Apresentação de Resultados 1T13

RESULTADOS DO 1T13
15 de maio de 2013
-1-
AVISO LEGAL
Esta apresentação contêm declarações acerca de eventos futuros. Todas as declarações exceto aquelas relativas a fatos históricos contidas
nesta apresentação são declarações acerca de eventos futuros, incluindo, mas não limitado a, declarações sobre planos de perfuração e
aquisições sísmicas, custos operacionais, aquisição de equipamentos, expectativa de descobertas de óleo, a qualidade do óleo que
esperamos produzir e nossos demais planos e objetivos. Os leitores podem identificar várias dessas declarações ao ler palavras como
“estima”, “acredita”, “espera” e “fará” e palavras similares ou suas negativas. Apesar da administração acreditar que as expectativas
representadas em tais declarações são razoáveis, não pode assegurar que tais expectativas se confirmarão. Por sua natureza, declarações
acerca de eventos futuros exigem que façamos suposições e, assim, tais declarações são sujeitas a riscos inerentes e incertezas. Nós
alertamos os leitores dessa apresentação a não depositarem confiança indevida nas nossas declarações de eventos futuros considerando
que certos fatores podem causar futuras circunstâncias, resultados, condições, ações ou eventos que podem diferir significativamente dos
planos, expectativas, estimativas ou intenções expressas nas declarações acerca de eventos futuros e as premissas que as suportam.
Os seguintes fatores de risco podem afetar nossa operação: os relatórios de avaliação de recursos contingentes e prospectivos envolvendo
um significativo grau de incerteza e sendo baseados em projeções que podem não ser precisas; riscos inerentes à exploração e produção
de óleo e gás natural; histórico limitado da operação como uma empresa de exploração e produção de óleo e gás natural; perfuração e
outros problemas operacionais; quebras ou falhas de equipamentos ou processos; erros de contratos ou operadores; falha de execução de
terceiros contratados; disputas trabalhistas, interrupções ou declínio na produtividade; aumento em custos de materiais ou pessoal;
inatividade de atrair pessoal suficiente; exigências de intensivo capital para investimento e despesas de manutenção que a HRT possa não
estar apta a financiar; custos decorrentes de atrasos; exposição a flutuações da moeda e preços de commodity; condições econômicas na
Namíbia e Brasil; leis complexas que possam afetar custos ou meio de conduzir o negócio; regulamentos relativos ao meio ambiente,
segurança e saúde que possam se tornar mais rigorosos no futuro e levar a um aumento nos passivos e custos de capital, incluindo
indenizações e penalidades por danos ao meio ambiente; término antecipado, não renovação e outras providências similares relativas aos
contratos de concessão; e competição. Alertamos que essa lista de fatores não é completa e que, quando se basearem nas declarações
acerca de eventos futuros para tomar decisões, investidores ou outros devem cuidadosamente considerar outras incertezas e eventos
potenciais. As declarações acerca de eventos futuros aqui incluídas estão baseadas na premissa de que nossos planos e operação não
serão afetados por tais riscos, mas que, se nossos planos e operação forem afetados por tais riscos, as declarações a cerca de eventos
futuros podem se tornar imprecisas.
As declarações acerca de eventos futuros incluídas nesta apresentação são expressamente qualificadas em sua totalidade por este aviso
legal. Tais declarações foram feitas na data desta apresentação. Não nos comprometemos a atualizar tais declarações acerca de eventos
futuros, exceto quando exigido pela legislação de valores mobiliários aplicável.
-2-
DESTAQUES 1T13
CORPORATIVO
 Eleição do Novo Conselho de Administração e Conselho Fiscal da HRT;
 Assinatura de Termo de Compromisso vinculante para a venda da Air Amazonia;
 Qualificação técnica como Operadora “A”, dada pela ANP;
BACIA DO SOLIMÕES
 Conclusão dos testes de formação no poço 1-HRT-10-AM;
 Extensão de quatro anos para a vigência do segundo período da fase exploratória de 10
blocos, concedida pela ANP;
 Início da perfuração do poço 1-HRT-11-AM;
NAMIBIAN BASINS
 Aprovação do MME para a transferência de 14% de participação nas PELs 23, 24 e 28 à
Galp Energia;
 Início da perfuração do primeiro poço offshore no prospecto Wingat.
POLVO
 Assinatura de Contrato de Compra e Venda com a BP Energy do Brasil para aquisição de
60% de participação no Campo de Polvo
-3-
NOVO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Eleitos em Assembleia Geral Ordinária realizada em 29 de abril de 2013
Wagner Elias
Peres
John
Anderson
Willott
Oscar Alfredo
Prieto
Thomas W.
Ebbern
Charles
Laganá Putz
Elias
Ndevanjema
Shikongo
Stefan
Alexander
Presidente
Peter L.
O´Brien
François
Moreau
Vice-Presidente
Membros Independentes
Ex-Executivos HRT
-4-
Marcio Rocha
Mello
Joseph P.
Ash
COMPOSIÇÃO DO CONSELHO FISCAL DA COMPANHIA
Jaime Luiz
Kalsing
Membros Titiulares
Suplentes
-5-
Fábio Renato
dos Santos
Gameleira
Marcello
Joaquim
Pacheco
Murici dos
Santos
Edmundo Falcão
Koblitz
Arnaldo José
Vollet
HRT OIL & GAS
SOLIMÕES
-6-6-
DESTAQUES DA BACIA DO SOLIMÕES
1. Aprovação pela ANP da extensão de 4 anos da Fase Exploratória para 10
blocos e Qualificação da HRT O&G como Operadora “A”;
2. Conclusão do levantamento sísmico realizado nos Blocos 194 e 195 e
mobilização para novo levantamento na parte leste da Bacia;
3. Descoberta de gas no HRT-10, estendendo a fronteira exploratória para sul
da parte oeste da area;
4. Mobilização da sonda QG-VIII para o Polo de Aruã para perfurar o poço HRT-11
e atualização sobre a perfuração;
5. Conclusão do Grupo de Trabalho 2 no Projeto de Monetização do Gás.
-7-
HRT O&G: PRINCIPAIS CONQUISTAS
-8-
1.
Em 15 de março de 2013, a ANP aprovou a extensão de 4 anos da fase
exploratória para os 10 blocos nas partes leste e sul;
2.
Em 26 de abril de 2013, a ANP qualificou a HRT O&G como Operadora
“A”, estando esta apta a operar blocos exploratórios localizados em terra,
águas rasas e águas profundas.
AQUISIÇÃO SÍSMICA NOS BLOCOS 194 E 195
E nova sísmica a ser levantada em 2013 e 2014
Sísmica
do Leste
Sísmica do
Sudoeste
Sísmica
Adquirida
 O
objetivo
do
levantamento
dos
blocos foi confirmar
três prospectos que
foram
identificados
através da sísmica
antiga:
Guaraná,
Bacuri e Pequi;
 Esta nova sísmica foi
adquirida através de
novos parâmetros e os
resultados
obtidos
foram
de
melhor
qualidade;
 Dados sísmicos estão
sendo processados e
os já processados
estão sendo usados
para a revisão dos
prospectos mapeados.
-9-
O RESULTADO DO POÇO HRT-10 CONFIRMOU A EXTENSÃO
PARA O SUL DA FRONTEIRA DE HIDROCARBONETOS
RESULTADOS HRT-10
1. Primeiro poço da HRT
utilizando LWD e testemunhagem
do
reservatório
principal;
2. TFR: 2.254-2.260 m, vazão
de 389M m3/d, em abertura
de 32/64” e
AOF = 1,6
milhão de m3/d;
3. TRF: 2.208-2.218 m, vazão
de 140 mil m3/d em abertura
de 32/64”.
-10-
HRT-11 PERFURADO EM MENOS DE 60 DIAS
 Arenitos da Formação Juruá
identificados de 2.251 a
2.310 metros;
 Profundidade final do poço a
2.402m no embasamento
metamórfico.
 Poço encontra-se em fase
de avaliação
-11-
MONETIZAÇÃO GÁS – PRODUTOS & CRONOGRAMA
Plano de Trabalho e Status
1. GESTÃO DO PROJETO :
 Relatório final de monetização e recomendações do Comitê Gestor - Concluído
2. GRUPO DE SUBSUPERFÍCIE:
 Relatório de Recursos e Perfil da Produção - Concluído
3. ENGENHARIA:




Estudo das opções e Base do Modelo - Concluído
Estudos de HAZID/ENVID
Estimativa de Custos - Concluída
Relatório Final – julho de 2013
4. MERCADO:



Esboço de Relatórios com relação ao Regime Regulatório - Concluído
Esboço de Conclusões com relação as Opções de Monetização
Entrega de Relatório Final & Sumário Executivo
5. FINANCEIRO:


-12-
Esboço do Modelo Financeiro com todos os Ingressos - Concluído
Modelo Final
DESTAQUES DA MONETIZAÇÃO DO GÁS NO SOLIMÕES
UPSTREAM:



Capacidade de recursos de subsuperfície já definido com caso base de 5 milhões m3/d
e máxima de 7 milhões m3/d;
Estudos de engenharia e estimativa de custos concluído através do sistema Gathering;
Instalações de produção e gasodutos para exportação
DOWNSTREAM:


Visita a unidades da Celanese, Ventech e Velocys nos EUA;
Estimativa de custos para GTL, GNL e Energia Elétrica;
MERCADO:

Esboço dos Relatórios emitidos e workshops realizados com a Petrobras e a TNK-BP;
FINANCEIRO:

-13-
Construção do modelo econômico em andamento.
CONCLUSÃO 1T13 – IMPORTANTES INFORMAÇÕES PARA A
EXPLORAÇÃO NO SOLIMÕES
-14-

Nova sísmica é crucial para futuras explorações no Solimões – Aquisição com novos
parâmetros nos Blocos 194 e 195 aumentaram a qualidade dos dados que irão possibilitar
uma melhor definição dos prospectos;

A consolidação dos dados do poço HRT-10 confirmou o potencial exploratório dos blocos a
sudoeste da bacia, promovendo novas diretrizes para futuros levantamentos sísmicos;

HRT-11 encontra-se em fase de avaliação e os resultados serão divulgados logo;

O projeto de monetização do gás está sendo finalizado: engenharia, custo, avaliações,
novas tecnologias e visitas às instalações nos EUA.
HRT AFRICA
-15-15-15-
POÇO WINGAT-1: ATUALIZAÇÃO
Wingat-1
3D-View of the
main objective
 Primeiro
prospecto
a
ser
perfurado, início da perfuração em
25 de março.
 Reservatórios carbonáticos do
Albiano em uma trapa combinada
com 381 km2 de área , cujo
componente
estrutural
tem
capacidade de armazenar acima
de 350MMBOE de reservas
recuperáveis;
 Atividades deverão ser concluídas
até a próxima semana.
-16-
RESULTADOS DO POÇO WINGAT-1
WINGAT-1 (2212/07-1)
A
A’
3000m
Trough Amps
Hig
h
Lo
w
Top Carbonate Platform
4000m
A’
A
G’
5000m
PT 5.000 metros
Hard
PSDM* XLN 1940 (Zoom)
-17- * Pre-stack depth migration
5 km
Soft
PLANEJAMENTO DO POÇO MUROMBE
C
C’
Murombe-1 Proposed Location
N
C’
4000m
Baobab
Source Rock
C
Source Rock
Top Seal
Top Murombe Fan Complex
5000m
Sivaradi
Source Rock
Base Murombe Fan Complex
6000m
5 km
PSDM* XLN 1900 (Zoom)
-18- * Pre-stack depth migration
HRT OIL & GAS
CAMPO DE POLVO
-19-19-
VISÃO GERAL DO CAMPO DE POLVO
CONCESSÃO:
 Descoberta: 1993 (Guarajuba 1-RJS-486), 2001 (Quissamã)
 Declaração de Comercialidade: Julho de 2005
 Participação (WI): BP - 60%; Maersk - 40% (no first right of refusal)
 Lâmina d’água 90-250m
PLATAFORMA E FPSO:
 Owned, single, 24-slot platform (with warm-stacked drill rig)
 Produces to leased, turret-moored FPSO;
 Both platform and FPSO in 100m WD
POÇOS (ÁRVORE DE NATAL SECA):
 10 producers, 1 water injector
 Guarajuba Upper Cret. Sandstones (6+1 wells)
 Quissamã Albian Carbonates (4 wells)
PRODUÇÃO:
 First Oil 2007
 Current production: 13 MBOD (gross) 8 MBOD (net)
 Export Crude: 20+ API
-20-
ÁREA DO CAMPO DE POLVO
Distância: 100 km
(Cabo Frio)
Area:
134.19 Km2
-21-
fonte: ANP (maps.bdep.gov.br)
INFRAESTRUTURA DO CAMPO DE POLVO:
PLATAFORMA “POLVO A”
 Plataforma de Produção e Perfuração;
 Pessoas a bordo: 98;
 10 poços produtores ativos, 1 poço injetor;
 Fluidos de produção enviados através de duto flexível
de 12” para o FPSO;
 Linha de 10” para injeção de água vinda do FPSO;
 Energia fornecida pelo FPSO através de cabo
submerso;
 Principais instalações:








-22-
Manifold para produção e teste
Bombas multifásicas
Resfriador de fluidos produzidos
Sistema de queima de gás
Estação de lançamento de pigs
Sistema de injeção de químicos
Sistemas de suporte incluindo gerador de emergência
Instalação de perfuração
INFRAESTRUTURA DO CAMPO DE POLVO: POLVO FPSO
 Pessoas a bordo: 70;
 Comprimento: 340 metros;
 Ancoramento do FPSO através do turret
 Capacidade de armazenamento de óleo: 1,5 MMBO
 Capacidade de geração de energia: 3 caldeiras de
12 MW cada
 Capacidade de produção: 90 MBD (óleo); 150 MBD
(total de fluidos produzidos);
 Capacidade de injeção de água: 100 MBWPD
 Injeção de água atual: 18MBWPD
 Navio-tanque de casco simples
-23-
RECURSOS DO CAMPO DE POLVO
PROVÁVEIS
PROVADOS
PROVADOS
POSSÍVEIS
Recursos
contingente
s de alto
risco
-24-
VISÃO GERAL DA TRANSAÇÃO DO CAMPO DE POLVO

Aquisição da totalidade de 60% de participação da BP no Campo de Polvo – Bacia
de Campos – Brasil

As propriedades englobam reservas produtoras, provadas não desenvolvidas,
reservas prováveis, possíveis e descobertas sendo avaliadas

Transferência de operacionalidade, produção relacionada e sonda de perfuração
(SONDA) e direitos contratuais da unidade flutuante de produção, armazenamento
e transferência de petróleo (FPSO);

Equipe totalmente dedicada ao ativo que será transferido;

Valor da aquisição: USD 135 milhões

Data de referência: 1 de janeiro de 2013

Fechamento da transação sujeito a determinadas condições:
-25-

Acordos materiais, exclusivos do Polvo, devem ser transferidos

Aprovação final da ANP
O POLVO COMO ATIVO DA HRT
 A HRT tem uma longa história com o Campo de POLVO


A equipe técnica da HRT America proveniente da Devon
IPEX (Ex HRT Petroleum) prestou serviços para a Devon
 Estratégias da HRT para o Campo de Polvo
1) Manter as Operações de Segurança e Normas, priorizando
pessoas e processos de SMS;
2) Sustentar a produção de óleo já estabelecida, e introduzir medidas
e iniciativas para o aumento da produção;
3) Trabalhar na re-exploração do Polvo, adquirindo novos dados
sísmicos, se necessário, e perfurando novos poços exploratórios e
de desenvolvimento;
4) Identificar novas alternativas de produção em campos maduros
na Bacia de Campos.
5) Receber fluxo de caixa de reservas provadas em curto prazo e
caixa de novas oportunidades- upsides a médio prazo
-26-
TRANSAÇÃO POLVO – PROCESSO E PRÓXIMOS
PASSOS
Processo:

Dataroom e análise – desde 4T12

Negociação do contrato de compra e venda – 1T13

Assinatura do contrato d compra e venda – 6 de maio de 2013

Condições precedentes e período de transição – 2T13  3T13

Fechamento – 3T13  4T13
Próximos passos:
-27-

Continuação do curso normal das operações sob operacionalidade da BP até o fechamento

Equipes da transação da BP e da HRT trabalhando em conjunto (Comitê Gestor e Gestores da
Transição)
RESULTADO FINANCEIRO
2013
Dr
-28-
DESTAQUES 1T13
-29-
DESTAQUES 1T13
-30-
DESTAQUES 1T13
-31-
RESULTADOS 1T13
Milhões de BRL
100
50
0
RESULTADO LÍQUIDO (PREJUÍZOS)
53
-50
-140
-100
-99
-150
1T12
1Q12
4T12
4Q12
1T13
1Q13
DESPESAS TOTAIS
-180
-160
-44
-140
-120
-100
-80
-150
-60
-127
-119
4T12
4Q12
1T13
1Q13
-40
-20
0
1T12
1Q12
-32-
POSIÇÃO DE CAIXA
Milhões de BRL
Liquidez
Evolução da Posição de Caixa
800
700
1.400
600
500
400
300
1.200
688
200
100
141
0
1.000
Liquidez
Liquidity
800
30d.
>60d.
Por instituição financeira
1.491
1.430
Others; 57
1.237
1.236
600
60d.
1.052
Citibank;
180
829
400
Itaú; 57
Bradesco ;
1
Santander;
193
200
BTG
Pactual;
211
4Q11
4T11
-33-
1Q12
1T12
2Q12
2T12
3Q12
3T12
4Q12
4T12
1Q13
1T13
Votorantim;
129
FLUXO DE CAIXA 2013
Milhões de BRL
1.200
1.052
1.000
800
233
4
Desembolsos
Recorrentes
Desembolsos Não
Recorrentes
14
2
829
Ingressos de
Receitas
Warrants &
Empréstimos
Caixa Final - 1T13
600
400
200
Caixa Inicial - 4T12
-34-
DESEMBOLSOS 2013
Milhões de BRL
Detalhamento
-35-
1T12
1T13
12M12
Solimões
Namíbia
Corporativo
3M
3M
12M
3M
3M
3M
Recorrente
287
233
975
140
68
25
Campanha Exploratória
211
174
693
125
49
0
Sísmica
44
34
175
15
19
0
G&A, Impostos e Desp. Financ..
32
25
108
0
0
25
Não-Recorrente
22
4
75
4
0
0
Ativo imobilizado
22
4
75
4
0
0
Total
309
237
1.050
144
68
25
CASH BURN RATE 2013
Milhões de BRL
Cash Burn Rate Diário Bruto
Cash Burn Rate Diário Bruto
(milhões BRL por projeto)
3,00
2,50
3,0
2,8
2,5
1,00
0,7
0,5
0,4
0,2
0,1
0,5
-
0,2
1Q12
1T12
Solimoes
-36-
1,6
3Q12
3T12
Namibia
* Não inclue ingresso de receitas
1,5
1,6
1,5
0,8
1,0
0,2
0,5
0,2
2Q12
2T12
0,8
0,7
1,5
0,50
0,2
2,0
1,9
1,50
2,3
0,1
2,4
2,00
2,6
4Q12
4T12
1Q13
1T13
Corporativo
e outros
Corporate
and
others
1Q13
1T13Forecasted
Previsto
Solimoes
1Q13
1T13 Actuals
Efetivo
Namibia
Corporate
Corporativo
UPSIDES POTENCIAIS PARA OS PRÓXIMOS1-3 ANOS
Milhões de BRL
≈ 500
Valor de
Mercado
≈ 300
FARM-IN TNK NO SOLIMOES (CALL & PUT de 10%)
PROGRAMA DE DESINVESTIMENTO (*)
Valor de
Mercado
FARM-DOWN NOS BLOCOS DA NAMÍBIA (**)
Valor de
Mercado
FARM-DOWN NOS BLOCO DO SOLIMÕES
≈ 160
-37-37-
CINCO METAS COM A TNK-Brasil
BÔNUS DE SUBSCRIÇÃO
CONTATOS RI
HRT Participações S.A.
Av. Atlântica 1130 – 10º andar - Copacabana
CEP 22021-000 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil
www.hrt.com.br/ir
-38-
Carlos Tersandro Adeodato
Sandra Calcado
Tainah Costa
Diretor Financeiro e de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9700
Gerente de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9887
Analista Sênior de RI
[email protected]
+55 (21) 2105 9745