Apresentação de Resultados 1T17

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1 Apresentação de Resultados 1T17

2 DESTAQUES DA ECONOMIA BRASILEIRA A economia brasileira começou a mostrar os primeiros sinais de recuperação no primeiro trimestre de 2017 A expectativa é de uma recuperação lenta e estável ao longo do ano Inflação e juros em trajetória descendente Taxa de juros: 11,25% a.a. Inflação: 4.5% a.a. PIB (%) Inflação (%) -3,8% -3,6% 0,2% (e) 1,7%(e) 6,1% 8,1% 9,3% 4,5% Março 2014 Março 2015 Março 2016 Março 2017 * Dados do FMI Fundo Monetário Internacional 2

3 DESTAQUES DO 1T17 DESTAQUES OPERACIONAIS Produção média diária de gás no Campo de Manati: 4,2MMm³ no 1T17, em linha com as médias trimestrais de 2016 mas inferior ao nível obtido no 1T16 Para 2017, guidance de produção média diária de gás em Manati mantido em 4,9MMm³, em linha com os níveis registrados em 2016 Processo de Farm-out continua em andamento Campo de Atlanta: A chegada do FPSO Petrojarl I está prevista para o 4T17, com o primeiro óleo previsto para o início de 2018 DESTAQUES FINANCEIROS Receita líquida 1T17: R$106,4 MM, -26,0% vs 1T16 EBITDAX 1T17: R$46,4 MM, vs R$85,1MM in 1T16 Lucro líquido 1T17: R$42,8 MM, -7,9% vs 1T16 Sólido saldo de caixa de R$1,4 bilhão, equivalente a R$5,31/ação Recursos garantidos para os investimentos programados para os próximos dois anos Fluxo de caixa operacional de R$36,5 milhões no 1T17 3

4 PRODUÇÃO DE GÁS (MMm 3 por dia) (MMm 3 por dia) (Produção Total MMm 3 ) -30,0% -31,2% 5,9 5,6 6,0 246,2 4,9 4,2 169, T16 1T17 1T16 1T17 Produção média diária do Campo de Manati de 4,2MMm³ no 1T17, refletindo o declínio no consumo de gás no Brasil, devido à redução da atividade econômica Guidance de produção média de Manati para 2017 de 4,9MMm³/dia, em linha com

5 RECEITA OPERACIONAL (R$MM) -26,0% 143,8 106,4 1T16 1T17 Declínio decorrente da queda na produção de gás, parcialmente compensado pelo reajuste anual de preços em janeiro de 2017 Produção no 1T16 havia sido de 6,0 MM de m 3 /d 5

6 CUSTOS OPERACIONAIS (R$ MM) -7,8% 60,5 55,7 +240,8% +0,6% -35,8% 1T16 1T17 Custos Operacionais Totais apresentaram queda de 7,8% na comparação anual Aumento nos custos de manutenção na comparação anual, em função das atividades de pintura e manutenção da plataforma de Manati, iniciada no 2T16 e que será encerrada esse ano, compensado por menores custos com depreciação e amortização, além de menores custos com royalties e participação especial em função da redução na produção Os gastos exploratórios foram de R$6,1 milhões, ante R$8,9 milhões no 1T16 devido a menores gastos com aquisição e processamento de dados sísmicos no período 6

7 DESPESAS G&A (R$ MM) 12,9% 10,6 12,0 1T16 1T17 Menor nível de atividade nos blocos operados reduziu os valores de custos transferidos para parceiros Foco no controle de despesas em função da redução na produção 7

8 RENTABILIDADE (R$ MM) EBITDAX LUCRO LÍQUIDO -45,4% -7,9% 85,1 46,4 46,5 42,8 1T16 1T17 1T16 1T17 1T17 vs 1T16: EBITDAX de R$ 46,4 milhões (-45,4% vs. 1T16) Reflete a menor produção e o aumento das despesas G&A Lucro Líquido do 1T17: redução de 7,9% no ano Reflete menor produção, parcialmente compensada pelo aumento da receita financeira 8

9 CAPEX US$70MM $38 MM para o desenvolvimento do Campo de Atlanta $30 MM para o portfólio de exploração: US$14 MM nos blocos SEAL e US$8 MM no BM-S Desenvolvimento Exploração Outros US$60MM $14 MM para o desenvolvimento do Campo de Atlanta $44 MM para o portfólio de exploração: US$13 MM no BM-S-8 e US$20 MM no CAL-M BS-4 Desenvolvimento Blocos 11a Rodada CAL-M-372 BM-S-8 SEAL Outros 9

10 PORTFÓLIO ATUALIZAÇÃO PRODUÇÃO - MANATI Capacidade de produção permanece em 6,0MMm³/dia Relatório Recente com Reservas 2P de 9,4 bilhões de m³ de gás natural e 0,9 milhões de barris de condensado DESENVOLVIMENTO - ATLANTA Chegada do FPSO planejada para o 4T17 Primeiro óleo no início de 2018 EXPLORAÇÃO BM-S-8 4T17: início da perfuração do prospecto do pré-sal de Guanxuma Início de 2018: testes no poço de Carcará Noroeste EXPLORAÇÃO Blocos 11ª Rodada Bacias de Foz do Amazonas, Ceará & Espirito Santo coleta de dados sísmicos finalizada potencial em avaliação Bacia de Pará-Maranhão processamento sísmico deve estar finalizado em meados de 2017 As obrigações de perfuração deverão se estender por dois anos em todos os blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitação ou posteriores SEAL-M-351 & SEAL-M-428 Aquisição de dados sísmicos deve ocorrer no final de Processamento deve encerrar no início de 2018 Processo de farm-out em andamento CAL-M-372 Aguardando licença ambiental expectativa é para

11 ATUALIZAÇÃO DO SETOR DATAS DAS PRÓXIMAS RODADAS DE LICITAÇÃO Setembro 2017: 14 a Rodada de Licitação Outubro 2017: 2 a Rodada das Áreas sob regime de Partilha de Produção com unitização de campos na camada do pré-sal 3 a Rodada de Licitação no regime de Partilha de Produção 2018 e 2019: 4 a e 5 a Rodadas de Licitação no regime de Partilha de Produção 15 a e 16 a Rodadas de Licitação de Blocos DESTAQUES DAS NOVAS REGRAS DE CONTEÚDO LOCAL PARA AS PRÓXIMAS LICITAÇÕES Blocos terrestres: 50% de conteúdo local mínimo - um para a fase de exploração e outro para a fase de desenvolvimento, mas que serão verificados separadamente. Blocos marítimos: Conteúdo mínimo será de 18% na fase de exploração. Na fase de desenvolvimento, 25% para construção de poços offshore, 40% para os sistemas de coleta e transporte e 25% para as unidades estacionárias de produção (plataformas marítimas). Não haverá waiver para as multas de não cumprimento do conteúdo local 5 a e 6 a Rodadas de Licitação de Áreas com Acumulações Marginais 11

12 QGEP: bem posicionada para crescer Portfólio diversificado de exploração produção Relevante expertise técnico Otimização contínua do portfólio Flexibilidade Financeira 14 Blocos no Portfólio +50% Margem EBITDAX Média R$1,2 bi Saldo de Caixa Médio R$870MM Caixa Líquido Média

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 Relações com Investidores QGEP Participações S.A. Av. Almirante Barroso, nº 52 sala 1301 Centro Rio de Janeiro, RJ CEP: Telefone RI: Fax: