A PetroRio anunciou seus resultados referentes ao primeiro trimestre de 2015. As informações são apresentadas em bases consolidadas e em milhares de Reais (R$) de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis, e incluem as subsidiárias diretas da Companhia: HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda., HRT África Petróleo S.A., e HRT América Inc. e suas respectivas subsidiárias e filiais.
De acordo com a administração da empresa, a PetroRio continuou superando grandes desafios neste 1º trimestre, "se posicionando para sair mais robusta diante de um cenário desafiador". A empresa destaca que a queda do preço do Brent atrelado ao difícil cenário macroeconômico que vem afetando o País e, em especial, o setor de óleo e gás, "tem criado desafios na contratação de serviços e na redução de custos", mas que a companhia "tem conseguido bons resultados, seguindo na estratégia iniciada em 2014."
A PetroRio cita como exemplos de sucesso a melhoria da curva de produção do Campo de Polvo e excelentes níveis de eficiência operacional, alcançada com ações tais como a melhor gestão das bombas centrífugas submersas e manutenção das plantas de processo, além do entendimento do reservatório e a redução de custos unitários.
"Entre janeiro e março/2015, a produção total do Campo de Polvo atingiu 842.343 barris. Vale destacar que a eficiência operacional média alcançou 98,8%, uma das melhores de todo o offshore brasileiro", diz o relatório.
Cabe mencionar que faz parte da estratégia da PetroRio vender cargas de maior volume, visando uma redução de custos de frete e menores descontos em relação ao Brent no preço final obtido em cada venda, o que efetivamente ocorreu no off-take realizado no mês de abril. Seguindo essa diretriz, a companhia não efetuou vendas no primeiro trimestre de 2015.
Em um cenário de preço de Brent aproximadamente 49% inferior ao preço das vendas realizadas no primeiro trimestre de 2014, a redução dos custos e das despesas operacionais implementada pela companhia foi crucial.
No primeiro trimestre de 2015, a PetroRio registrou EBITDA ajustado negativo de R$ 14 milhões, impactada pela decisão da companhia em não efetuar nenhuma venda de óleo ao longo do trimestre.
Em 21 de abril de 2015, a PetroRio efetuou a venda de cerca de 623 mil barris de óleo, ao preço estimado de US$ 48,3 por barril (já descontando os ajustes de logística e qualidade do produto), com geração de receita de cerca de R$ 92 milhões.
Caso a produção do primeiro trimestre somada ao estoque em dezembro/2014 tivesse sido vendida no próprio trimestre, o EBITDA ajustado teria sido positivo em R$ 1 milhão.
Veja, na íntegra, a divulgação de Resultados
Refletindo a estratégia da PetroRio de operar ativos já em fase de produção, está a compra de 80% dos direitos e obrigações dos contratos de concessão dos Campos de Bijupirá e Salema (BJSA). Após a conclusão das aprovações pertinentes a esta transação, a Companhia dará início a integração operacional entre os Campos de BJSA e Polvo, visando a obtenção de sinergias e a redução de custos. De acordo com estudos preliminares, a produção advinda de BJSA poderá triplicar os níveis atuais de produção da PetroRio, confirmando a Companhia entre as mais importantes empresas emergentes da indústria petrolífera nacional.
A nova cultura corporativa da PetroRio está focada no aumento da produção por meio da aquisição de ativos de produção, reexploração, incremento da eficiência operacional, redução dos custos de produção e das despesas corporativas. Nesse contexto, a mitigação do risco exploratório é fator primordial para a consolidação desta estratégia e, o desinvestimento dos ativos na Bacia do Solimões e na Namíbia está totalmente alinhado a essa estratégia, além de resultar na entrada de recursos no caixa da Companhia.
A Administração da PetroRio acredita que está no caminho certo e que o ano de 2015 resultará em novas e importantes conquistas para a Companhia.
RESULTADO OPERACIONAL
CAMPOS DE BIJUPIRÁ E SALEMA (BJSA)
Em janeiro/2015 a PetroRio assinou contrato de compra e venda para aquisição de 80% de participação sobre os direitos e obrigações dos contratos de concessão de BJSA com a Shell Brasil Petróleo Ltda. ("Shell"). A participação remanescente pertence à Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. A transação contemplou também outros ativos, entre eles a plataforma FPSO Fluminense, que é usado na produção de ambos os campos e possui capacidade de armazenamento de 1,3 milhão de barris de óleo. O valor total de aquisição acordado entre as empresas foi USD 150 milhões, sujeito a ajustes, sendo que cerca de 80% será financiado com recursos de terceiros e os 20% restantes com recursos próprios da Companhia.
A conclusão desta transação ainda depende de determinadas condições precedentes, inclusive a aprovação da cessão dos direitos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP e a aceitação da TSX Venture Exchange (“TSX-V”), onde as Global Depository Shares (“GDS”) da Companhia são listadas. Assim, a PetroRio somente passará a ser a operadora de BJSA após a obtenção de tais aprovações.
A produção diária de BJSA é de 22 mil barris de óleo leve e 325 mil m³ de gás associado, equivalentes a 24 mil boe/dia. Esses campos localizam-se no polígono do Pré-Sal, a 80 km em direção nordeste do Campo de Polvo, em lâminas d’água de 480 a 850 m.
LOCALIZAÇÃO DE BJSA E POLVO
CAMPO DE POLVO
O Campo de Polvo produziu 842.343 barris (100% do campo) no 1T 15, com produção média de gás natural de 28.143 m3 por dia. Atualmente, 97% do gás produzido é aproveitado como combustível nas suas atividades.
No 1T 15, a eficiência operacional média atingiu 98,8% refletindo excelente melhora na operação de Polvo: ao longo de 2014, a média foi de 93,3% e em 2013, 79,8%. Desde que a PetroRio passou a ser a operadora deste Campo em janeiro/2014, os níveis de produção têm se mostrado mais estáveis e menores interrupções vem sendo registradas. Vale destacar que no mês de março, a eficiência operacional de Polvo foi de 100%.
Conforme ranking divulgado pela ANP, a PetroRio é a sétima maior empresa operadora de campos produtores de petróleo no Brasil e a produção média mensal diária de petróleo desde janeiro/14, considerando 100% da produção do Campo de Polvo, está indicada abaixo:
Ao final de março, o volume de óleo em estoque na plataforma FPSO era de 643,1 mil barris, sendo 562,9 mil barris relativos à participação da PetroRio em Polvo.
Conforme a estratégia adotada pela Companhia, visando otimização de custos de frete e menores descontos em relação ao Brent no preço final de venda obtido, , a PetroRio decidiu por postergar a venda de sua produção de óleo do 1T 15. Nesse sentido, a Companhia acredita que a estratégia apresentou resultado positivo, já que o preço de venda em 21 de abril de 2015 foi estimado em US$ 48,3 por barril (já descontando os ajustes de logística e qualidade do produto).
Como parte de seu plano de redução de custos operacionais, a PetroRio concluiu a renegociação de contratos com seus principais fornecedores, incluindo a revisão de escopo e busca por sinergias, e estima que os impactos positivos sejam mais visíveis a partir do 2T 15.
No 1T 15, o custo operacional gerenciável do Campo de Polvo (100% do campo) foi de US$ 30,9 milhões, 3% abaixo do verificado no último trimestre de 2014 e 17% inferior ao comparado com o 1T14.
A operação no Campo de Polvo atingiu 1.000 dias sem acidentes com afastamento de trabalho em março/2015, comprovando o comprometimento da PetroRio com a segurança de seus colaboradores e com o meio ambiente.
TRANSAÇÃO MAERSK
A PetroRio celebrou contrato de compra e venda com a Maersk em julho/2014 para a aquisição de 40% nos direitos de exploração, desenvolvimento e produção na área do Campo de Polvo. Em outubro/2014, a Companhia foi informada pela ANP sobre o indeferimento deste pedido de cessão, cuja autorização encontra-se condicionada ao cumprimento de exigências cujo prazo está em curso. A Companhia, a Maersk e a ANP estão em tratativas visando saná-las.
UNITIZAÇÃO
Em junho/2013 a ANP aprovou o Plano de Desenvolvimento do Campo de Tubarão Martelo, da Óleo e Gás Participações S.A. (“OGpar”), e determinou que a revisão deste Plano fosse apresentada até 31 de dezembro de 2014, com “a apresentação da formalização do Acordo de Individualização da Produção – AIP relativo à extensão do reservatório para a área do Campo de Polvo”.
Tendo em vista não ter havido qualquer negociação entre a PetroRio e a OGpar acerca do aproveitamento ou divisão dos resultados do Campo de Tubarão Martelo, em 5 de agosto de 2014 a PetroRio solicitou à ANP cópia integral do processo administrativo que aprovou o referido Plano de Desenvolvimento.
Desde então as partes vêm discutindo o assunto no âmbito da ANP sem que tenham chegado a um entendimento.
Conforme indicado na ocasião da divulgação dos resultados do 2T 14, a equipe técnica da PetroRio já elaborou um Plano de Desenvolvimento, apresentado para a ANP, para extensão de vida útil do Campo de Polvo que prevê, dentre outras medidas, o aumento da produção a partir de intervenções em poços produtores.
BACIA SEDIMENTAR DO SOLIMÕES
A PetroRio e a Rosneft Brasil E&P Ltda, subsidiária brasileira da Rosneft Oil Company, seguem em tratativas para a conclusão da transação de venda e transferência dos Contratos de Concessão localizados na Bacia Sedimentar do Solimões, no Estado do Amazonas.
A Companhia já adotou ações de controle de custos e preservação do caixa, reduzindo os desembolsos recorrentes até a conclusão desta transação. Dentre essas ações, podem ser destacados o encerramento de contratos com fornecedores, o fechamento de bases de apoio logístico e a redução de 30% nos custos com pessoal.
NAMÍBIA
A PetroRio está em processo de farm out das licenças que mantém na Namíbia. Com o encerramento de várias atividades naquele país, os gastos mensais foram drasticamente reduzidos, devendo manter-se em cerca de R$ 60 mil/mês a partir do 2T 15.
No 1T 15, a PetroRio obteve EBITDA ajustado negativo de R$ 14 milhões. Esse resultado foi fortemente impactado pela decisão da Companhia em não realizar vendas de óleo no trimestre e efetuar tais vendas num momento futuro, em função de transações contemplando uma carga maior normalmente resultarem em otimização dos custos. Nesse sentido, a PetroRio entende que a estratégia adotada foi positiva, já que o preço do Brent apresentou recuperação em abril frente aos três meses anteriores.
No final de abril, a Companhia realizou a venda de aproximadamente 623 mil barris de óleo com geração de receita de R$ 92 milhões. É importante destacar que o reconhecimento da receita ocorre após a conclusão dos carregamentos e o petróleo é transferido da plataforma FPSO para os navios cargueiros dos clientes.
Em termos comparativos, no 1T 14, a PetroRio realizou duas vendas de carga, totalizando cerca de 630 mil barris exportados (líquidos para a Companhia).
Os custos com amortização e depreciação, sem efeito caixa, somaram R$ 5,0 milhões.
Por não ter realizado vendas de óleo neste trimestre, os custos de produção foram registrados como estoque. O valor de R$ 82,3 milhões reflete o valor de mercado deste estoque, considerando a melhor estimativa de realização de venda ao final do 1T 15, sendo que deste montante, R$ 27,8 milhões não impactam a geração de caixa. O valor de realização líquido do estoque compreende o preço de venda estimado menos os custos estimados de conclusão e aqueles necessários à realização da venda. A Companhia constituiu provisão para perda no montante de R$ 19,1 milhões, refletindo o valor de mercado de seu estoque de óleo.
As despesas com geologia e geofísica (G&G), no valor de R$ 76 mil indicam a mudança de estratégia da Companhia, com foco em ativos de produção e desinvestimento dos ativos de exploração.
A PetroRio vem passando por uma reestruturação organizacional, com otimização de seu quadro de colaboradores e adequação do custo de pessoal à sua nova realidade.
Assim, encerrou o mês de março/2015 com 82 colaboradores (redução de 27% em relação ao mês de dezembro/2014), o que já reflete a desmobilização de pessoal da subsidiária HRT America. No 1T 15, as despesas com pessoal próprio somaram R$ 6,7 milhões, 38% abaixo do 1T 14. As despesas com pessoal estão apresentadas de forma líquida do valor alocado aos projetos Polvo e Solimões e ressarcidos pelos parceiros na proporção de suas participações nestes projetos.
As despesas gerais e administrativas apresentaram redução de R$ 6,5 milhões no 1T 15 frente ao 1T 14, equivalente à 53%. O encerramento de vários contratos relacionados à atividade de exploração na Bacia do Solimões, inclusive o aluguel de sondas, colaboraram para essa redução de gastos. As despesas de manutenção e dos contratos de operação da Namíbia e de Solimões estão alocadas diretamente nos resultados apresentados.
Os gastos com serviços de terceiros, no valor de R$ 5,8 milhões refletem a desmobilização de bases na Bacia do Solimões, além de gastos pontuais com encerramentos de contratos relativos a este projeto.
Vale destacar que no 1T 15, os custos e despesas gerenciáveis apresentaram redução em dólares norte-americanos de 35% frente ao 1T 14. A Companhia estima reduções adicionais no 2T 15.
Campo de Polvo: gastos com pessoal, plataforma FPSO, logística, consumíveis, operação e manutenção, SMS, seguros e royalties
No 1T 15, o resultado financeiro foi uma perda de R$ 15,8 milhões, composto por receitas financeiras de R$ 59,9 milhões e despesas financeiras de R$ 75,7 milhões.
O resultado líquido do trimestre, no valor negativo de R$ 53,5 milhões é justificado pela decisão da Companhia em não realizar venda de óleo no 1T 15. Conforme já mencionado, caso a PetroRio tivesse efetuado a venda da carga no 1T 15, o EBITDA ajustado seria positivo em R$ 1 milhão.
Abaixo, estão apresentadas as evoluções trimestrais dos principais grupos de contas da Demonstração de Resultado Consolidado da PetroRio.
(em milhões de R$)
* Não inclui as despesas com baixa de poços secos e provisões para perda de valor (impairment)
** Em setembro/2014, a PetroRio fez o desinvestimento da subsidiária Integrated Petroleum Expertise Company - Serviços em Petróleo Ltda ("IPEX")
CAIXA TOTAL, EQUIVALENTES E APLICAÇÕES FINANCEIRAS
A Companhia encerrou o 1T 15 com posição de caixa consolidado de R$ 362,1 milhões, basicamente alocado no exterior, sendo em sua maior parte em dólares norte-americano. Dentre os fatores que explicam a redução de 19% em comparação à posição verificada em dezembro/2014, cabe destacar os seguintes:
>> Impacto líquido positivo de R$ 54 milhões resultante da variação cambial observada no período;
>> Desembolsos oriundos de custos, despesas operacionais e pagamentos de royalties (líquidos de recebimentos de cash calls) no montante de R$ 67 milhões;
>> Desembolso de R$ 83 milhões para a aquisição de participação sobre os direitos e obrigações dos contratos de concessão de BJSA e outros ativos, dentre eles a plataforma FPSO Fluminense. O montante pago corresponde a 20% do valor total da transação;
>> Desembolso de R$ 2 milhões referentes ao Projeto Solimões;
>> Ingresso de R$ 13 milhões relativo à venda de quatro helicópteros.
O fluxo de caixa está apresentado abaixo, de forma resumida, com as principais movimentações financeiras entre dezembro/2014 e março/2015.
FLUXO DE CAIXA
R$ milhões
Vale salientar que ao final de março/2015, o volume de óleo em estoque relativo a PetroRio totalizava 562,9 mil barris, equivalente a R$ 82,3 milhões, enquanto que ao final de dezembro/2014, o estoque representava 57 mil barris, equivalente a R$ 8,1 milhões.
Abaixo está apresentada a evolução das disponibilidades consolidadas da Companhia desde o 1T 14, que apresentaram crescimento ao longo do ano passado. Entre o 4T 14 e o 1T 15, considerando a venda do estoque registrado ao final de março/2015, ainda que com a queda no preço do Brent, as disponibilidades entre esses períodos ficaram estáveis.
DEBÊNTURES CONVERSÍVEIS EM AÇÕES
No 4T 14, a Companhia emitiu 4.359.624 debêntures conversíveis em ações ordinárias (1ª Emissão de Debêntures Conversíveis em Ações) que resultou na captação de R$ 87,2 milhões.
As debêntures têm prazo de cinco anos e poderão ser convertidas em ações a exclusivo critério dos debenturistas, a partir de 24 de outubro de 2015 até a sua data de vencimento (27 de outubro de 2019). Os juros remuneratórios correspondem à variação acumulada de 90% das taxas médias diárias dos DI - Over Extra Grupo (Taxa DI), com pagamento semestral, sendo o primeiro pagamento seis meses após a sua data de emissão.
Parte dos recursos levantados com essa emissão de debêntures foi utilizada para cobrir 20% do valor pago na aquisição da participação sobre os direitos e obrigações dos contratos de concessão dos BJSA, da plataforma FPSO Fluminense e outros ativos relacionados, conforme anunciado em janeiro/2015. Os 80% restantes deverão ser financiados com operações de pré-pagamento de exportação, lideradas pela Glencore Ltd., subsidiária integral da Glencore PLC. Essas operações de pré-pagamento de exportação serão utilizadas para substituir a garantia já concedida pela Glencore por meio de standby credit facility.
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