Produção do Campo de Manati no 4T11
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Apresentação dos Resultados do 4º Trimestre e de 2011 15 de Março de 2012 1 Destaques Estratégicos: 4T e 2011 Retorno da capacidade total do Campo de Manati em dezembro de 2011 Negociações bem-sucedidas de dois acordos de farm-in para os Blocos BM-S8 e BS-4, ativos promissores localizados na Bacia de Santos Atividades de perfuração em andamento nos blocos BM-S-12 e BM-S-8, com resultados esperados no curto prazo Vantagem competitiva em atuar como Operador “A” ao desenvolver os campos de águas profundas, Atlanta e Oliva Retorno da Capacidade Total no Campo de Manati Produção Diária de Gás (MM m3/dia) Média 2010: 6,2 MM m3 por dia 6,6 5,9 6,7 Média 2011: 4,1 MM m3 por dia 5,6 4,2 4,1 4,7 3,5 1T10 ► ► ► ► 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 O Campo de Manati retornou a capacidade total no 4T2011 O fluxo de caixa operacional foi positivo no ano, totalizando R$194,2 milhões, mesmo com trabalho de manutenção durante 2011 A capacidade média de gás natural deve retornar para o patamar de 6MMm3 por dia em 2012, semelhante aos níveis de 2010 A manutenção programada em 2012 não deverá impactar a produção média prevista para o ano 3 Atualização da Perfuração: Bloco BM-S-12 Santos #1 ► Localização Reservatórios apresentam pequena espessura e são portadores de água Santos #2 ► ► ► Reservatórios previstos não ocorreram, ainda que exista a possibilidade da ocorrência desses reservatórios nas demais direções do prospecto ► Tupi (Lula) Carioca Guará Pre-salt discoveries trend Reinterpretação sísmica e geológica já está em andamento Santos #3 ► Júpiter Os resultados desse poço reduziram o volume potencial anunciado anteriormente no relatório da GCA de Dez/2009 Dados indicaram presença de reservatório de baixa porosidade Não prosseguir com suas atividades nesse prospecto. Cronograma de curto-prazo ► ► Profundidade Final: Aprox. 6.400 metros O prospecto do pré-sal Santos# 4 deverá ser alcançado até o final do 2T12 4 QGEP: Operador em águas profundas Bloco BS-4: Bacia de Santos ► Campos de Atlanta e Oliva ► Volume de óleo in situ de 2,1 bilhões de barris ► Potencial exploratório no pré-sal ► Consórcio: ▬ QGEP (30%) - Operador ▬ Petrobras (40%) ▬ Barra Energia (30%) ► Valor da transação: US$ 157,5 MM ► Lâmina d’água: 1550 m ► Distância da Costa: 180 km ► Fase 1 do Plano de desenvolvimento de Atlanta: ▬ ▬ ► Localização Privilegiada Um poço horizontal a ser perfurado em 2013, para realizar um teste de longa duração (TLD) Primeiro óleo estimado para 2014 O prospecto do pré-sal, Piapara, deverá ser testado em 2014 5 Área Promissora com Diversas Descobertas próximas Bloco BM-S-8: Bacia de Santos ► ► Recursos Contingentes e Prospectivos Santos 01 Parceiros: Petrobras (66%) - Operador; ► Petrogal (14%); ► QGEP (10%); ► Barra Energia (10%) ► ► ► Santos 03 Valor da transação: US$ 175 MM Prospecto Biguá: resultados indicaram presença de petróleo e os dados coletados ainda estão sendo analisados Cronograma de curto-prazo ► ► ► Perfuração do prospecto Carcará foi iniciada em Dez/2011, com a sonda Sevan Driller(SS-74) Resultado esperado para o 2T12 Profundidade Final: Aprox. 6.900 metros 6 Destaques Financeiros 7 Produção do Campo de Manati no 4T11 Receita Líquida Produção de gás (R$ milhões) (Milhões de m 3) -25,4% -33,7% 1.017,5 -30,2% 675,1 2010 2011 276,5 192,9 4T10 4T11 387,5 -21,4% 289,0 2010 2011 105,7 83,1 4T10 4T11 ► Receitas: • A produção de gás foi de 4,7 MMm³/dia no 4T11, que representa um aumento de 12% sobre o trimestre anterior; abaixo dos níveis de 2010 devido a manutenção do Campo em 2011; • A produção deverá ser superior em 2012, com todos os 6 poços em operação. 8 Resultado Operacional e Lucro Líquido do 4T11 EBITDAX 200,0 (R$ milhões) 150,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 301,2 Lucro Líquido 148,0 142,5 49% 100,0% 92,1 100,0% 70% 73,4 40% 50,0% 33,5 0,0% 2010 (R$ milhões) 150,0% 100,0 78% 150,0% 2011 EBITDAX 4T10 4T11 Margem EBITDAX 50,0 38% 32% - 50,0% 11% 11,6 29% 23,9 0,0% 2010 2011 Lucro Líquido 4T10 4T11 Margem Líquida ► O EBITDAX atingiu R$ 34 milhões e a margem EBITDAX foi de 40%; impactado pela menor produção de gás e por R$ 8,2 milhões em custos de manutenção; ► O Lucro Líquido foi de R$ 24 milhões no 4T11 e R$ 92 milhões para o ano; ► Excluindo efeitos não recorrentes do incentivo do IPO, o lucro líquido foi de R$ 115 milhões em 2011. 9 Custos Operacionais e Exploratórios 4Q11 4Q10 ∆% 2011 2010 ∆% (44,0) (46,6) -5,6% (128,7) (141,3) -8,9% G&A (16,3) (6,9) 136,2% (64,1) (21,6) 196,8% Custos Exploratórios (13,4) (37,9) -64,6% (52,1) (40,4) 29,0% Outras despesas operacionais líquidas (4,8) - N/A (7,3) - N/A Custos Outras Despesas Operacionais: ► ► Custos: -A menor produção do Campo de Manati resultou em um decréscimo de 8,9% nos custos do ano que foram de R$ 128,7 milhões incluindo os R$ 11 milhões em custos de manutenção (R$ 8,2 milhões foram contabilizados no 4T11). G&A & Custos Exploratórios: - As despesas gerais e administrativas do 4T11 foram impactas pelo plano de stock options e aumento da folha de pagamento (aumento na equipe técnica para a operação do Bloco BS-4). -Os custos exploratórios foram menores no 4T11, devido ao retorno dos Blocos BM-S-75 e BM-S-77 ocorridos no 4T10. Os custos do ano foram relacionadas principalmente à aquisição de dados sísmicos. ►Outras Despesas Operacionais Líquidas - As despesas totais de R$7,3 millhões estão principalmente à multa paga devido ao não cumprimento do contrato delivery or pay de venda de gás no Campo de Manati em 2011 10 Posição Líquida de Caixa (R$ milhões) 30/Set/2011 31/Dez/2011 R$ 1.345,3 R$ 1.202,0 R$ 1.098,5 R$ 1.158,2 Cash Debt -R$ 187,1 Net Cash* Investimentos ► ► Fundos exclusivos de ativos de renda fixa Liquidez diária Rentabilidade média da carteira: 100,3% do CDI em 2011 ► Cash BTG Pactual 2% Safra 2% Votorantim 5% Debt -R$ 103,6 Net Cash* Alfa 2% BV Mercantil 1% Government Securities 17% BNB 7% Caixa Econômica 9% Bradesco 17% Itaú 13% Banco do Brasil 12% HSBC 12% 11 2012: Mais um ano de Progresso 100% de capacidade no Campo de Manati Três poços exploratórios em andamento com excelentes perpectivas Desenvolvimento do BS-4 Oportunidades de farm ins e participação nas futuras licitações da ANP Para informações adicionais: Relações com Investidores QGEP Participações S.A. Av. Almirante Barroso, nº 52, sala 1301, Centro – Rio de Janeiro, RJ CEP: 20031-918 Telefone - RI: 55 21 3509-5959 Fax: 55 21 3509-5958 E-mail: [email protected] www.qgep.com.br/ri 13 Nota Legal Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativa da Companhia e de sua administração a respeito de suas atividades. Algumas afirmações e informações são baseadas em previsões, projeções, indicam ou implicam resultados, performance ou realizações futuras, podendo conter palavras como "acreditar", "prever", "esperar", "contemplar", "provavelmente resultará" ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressas neste documento, de forma que não há qualquer garantia de que as projeções ou conclusões aqui mencionadas serão realizadas e/ou atingidas. Em nenhuma hipótese a Companhia ou seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos indiretos, lucros cessantes ou afins. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações ou análise das diferenças entre as afirmações e os resultados reais.É recomendado que os investidores analisem detalhadamente o prospecto da QGEP, incluindo os fatores de risco identificados no mesmo. Esta apresentação não contém todas as informações necessárias para uma completa avaliação de investimentos na Companhia. Cada investidor deve fazer sua própria avaliação, incluindo os riscos associados, para tomada de decisão de investimento. 14
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