Senhores Acionistas,
A Administração da OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (“OGX” ou “Companhia”), em atendimento às disposições legais e estatutárias, submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração, as Informações Trimestrais (ITR) e o correspondente Relatório dos Auditores Independentes referente ao trimestre findo em 30 de junho de 2013.
Principais métricas 2Q 2013 Acumulado 2013
Receita líquida (R$ mm) 234 524
EBITDA (R$ mm) 46 119
Prejuízo líquido (R$ mm) (4.722) (5.527)
Preço realizado do óleo por barril (US$) 97 101
CAPEX (US$ mm) 316 607
Posição de caixa (US$ mm) 326 326
Volume de Produção (kboepd) 6.1 10.9
1. MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO
No segundo trimestre, a OGX prosseguiu com seus esforços para o desenvolvimento da produção de óleo e gás natural frente a um ambiente corporativo e de negócios desafiador. A produção no Campo de Tubarão Azul atingiu uma média de 6,1 kboepd neste trimestre, apesar de uma série de problemas operacionais que levaram a paradas nos poços,e a produção de gás no Campo de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba, alcançou produção média de 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Nossa receita e EBITDA permaneceram positivos e foram suportados por dois carregamentos entregues à Shell e ENAP.
Este trimestre também foi marcado pela nossa decisão de otimizar nosso portfólio para se focar nos melhores ativos. Após realizar uma completa análise geológica e geofísica, a OGX concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente o aumento de produção no Campo de Tubarão Azul. A OGX também concluiu que os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, que apresentam características similares ao campo de Tubarão Azul, devem ter seus desenvolvimentos suspensos. Tais eventos fizeram com que a Companhia decidisse interromper a construção das unidades de produção – FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, bem como WHP-1, WHP-3 e WHP-4 – resultando em um desembolso de caixa de aproximadamente US$449 milhões em compensação a OSX.
Estes problemas foram parcialmente compensados por avanços na exploração e no desenvolvimento da produção. A OGX realizou novas e importantes descobertas de gás natural na Bacia do Parnaíba e também participou da 11ª Rodada de Licitações da ANP. Além disso, o desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo está em andamento conforme o esperado, e estimamos que o primeiro poço entre em produção ao final de 2013.
A Companhia está atualmente concentrando seus esforços em adaptar suas operações e desenvolver um novo plano de negócios, que permitirá que a Companhia redimensionada prossiga seus objetivos exploratórios e de produção.”
Luiz Carneiro, Diretor Presidente da OGX
2. OUTLOOK DE CURTO PRAZO
Próximos eventos
A OGX contratou recentement o Blackstone Group como nosso consultor financeiro para nos apoiar em nossos esforços constantes de avaliação da estutura de capital.
A Companhia possui importantes eventos planejados para os próximos meses:
Continuação do desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo para a chegada
do OSX-3
Prosseguimento das campanhas de exploração e delimitação na Bacia do
Parnaíba
Continuação da execução dos Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) com a
perfuração do poço de delimitação de Tulum
Atualização do relatório de certificação de nosso portfólio por empresas
independentes e com previsão de conclusão até o final de 2013
Início da perfuração do primeiro poço de desenvolvimento no Campo de Atlanta
(Bloco BS-4), planejado para o 2S13
3. DESTAQUES OPERACIONAIS
3.1 Destaques
Produção total offshore de 536 mil barris de petróleo no Campo de Tubarão Azul
(Bacia de Campos) no 2T13, impactada por problemas operacionais durante os meses de abril e maio
Venda de 747 mil barris de petróleo no 2T13, distribuídos em duas cargas
Seis poços produtores perfurados e completados no Campo de Tubarão Martelo,
Suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e
Tubarão Areia, após a conclusão de que seus desenvolvimentos não seriam economicamente viáveis e a consequente decisão por interromper a construção pela OSX do FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, além da WHP-1, WHP-3 e WHP-4. Adicionalmente, o day rate do contrato de lease do FPSO OSX-2, que seria utilizado do desenvolvimento desses campos, será pago a OSX, de acordo com os termos do contrato, iniciando em Janeiro de 2014 e continuando até a venda da unidade ou sua utilização em outra localidade.
Produção líquida média de gás, referente à parcela de 66,66% da OGX no
resultado da OGX Maranhão, foi de 12,1 kboepd, 11,4 kboepd, 13,3 kboepd e 12,8 kboepd em abril, maio, junho e julho de 2013, respectivamente, no Campo de Gavião Real, na Bacia de Parnaíba
Produção total de 4,0 M m3/d (~25 kboepd) no Campo de Gavião Real alcançada
após a sincronização da quarta turbina da Usina Termoelétrica (UTE) Parnaíba I com o Sistema Interligado Nacional, em 5 de abril de 2013
3.2 Produção e desenvolvimento 3.2.1 Bacia de Campos
Produção total de 536 mil barris de petróleo no Campo de Tubarão Azul no 2T13 Venda de 747 mil barris de petróleo no 2T13, distribuídos em duas cargas
395 mil barris de petróleo para Shell, em abril de 2013 352 mil barris de petróleo para a ENAP, em junho de 2013 Venda de 318 mil barris de petróleo para a Chevron, em agosto de 2013
Perfuração e completação de seis poços produtores no Campo de Tubarão
Martelo, sendo testados cinco destes
Após detalhada análise do comportamento de cada um dos três poços de
produção do Campo de Tubarão Azul, a Companhia concluiu que:
Não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente
qualquer investimento adicional nesse Campo visando aumentar o seu perfil de produção
Os poços OGX-26HP e OGX-68HP poderão cessar de produzir ao longo do
ano de 2014
3.2.1.1 Desenvolvimento do Campo de Tubarão Azul
A produção do Campo de Tubarão Azul, no segundo trimestre, atingiu média de 6,1 kboepd, refletindo um decréscimo em relação ao trimestre anterior (10,9 kboepd), devido a problemas operacionais que vinham ocorrendo desde março de 2013. Abaixo uma aberta da produção por mês:
Abril: a produção no Campo de Tubarão Azul registrou média de 1,8 kboepd, com somente o poço OGX-26HP em operação por 16 dias. Nos 14 dias restantes, o poço não produziu devido a paradas periódicas preventivas para evitar danos à bomba centrífuga submersa (BCS), que apresentou superaquecimento devido ao aumento da razão gás óleo (RGO) no poço.
Maio: o poço OGX-68HP retornou a operação após o reparo da bomba centrífuga submersa (BCS) e a produção média foi de 6,8 kboepd.
Junho: OGX-26HP e OGX-68HP produziram durante todos os dias de junho, alcançando média de 9,7 kboepd.
Julho: OGX-26HP e OGX-68HP produziram por apenas 3 dias durante o mês de julho devido a problemas operacionais que causaram danos às respectivas BCS, e consequentemente, parada na produção. Os poços continuarão com sua produção interrompida até o reparo das respectivas BCSs; a produção média foi de 0,9 kboepd. A Companhia concluiu uma análise detalhada do comportamento de cada um dos três poços de produção do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), desde o início de produção até a presente data. O resultado dessa análise foi no sentido de que (i) não existe, no momento, tecnologia capaz de viabilizar economicamente qualquer investimento adicional nesse Campo visando aumentar o seu perfil de produção e (ii) os poços atualmente em operação poderão cessar de produzir ao longo do ano de 2014.
O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-1, plataforma conectada ao Campo de Tubarão Azul, continuará a ser pago à OSX nos termos do respectivo contrato.
Dias Efetivos de
Produção 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Abr-13 Mai-13 Jun-13 Jul-13
OGX-26HP 60 79 57 92 86 16 31 30 3
OGX-68HP - 47 92 92 73 - 11 30 3
TBAZ-1HP - - - - 74 - - -
-Total 60 126 149 184 233 16 42 60 6 Média por poço
offshore (kboepd) 11,0 6,6 5,8 5,1 4,2 3,4 5,0 4,8 4,6 11,0 9,1 9,3 10,2 10,9 1,8 6,8 9,7 0,9
Durante o segundo trimestre, entregamos a sétima e a oitava cargas de aproximadamente 747 mil barris: 395 mil barris entregues a Shell, e 352 mil barris entregues a ENAP (Chile). Em agosto, a nona carga de aproximadamente 318 mil barris foi entregue a Chevron. A tabela a seguir apresenta o EBITDA pro-forma do OSX-1 após a entrega dos oito primeiros carregamentos.
Notas:
¹ Vendas realizadas durante o Teste de Longa Duração e antes da declaração de comercialidade; não estão contabilizadas no Resultado do Período, sendo registradas como redução do “Imobilizado”
A tabela a seguir apresenta as tarifas diárias efetivas (em USD) para cada custo associado à operação do FPSO OSX-1:
3.2.1.2 Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo
A OGX perfurou e completou até o momento seis poços produtores horizontais (TBMT-2HP, TBMT-4HP, TBMT-6HP, OGX-44HP, TBMT-8H e TBMT-10H). A Companhia também já concluiu testes de formação em cinco poços produtores, com resultados em linha com nossas expectativas.
1ª ¹ 2ª ¹ 3ª 4ª Total 2012 5ª 6ª 7ª 8ª Total 2013 Total Geral
Data de entrega 28/3 21/4 26/7 15/10 5/1 7/2 6/4 17/6
Período de operação 51 dias 27 dias 98 dias 80 dias 73 dias 39 dias 59 dias 47 dias Produção referente às cargas
embarcadas - em barris (bbls) 547.376 246.809 789.774 809.495 2.393.454 779.110 425.313 395.221 352.471 1.952.115 4.345.569 R$ ('000)
Receita de venda 118.003 55.996 150.686 174.707 499.392 165.000 89.634 78.348 72.000 404.982 904.374 Impostos sobre as vendas - - - - - - - - -Royalties (10.687) (4.938) (14.842) (15.772) (46.239) (15.351) (8.685) (7.674) (6.633) (38.343) (84.582) Leasing (24.078) (13.222) (52.708) (41.998) (132.006) (39.116) (20.868) (31.378) (26.727) (118.089) (250.095) Serviços OSX (13.944) (7.236) (28.071) (22.499) (71.750) (25.194) (12.471) (11.808) (11.577) (61.050) (132.800) Logística (12.005) (7.410) (27.795) (18.405) (65.615) (8.355) (4.310) (4.887) (4.030) (21.582) (87.197) Frete na venda - - - (5.831) (5.831) (3.877) (1.631) - - (5.508) (11.339) Outros (871) 36 (1.183) (1.529) (3.547) (2.394) (1.200) (1.781) (1.497) (6.872) (10.419) EBITDA 56.418 23.226 26.087 68.673 174.404 70.713 40.469 20.820 21.536 153.538 327.942 % EBITDA / Receita Líquida 47,81% 41,48% 17,31% 39,31% 34,92% 42,86% 45,15% 26,57% 29,91% 37,91% 36,26% EBITDA / barril - (R$/barril) 103,07 94,11 33,03 84,83 72,87 90,76 95,15 52,68 61,10 78,65 75,47 Cargas entregues
2013 2012
O FPSO OSX-3, que realizará a operação no Campo de Tubarão Martelo, deixou o estaleiro Jurong em Cingapura em meados de julho, e iniciou sua viagem para o Brasil, e tem chegada estimada para o 3T13. O OSX-3 tem capacidade de produção de até 100.000 barris de óleo por dia e capacidade de estocagem de até 1,3 milhão de barris. O primeiro óleo do Campo de Tubarão Martelo é esperado para o 4T13.
Adicionalmente, as unidades FPSO OSX-3 e WHP-2 que serão instaladas nesse campo terão o prazo do contrato de afretamento ajustado de forma a dar para a OGX o direito de terminar os contratos sem ônus a partir do 13º e 12º anos, respectivamente. Tal modificação do contrato de afretamento do FPSO OSX-3 somente entrará em vigor após a amortização total pela OSX do financiamento contraído pela mesma para construção da unidade, previsto para 2015.
Recentemente a Companhia entrou em um acordo com a PETRONAS Brasil E&P Ltda. (“Petronas”) para a venda de uma participação não-operadora de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, por um montante total de US$850 milhões. Essa transação está sujeita à aprovação da ANP.
Em 9 de agosto de 2013, a OGX recebeu a licença de instalação para começar as atividades associadas ao desenvolvimento da produção de óleo nos blocos BM-C-39 e BM-C-40. Essa licença de instalação foi concedida pelo IBAMA.
3.2.1.3 Desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia
Após concluir detalhada análise do comportamento de cada um dos três poços produtores do Campo de Tubarão Azul (OGX-26HP, OGX-68HP e TBAZ-1HP), a Companhia decidiu por reprocessar e reinterpretar os dados geológicos e geofísicos existentes, o que permitiu a construção de novo modelo de reservatório. Esse modelo tornou evidente a intensa compartimentalização e descontinuidade desses reservatórios, o que compromete a produtividade dos mesmos. Esses resultados possibilitaram que a Companhia reprocessasse e reinterpretasse os dados da parte norte do Complexo de Waimea, área onde os campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia estão localizados e que possui características similares ao Campo de Tubarão Azul Field em termos de parâmetros de reservatório.
Dessa forma, a Companhia concluiu que não existe, no momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia. Diante desse fato, a Companhia submeterá à ANP requerimento no sentido de suspender o desenvolvimento dos campos acima indicados. O aluguel pelo afretamento do FPSO OSX-2, plataforma que seria utilizada nesse desenvolvimento, será pago a OSX nos termos do respectivo contrato a partir de janeiro de 2014 e até que essa unidade seja vendida ou destinada a outro local.
Diante destes motivos expostos, a Companhia também decidiu interromper a construção pela OSX das seguintes unidades de produção: FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, além da WHP-1, WHP-3 e WHP-4.
3.2.1.4 Acordo celebrado entre OGX e OSX
OGX e OSX assinaram um acordo relacionado aos eventos citados acima, que tem como objetivo compensar a OSX: (i) pelos gastos já incorridos pela mesma na construção das unidades cuja encomenda está sendo cancelada pela OGX e (ii) pelo direito ora estipulado em favor da OGX, nos contratos de afretamento do FPSO OSX-3 e WHP-2, no sentido de poder terminar esses contratos, sem ônus, a partir do 13º e 12º anos (o prazo original era de 20 e 25 anos respectivamente, sem direito a término antecipado).
O Acordo contempla um desembolso de caixa para a OSX no valor aproximado de US$449 milhões (dos quais US$ 369 milhões já haviam sido pagos até 30 de junho de 2013). Ainda pelo acordo, aproximadamente 70% desse montante será empregado no pagamento de custos de construção do FPSO OSX-3 e WHP-2.
3.2.2 Bacia do Parnaíba
Produção total de 4,0 M m³/d (~25 kboepd) no Campo de Gavião Real alcançada
após a sincronização da quarta turbina da UTE Parnaíba I ao Sistema Interligado Nacional, em 5 de abril de 2013
Produção líquida média de gás, referente à parcela de 66,66% da OGX no
resultado da OGX Maranhão, foi de 12,1 kboepd, 11,4 kboepd, 13,3 kboepd e 12,8 kboepd em abril, maio, junho e julho de 2013, respectivamente, no Campo de Gavião Real, na Bacia de Parnaíba
3.2.2.1 Desenvolvimento dos Campos de Gavião Real e Gavião Azul
Desde 5 de abril, a OGX tem operado contando com quatro turbinas da Usina Termelétrica Parnaíba I sincronizadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), o que nos permitiu alcançar níveis de produção pouco acima de 4,0 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia no Campo de Gavião Real. Além disso, a UTE Parnaíba I atingiu sua capacidade instalada total de 676 MW. Abaixo segue abertura da produção mensal (parcela de 66,66% da OGX no resultado da OGX Maranhão):
Abril: atingimos produção líquida média de 12,1 kboepd de gás (1,9 M m³/d) operando com quatro turbinas sincronizadas desde o dia 5 deste mês, conforme citado anteriormente.
Maio: registramos produção líquida média de 11,4 kboepd de gás (1,8 M m³/d), número pouco inferior ao mês de abril devido a intervenções periódicas na Unidade de Tratamento de Gás (UTG).
Junho: a produção média total foi de 4,5 M m³/d (2,1 M m³/d líquido OGX, equivalente a 13,3 kboepd).
Julho: atingimos produção líquida média de 12,8 kboepd de gás (2,0 M m³/d). A produção total terrestre no 2T13 foi de 379,7 Mm3 de gás natural.
Para o segundo semestre, é esperado o início da operação comercial do projeto Parnaíba III (MC2 Nova Venécia) uma vez que a UTG estará apta a conectar o terceiro cluster de produção, fornecendo assim, capacidade de produção adicional. Parnaíba III é um projeto adquirido pela MPX Energia S.A., MPX E.ON Participações S.A. e Petra Energia S.A., e detém capacidade total de 176 MW.
A tabela abaixo apresenta o EBITDA pro-forma da UTG durante o primeiro semestre de operações. A margem EBITDA pro-forma tem se mantido em aproximadamente 73% e reflete a elevada lucratividade do ativo.
Notas:
¹ Data de fechamento para valores contábeis: 25º dia do mês
² Receita bruta composta por receita da venda de gás e receita da locação da UTG ³ Impostos sobre vendas consistem de: PIS/COFINS/ICMS
UTG Parnaíba Jan-13 Fev-13 Mar-13 Apr-13 May-13 Jun-13 Total
De 20- jan 26-jan 26-fev 26-mar 26- abr 26-mai Até 25- jan 25-fev 25- mar 25-abr 25-mai 25-jun
Produção de gás OGX Maranhão - em Mm3 3,62 35,42 44,49 76,51 80,56 95,29 335,90
R$ ('000)
Receita² 4.259 18.504 16.516 31.079 29.224 35.136 134.718
Impostos sobre vendas³ (433) (2.088) (2.002) (3.689) (3.561) (4.264) (16.037) Serviç os (O&M) (1.089) (1.246) (1.262) (1.210) (1.156) (1.772) (7.735) Produtos químic os - (133) (67) (200) Royalties e Participação do superficiário (272) (1.038) (1.408) (2.640) (3.496) (3.288) (12.142)
EBITDA 2.465 14.132 11.844 23.540 20.878 25.745 98.604
% EBITDA / Rec eita 57,88% 76,37% 71,71% 75,74% 71,44% 73,27% 73,19% EBITDA / Mm3 - (R$/Mm3) 681,71 398,97 266,20 307,66 259,15 270,17 293,55 Período de operaç ão¹
3.3 Exploração 3.3.1 Destaques
Participação na 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP
Apresentação da declaração de comercialidade da acumulação de Peró-Ingá
(bloco BM-C-40) à ANP. O campo será nomeado Campo de Rêmora.
Decisão pela descontinuidade da exploração das áreas de Cozumel e Cancun, na
Bacia de Campos, após não identificar presença significante de hidrocarbonetos
Devolução à ANP das acumulações de Tambora e Tupungato após decidir pela
não continuidade de seu desenvolvimento
Importantes descobertas de gás natural na Bacia do Parnaíba: SE Bom Jesus
(OGX-111), Fazenda Alencar (OGX-112), NW Fazenda Chicote (OGX-113), e Fazenda Sossego (OGX-114)
3.1.2 11ª RODADA DE LICITAÇÕES
No dia 14 de maio de 2013, a OGX participou da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP e apresentou propostas vencedoras para sete blocos exploratórios em águas profundas e dois blocos exploratórios em águas rasas localizados na Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba.
Os blocos offshore estão localizados na Margem Equatorial, no norte do Brasil, área até então pouco explorada e altamente promissora conforme demonstrado nas recentes descobertas na região. Os blocos terrestres estão situados na Bacia do Parnaíba, onde recentemente obtivemos importantes resultados em ambas as frentes de exploração e produção.
A OGX firmou importantes parcerias em três blocos, dois com a ExxonMobil e um com a Total E&P e a QGEP, três empresas de óleo e gás, com substancial expertise e volume de recursos, além de um comprovado modelo de negócios de longo prazo e disciplina de investimentos. A Companhia está, atualmente, avaliando suas opções financeiras e opções de parcerias para o desenvolvimento dos demais blocos.
Após a rodada, a OGX firmou acordo com a MPX Energia S.A. para cessão de participação de 50% nos quatro blocos exploratórios terrestres adquiridos pela OGX através da 11ª Rodada de Licitações. A MPX deverá adquirir a participação de 50% nos blocos em condições idênticas às ofertadas pela OGX na rodada. O valor de aquisição, assim sendo, será equivalente a metade dos bônus de assinatura e demais
compromissos de exploração e desenvolvimento assumidos nas propostas apresentadas à ANP.
3.1.3 Bacia de Campos
Durante o segundo trimestre, a OGX obteve a aprovação da ANP dos PADS submetidos para as áreas de Viedma, Tulum e Itacoatiara, nos blocos BM-C-41, BM-C-38, BM-C-37 e BM-C-39. Em Viedma, a OGX está atualmente analisando se continuará sua exploração após a descoberta de 6 metros de net pay na seção Santoniana, através da perfuração do primeiro poço de delimitação, OGX-109.
Em abril, a Companhia devolveu à ANP as acumulações de Tambora e Tupungato no bloco BM-C-41, uma vez que optou não dar prosseguimento ao seu desenvolvimento. Em junho, a OGX apresentou à ANP a declaração de comercialidade da acumulação de Peró-Ingá no bloco BM-C-40, a qual será denominada Campo de Rêmora. O seu desenvolvimento se encontra em fase de estudos preliminares e deverá ser anexado ao desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo.
Começamos em agosto a perfuração do primeiro poço de delimitação, OGX-116, da acumulação de Tulum – reservatório de arenitos e considerada pela Companhia como uma promissora área.
3.1.4 Bacia do Parnaíba
A OGX iniciou a perfuração de cinco novos poços no segundo trimestre. Destes cinco poços, três são pioneiros: Prospecto Fazenda Alencar, OGX-112, onde realizamos uma descoberta de 22 metros de net pay de gás; Prospecto Fazenda Sossego, OGX-114, onde também descobrimos gás (14 metros de net pay); e o Prospecto Fazenda Havana, OGX-115, que segue em andamento.
Adicionalmente, começamos a perfuração de dois poços pioneiros adjacentes. Um deles, SE Bom Jesus (OGX-111), é adjacente ao poço OGX-88 (Bom Jesus) onde descobrimos 20 metros de net pay de gás, enquanto o outro é adjacente ao poço OGX-107 (Fazenda Chicote), e foi denominado NW Fazenda Chicote (OGX-113), onde encontramos indícios de gás.
3.1.5 Bacia de Santos
Durante o segundo trimestre, a OGX realizou teste de formação no poço OGX-94DA que faz parte do compromisso firme do PAD da acumulação de Curitiba e está atualmente analisando os resultados obtidos. O sucesso deste teste é de extrema importância para a continuidade dos trabalhos de exploração na Bacia de Santos, onde possuímos outros dois PADs para as acumulações de Belém e Natal.
3.1.6 Bacia do Espírito Santo
No segundo trimestre, a Perenco, nossa parceira e operadora nos blocos desta bacia, concluiu a perfuração do poço exploratório PERN-3 (Caju), localizado no bloco BM-ES-39, e foram identificados 19 metros de net pay de gás (Cretáceo). Após a perfuração de Caju, através da sonda Ocean Star (que faz parte da nossa frota), o consórcio iniciou a perfuração do prospecto Dendê (PERN-4), no bloco BM-ES-40. Foram descobertos 10 metros de net pay (Paleoceno) em dois intervalos: 4,6 metros de gás e 5,5 metros de óleo. O Consórcio formado pela Perenco (operadora), OGX e Sinochem está atualmente avaliando se continuará a exploração destas áreas.
3.1.7 Colômbia
No bloco VIM-5 um novo processamento de sísmica 3D foi realizado, interpretado e 7 prospectos foram identificados.
4. OUTROS
Equipamentos de exploração e desenvolvimento
Com a suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, a Companhia reduzirá sua frota de sondas até o final do ano, terminando este ano com 2 sondas offshore. Uma das sondas, Ocean Star, está sendo compartilhada com a Perenco (50% OGX / 40% Perenco / 10% Sinochem); e após a conclusão da perfuração do poço Dendê (PERN-4), na Bacia do Espírito Santo, esta sonda deverá ser utilizada no desenvolvimento do Campo de Atlanta, sendo compartilhada com nossos parceiros no consórcio (40% OGX / 60% Consórcio).
5. RESULTADOS FINANCEIROS
As informações financeiras e operacionais a seguir são apresentadas em bases consolidadas, de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board – IASB e em milhares de Reais, exceto quando indicado o contrário.
Demonstração dos resultados
Reconciliação com as informações trimestrais apresentadas no ITR de junho de 2013, em atendimento a Instrução CVM nº 527 de 2012: (i) Esse total não inclui as parcelas do Custo do Produto Vendido (CPV) referentes à Depreciação (R$ 73.966) e Amortização (R$ 2.214), as
quais estão apresentadas em linhas específicas.
(ii) A soma dessas linhas corresponde ao total de Despesas com Exploração na DRE do ITR de junho de 2013.
(iii) A soma dessas linhas, juntamente com a parcela da Depreciação (R$ 8.527) e Amortização (R$ 1.787) não-CPV, corresponde ao total das Despesas Gerais e Administrativas na DRE do ITR de junho de 2013.
(iv) A soma dessas linhas corresponde ao total do Resultado Financeiro na DRE do ITR de junho de 2013. (v) Apresentado como "Outras Despesa Operacionais" na DRE do ITR de junho de 2013.
(vi) Apresentado como "Ganho na alienação de ativos” e “Perda por redução ao valor recuperável” na DRE do ITR de junho de 2013. R$ ('000) DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS YTD Jun/13 YTD Jun/12 ∆ 2T13 2T12 ∆ Receita líquida de vendas 523.775 - 523.775 234.385 - 234.385
Custo dos produtos vendidos (CPV) (i) (266.012) - (266.012) (121.753) - (121.753) Despesas de exploração (ii) (45.765) (136.336) 90.571 (17.914) (47.134) 29.220 Despesas de vendas (5.508) - (5.508) - - -Despesas administrativas e gerais (iii) (87.087) (117.149) 30.062 (49.138) (62.883) 13.745 EBITDA 119.403 (253.485) 372.888 45.580 (110.017) 155.597 Depreciação (82.493) (3.091) (79.402) (43.717) (1.558) (42.159) Amortização (4.001) (3.540) (461) 1.201 (1.783) 2.984 Ganho de capital - farm out (vi) 1.035.376 - 1.035.376 1.035.376 - 1.035.376 Stock option (iii) (19.790) (5.589) (14.201) 776 29.745 (28.969) Poços/Áreas secos ou subcomerciais (ii) (1.685.660) (165.523) (1.520.137) (490.798) (145.582) (345.216) Impairment (vi) (3.644.523) - (3.644.523) (3.644.523) - (3.644.523) Workover (v) (49.218) - (49.218) (49.218) - (49.218) Compensações OSX (v) (956.839) - (956.839) (956.839) - (956.839) Resultado de equivalência patrimonial (1.306) - (1.306) (827) - (827) EBIT (5.289.051) (431.228) (4.857.823) (4.102.989) (229.195) (3.873.794) Receita financeira (iv) 39.979 161.262 (121.283) 15.544 73.543 (57.999) Despesa financeira (iv) (276.995) (201.828) (75.167) (149.510) (107.059) (42.451) Resultado financeiro líquido (237.016) (40.566) (196.450) (133.966) (33.516) (100.450) Variação cambial (iv) (424.345) (338.506) (85.839) (490.505) (369.576) (120.929) Derivativos (iv) 17.118 22.498 (5.380) 22.822 27.959 (5.137) EBT (5.933.294) (787.802) (5.145.492) (4.704.638) (604.328) (4.100.310) (-) Imposto de renda 1.962.236 231.251 1.730.985 1.538.168 192.579 1.345.589 Provisão para não recuperação do IRPJ/CSLL (1.555.729) - (1.555.729) (1.555.729) - (1.555.729) Prejuízo líquido do exercício (pro forma) (5.526.787) (556.551) (4.970.236) (4.722.199) (411.749) (4.310.450) Incorporação OGX Campos - 13.102 (13.102) - 13.102 (13.102) Prejuízo líquido do exercício (contábil) (5.526.787) (543.449) (4.983.338) (4.722.199) (398.647) (4.323.552) Atribuído a:
Acionistas não controladores (3.474) (21.018) 17.544 2.344 (8.619) 10.963 Acionistas controladores (5.523.313) (522.431) (5.000.882) (4.724.543) (390.028) (4.334.515)
Resultado do trimestre
O resultado do trimestre findo em 30 de junho de 2013 foi um prejuízo líquido de R$4,7 bilhões, grande parte sem impacto no caixa. Esse resultado foi afetado, sobretudo, pela provisão para perda (“impairment”) dos investimentos realizados nos campos de Tubarão Azul, Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre, no valor de R$3,6 bilhões; pelos poços secos e áreas subcomerciais devolvidas à ANP, no valor de R$491 milhões; e pelas despesas de variação cambial não realizada, também, de R$491 milhões. Uma despesa de R$957 milhões (US$449 milhões), relacionada a compensações devidas à OSX, já impactaram o nosso caixa em R$779 milhões.O principal efeito positivo no resultado do 2T13 foi o ganho de R$ 1,0 bilhão decorrente do acordo estratégico com a Petronas, anunciado em maio 2013.
Receita de vendas
As vendas de óleo e de gás realizadas em 2013 estão apresentadas na tabela a seguir:
Custo dos produtos vendidos
Despesas de exploração
As despesas de exploração caíram R$91 milhões em relação ao observado no mesmo período do ano anterior. A redução da campanha exploratória está associada à transição da Companhia para a fase de produção.
Despesas gerais e administrativas
Houve uma redução de R$30 milhões nas despesas gerais e administrativas em relação ao mesmo período do ano anterior, impulssionada, sobretudo, por uma redução no quadro de funcionários da Companhia.
Ganho no Acordo Estratégico com a Petronas– farm out
Em abril de 2013 a Companhia assinou acordo com a Petronas para a venda de uma participação não operadora (farm out) de 40% nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, por um valor total de US$ 850 milhões. Essa alienação gerou um ganho de R$ 1,0 bilhão em 2T13.
Impairment, Poços Secos e áreas subcomerciais
No segundo trimestre de 2013 a Companhia registrou uma despesa de R$ 3,6 bilhões com o impairment dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato, Tubarão Areia e Tubarão Azul. Após uma análise detalhada do comportamento do reservatório do Campo de Tubarão Azul e do reprocessamento dos reservatórios dos outros três campos, a administração conclui que estes campos não conseguirão gerar fluxos de caixa suficiente para recuperar os gastos capitalizados e registrou o impairment da totalidade do saldo de tais ativos.
Ainda no segundo trimestre a Companhia reconheceu uma despesa de R$491 milhões com poços secos e áreas subcomerciais. Essa despesa está associada sobretudo a devolução das áreas onde se encontravam as acumulações de Tambora e Tupungato na Bacia de Campos.
Compensações OSX
Devido à suspensão do desenvolvimento dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia a Companhia decidiu interromper a construção das unidades FPSO OSX-4, FPSO OSX-5, bem como as WHP-1, WHP-3 e WHP-4. Com isso, OSX e OGX assinaram um acordo pelo qual a OGX faria um desembolso de caixa imediato para OSX de cerca de US$ 449.000 (equivalente a R$ 957 milhões) a título de compensação pelos gastos já incorridos na construção dessas unidades.
Resultado financeiro líquido
As despesas líquidas de R$ 134 milhões no 2T13 são explicadas por: (a) parcela não capitalizada dos juros sobre os financiamentos no valor de R$ 145 milhões, parcialmente compensada por (b) receita de aplicações financeiras de R$ 11 milhões.
Variação cambial
No 2T13 a Companhia reconheceu uma despesa variação cambial, sobretudo, não realizada de R$491 milhões. Essa despesa é ocasionada pela uma exposição cambial líquida (passivo líquido) em US$ oriunda, basicamente, dos senior unsecured notes, com vencimentos em 2018 e 2022. A Companhia optou por não contratar instrumento financeiro de proteção dessa exposição contábil, pois, pretende liquidar este passivo líquido em US$ através do resultado a ser auferido na mesma moeda com a venda de óleo. Dessa forma, a exposição cambial estaria protegida por um hedge natural a ser gradativamente gerado quando da venda do óleo produzido.
Imposto de renda e provisão para não recuperação
No 2T13, devido à suspensão do desenvolvimento do campos de Tubarão Areia, Tubarão Gato e Tubarão Tigre e a baixa expectativa de produção de Tubarão Azul, a Companhia atualizou o modelo utilizado para avaliar a recuperação dos créditos de impostos diferidos, excluindo os referidos campos. Em função dessa exclusão foi provisionado um montante de R$ 1,5 bilhão referente à parte do saldo de IRPJ e CSLL diferidos, de forma a refletir a atual expectativa de realização. Não obstante, o montante provisionado permanece registrado em nossos livros fiscais e havendo mudanças no cenário futuro, poderá ser utilizado integralmente pela Companhia.
Balanço Patrimonial
R$ ('000)
Balanço Patrimonial 30/jun/13 31/dez/12 30/jun/13 31/dez/11
ATIVO PASSIVO
Circulante Circulante
Caixa e equivalentes de caixa 721.738 3.381.326 Fornecedores 1.002.983 925.513 Depósitos vinculados 30.486 14.963 Impostos, contribuições e participações a recolher 22.194 22.894 Contas a receber 168.023 - Salários e encargos trabalhistas 41.817 58.921 Instrumentos financeiros derivativos 43.771 26.350 Empréstimos e financiamentos 738.982 84.534 Estoque de óleo 49.245 118.027 Instrumentos financeiros derivativos - 1.416 Outros créditos 1.765.621 94.686 Contas a pagar com partes relacionadas 265.543 100.845 Provisões diversas 153.008 -2.778.884
3.635.352 Outras contas a pagar 12.580 20.096 2.237.107
1.214.219 Não Circulante
Não Circulante Empréstimos e financiamentos 7.961.935 7.960.166
Realizável a longo prazo Receita líquida a apropriar 162.514
-Estoque de materiais 243.741 206.511 Provisões diversas 224.860 210.887 Impostos e contribuições a recuperar 190.726 215.311
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.199.239 791.893 8.349.309 8.171.053 Créditos com partes relacionadas 208.855 179.454 Patrimônio Líquido
Outros créditos 226.773 - Capital social 8.821.155 8.821.155
Reservas de capital 184.189 178.793 Outros resultados abrangentes (649) -Investimentos 12.482 - Ajustes acumulados de conversão 69.274 42.571
Prejuízos acumulados (6.866.619) (1.343.306)
Imobilizado 6.077.144 10.027.389
Atribuído a participação dos acionistas controladores 2.207.350 7.699.213 Intangível 1.892.810 2.060.438 Participações de acionistas não controladores 36.888 31.863
10.051.770
13.480.996 2.244.238 7.731.076
Caixa e Equivalentes de Caixa
O saldo de disponibilidades totalizava R$ 722 milhões (equivalente a US$ 326 milhões) em 30 de junho de 2013.
A redução em relação a 31 de dezembro de 2012 decorre, substancialmente, de: (a) CAPEX de R$1,2 bilhão; (b) pagamento de juros de R$344 milhões; e (c) pagamento de compensações à OSX de R$779 milhões; parcialmente compensados por (d) EBITDA pro-forma do FPSO OSX-1 de R$154 milhões; e (e) EBITDA pro-forma da UTG Parnaíba de R$99 milhões.
Adicionalmente, os nossos principais custos, em base de competência, foram US$348 milhões no segundo trimestre, valor praticamente em linha com o trimestre anterior, quando a Companhia iniciou o processo de racionalização do Capex com uma redução gradual na frota de sondas de perfuração.
Nota:
¹ Considera taxa de câmbio média equivalente a: BRL 1,77/USD (1T12); BRL 1,96/USD (2T12); BRL 2,03/USD (3T12); BRL 2,06/USD (4T12); BRL 2,00/USD (1T13); BRL 2,07/USD (2T13)
Imobilizado (CAPEX)
O imobilizado inclui, sobretudo, relativos às campanhas de perfuração e completação e equipamentos de E&P adquiridos pela Companhia e suas subsidiárias. De 31 de dezembro de 2012 a 30 de junho de 2013, o Capex apresentou um aumento de cerca de R$ 1,2 bilhão.
Intangível/Fornecedores
R$376 milhões registrados em Intangível estão relacionados aos bonus de assinatura dos blocos com propostas vencedoras na 11ª Rodada da ANP. Uma vez que até 30 de junho de 2013 esses valores não tinham sido pagos, o montante também afeta a rubrica de Fornecedores.
Empréstimos e financiamentos
A variação do passivo de “empréstimos e financiamentos”, de 31 de dezembro de 2012 até 30 de junho de 2013 está demonstrada no quadro a seguir:
EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS R$ ('000) Saldo em 31 de dezembro de 2012: (8.044.700) (-) Novas captações - (-) Juros incorridos (338.726) (-) Variação cambial (653.595) (+) Pagamento de juros 344.881 (+) Custo de captação -
(-) Amortização do custo de captação (8.777)
6. GESTÃO DE PESSOAS
A OGX encerrou o segundo trimestre de 2013 com 351 colaboradores próprios e 3.898 terceirizados, responsáveis pela condução de todas as atividades administrativas, de exploração e produção de petróleo, representando um decréscimo de aproximadamente 41% em relação ao mesmo período do ano anterior. Através de nossa estratégia de contratação de renomados fornecedores mundiais para a condução de atividades operacionais, mantemos uma estrutura enxuta de alta performance focada na excelência operacional e com vasta experiência no setor de óleo e gás.
7. DECLARAÇÃO DA DIRETORIA
Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, a Diretoria declara que discutiu, reviu e concordou com a opinião expressa no relatório dos auditores independentes, emitido em 14 de agosto de 2013, e com as informações trimestrais relativas ao período findo em 30 de junho de 2013.
8. ADERÊNCIA À CÂMARA DE ARBITRAGEM
A Companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho de Administração se obrigam a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada, ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos das disposições contidas no Contrato de Participação no Novo Mercado, no Regulamento de Listagem do Novo Mercado, no Estatuto Social, nos acordos de acionistas arquivados na sede da Companhia, na Lei das Sociedades por Ações, nas normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM, nos regulamentos da Bovespa, nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, nas Cláusulas Compromissórias e no Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado, conduzida em conformidade com este último Regulamento.
