Dopo le elezioni in Brasile si approfondisce lo sconto politico, ma Morgan Stanley resta ottimista su Petrobras (PBR.US): focus sulla politica dei prezzi dei carburanti e sui dividendi

Secondo quanto riportato da Zhitong Finance APP, dopo la pubblicazione dell'ultimo rapporto trimestrale di Petrobras (PBR.US), il colosso finanziario di Wall Street Morgan Stanley ha mantenuto la valutazione più ottimista di "overweight" ma ha ridotto il prezzo obiettivo a fine 2027 da 31 a 25 dollari, con un ribasso del 19,4%. La stima di Morgan Stanley sulla produzione di petrolio brasiliano per il 2027 rimane invariata a 2,86 milioni di barili/giorno, mentre la stima dell'EBITDA rettificato è stata ridotta solo di circa lo 0,4%. Il cambiamento maggiore riguarda il flusso di cassa libero al netto dei pagamenti dei leasing e il multiplo di valutazione che il mercato è disposto a pagare per tali flussi. Ai 18,28 dollari di chiusura citati nel rapporto, il prezzo target di 25 dollari implica un potenziale rialzo del 36,76%. Considerando il prezzo di chiusura più recente dell’11 novembre a 17,82 dollari, l’incremento implicito risulta del 40,29%.

Petrobras (ovvero Petrobras - Petróleo Brasileiro S.A., di seguito "Petrobras") è una società petrolifera quotata controllata dal governo federale brasiliano. Il governo federale brasiliano detiene circa il 50,26% dei diritti di voto sulle azioni ordinarie, controllando così l’azienda. I certificati ADR (American Depositary Receipt) della società sono quotati anche alla Borsa di New York con i ticker PBR e PBR.A.

Dopo la rielezione di Lula, fino all’11 novembre, le azioni Petrobras quotate negli USA hanno registrato un calo cumulato di oltre il 30% rispetto al periodo pre-elettorale. Morgan Stanley mantiene la previsione di produzione di petrolio per il 2027 e solo una leggera revisione al ribasso degli utili stimati, ma nel nuovo modello di valutazione di Wall Street, lo sconto di Petrobras rispetto ai grandi petroliferi internazionali passa dal 30% al 40%; il prezzo obiettivo di Morgan Stanley scende da 31 a 25 dollari, ma ciò sottolinea la forte posizione rialzista del team di analisti sulla società. I prossimi fattori chiave per il mercato saranno l’impatto dei sussidi al diesel e della politica dei prezzi sulla redditività delle raffinerie, e quanto del cash incrementale al netto degli investimenti e dei pagamenti di leasing potrà essere distribuito agli azionisti.

La produzione raggiunge livelli record, il mercato rivede prima i dividendi e la spesa in conto capitale

L’11 novembre, gli ADR delle azioni ordinarie Petrobras sono scesi del 2,52%, le azioni ordinarie PETR3 e privilegiate PETR4 quotate in Brasile hanno perso rispettivamente il 2,09% e il 3,11%. Nello stesso giorno, il future Brent con scadenza a gennaio è rimbalzato dell’1,4% arrivando a 92,76 dollari/barile. Tornando al periodo elettorale, PBR aveva chiuso a 26,16 dollari il 23 ottobre prima delle elezioni, crollando del 13,99% a 22,50 dollari nel primo giorno di contrattazioni post-elezioni e registrando un calo del 31,88% fino all'11 novembre. L'andamento divergente tra il titolo e le altre oil company nel giorno dell'annuncio dei conti sottolinea il peso delle aspettative su politica dei dividendi, investimenti aziendali e politiche sul prezzo nei modelli di valutazione.

Nel terzo trimestre, i risultati sono cresciuti su base annua, ma utili e distribuzioni sono stati inferiori alle attese del mercato. In valuta locale, l’utile netto attribuibile agli azionisti è stato di circa 39,8 miliardi di real, in aumento del 21,5% su base annua ma inferiore del 15% rispetto alla stima consensuale LSEG di 47 miliardi. L’EBITDA rettificato è di 85,8 miliardi di real, in crescita del 34,3% ma inferiore dell’8,7% rispetto ai 94 miliardi attesi.

Nel bilancio in dollari, i ricavi sono stati di 32,962 miliardi (+40,4% a/a, -1,9% q/q). Il cash flow operativo è stato di 12,026 miliardi (+22,0% a/a, -1,8% q/q). Il free cash flow di 6,618 miliardi (+33,2% a/a, -13,6% q/q). Il consiglio di amministrazione ha approvato la distribuzione agli azionisti di 15,3 miliardi di real per il terzo trimestre, pari a 1,1873 real per azione ordinaria o preferenziale locale.

Crescita upstream grazie ai giacimenti sotto-salini, downstream condizionato dalla politica prezzi carburanti e dai flussi di cassa. La produzione di petrolio e gas equivalente di proprietà dell’azienda ha raggiunto i 3,511 milioni di barili/giorno, +11,7% a/a e +5,3% q/q. Il costo operativo delle attività pre-sal si attesta intorno a 4,48 dollari/barile, a riprova della qualità degli asset. Includendo leasing e tasse di produzione, il costo complessivo in Brasile è di circa 23,36 dollari/barile. Il tasso di utilizzo delle raffinerie ha raggiunto il 99% e la produzione di diesel ha toccato il record di 769 mila barili/giorno.

Inoltre, nuovi FPSO (Floating Production Storage and Offloading) upstream potrebbero essere consegnati in anticipo, mentre le piattaforme esistenti stanno aumentando la capacità grazie alla gestione dei giacimenti e al revamping degli impianti. Di conseguenza, la guidance annuale di produzione di petrolio e gas è stata rivista da 3,1 a 3,3-3,4 milioni di barili/giorno, e gli investimenti in cash da 16,9 a 21-22 miliardi di dollari. Anche la guidance sul cash flow operativo è stata alzata da 35 a 45-50 miliardi. La revisione al rialzo della produzione anticipa i ritorni futuri, ma implica anche una tempistica più rapida per la spesa legata a perforazione, connessioni sottomarine e infrastrutture di piattaforma.

Sussidi sul diesel, valutazione della benzina forse posticipata, come incide il rischio politico sui flussi di cassa?

La novità emersa dalla call sui risultati è che diesel e benzina potrebbero seguire tempistiche diverse nella valutazione dei prezzi. Il management ritiene che il diesel possa tornare ai parametri della strategia attuale entro fine anno, mentre per la benzina la revisione potrebbe slittare al 2027 ed è ancora in fase di studio. L’azienda mantiene il quadro attuale ma valuta aggiustamenti temporanei senza indicare direzione o tempistiche. Le due ancore di prezzo sono il costo d’acquisto alternativo per i clienti e il valore marginale per Petrobras stessa. Il primo include import, altri fornitori e fonti alternative; il secondo dipende dalla profittabilità tra raffinazione interna, import ed export. Il costo di import del diesel risente anche degli spread sui prodotti finiti, del cambio e dei noli, per cui un calo del Brent può non annullare del tutto il differenziale prezzo del diesel in Brasile.

Per gli azionisti, l’impatto della politica incide su prezzo di vendita in raffineria, ricavi delle esportazioni e tempi di incasso dei sussidi. Il sussidio base per il diesel stradale è di 2,12 real/litro e in certi casi all’importatore qualificato è stato riconosciuto un extra temporaneo. Attualmente la benzina beneficia soprattutto di una riduzione della tassa federale al consumo adottata fino al 9 dicembre.

Il Brasile ha prorogato fino a fine anno anche la tassa sulle esportazioni di greggio al 12%. Nel terzo trimestre, sussidi da incassare e stock per esportazione hanno già assorbito capitale circolante. Il time lag tra maturazione del credito e effettivo incasso influenza la disponibilità di free cash flow e quindi la distribuzione agli azionisti. Oltre un quarto del consumo nazionale di diesel si basa su importazioni, obbligando il governo a bilanciare prezzi retail e incentivi agli importatori.

Il 25 ottobre Lula ha conquistato il quarto mandato con il 51,79% dei voti; il prossimo governo dovrà però mediare con un Congresso più conservatore. Il governo federale detiene il 50,26% dei diritti di voto sul capitale ordinario Petrobras e quindi gli investitori di minoranza includono nelle valutazioni variabili come sicurezza degli approvvigionamenti, lotta all’inflazione e priorità degli investimenti.

Il 4 gennaio la Banca Centrale del Brasile ha mantenuto il tasso Selic al 13,75%, ponendo fine alla sequenza di tagli. L’11 novembre il governo ha proposto un piano da 60 miliardi di real di miglioramento fiscale entro il 2027, ancora da realizzare. Queste variabili incidono sulle aspettative di stabilità delle distribuzioni di cassa e spiegano l’aumento dello sconto nella valutazione da parte di Morgan Stanley a parità di stime operative.

Morgan Stanley presume che tra il 2026 e il 2028 il prezzo medio annuale del Brent scenderà da 94 a 85 e poi a 70 dollari/barile. In parallelo, la produzione di petrolio di Petrobras in Brasile dovrebbe crescere da 2,756 a 2,860 e 2,984 milioni di barili/giorno rispettivamente. In questo contesto di prezzi in calo ma volumi in aumento, l’EBITDA rettificato atteso sale da 67,008 miliardi nel 2026 a 69,341 miliardi nel 2027, per poi scendere a 59,757 miliardi nel 2028.

Sia il cash flow che la distribuzione azionaria raggiungerebbero il picco nel 2027 tra il 2026 e il 2028. Morgan Stanley stima un free cash flow pre-lease di 23,491, 39,114 e 28,623 miliardi di dollari, e post-lease di 12,307, 26,375 e 15,298 miliardi rispettivamente per i tre anni. La distribuzione per ADR è attesa a 1,78, 3,14 e 2,38 dollari. Nel 2027, il free cash flow netto post-lease crescerà del 114% su base annua contro il +3,5% dell’EBITDA rettificato; il forte delta è dovuto soprattutto al fatto che Morgan Stanley prevede che il capitale circolante passi da un assorbimento netto di 10,142 miliardi nel 2026 a una generazione netta di 4,674 miliardi nel 2027.

Il 2027 rimane il picco di cash flow nel modello, ma l’incremento dei pagamenti leasing attenua la capacità di distribuzione. Morgan Stanley ha aumentato l’ipotesi di pagamento leasing medio annuo al 2030 da 11,4 a 12,5 miliardi, riflettendo l’inserimento di nuovi sistemi di supporto e la revisione/rinnovo dei contratti. Il free cash flow post-lease del 2027 è quindi stato rivisto da 29,181 a 26,375 miliardi, la distribuzione per ADR da 3,26 a 3,14 dollari; al prezzo attuale di 17,82 dollari ciò determina un rendimento lordo statico da dividendi del 17,6%. Il key driver per il raddoppio del free cash flow 2027 su base annua post-lease rimane il passaggio del circolante dal consumo netto nel 2026 a rilascio netto nel 2027.

Nel frattempo, l’EBITDA exploration & production sale da 51,586 a 61,456 miliardi, mentre quello refining & marketing scende da 20,997 a 9,932 miliardi. La crescita dell’upstream sostiene i profitti, ma la tempistica di recupero del capitale circolante decide quanto velocemente questi si trasmetteranno in cassa. La politica di distribuzione trimestrale prevede che, a condizioni soddisfatte, venga distribuito il 45% del free cash flow secondo la definizione interna dell’azienda.

Il vero motore del ribasso del target price resta il multiplo di valutazione. Morgan Stanley muta il benchmark valutativo verso l’Enterprise value/EBITDA prospettico (EV/EBITDA), portando lo sconto rispetto ai giganti petroliferi internazionali dal 30% al 40% (da 5,0× a 3,0×). Basando la valutazione sull’Ebitda 2027 di 69,371 miliardi, dopo aver dedotto debiti e quote di minoranza e aggiunto il valore contabile degli investimenti, il valore del capitale di gruppo risulta di circa 161 miliardi. Il valore nella tabella di valutazione e nella tabella delle stime utili differisce di 30 milioni. Al prezzo attuale, i diversi scenari (ottimistico, base e pessimistico) sono rispettivamente 33, 25 e 14 dollari: +85,19%/+40,29%/−21,44%.

Questo significa che, mentre dopo le elezioni brasiliane tutti gli operatori di Wall Street hanno aumentato lo sconto nelle valutazioni internazionali di Petrobras, il multiplo EV/EBITDA di riferimento per i competitor globali è 5,0×, ma Morgan Stanley applica un coefficiente ridotto del 40% a Petrobras (cioè 3,0×). In precedenza, lo sconto era al 30% (5,0 × 70% = 3,5×); ora con il 40% si ottiene 5,0 × 60% = 3,0×.

Lo scenario ottimistico di Morgan Stanley presuppone prezzi carburante vicini ai livelli di mercato ed investimenti sotto controllo; lo scenario pessimistico contempla profitti di raffinazione vicino al break-even, possibili spese fiscali aggiuntive e ritardi nei progetti upstream. Il piano strategico quinquennale del 23 novembre offrirà il prossimo test sul campo, con attenzione a quanto degli investimenti rivisti al rialzo rappresenti effettivo anticipo di progetto, quanto aumenteranno i pagamenti di leasing e quando i nuovi volumi di produzione si trasformeranno in dividendi effettivamente distribuibili.