11 de agosto de Apresentação de Resultados 2T16

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1 11 de agosto de 2016 Apresentação de Resultados 2T16

2 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos

3 AVANÇOS EM UM CENÁRIO DESAFIADOR Perspectiva positiva com negociação do Bloco BM-S-8 e presença de novo membro no consórcio Avanços contínuos para início da produção de petróleo em 2017 no Campo de Atlanta Estratégia e disciplina garantem recursos para CAPEX e OPEX Expectativa de avanços significativos no cenário institucional e regulatório para o setor de O&G Ambiente econômico e valorização do real são desafios temporários aos resultados financeiros P. 3

4 DESTAQUES DO 2T16 Produção média de gás do Campo de Manati de 5,0MMm³/dia no 2T16, refletindo menor demanda na segunda metade do trimestre Revisão da projeção anual da produção de gás de Manati para 2016 para 5,1MMm³/dia, inferior a média de 5,5MMm³/dia registrados no 6M16. A capacidade de produção do Campo permanece em 6,0MMm³/dia Campo de Atlanta: atividades de adaptação do FPSO continuam em curso com a chegada prevista para o primeiro trimestre de 2017 BM-S-8: Statoil adquire participação da Petrobras no campo por US$2,5 bilhões, atestando o valor do ativo e favorecendo a continuidade das atividades no Bloco EBITDAX de R$19,5 milhões, comparado a R$77,1 milhões no 2T15, em função da concentração de custos e despesas no trimestre Sólido saldo de caixa: R$1,3 bilhão ao final do trimestre, equivalente a R$4,98/ação P. 4

5 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos

6 MANATI Produção de Gás (Milhões de m³) Receita Líquida (R$ milhões) -3,7% 465,1 447,9 5,4% 250,6 264,2-13,2% -3,3% 232,5 201,8 124,6 120,4 6M15 6M16 2T15 2T16 6M15 6M16 2T15 2T16 Produção diária de Manati foi de 5,0MMm³ no 2T16, refletindo uma menor demanda na segunda metade do trimestre Projeção de produção média de Manati para 2016 revisado de 5,7 para 5,1MMm³/dia, refletindo um cenário de menor demanda por gás no país Capacidade de produção permanece em 6,0MMm³/dia, com reserva líquida de gás 2P para a QGEP de 4,9 bilhões de m³ Receita líquida de R$120,4 milhões no 2T16, em linha com R$124,6 milhões registrada no 2T15 Início da pintura e manutenção da plataforma de Manati: Custo total líquido para a QGEP previsto em R$50 milhões R$16,2 milhões registrados em custos operacionais no 2T16 P. 6

7 DESTAQUES FINANCEIROS Demonstração dos Resultados e Destaques Financeiros (R$ milhões) 2T16 2T15 (1) % 6M16 6M15 (1) % Receita líquida 120,4 124,6-3,3% 264,2 250,6 5,4% Custos (67,7) (63,4) 6,7% (128,1) (125,4) 2,1% Lucro bruto 52,7 61,2-13,8% 136,1 125,1 8,7% Receitas (Despesas) operacionais Despesas gerais e administrativas (10,5) (12,0) -12,4% (21,1) (26,7) -21,1% Equivalência patrimonial (0,2) (0,5) -59,4% 0,2 (0,4) -145,3% Gastos exploratórios de óleo e gás (36,5) (16,0) 128,1% (45,3) (26,2) 73,1% Outras despesas operacionais líquidas (2,6) 0,0 N/A (2,6) 0,0 N/A Lucro (Prejuízo) operacional 2,9 32,7-91,0% 67,2 71,8-6,5% Resultado financeiro líquido (11,5) 16,5-169,5% (24,1) 109,1-122,1% Lucro antes dos impostos e contribuição social (8,5) 49,2-117,3% 43,1 181,0-76,2% Imposto de renda e contribuição social 0,8 (10,2) -107,8% (4,4) (46,8) -90,7% Lucro (Prejuízo) líquido (7,7) 39,0-119,8% 38,7 134,1-71,1% Caixa Líquido gerado pelas atividades operacionais 74,1 82,7-10,4% 88,8 239,7-63,0% EBITDAX (2) 19,5 77,1-74,7% 104,6 149,8-30,1% 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 (1) Os valores do 2T15 e 6M15 referem-se a valores reclassificados em 09 de março de 2016 (2) Ver Anexo 1 P. 7

8 CUSTOS OPERACIONAIS, GASTOS EXPLORATÓRIOS E DESPESAS ADMINISTRATIVAS Custos operacionais (R$ milhões) 2T16 2T15 (1) % 6M16 6M15 (1) % Depreciação e amortização 15,6 33,9-54,1% 35,9 66,8-46,3% Custos de produção 19,6 11,3 73,1% 40,2 22,9 75,8% Custos de manutenção 16,7 2,3 614,3% 19,9 7,3 172,2% Royalties 9,2 9,6-3,8% 20,2 19,0 6,2% Participação especial 1,8 2,6-30,6% 3,7 4,5-17,0% P&D 1,6 1,3 28,9% 3,1 2,6 22,1% Outros 3,1 2,4 31,8% 5,1 2,4 114,6% TOTAL 67,7 63,4 6,7% 128,1 125,4 2,1% Os custos aumentaram nas comparações trimestrais e semestrais, em função principalmente de: Aumento dos custos de produção, com a entrada em operação da estação de compressão de Manati Aumento dos custos de manutenção, com o início da pintura e manutenção da plataforma de Manati Aumentos foram parcialmente compensados por menores custos de depreciação e amortização Redução das despesas administrativas em 12,4% na comparação trimestral, devido ao aumento na alocação de custos dos projetos operados pela QGEP para parceiros Gastos exploratórios cresceram para R$36,5 milhões, em função da aquisição dos dados sísmicos nos blocos da bacia do Pará-Maranhão P. 8

9 CAPEX CAPEX 2016 orçado em US$60 milhões US$30 milhões para o desenvolvimento do Campo de Atlanta US$19 milhões para os blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP CAPEX 2017 orçado em US$95 milhões US$45 milhões para o desenvolvimento do Campo de Atlanta US$48 milhões concentrados no portfólio exploratório: US$25 milhões no BM-S-8 e US$20 milhões no CAL-M-372 CAPEX líquido para a QGEP (US$ milhões) CAPEX líquido para a QGEP (US$ milhões) 60* Produção Exploração Desenvolvimento Outros * Até 30 de junho de 2016, foram gastos US$20 milhões 60* Outros BM-S-8 Blocos 11ª Rodada Manati Blocos 13ª Rodada CAL-M-372 BS-4 Desenvolvimento P. 9

10 Agenda Visão Geral Destaques Financeiros Atualização de Ativos

11 BS-4: ATUALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES O Consórcio continua a trabalhar no início da produção de óleo por meio do Sistema de Produção Antecipada (SPA) no Campo de Atlanta O FPSO está sendo adaptado em Rotterdam; com capacidade de armazenamento de 180kbbl de petróleo e capacidade de produção de 30kbbl por dia A expectativa é de chegada do FPSO no campo no 1T17, e o primeiro óleo no primeiro semestre de 2017 a alteração do cronograma ocorreu em função de desafios no processo de customização da planta 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$750 milhões; OPEX estimado em US$480 mil por dia FPSO Petrojarl I Adaptação do FPSO em Rotterdam P. 11

12 VISÃO GERAL DO BM-S-8 Anúncio de venda da participação da Petrobras no Bloco BM-S-8 para a Statoil em 29 de julho de 2016: US$2,5 bilhões por 66% do bloco Statoil será o novo operador Operação bastante positiva para a QGEP, em função do valor atribuído ao bloco e das implicações diretas no avanço dos investimentos na área Em 2015, testes de formação realizados em Carcará Norte confirmaram a 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 CARCARÁ NOROESTE CARCARÁ NORTE CARCARÁ Sem identificação do contato óleo-água, demonstrando o grande potencial da descoberta Plano de Avaliação da Descoberta de Carcará contempla: Teste de formação em Carcará Noroeste em 2017 Perfuração do prospecto de Guanxuma, 30 km a sudoeste da descoberta de Carcará, em 2017 Prospectos Descoberta/Campo P. 12

13 OUTROS ATIVOS EXPLORATÓRIOS Continuidade da primeira fase exploratória dos blocos adquiridos na 11ª Rodada de Licitações da ANP: Dados sísmicos dos blocos nas bacias da Foz do Amazonas, Ceará e Espírito Santo já foram adquiridos e estão sendo processados; dados estão sendo interpretados para avaliação de seu potencial Nos blocos da Bacia do Pará-Maranhão, a aquisição de dados sísmicos foi concluída no 2T16 e o processamento desses dados será realizado ao longo de 2016 Para os blocos adquiridos na 13ª Rodada da ANP, da Bacia de Sergipe-Alagoas, foi solicitado ao IBAMA o Termo de Referência para o processo de aquisição de dados sísmicos, cujo cronograma de início está sendo avaliado As negociações com a ANP estão em andamento para a postergação dos prazos do Bloco CAL-M-372, devido às condições de mercado e incertezas em relação ao licenciamento ambiental P. 13

14 2016: CONTINUIDADE NA EXECUÇÃO DO PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO Produção do Campo de Manati suficiente para cobrir OPEX e gerar sólido fluxo de caixa, mesmo com a redução observada no período Mapeamento dos próximos passos para o Bloco BM-S-8 Identificação de oportunidades para gerar mais valor a partir de otimização do portfólio Abordagem disciplinada de capital P. 14

15 FALE CONOSCO Relações com Investidores QGEP Participações S.A. Av. Almirante Barroso, nº 52/sala 1301 Centro, Rio de Janeiro, RJ CEP: Telefone RI: Fax: 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. P. 15

16 ANEXO I (2) O EBITDAX é uma medida usada pelo setor de petróleo e gás calculada da seguinte maneira: EBITDA + despesas de exploração com poços secos ou sub-comerciais. O cálculo do EBITDA considera o lucro antes do imposto de renda, contribuição social, resultado financeiro e despesas de amortização. O EBITDA não é uma medida financeira segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil e as IFRS. Tampouco deve ser considerado isoladamente ou como alternativa ao lucro líquido como indicador de desempenho operacional ou alternativa ao fluxo de caixa operacional como medida de liquidez. É possível que outras empresas calculem o EBITDA de maneira diferente da empregada pela QGEP. Além disso, como medida da lucratividade da Empresa, o EBITDA apresenta limitações por não considerar certos custos inerentes ao negócio que podem afetar os resultados líquidos de maneira significativa, tais como despesas financeiras, tributos e amortização. A QGEP usa o EBITDA como um indicador complementar de seu desempenho operacional. P. 16