para a companhia estarmos sempre preparados para eventos não previsíveis como esse que aconteceu. Todo esse histórico nosso tem nos ajudado a suplantar esses momentos e a gente espera tão breve já reinsetar investimentos em Atlanta com a perfuração de Sergipe e etc. e que venham consolidar definitivamente toda a nossa posição dentro do cenário de óleo e gás aqui no Brasil.

Eu desejo a todos vocês um feliz dia, muito cuidado obviamente com tudo que está acontecendo externamente no nível da saúde para todos nós e deixar, como de

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hábito, a nossa área de RI à disposição de vocês para qualquer necessidade que tenham de perguntas ou de dúvidas que tenham ficado nessa nossa apresentação.

Eu agradeço muito a todos que aqui estiveram, a todos que fizeram pergunta, ao nosso pessoal também, e nos pomos à disposição, como de hábito. Um grande abraço a todos e felicidades.

Operador: A audioconferência da Enauta está encerrada. Agradecemos a participação de todos e tenham uma boa tarde.

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Enauta Participações SA published this content on 12 August 2020 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 12 August 2020 18:47:06 UTC

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