Apresentação de Resultados 1T16
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Apresentação de Resultados 1T16
12 de maio de 2016 Apresentação de Resultados 1T16 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos ESTRATÉGIA DE LONGO PRAZO PARA CRIAÇÃO DE VALOR Alcançar resultados operacionais consistentes através da produção previsível de Manati Atingir meta de produção de petróleo no médio prazo por meio do desenvolvimento de Atlanta Foco na campanha exploratória nos ativos mais promissores, incluindo Carcará Manter balanço robusto e abordagem disciplinada para Capex Gestão ativa de portfólio para maximizar criação de valor RESULTADOS 1T16 P. 3 DESTAQUES DO 1T16 Produção média de gás do Campo de Manati de 6,0MMm³/dia no 1T16, o maior nível desde 1T14 Relatório de certificação da GCA apresenta reservas 2P em Manati de 11,0 bilhões de m³ de gás natural e 0,7 milhões de barris de condensado Campo de Atlanta: atividades de adaptação do FPSO continuam em curso com a chegada aguardada para o 4T16, quando será iniciada a produção do Sistema de Produção Antecipada (SPA) BM-S-8: Consórcio decidiu avançar sem o Teste de Longa Duração em Carcará, em função dos excelentes resultados obtidos em Carcará Norte; decisão aprovada pela ANP Dividendo anual de R$0,15 por ação, pago em 28 de abril de 2016 EBITDAX de R$85,1 milhões, aumento de 17,1 % em relação ao 1T15 Sólido saldo de caixa: R$1,3 bilhão ao final do trimestre, equivalente a R$4,86/ação RESULTADOS 1T16 P. 4 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos MANATI Produção de Gás (Milhões de m³) Receita Líquida (R$ milhões) -5,5% 973,1 -1,4% 919,2 503,2 496,2 14,1% 5,8% 2014 2015 232,6 246,2 1T15 1T16 2014 2015 126,0 143,8 1T15 1T16 ▶ Produção diária de Manati atingiu a média de 6,0 MMm³ no 1T16, a mais alta em dois anos ▶ Receita líquida cresceu 14,1% vs. 4T15, devido à maior produção de gás e do reajuste do contratual anual dos preços do gás em Manati ▶ Pintura da plataforma de Manati, incluindo alguns serviços de manutenção, iniciada em março de 2016, deverá durar de 4 a 6 meses; custo total líquido para a QGEP previsto em US$13 milhões ▶ Novo relatório de certificação da GCA para o Campo de Manati mostrou reservas 2P de 11,0 bilhões de m³ de gás e 0,7 milhões de barris de condensado em 31Dez2015, ligeira redução em relação à certificação anterior, resultado da nova modelagem do campo ▶ Guidance de Produção média de Manati de 5,7 MMm³/dia para 2016, porém com atenção às potenciais consequências da crise econômica vivenciada pelo Brasil e, sobretudo, no Nordeste RESULTADOS 1T16 P. 6 DESTAQUES FINANCEIROS Demonstração dos Resultados e Destaques Financeiros (R$ milhões) 1T16 ∆% 1T16x 1T15(1) 1T15(1) Receita líquida 143,8 126,0 14,1% Custos (60,5) (62,0) -2,6% 83,3 63,9 30,3% (10,6) (14,7) -28,1% 0,4 0,1 197,7% Gastos exploratórios (8,9) (10,2) -13,2% Lucro (Prejuízo) operacional 64,3 39,1 64,2% (12,6) 92,7 -113,6% Lucro antes dos impostos e contribuição social 51,6 131,8 -60,8% Imposto de renda e contribuição social social (5,2) (36,6) -85,9% Lucro (Prejuízo) líquido 46,5 95,2 -51,2% (10,7) 157,0 -106,8% 85,1 72,7 17,1% Lucro bruto Receitas (Despesas) operacionais Despesas gerais e administrativas Equivalência patrimonial Receita (Despesa) financeira, líquida Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais EBITDAX (*) Algumas porcentagens e outros valores incluídos acima foram arredondados para facilitar a apresentação e, portanto, podem apresentar ligeiras diferenças nas tabelas e notas apresentadas nas informações trimestrais / anual . Pela mesma razão , os totais apresentados em determinadas tabelas podem não refletir a soma aritmética dos valores precedentes (*) Os valores desses períodos referem-se a valores reclassificados em 09 de março de 2016 (1) Ver Anexo 1 RESULTADOS 1T16 P. 7 CUSTOS OPERACIONAIS, GASTOS EXPLORATÓRIOS E DESPESAS ADMINISTRATIVAS Custos operacionais (R$ milhões) 1T16 ∆% Depreciação e Amortização 20,3 32,9 -38,2% Custos de Produção 20,6 11,5 78,4% 3,2 5,0 -35,9% 11,0 9,4 16,5% Participação especial 2,0 2,0 0,7% P&D 1,5 1,3 15,4% Outros 2,0 0,0 N/A TOTAL 60,5 62,0 -2,6% Custos de Manutenção Royalties ▶ 1T15(1) Os custos operacionais reduziram em relação ao 4T15 e 1T15 ▶ ▶ Redução dos custos de depreciação e amortização Impacto da valorização do real na provisão para abandono, passando a ser contabilizada no ativo fixo ▶ Redução das despesas administrativas, de R$15 milhões no 1T15 para R$11 milhões no 1T16, devido ao aumento na alocação de custos dos projetos operados pela QGEP para parceiros ▶ Gastos exploratórios totalizaram R$9 milhões no 1T16, queda em relação aos R$10 milhões do 1T15, em função dos custos mais baixos de aquisição de dados sísmicos. RESULTADOS 1T16 P. 8 CAPEX 2016 - 2017 ▶ ▶ CAPEX 2016 orçado em US$82 milhões ▶ US$47 milhões para o desenvolvimento do Campo de Atlanta ▶ US$22 milhões para os blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP CAPEX 2017 orçado em US$80 milhões, com investimentos concentrados no portfólio de exploração CAPEX líquido para a QGEP (US$ milhões) CAPEX líquido para a QGEP (US$ milhões) 82* 82* 80 4 8 1 22 1 4 30 80 27 65 25 47 14 1 2016 * 2017 Produção Desenvolvimento Exploração Outros 1 2016 Outros CAL-M-372 BM-J-2 Manati 47 13 1 14 2017 BM-S-8 Blocos da 11ª Rodada Desenvolvimento BS-4 Até 31 de março de 2016, foram gastos US$18 milhões RESULTADOS 1T16 P. 9 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos BS-4: ATUALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES O Consórcio continua a trabalhar no início da produção por meio do Sistema de Produção Antecipada (SPA) no Campo de Atlanta O FPSO está sendo adaptado em Roterdã; com capacidade de armazenamento e 180k barris de petróleo e capacidade de produção de 30 kbbl por dia A expectativa é de chegada do FPSO ao campo no 4T16, e o primeiro óleo no final do ano Dois poços de produção perfurados e equipados para iniciar produção média de 20kbpd; opção de aumentar capacidade de produção para 30kbpd (em linha com a capacidade do FPSO) com um terceiro poço CAPEX do Consórcio para 3 poços produtores no SPA é de US$ 700 milhões; OPEX estimado em US$480 mil por dia FPSO Petrojarl I RESULTADOS 1T16 Adaptação do FPSO em Roterdã P. 11 ATUALIZAÇÃO: BM-S-8 ▶ Em 2015, testes de formação realizados em Carcará Norte confirmaram alta produtividade e excelentes características do reservatório ▶ Dados dos testes indicam taxas iniciais de fluxo de produção por poço ao menos equivalentes aos maiores poços produtores da Bacia de Santos ▶ Coluna de óleo da acumulação de pelo menos 530 metros ▶ Sem identificação do contato óleo-água, demonstrando o grande potencial da descoberta ▶ ▶ Revisão do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD): em função dos excelentes resultados obtidos com os testes realizados em Carcará Norte, Consórcio não precisará executar o Teste de Longa Duração (TLD) ANP aprovou PAD: CARCARÁ NOROESTE CARCARÁ NORTE CARCARÁ Prospectos Descoberta/Campo Sem TLD Teste de formação em Carcará Noroeste Perfuração do prospecto de Guanxuma, 30 km a sudoeste da descoberta de Carcará RESULTADOS 1T16 P. 12 OUTROS ATIVOS EXPLORATÓRIOS ▶ ▶ Seguimento da primeira fase exploratória dos blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP: Dados sísmicos para os blocos das Bacias do Espírito Santo e do Ceará estão sendo processados No Bloco FZA-M-90, dados sísmicos estão sendo interpretados Na Bacia do Pará –Maranhão, os dados estão em fase final de aquisição As negociações com a ANP estão em andamento para a postergação dos prazos do Bloco CAL-M-372, devido às condições de mercado e processo mais lento de obtenção de licenças ambientais RESULTADOS 1T16 P. 13 2016: EXECUÇÃO SUSTENTÁVEL E OPORTUNIDADES DE CRESCIMENTO Produção de gás para 2016 estimada em 5,7MMm3/dia, gerando resultados financeiros robustos Primeiro óleo de Atlanta, importante marco na história de desenvolvimento de longo prazo da Companhia Exposição limitada a preços globais do petróleo, pelo menos até 2019 Otimização do portfólio e alocação disciplinada de capital para gerar valor no longo prazo Flexibilidade financeira para aproveitar oportunidades de crescimento RESULTADOS 1T16 P. 14 FALE CONOSCO Relações com Investidores QGEP Participações S.A. Av. Almirante Barroso, nº 52/sala 1301, Centro, Rio de Janeiro, RJ CEP: 20031-918 Telefone RI: 21 3509-5959 Fax: 21 3509-5958 E-mail: [email protected] www.qgep.com.br/ri RESULTADOS 1T16 P. 15 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. RESULTADOS 1T16 P. 16 ANEXO I (*) O cálculo do EBITDA considera o lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, do resultado financeiro e das despesas com amortização. O EBITDA não é uma medida financeira segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil, as Normas Internacionais de Contabilidade ou o IFRS. Tampouco deve ser considerado isoladamente ou como alternativa ao lucro líquido como medida de desempenho operacional, ou alternativa ao fluxo de caixa operacional como medida de liquidez. Outras empresas podem calcular o EBITDA de maneira diferente da utilizada na QGEP. Além disso, o EBITDA apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade da Companhia em razão de não considerar determinados custos inerentes ao negócio que poderiam afetar, de maneira significativa, os resultados líquidos, tais como despesas financeiras, tributos e amortização. A QGEP utiliza o EBITDA como medida adicional de seu desempenho operacional. RESULTADOS 1T16 P. 17
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