QGEP (BM&FBovespa: QGEP3) Free Float: 30% Contato de RI: Tel: (55 21) 3509-5959 e-mail: ri@qgep.com.br website: www.qgep.com.br/ri Teleconferência Português 12 de maio de 2011 10:00 (horário do Brasil) Tel: (55 11) 3127-4971 Código: Queiroz Galvão Relatório de Resultados QGEP Participações S.A. Primeiro Trimestre de 2011 Inglês 12 de maio de 2011 12:00 (horário do Brasil) Tel: (1 412) 317-6776 Código: Queiroz Galvão 1
QGEP Divulga os Resultados do 1º Trimestre de 2011 Rio de Janeiro, 11 de maio de 2011 A QGEP Participações S.A. (BMF&Bovespa: QGEP3) maior empresa de controle privado brasileiro no setor de Exploração e Produção ( E&P ) e a quarta maior do setor em termos de produção diária anualizada em barris equivalentes de petróleo ( boe ), anuncia os seus resultados referentes ao 1º trimestre de 2011 (1T11). As informações financeiras e operacionais a seguir, exceto onde indicado o contrário, são apresentadas em base consolidada de acordo com a Legislação Societária, descrita na seção financeira deste relatório. Destaques do Primeiro Trimestre de 2011 A conclusão bem-sucedida do IPO em fevereiro de 2011 resultou em uma captação líquida de aproximadamente R$1,5 bilhão; em 31 de março de 2011, o caixa líquido superava R$1,5 bilhão. O fluxo de caixa das atividades operacionais atingiu R$81,6 milhões no 1T11. A perfuração do bloco exploratório BM-J-2 está programada para começar em meados de maio de 2011. A perfuração do bloco BM-S-12 está programada para iniciar em junho de 2011. 934,7 Produção de gás (Milhões de m 3 ) CAGR: 4,3% 846,5 1017,5 238,1-29,9% 167,0 367,5 Receita Líquida (R$ milhões) CAGR: 2,7% 330,2 387,5-21,6% 90,7 71,1 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 A produção de gás referente à parcela da QGEP foi de 167 MMm³ no 1T11, refletindo o impacto do fechamento temporário para manutenção de poços produtores no Campo de Manati. A receita líquida no período totalizou R$71,1 milhões. EBITDAX (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 273,6 266,5 301,2 74% 81% 78% 82% 74,0 39% 27,9 2008 2009 2010 1T10 1T11 EBITDAX Margem EBITDAX 150,0% 100,0% 50,0% 0,0% 200,0 150,0 100,0 50,0-79,8 65,9 22% 20% 148,0 38% 150,0% 100,0% 49% 44,0 19% 50,0% 13,4 0,0% 2008 2009 2010 1T10 1T11 Lucro Líquido Margem Líquida O EBITDAX alcançou de R$27,9 milhões; a margem EBITDAX foi de 39%. Desconsiderando o efeito não recorrente do pagamento da gratificação de incentivo em função do sucesso do IPO (R$23,1 milhões), a margem EBITDAX foi de 72% no 1T11. O lucro líquido totalizou R$13,4 milhões, com uma margem líquida de 19% no período. 2
MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO A QGEP Participações iniciou o ano de 2011 com uma sólida posição financeira. Concluímos com sucesso a nossa oferta pública inicial de ações em fevereiro, com uma captação líquida de mais de R$1,5 bilhão. Este recurso será utilizado na exploração e desenvolvimento dos promissores prospectos presentes em nosso portfólio atual, bem como para a aquisição de novos ativos, seja por meio da participação em rodadas de licitação da ANP ou através da realização de farm-ins. Com um caixa líquido robusto, de aproximadamente R$1,5 bilhão, a QGEP se coloca em uma posição ainda melhor para capturar as oportunidades presentes no mercado. Em adição ao nosso portfólio exploratório de alta qualidade, a operação do Campo de Manati continuou a gerar receita e fluxo de caixa significativos para a QGEP, mantendo o balanceamento dos ativos da Companhia. Conforme informado ao mercado, em 30 de dezembro de 2010, dois dos seis poços produtores de gás de Manati entraram em manutenção. Em meados de março, três outros poços produtores foram também fechados para manutenção, restando apenas um poço produtor em atividade no Campo de Manati. Embora isso tenha reduzido a nossa produção de gás no primeiro trimestre de 2011 para 167 MMm³, comparado a 238,1 MMm³ no mesmo período de 2010, continuamos a apresentar resultado e fluxo de caixa operacional positivos no período, o que confirma o alto nível de rentabilidade associado ao Campo de Manati. Temos a satisfação de informar que no final de abril dois destes poços voltaram a produzir. Nossa expectativa é que o próximo poço volte a produzir em julho e os dois poços remanescentes voltem em agosto, retomando a capacidade total de produção no segundo semestre de 2011. No ano passado, o Campo de Manati registrou produção recorde de gás de 2,3 Bm³, sendo a parcela referente à QGEP equivalente a 1,0 Bm³, e atingiu o pico de produção no quarto trimestre de 2010, com 616 MM m³, dos quais 276,5 MMm³ referentes à participação da Companhia. Além dos destaques financeiros e operacionais ocorridos no 1T11, a oferta inicial de ações da Companhia foi um marco importante no trimestre. Um elemento chave na nossa decisão de lançamento do IPO foi a convicção de que poderíamos atingir um crescimento significativo alavancando nossas vantagens competitivas. Nossa administração criou um portfolio de alto valor que inclui o Campo de Manati e outras áreas de elevado potencial exploratório localizadas perto dos hot spots da exploração de petróleo e gás no Brasil. O capital adicional levantado no IPO será aplicado na exploração e desenvolvimento do nosso portfolio atual e expansão da nossa base de ativos por meio de participação em novas rodadas de licitação da ANP e farm-ins. Estamos habilitados a operar em águas profundas e ultraprofundas, sendo qualificados como Operador Tipo A pela ANP (Agência Nacional do Petróleo). Essa qualificação faz da QGEP a primeira e única companhia independente brasileira de exploração e produção com capacidade para operar em águas com profundidade superior a 1.500 metros e, consequentemente, nos coloca em uma posição diferenciada para desenvolver parcerias e explorar as oportunidades de mercado. Recentemente o Conselho Nacional de Política Energética aprovou a 11º rodada de licitação para novos blocos exploratórios, prevista para setembro desse ano. Embora os detalhes ainda não estejam confirmados, espera-se que um total de 174 blocos sejam ofertados, divididos entre offshore e onshore, o que nos dará uma oportunidade importante para expandir nosso portfolio. A situação atual da QGEP no dinâmico setor brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás permite um crescimento substancial no curto e longo prazo. Continuamos focados em gerar um fluxo de caixa relevante e realizar investimentos oportunos e criadores de valor. Ao mesmo tempo, continuamos cientes de nossa responsabilidade corporativa de proteger o meio ambiente, treinar e desenvolver nossa equipe e manter um compromisso com a inovação em toda a nossa organização. 3
Ativos da QGEP Campos Bloco Bacia Participação da QGEP Categoria de Reservas e Fluído Chance Geológica de Sucesso (2) MMboe (1) Manati (4) - Camamu 45% Reserva (5) Gás - 73,3 Camarão Norte - Camamu 45% Contingente Óleo Gás - 4,5 Copaíba BM-CAL-5 Camamu 22,5% Contingente Óleo - 17,9 Jequitibá BM-CAL-5 Camamu 27,5% Contingente Gás - 17,2 CAM 01 BM-CAL-12 Camamu 20% Prospectivo Óleo 31% 24,4 JEQ #1 BM-J-2 Jequitinhonha 100% Prospectivo Óleo Gás 29% 61,8 (3) JEQ #2 BM-J-2 Jequitinhonha 100% Prospectivo Óleo Gás 24% 32,3 (3) Santos #1 BM-S-12 Santos 30% Contingente/ Prospectivo Gás 30% 2,8 /7,5 Santos #2 BM-S-12 Santos 30% Prospectivo Óleo 39% 52,4 Santos #3 BM-S-12 Santos 30% Prospectivo Óleo 19% 9,1 Santos #4 BM-S-12 Santos 30% Prospectivo Óleo Gás 40% 87,9 (3) (1) Os recursos citados em barris de óleo equivalente (boe) foram calculados pela QGEP utilizando dados constantes do relatório da GCA de 31/12/2009. A taxa de conversão para boe utilizada foi de 1000 m³ de gás é igual a 1 m³ de óleo/condensado (equivalência energética), e 1 m³ de óleo/condensado é igual a 6,29 barris. (2) GCOS constante nos Relatórios da GCA. (3) Os volumes estão ponderados pela probabilidade de 50% de serem óleo e 50% de serem gás. (4) O volume de Manati é resultado do volume no relatório da GCA (80,8 milhões de boe) menos o volume produzido em 2010 (6,4 milhões de boe) e no 1T11 (1,1 milhão de boe). (5) Reservas 3P: soma de reservas provadas, prováveis e possíveis. MANATI Com participação de 45%, a QGEP é sócia majoritária do Campo de Manati, que é o maior campo produtor de gás não-associado do Brasil. O campo, que está localizado na Bacia de Camamu e é operado pela Petrobras, apresentava em 31 de março de 2011 reservas 3P de 11,7 Bm 3 de gás natural e condensado (73,3 milhões de boe) referente à parcela da QGEP. Após atingir produção recorde em 2010, com média de 6,2 MMm 3 /dia, e produção recorde no quarto trimestre de 2010, com média de 6,7 MMm³/dia, a produção no primeiro trimestre de 2011 foi de 4,1 MMm 3 /dia em razão do fechamento para manutenção de dois poços em 30 de dezembro de 2010. Em 14 de março de 2011, a Companhia divulgou ao mercado que outros três poços precisariam ser fechados para manutenção. Com apenas um poço em operação, os níveis de produção foram reduzidos temporariamente para aproximadamente 2,0 MMm³/dia. No final de abril, dois destes poços voltaram a produzir e a capacidade de produção do campo foi elevada a 4,1 MMm³/dia. De acordo com o Operador, mais um poço entrará em operação em julho e o Campo retornará à capacidade total durante o mês de agosto de 2011. Estimativas preliminares indicam que os custos totais de manutenção referentes à parcela da QGEP ficarão em torno de U$10 milhões, a serem contabilizados como despesa em 2011. A produção do Campo de Manati representa a totalidade da receita e fluxo de caixa operacional da QGEP. Os custos de operação são baixos pelo fato de o consórcio ser proprietário de todas as facilidades de produção, tais como a plataforma, o gasoduto e a estação de tratamento. Em função dos baixos custos, a Companhia reportou margens EBITDAX significativas, entre 74% e 81%, nos últimos três anos. No 1T11, a margem EBITDAX excluindo o impacto de custos não recorrentes manteve seu histórico consistente, atingindo 72%. 4
BM-J-2 O bloco exploratório BM-J-2 está localizado na Bacia de Jequitinhonha em lâminas d água de até 300 metros. A Companhia é operadora e detém 100% de participação desse bloco, que foi adquirido em 2002, na quarta rodada de licitação da ANP. Após o levantamento e interpretação da sísmica 3D, a Companhia determinou os prospectos do bloco e a localização do poço exploratório a ser perfurado pela Sonda Offshore Mischief. A sonda chegará à Bacia de Jequitinhonha nos próximos dias e o início da perfuração do poço exploratório 1-QG-5-BAS, que testará o prospecto JEQ#1, está previsto para a segunda quinzena deste mês. BM-S-12 O Bloco BM-S-12 está localizado na Bacia de Santos, sudeste da costa brasileira, e é um bloco prioritário para a Companhia, com prospectos exploratórios de classe mundial. A presença de reservatórios carbonáticos, chamados de biolititos, associada às recentes descobertas gigantes resultaram em uma alta taxa de sucesso exploratório desta região, elevando portanto as expectativas da companhia em relação a este bloco. Nesse bloco, totalmente coberto por sísmica 3D, já foram perfurados três poços exploratórios, incluindo o SCS-13 que começou a ser perfurado em 2008, objetivando reservatórios mais profundos (situados no présal) e que teve a perfuração interrompida preventivamente devido a problemas de zonas de alta pressão. Neste poço, foram constatados fortes indícios de hidrocarbonetos, levando o consórcio a estabelecer uma área de retenção e submeter um Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) à ANP. O plano consiste na perfuração de um poço adicional, localizado a 7 km do poço SCS-13, que poderá confirmar o potencial das descobertas já realizadas (Santos #1 e Santos #2) e testará outros dois prospectos (Santos #3 e Santos #4), sendo um deles um reservatório de alto potencial na camada pré-sal. A sonda Ocean Baroness, programada para a perfuração deste poço, está concluindo um projeto na Bacia de Santos, com previsão de término para o final de maio de 2011. Posteriormente, a sonda será deslocada para começar a perfurar o poço exploratório 1-SCS-15 previsto para junho de 2011. BM-CAL-5 No Bloco BM-CAL-5 foram perfurados dois poços exploratórios que estão atualmente em fase de avaliação (Copaíba e Jequitibá), conferindo à Companhia 100% de taxa de sucesso neste bloco. Os volumes dessas descobertas foram certificados pela GCA como recursos contingentes. Estas descobertas estão em análise pelo consórcio e é possível que um poço adicional seja perfurado em cada descoberta em 2012. CAL-M-372 e CAL-M-312 (juntamente BM-CAL-12) Localizados ao sul da Bacia de Camamu, esses blocos têm um alto potencial exploratório em sedimentos do cretáceo superior com excelentes reservatórios areníticos, análogos aos campos gigantes da Bacia de Campos, tais como Marimbá e Roncador. Além disso, duas outras oportunidades estão sendo estudadas e poderão representar um importante diferencial no caso de sucesso do poço que está previsto para ser perfurado em 2012. A QGEP tem uma participação de 20% nesse bloco, que é operado pela Petrobras. Outros Projetos Em janeiro de 2011, a Companhia iniciou a perfuração do poço Enseada na Bacia de Santos para testar reservatórios do pós-sal no Bloco BM-S-76. Em meados de março de 2011, a Companhia comunicou ao mercado a indicação de zonas não potencialmente produtoras. Consequentemente, os blocos adjacentes BM-S-75 e BM-S-77 foram devolvidos à ANP, como já informado ao mercado por meio de um Fato Relevante divulgado em 14 de março de 2011. 5
Perspectiva/ Cronograma de Exploração Acreditamos que 2011 será um ano de melhorias progressivas para a QGEP. Enquanto os resultados do segundo trimestre ainda serão afetados pela parada preventiva para manutenção de poços no Campo de Manati, os resultados operacionais do segundo semestre de 2011 devem melhorar significativamente em relação ao primeiro semestre, impulsionados pelo retorno à capacidade de produção total a partir do mês de agosto. A QGEP reafirma seu cronograma de exploração para 2011, que terá início com a perfuração do Bloco BM-J- 2 no final de maio e do Bloco BM-S-12 em junho de 2011. Prospecto Bloco Camarão Norte Copaiba Jequitiba JEQ #1 JEQ #2 CAM 01 Santos #1 Santos #2 BM-CAL-5 BM-CAL-5 BM-J-2 BM-J-2 BM-CAL-12 BM-S-12 BM-S-12 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 QGEP Operador1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T Santos #3 Santos #4 BM-S-12 BM-S-12 Fase Exploratória Fase de Desenvolvimento / Produção Inicial Perfuração Exploratória Delimitação da Descoberta Desenvolvimento Produção Inicial /Primeiro Óleo Sustentabilidade, Segurança e Meio Ambiente A QGEP está comprometida a agir de forma responsável e segura para minimizar o impacto ambiental de suas atividades e beneficiar as comunidades locais onde atua. No primeiro trimestre de 2011, a Companhia iniciou uma série de projetos sociais e ambientais no bloco BM-J-2, estabelecendo um programa ambiental sólido para a perfuração deste projeto. Para se preparar com segurança para esta atividade, que será iniciada em maio, a QGEP contratou equipamentos adequados para responder imediatamente em caso de alguma ocorrência durante as atividades. Além disso, a Companhia possui três bases nas cidades de Ilhéus, Una e Canavieiras com equipamento para resposta e embarcações para a proteção da costa no caso de um eventual incidente. Embarcações de pesca também estão sendo treinadas para operar os equipamentos de resposta, em caso de necessidade. Os projetos envolvem as comunidades locais ao redor da Bacia de Jequitinhonha e tem a intenção de beneficiar a região como um todo. Esses projetos incluem o Projeto de Pesquisa Diária da Costa, o Projeto de Monitoramento da Pesca e o Projeto de Comunicação Social. 6
Desempenho financeiro As demonstrações financeiras abaixo representam as informações financeiras consolidadas da Companhia para o 1T11. Para o 1T10, as demonstrações financeiras abaixo representam um carve out das demonstrações financeiras consolidadas da QGOG para o período entre 1º de janeiro de 2010 e 31 de março de 2010, utilizando exclusivamente resultados históricos de operações do segmento de E&P. Estas informações financeiras foram combinadas considerando que as operações de E&P estavam sob controle e administração comuns. Por esse motivo, as demonstrações financeiras estão sendo denominadas consolidadas carve out, como se essas operações já estivessem segregadas no período apresentado. Informações Financeiras Consolidadas (R$ milhões) 1T11 1T10 % Lucro Líquido 13,4 44,0-69,6% Amortização 12,9 15,2-14,9% Resultado Financeiro (22,9) 7,0 N/A Imposto de Renda e Contribuição Social 9,6 8,0 20,8% EBITDA (1) 13,0 74,1-82,5% Custos Exploratórios para a extração de Petróleo e Gás natural 14,9 (0,1) N/A EBITDAX (2) 27,9 74,0 62,4% Margem EBITDA (3) 18,2% 81,7% -63,4 p.p. Margem EBITDAX (4) 39,2% 81,6% -42,4 p.p. Dívida Líquida / (Caixa Líquido) (5) (1,501,9) 251,9-691,6% (1) Calculamos o EBITDA como o lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, do resultado financeiro e das despesas de amortização. O EBITDA não é medida de desempenho financeiro segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil; Normas Internacionais de Relatório Financeiro, ou IFRS; ou US GAAP, tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como uma alternativa ao lucro líquido, como medida de desempenho operacional, ou alternativa aos fluxos de caixa operacionais como medida de liquidez. Outras empresas podem calcular o EBITDA de maneira diferente de nós. O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da nossa lucratividade, em razão de não considerar determinados custos decorrentes dos nossos negócios, que poderiam afetar, de maneira significativa, os nossos lucros, tais como despesas financeiras, tributos e amortização. O EBITDA é utilizado por nós como medida adicional de desempenho de nossas operações. (2) EBITDAX= EBITDA - custos exploratórios para extração de petróleo e gás. (3) EBITDA dividido pela receita líquida. (4) EBITDAX dividido pela receita líquida. (5) A dívida líquida corresponde à dívida total, incluindo empréstimos e financiamentos circulantes e não circulantes e instrumentos financeiros derivativos, menos equivalentes de caixa e caixa restrito. A dívida líquida não é reconhecida segundo Práticas Contábeis Adotadas no Brasil; Normas Internacionais de Relatório Financeiro, ou IFRS; ou US GAAP; ou quaisquer outros princípios de contabilidade geralmente aceitos. Outras empresas podem calcular a dívida líquida de maneira diferente. Resultado Operacional No 1T11, a receita líquida totalizou R$71,1 milhões, representando uma queda de 21,6% em relação ao 1T10, ocorrida devido à redução de 29,9% nos volumes de produção do Campo de Manati. Essa redução foi resultado da parada para manutenção, previamente anunciada, de dois poços produtores em dezembro de 2010 e três poços adicionais em meados de março de 2011. Consequentemente, somente um dos seis poços produtores do Campo de Manati estava produzindo, o que resultou em uma redução temporária na produção para 2,0 MMm³/dia. No final de abril, dois poços voltaram a produzir, e o campo deve retornar à capacidade total até agosto de 2011. Manati tem um contrato de longo prazo para fornecimento de um volume mínimo anual (take-or-pay) de gás à Petrobras, por um preço em reais ajustado anualmente com base em índice contratual. 7
A queda na produção contribuiu para uma redução de 11,5% nos custos operacionais ao comparar o 1T11 ao mesmo período do ano anterior. Os custos operacionais deste período atingiram R$26,9 milhões e incluem royalties, P&D e participação especial. Despesas Gerais e Administrativas As Despesas Gerais e Administrativas contabilizaram R$29,5 milhões no 1T11, R$28,1 milhões superior ao valor do 1T10. Esse aumento é resultado do valor de R$23,1 milhões, pago como uma gratificação de incentivo relacionado à conclusão bem-sucedida do IPO findo em 9 de março de 2011, conforme divulgado no prospecto. Custos Exploratórios Os custos exploratórios para a extração de petróleo e gás no 1T11 totalizaram R$14,9 milhões, apresentando um aumento de R$14,8 milhões em relação ao 1T10. Estes custos derivam-se da aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos, planejamento da campanha de perfuração, estudos de licenciamento e impacto ambiental, baixas de custos com poços não comerciais ou com reservas não operacionais, entre outros. Do total do aumento, R$11,7 milhões são referentes aos custos relacionados ao Bloco BM-S-76, perfurado no 1T11, que não apresentou zonas potencialmente produtoras, como já informado ao mercado. Resultado Financeiro No 1T11, a Companhia gerou uma receita financeira líquida de R$22,9 milhões, em contra partida a uma despesa financeira líquida de R$7,0 milhões no 1T10. A variação resultou da receita financeira gerada pela captação do IPO, a partir do início de fevereiro de 2011. Lucro Líquido A Companhia reportou um lucro líquido de R$13,4 milhões no 1T11, decorrente da combinação do lucro operacional e financeiro. A redução de 69,6% em relação aos níveis registrados no 1T10, é decorrente de volumes de produção mais baixos do Campo de Manati, dos custos exploratórios mais elevados de nossa Campanha exploratória e do impacto não recorrente das despesas gerais e administrativas. Destaques do Balanço/Fluxo de Caixa Caixa (Equivalentes de Caixa, Aplicações Financeiras e Caixa Restrito) A Companhia encerrou o primeiro trimestre de 2011 com um saldo de caixa positivo de R$1.749,2 milhões, representando um aumento significativo em relação aos níveis registrados no final de 2010. Esse aumento expressivo se dá basicamente em função do sucesso do IPO da Companhia, que captou aproximadamente R$1,5 bilhão para financiar as atividades de exploração existentes e a expansão do portfolio de ativos. O caixa líquido reportado pela Companhia no 1T11 foi de R$1.501,9 milhões. Contas a Receber/Pagar As contas a receber totalizaram R$50,4 milhões no final do período, em relação a R$82,0 milhões no final de 2010. As contas a pagar totalizaram R$17,7 milhões no 1T11, 7% abaixo do valor contabilizado no final de 2010. 8
Empréstimos e financiamentos A Companhia encerrou o 1T11 com uma dívida total de R$241,1 milhões, 9% abaixo do valor apresentado no fechamento de 2010. Aproximadamente R$28,8 milhões de principal e juros foram amortizados, sendo R$19,5 milhões para o BNDES e R$9,3 milhões para o BNB. Fluxo de Caixa Operacional A Companhia registrou um fluxo de caixa operacional de R$81,6 milhões no primeiro trimestre de 2011. Relações com Investidores QGEP Participações S.A. Paula Costa Diretora Financeira e de Relações com Investidores Renata Amarante Gerente de Relações com Investidores Flávia Steinberg Especialista em Relações com Investidores Pedro Luz Analista de Relações com Investidores Av. Almirante Barroso, nº 52, sala 1301, Centro, Rio de Janeiro, RJ CEP: 20031-918 Tel: 55 21 3509-5959 Fax: 55 21 3509-5958 E-mail: ri@qgep.com.br www.qgep.com.br/ri Sobre a QGEP A QGEP Participações S.A. é a maior empresa de controle privado brasileiro no setor de Exploração e Produção ( E&P ) e a quarta maior do setor com base na produção diária anualizada em barris equivalentes de petróleo ( boe ) no Brasil, segundo dados da ANP, e a única empresa de controle privado brasileiro no setor de E&P qualificada pela ANP nas duas últimas rodadas de licitação, em 2007 e 2008, para atuar como Operador A em Águas Profundas e Ultraprofundas. A Companhia possui um diversificado portfolio de ativos de alta qualidade e potencial de exploração e produção. Adicionalmente, possui 45% de participação na concessão do Campo de Manati, localizado na Bacia de Camamu, que é o maior campo de gás natural não associado em produção no Brasil de acordo com dados da ANP de 2010. Esse campo se encontra em operação desde 2007 e tem capacidade de produção de aproximadamente 50,3 mil boe por dia. Para mais informações, acesse o site: www.qgep.com.br/ri. Este material pode conter considerações futuras referentes às perspectivas do negócio, estimativas de resultados operacionais e financeiros, e às perspectivas de crescimento da companhia. Estas são apenas projeções e, como tais, baseiam-se exclusivamente nas expectativas da administração da companhia em relação ao futuro do negócio e contínuo acesso a capital para financiar o seu plano de negócios. Tais considerações futuras dependem, substancialmente, de mudanças nas condições de mercado, regras governamentais, pressões da concorrência, do desempenho do setor e da economia brasileira, entre outros fatores, além dos riscos apresentados nos documentos de divulgação arquivados pela companhia e estão, portanto, sujeitas a mudanças sem aviso prévio. 9
As informações financeiras da Companhia foram preparadas como segue: Para o trimestre findo em 31 de março de 2010: nossas informações financeiras consolidadas carve out foram derivadas de nossas demonstrações financeiras consolidadas carve out da QGOG, usando exclusivamente os resultados históricos de operações e ativos e passivos atribuíveis ao segmento E&P, que inclemi nosso investimento em Manati e as operações do BS-3 S.A. As informações financeiras foram preparadas por nós de acordo com o IFRS, emitido pela IASB. Para o trimestre findo em 31 de março de 2011: informações financeiras consolidadas da Companhia. As informações financeiras foram preparadas por nós de acordo com o IFRS, emitido pela IASB. Anexo I DRE DRE (em R$ milhões) 1T11 1T10 % Receita líquida 71,1 90,7-21,6% Custos operacionais (26,9) (30,4) -11,5% Lucro bruto 44,2 60,3-26,7% Receitas (despesas) operacionais Gerais e administrativas (29,5) (1,4) N/A Custos exploratórios para a extração de petróleo e gás (14,9) 0,1 N/A Outras Despesas operacionais líquidas 0,3 - N/A Lucro operacional 0,1 59,0-99,9% Resultado financeiro líquido 22,9 (7,0) N/A Lucro antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 23,0 52,0-55,7% Imposto de renda e contribuição social (9,6) (8,0) 20,8% Lucro líquido do período 13,4 44,0-69,6% 10
Anexo II Balanço Patrimonial Balanço Patrimonial (R$ million) Carve out 1T11 2010 % ATIVO Circulante 1.682,0 221,6 659% Caixa e equivalente de caixa 1.242,5 137,2 N/A Aplicações Financeiras 382,0 - N/A Contas a receber 50,4 82,0-39% Impostos e contribuição a recuperar 1,3 1,2 10% Despesas antecipadas 4,3 - N/A Outros 1,6 1,2 33% Não Circulante 837,6 833,1 1% Caixa restrito 124,8 110,6 13% Impostos a recuperar 0,2 0,2-6% Imposto de renda e contribuição social diferidos 3,6 2,9 27% Imobilizado 703,1 713,7-1% Intangível 5,9 5,8 1% TOTAL DO ATIVO 2.519,6 1.054,7 139% PASSIVO Circulante 168,4 148,7 13% Fornecedores 17,7 19,0-7% Impostos e contribuição a recolher 23,1 22,6 2% Remuneração e obrigações sociais 19,1 0,3 N/A Contas a pagar - partes relacionadas 2,2 1,2 85% Empréstimos e financiamentos 76,2 76,3 - Provisão para pesquisa e desenvolvimento 5,9 5,0 18% Provisão para garantia devolução Blocos 10,6 10,6 - Outros Passivos Circulantes 13,6 13,7-1% Não Circulante 257,9 283,8-9% Empréstimos e financiamentos 164,9 188,7-13% Provisão para abandono 92,9 95,1-2% Patrimônio líquido 2.093,4 622,3 236% Capital social integralizado 2.078,1 620,4 235% Lucro Líquido do período 13,4 - N/A Reserva Legal 1,8 1,8 - Dividendos propostos 0,1 0,1 - TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.519,6 1.054,7 139% 11
Anexo III Fluxo de Caixa Demonstração do Fluxo de Caixa (R$ milhões) 1T11 FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Lucro líquido do exercício 13,4 Ajustes para reconciliar o lucro líquido com o caixa gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais: Amortização e Depreciação 13,0 Imposto de renda e contribuição social diferidos (3,2) Encargos financeiros e variação cambial sobre financiamentos e empréstimos (6,0) Provisão para poços secos 11,7 Provisão para imposto de renda e contribuição social 12,9 Provisão para pesquisa e desenvolvimento 0,9 Variação cambial sobre provisão para abandono (2,1) (Aumento) redução nos ativos operacionais: 26,8 Aumento (redução) nos passivos operacionais: 14,4 Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 81,6 FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades de investimento (410,3) FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Caixa líquido gerado pelas (aplicado nas) atividades de financiamento 1.433,9 Aumento do saldo de caixa e equivalentes de caixa 1.105,2 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 137,2 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 1.242,5 Aumento do saldo de caixa e equivalentes de caixa 1.105,2 12
Anexo IV - Glossário Glossário Águas Profundas Profundidade de água de 401 a 1.500 metros. Águas Rasas Profundidade da água de 400 metros ou menos. Águas Profundas Ultra Profundidade da água com mais de 1.501 metros. Bacia Depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de óleo e/ou gás, associados ou não. Barril de Óleo ou bbl Um barril stock tank, medida-padrão de volume de petróleo correspondente a cerca de 159 litros. Bbl/dia Barris por dia. Bloco(s) Boe ou Barril de Óleo Equivalente Campo CCOS Parte(s) de uma bacia sedimentar, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices e profundidade indeterminada, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural. Medida de volume de gás, convertido para barris de petróleo, utilizando-se um fator de conversão onde, 1.000 m3 de gás igual a 1 m3 de óleo/condensado (equivalência energética) e 1 m3 de óleo/condensado igual a 6,29 barris. Área que contempla a projeção horizontal de um ou mais reservatórios contendo óleo e/ou gás natural em quantidades comerciais. Chance de sucesso comercial (Commercial Chance of Success). Concessão Descoberta Farm-in e Farm-out Outorga estatal de direito de acesso a uma determinada área e por determinado período de tempo, por meio da qual são transferidos, do país em questão à empresa concessionária, determinados direitos sobre os hidrocarbonetos eventualmente descobertos. De acordo com a Lei do Petróleo, é qualquer ocorrência de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos, minerais e, em termos gerais, Reservas minerais localizadas na concessão, independente da quantidade, qualidade ou comercialidade, confirmadas por, pelo menos, dois métodos de detecção ou avaliação (definição de acordo com o contrato de concessão da ANP). Para ser considerada comercial, uma descoberta deverá apresentar retornos positivos em um investimento em condições de mercado para seu desenvolvimento e produção. Processo de aquisição parcial ou total dos direitos de concessão detidos por outra empresa. Em uma mesma negociação, a empresa que está adquirindo os direitos de concessão está em processo de Farm-in e a empresa que está vendendo os direitos de concessão está em Farm-out. GCOS Chance de sucesso geológico (Geological Chance of Success). GCA Gaffney, Cline & Associates Operador(a) Empresa legalmente designada para conduzir e executar todas as operações e atividades na área de concessão, de acordo com o estabelecido no contrato de concessão celebrado entre a ANP e o concessionário. 13
Prospecto(s) Exploratório(s) Acumulação potencial mapeada por geólogos e geofísicos onde se estima probabilisticamente que exista uma acumulação comercial de óleo e/ou gás natural e que esteja pronta para ser perfurada. Os cinco elementos necessários (geração, migração, reservatório, selo e trapeamento) para que exista a acumulação devem estar presentes, caso contrário não existirá acumulação ou a acumulação será sub-comercial. QGOG Contingentes Contingentes Brutos Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. Representam as quantidades de óleo, condensado e gás natural que são potencialmente recuperáveis a partir de acumulações conhecidas pelo desenvolvimento de projetos, mas que no presente não são consideradas comercialmente recuperáveis por força de uma ou mais contingências. Representa a totalidade dos Contingentes Contingentes Líquidos Representa a participação da companhia dos Contingentes Contingentes 3C Estimativa elevada de Contingentes, com somente 10% de chance de ser alcançada ou excedida. Prospectivos Riscados Recurso Prospectivo multiplicado pela probabilidade de sucesso geológico Prospectivos Riscados Ajustados Recurso Prospectivo multiplicado pela probabilidade de sucesso comercial. Prospectivos Líquidos Riscados Representa a participação da companhia dos Prospectivos Riscados. Prospectivos Riscados Não São os Prospectivos sem aplicar a probabilidade de sucesso geológico. Reservas São as quantidades de petróleo que se antecipa serem comercialmente recuperáveis através da implementação de projetos de desenvolvimento em acumulações conhecidas, a partir de uma data, em condições definidas. Reservas Possíveis Reservas Provadas Reservas Prováveis As Reservas Possíveis são as reservas adicionais que a análise dos dados de geociências e engenharia indica apresentarem probabilidade menor de serem recuperáveis do que as Reservas Prováveis São as quantidades de petróleo que, através de análises de dados de geociências e engenharia, podem ser estimadas com certeza plausível, de serem comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data, em reservatórios conhecidos e em conformidade com normas governamentais, métodos operacionais e condições econômicas determinadas. São as quantidades de petróleo que, através de análises de dados de geociências e engenharia, estima-se que tenha a mesma chance (50%/ 50%) de serem atingidas ou excedidas. 14