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Segundo Trimestre de 2019

DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS

TELECONFERÊNCIA Português (com tradução simultânea em inglês)

8 de agosto de 2019 12h00 (Horário de Brasília)

11h00 (Horário de Nova York) Dial in Brasil: +55 11 3193-1001 ou +55 11 2820-4001

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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS | SEGUNDO TRIMESTRE 2019

(1) Inclui caixa, equivalente de caixa e aplicações financeiras.

Enauta divulga resultado do 2T19 A Enauta anuncia hoje, 7 de agosto de 2019, seus resultados do segundo trimestre encerrado em 30 de junho de 2019. As informações financeiras intermediárias e operacionais a seguir, exceto onde especificado o contrário, são consolidadas de acordo com as práticas contábeis estipuladas no IFRS (International Financial Reporting Standards, ou Normas Internacionais de Contabilidade), conforme descrito na seção financeira desse relatório.

Campo de Manati A produção média diária de gás totalizou 2,8MMm³ no 2T19, comparada aos 4,9MMm³ no 2T18, refletindo, em parte, oito dias de parada programada para manutenção no trimestre, mas decorrente, principalmente, da baixa demanda. A Companhia mantém a estimativa de produção média diária para venda para o ano de 2019 na faixa de 3,8MMm³ a 4,1MMm³, sendo o limite inferior equivalente a obrigação da cláusula contratual de take-or-pay.

Campo de Atlanta A produção total no 2T19, líquida para a Companhia, foi de 581,7 kbbl de óleo, equivalente à produção média diária para o Campo de 12,8 kbbl. O volume líquido para a Companhia reflete nove dias de produção do terceiro poço.

Receita Líquida Receita líquida de R$183,8 milhões no 2T19, crescimento de 16,1% comparado ao 2T18, em função da contribuição de um trimestre inteiro da produção de Atlanta, que compensou a queda de produção do Campo de Manati.

Lucro Líquido Lucro líquido de R$20,4 milhões no trimestre, comparado a R$85,2 milhões no 2T18, em função de um menor resultado operacional e financeiro, além da adoção da norma IFRS 16 válida desde janeiro de 2019.

EBITDAX O EBITDAX foi de R$99,9 milhões, em linha com R$100,7 milhões registrados no 2T18.

Saldo de Caixa Saldo de caixa(1) de R$1,5 bilhão ao final do trimestre, similar ao patamar registrado no final de 2018, mesmo após a distribuição de dividendos de R$500,0 milhões ocorrida no 2T19, e caixa líquido de R$1,2 bilhão.

2.766,5 2.717,1

1.566,81.317,9

6M18 6M19 2T18 2T19

PRODUÇÃO TOTAL(MIL BOE)

-1,8%

-15,9%277,0

391,1

158,3 183,8

6M18 6M19 2T18 2T19

RECEITA LÍQUIDA (R$ MILHÕES)

41,2%

16,1%297,1

228,7

100,799,9

107%

59%

64%54%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

50

100

150

200

250

300

350

6M18 6M19 2T18 2T19

Margem EBITDAX

EBITDAX (R$ MILHÕES)

244,2

71,4 85,2

20,4

88%

18%

54%

11%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

-

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

6M18 6M19 2T18 2T19

Margem Líquida

LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES)

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Mensagem da Administração É com grande satisfação que divulgamos os principais destaques operacionais da Enauta no segundo trimestre do ano, incluindo resultados de dois ativos em produção, destaques positivos no Campo de Atlanta e também a continuidade da interpretação de dados e a preparação para a futura perfuração exploratória na Bacia de Sergipe-Alagoas. Em adição às nossas conquistas, o ambiente no Brasil está cada vez melhor para o desenvolvimento do setor de energia, devendo trazer ainda mais oportunidades para o sucesso da Enauta no futuro próximo.

A produção total do Campo no segundo trimestre atingiu média de 12,8 kbbl por dia. Esse resultado corresponde à produção dos dois primeiros poços, incluindo também nove dias de produção do terceiro poço, que entrou em operação no final de junho. Este terceiro poço substituiu um dos poços produtores, que teve a operação interrompida para a troca da bomba localizada dentro do poço. O terceiro poço apresentou excelentes características de reservatório, bem como uma ótima vazão inicial, atingindo produção superior a 15 kbbl por dia, e mantendo a mesma capacidade de produção durante o mês de julho. A Companhia espera que a média de produção do Campo de Atlanta no terceiro trimestre aumente consideravelmente em relação ao período imediatamente anterior. As operações de intervenção no primeiro poço devem ser concluídas nos próximos dias, quando iniciaremos a substituição da bomba do segundo poço. Com base em nosso cronograma, reafirmamos a expectativa de que os três poços do Campo estejam em produção no quarto trimestre deste ano.

Além da maior produção no segundo trimestre de 2019, continuamos observando tendências positivas do valor do óleo bruto de Atlanta, que é praticamente livre de enxofre. Em decorrência da escassez no mercado, os preços praticados para o óleo deste Campo, incluindo os custos de transporte e logística, tiveram um desconto em relação ao Brent entre US$12 e US$14 por barril no trimestre. Isso representa um ganho expressivo em relação aos descontos predominantes há 12 meses, e esperamos que essa tendência seja mantida nos próximos meses desse ano.

As atividades no Campo de Atlanta continuam superando nossas expectativas, posicionando a Companhia para o crescimento contínuo.

Outro acontecimento relevante no Campo de Atlanta foi a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) para formalizar a transferência da participação da Dommo Energia S.A. (“Dommo”) aos demais membros do Consórcio BS-4.

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A decisão da Diretoria da ANP foi proferida em 19 de junho de 2019, resultando na participação de 50% do bloco para cada consorciada, nossa subsidiária integral, Enauta Energia, e Barra Energia. Esses fatores positivos serão todos considerados em conjunto com outras análises econômicas quando o Consórcio decidir, até o início do próximo ano, se deverá seguir adiante com o Sistema Definitivo no Campo de Atlanta, o que poderia envolver a perfuração de até nove poços adicionais a partir de 2021.

No segundo trimestre, a produção média diária de gás no Campo de Manati reduziu para 2,8MMm³, refletindo, em parte, oito dias de parada programada para manutenção no trimestre, mas, principalmente, decorrente da baixa demanda por gás. Conforme observado no relatório de produção trimestral da Companhia divulgado no início de julho, o impacto financeiro da menor produção de gás é limitado pelos termos do nosso contrato com cláusula de take-or-pay, que inclui a obrigação de adquirir um volume contratado mínimo diário de 3,8MMm³ em 2019. Assim, podemos reafirmar o efeito financeiro do guidance de produção média diária para venda, de 3,8MMm³ a 4,1MMm³, com indicações de que será mais próxima ao limite inferior da faixa.

Continuamos trabalhando juntamente com nossos parceiros de Consórcio, ExxonMobil e Murphy Oil, em nossos seis blocos na Bacia de Sergipe-Alagoas, com foco no planejamento do programa de perfuração esperado para ter início a partir do segundo semestre de 2020. Já enviamos as solicitações de licença ambiental e os dados sísmicos definitivos serão recebidos até o final deste ano. O recente anúncio de que a Petrobras espera volumes significativos em suas descobertas na Bacia de Sergipe-Alagoas, sendo algumas delas adjacentes aos nossos seis blocos, nos mantém animados com as perspectivas para essa bacia.

Como parte da estratégia que visa otimizar nossa carteira, demos continuidade ao processo de farm-out relacionado aos dois blocos da Bacia de Pará-Maranhão em que detemos participação de 100%. Já solicitamos as licenças ambientais necessárias e esperamos concluir o processo até o final do ano.

Em suma, iniciamos o segundo semestre de 2019 com a expectativa de continuidade de desempenho positivo. O Campo de Atlanta, onde somos operadores com 50% de participação, está avançando dentro do orçamento e do prazo, e passará a contribuir ainda mais para a nossa receita e fluxo de caixa no segundo semestre do ano. As notícias positivas sobre descobertas recentes na Bacia de Sergipe-Alagoas reforçaram nossa confiança no sucesso exploratório em nossos blocos. Adicionalmente, continuamos estudando a possibilidade de participação na próxima rodada de concessão e de partilha da ANP, que devem ser realizadas em outubro e novembro deste ano.

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PORTFÓLIO DE ATIVOS

Bacia Bloco/ Concessão

Campo/ Prospecto

Participação Enauta

Categoria Recursos

Fluido

Camamu BCAM-40 Manati 45% Reserva Gás

CAL-M-372 CAM#01 20% Prospectivo Óleo

Santos BS-4

Atlanta

50%

Reserva Óleo

Oliva Contingente Óleo

Piapara Prospectivo Óleo

Espírito Santo ES-M-598 20% Prospectivo Óleo

ES-M-673 20% Prospectivo Óleo

Foz do Amazonas FZA-M-90 100% Prospectivo Óleo

Pará-Maranhão PAMA-M-265 100% Prospectivo Óleo

PAMA-M-337 100% Prospectivo Óleo

Ceará CE-M-661 25% Prospectivo Óleo

Sergipe-Alagoas

SEAL-M-351 30% Prospectivo Óleo






Produção: CAMPO DE MANATI

Bloco BCAM-40; Participação: 45%

A produção média diária do Campo de Manati foi de 2,8MMm³ no 2T19, comparado a 4,9MMm³ no 2T18 e 3,3MMm³ no 1T19. O volume do trimestre foi impactado por uma parada programada de oito dias, que teve início em 20 de março de 2019 e foi concluída em 8 de abril de 2019. Ademais, a escassez contínua de demanda industrial e a disponibilidade de gás de outras fontes reduziram a produção no segundo trimestre.

A Companhia mantém seu guidance para o ano, divulgado em 28 de maio de 2019, que prevê uma produção média diária para venda de 3,8MMm³ a 4,1MMm³, mas os níveis recentes de produção e as atuais expectativas de demanda do mercado indicam que nossa remuneração deverá ficar no limite inferior da nossa projeção, equivalente ao estabelecido pela cláusula de take-or-pay do nosso contrato. Esta cláusula define o montante que será pago pela Petrobras em um determinado período independente da demanda de gás no mesmo. Este valor não afeta necessariamente a receita, a qual reflete diretamente a produção, mas tem impacto no caixa na medida em que o valor é recebido pela Enauta, gerando em contrapartida uma obrigação de entrega futura do gás. A Companhia continua monitorando os níveis de produção e fatores de demanda em Manati.

A certificação de reservas da GCA para o Campo de Manati, atualizada em 31 de dezembro de 2018, indicou que as reservas 2P de 100% do Campo totalizavam 6,3 bilhões (10^9) de m³ de gás natural e 0,66 milhões (10^6) de barris de condensado, que correspondem a cerca de 40,3 milhões de barris de óleo equivalente, um pouco acima da certificação anterior, considerando a redução do volume produzido em 2018. (1.000 m3 de gás = 1 m3 de óleo equivalente).

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Produção: CAMPO DE ATLANTA

Bloco BS-4; Participação: 50%; Operadora

No 2T19, o Campo produziu através de dois poços, com produção total, líquida para a Companhia, de 581,7 kbbl, equivalente a uma produção média diária de 12,8 kbbl no Campo durante o período. É importante destacar que a produção do Campo de Atlanta teve início em maio de 2018, e no final de junho de 2019 atingiu a marca de 5 milhões de barris de óleo produzidos. A perfuração do terceiro poço do Sistema de Produção Antecipada (SPA) foi concluída no primeiro trimestre do ano e as atividades de completação foram finalizadas ao longo do segundo trimestre, com o primeiro óleo fluindo em 21 de junho de 2019. O aumento na produção média diária em comparação ao 1T19 reflete o início da operação do terceiro poço, que apresentou uma maior produção inicial, atingindo vazão inicial superior a 15 kbbl por dia, contribuindo significativamente para a produção do Campo em julho que atingiu a média de 20 kbbl por dia. A Companhia possui um contrato em vigor com a Shell para a comercialização da totalidade do óleo produzido no SPA de Atlanta.

Com o início da produção do terceiro poço, o navio-sonda Laguna Star foi deslocado para um dos dois poços iniciais perfurados para a substituição da bomba de fundo de poço e esta atividade deverá ser concluída até meados de agosto. Após a conclusão da intervenção nesse poço, a sonda se deslocará para o segundo poço para efetuar atividades similares. Desta forma, a Companhia terá produção contínua de pelo menos dois poços ao longo da maior parte do ano de 2019. Assim que os três poços estiverem em produção, o que deve ocorrer até o final do terceiro trimestre de 2019, a produção média proveniente dos três poços deverá alcançar 25 mil barris de óleo por dia, podendo variar em 15% para mais ou para menos ao considerarmos a produção total do Campo. O investimento para perfuração e completação do terceiro poço atingiu cerca de US$60 milhões para o Consórcio neste período, desconsiderando os equipamentos que já haviam sido comprados anteriormente, sendo o custo total do poço em torno de US$80 milhões. Os custos operacionais para as operações de intervenção nos dois poços estão estimados em US$45 milhões e deverão ser incorridos principalmente no 3T19, sendo a Enauta responsável por 50% deste montante.

Considerando 100% do Campo de Atlanta, a média do lifting cost no segundo trimestre de 2019 foi de US$378,7 mil por dia, equivalente a US$29,6 por barril, comparado a US$28,5 por barril no 1T19. A partir de novembro deste ano, como já divulgado, as despesas operacionais deverão somar US$480 mil/dia, e flutuarão de acordo com algumas variáveis, que em grande parte são atreladas ao preço do Brent. Entretanto, considerando o aumento de produção previsto, o custo operacional por barril deverá ser reduzido significativamente.

2T19 1T19 ∆%

Lifting cost (US$ milhões) 34,5 31,4 9,6%

Lifting cost (US$ mil/dia) 378,7 349,3 8,4%

Lifting cost (US$/bbl) 29,6 28,5 3,9%

Produção (kbbl) 1.163,3 1.102,6 5,5%

O Consórcio espera tomar a decisão quanto ao Sistema Definitivo (SD) do Campo até o início do próximo ano. O SD considera um FPSO com capacidade de 50-70 kbbl por dia e a perfuração de até 9 poços adicionais, totalizando 12 poços. Conforme já divulgado pela Companhia e tendo em vista a inadimplência histórica da Dommo Energia S.A (“Dommo”) com suas obrigações de aporte financeiro no consórcio do Bloco BS-4, a Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda. (“Barra Energia”), exerceu em 11 de outubro de 2017 os direitos de retirada da Dommo previstos nos documentos do consórcio.

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O Tribunal Arbitral em que se discute a relação consorcial do Bloco BS-4, de um lado Enauta e Barra Energia, de outro, a Dommo, já proferiu duas decisões definitivas: (i) validade da notificação de retirada da Dommo do consórcio com efeitos retroativos desde 11 de outubro de 2017 e (ii) o direito de crédito da Enauta no valor total de R$21,6 milhões, referente aos Cash Calls não quitados pela Dommo. O Tribunal Arbitral ainda está formado para solução das últimas controvérsias entre as partes. Com base nos documentos da relação consorcial, a Diretoria Colegiada da ANP em 19 de junho de 2019 aprovou a cessão da totalidade dos direitos, titularidade e interesses da Dommo no Bloco BS-4 para (i) a controlada da Companhia, Enauta Energia S.A., e (ii) Barra Energia, na proporção de suas respectivas participações, passando cada uma a deter 50% de titularidade no bloco. A Companhia publicou relatório de certificação de reservas da GCA para o Campo de Atlanta, com data base em 31 de dezembro de 2018, que indicou reservas 2P de 100% do Campo totalizando 224 milhões de barris, um aumento de 17% nas reservas em relação à certificação divulgada em 2014. As reservas 1P de 100% do Campo totalizam 174 milhões de barris, um aumento de 18% na reserva em relação à certificação divulgada em 2014.

Atualização no Portfólio de Exploração

BACIA DE SERGIPE-ALAGOAS

Participação: 30% em 6 blocos A Bacia de Sergipe-Alagoas, onde a Companhia opera em parceria com a ExxonMobil e a Murphy Oil, representa o alicerce do portfólio de exploração da Enauta. A Companhia detém 30% de participação em seis blocos em águas ultraprofundas a 80-100 km da costa, enquanto que a operadora ExxonMobil Exploração Brasil Ltda detém participação de 50% e a Murphy Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda., subsidiária integral da Murphy Oil Corporation, detém os 20% restantes.

As águas ultraprofundas dessa bacia são consideradas pela área técnica da Companhia de alto potencial exploratório, sendo que já foram registradas seis descobertas significativas pela Petrobras em áreas adjacentes. O sistema petrolífero principal nessa região da Bacia é semelhante a outras descobertas realizadas na Guiana e na Costa Oeste africana.

O Consórcio continuará avaliando os dados sísmicos ao longo do ano, e está concluindo os planos para avaliar o programa inicial de perfuração.

MARGEM EQUATORIAL

Participação: Diversas A Companhia tem 100% de participação nos blocos PAMA-M-265 e PAMA-M-337 na Bacia do Pará-Maranhão e no Bloco FZA-M-90 na Bacia da Foz do Amazonas. Segundo a área técnica, o sistema petrolífero interpretado para as regiões de águas ultraprofundas dessas bacias é semelhante ao testado com sucesso em Sergipe-Alagoas, Guiana e Margem Oeste africana, com reservatórios e seções geradoras contemporâneas.

A aquisição e o processamento dos dados sísmicos 3D já foram concluídos para os três blocos e a Companhia finalizou sua avaliação dessas áreas em 2018. O processo de farm-out avançou para sua segunda fase nos blocos da Bacia de Pará-Maranhão, e a Companhia espera sua conclusão em ainda em 2019.

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A Enauta está envolvida nas tratativas avançadas para a concessão de liberação de licença de perfuração na região.

Desempenho Financeiro

Demonstração dos Resultados e Destaques Financeiros (R$ milhões)

2T19 2T18 ∆% 6M19 6M18 ∆% Receita Líquida 183,8 158,3 16,1% 391,1 277,0 41,2%

Custos (144,0) (83,6) 72,2% (291,6) (130,2) 123,9%

Lucro Bruto 39,8 74,7 -46,6% 99,5 146,8 -32,2%

Receitas (Despesas) operacionais

Despesas gerais e administrativas (14,5) (2,2) 566,0% (16,1) (15,1) 7,0%

Equivalência patrimonial (0,5) (0,0) 1077,3% (0,1) (1,0) -89,8%

Gastos exploratórios de óleo e gás (8,7) (3,7) 135,8% (16,7) (18,6) -10,5%

Outras receitas (despesas) operacionais líquidas

(0,9) (1,8) -48,4% (0,9) 145,5 -100,6%

Lucro (Prejuízo) operacional 15,2 66,9 -77,3% 65,7 257,6 -74,5%

Resultado financeiro líquido 4,8 35,6 -86,6% 26,6 67,4 -60,6%

Lucro antes dos impostos e contribuição social

20,0 102,6 -80,5% 92,3 325,1 -71,6%

Imposto de renda e contribuição social

0,4 (17,4) -102,3% (20,9) (80,8) -74,1%

Lucro (Prejuízo) Líquido 20,4 85,2 -76,0% 71,4 244,2 -70,8%

Caixa Líquido gerado pelas atividades operacionais

159,2 74,9 112,6% 266,3 278,6 -4,4%

EBITDAX(1) 99,9 100,7 -0,7% 228,7 297,1 -23,0%

Para facilitar a análise, a Companhia optou por divulgar números sem o ajuste da IFRS 16 indicados como “2T19 ex-IFRS” e “6M19 ex-IFRS”. Estas informações não constam das informações contábeis intermediárias da Companhia.

2T19 ex-IFRS

2T18 ∆% 6M19

ex-IFRS 6M18 ∆%

Receita Líquida 183,8 158,3 16,1% 391,1 277,0 41,2%

Custos (136,0) (83,6) 62,7% (285,7) (130,2) 119,3%

Lucro Bruto 47,8 74,7 -36,0% 105,4 146,8 -28,2%

Receitas (Despesas) operacionais

Despesas gerais e administrativas (14,0) (2,2) 543,9% (15,3) (15,1) 1,3%

Equivalência patrimonial (0,5) (0,0) 1077,3% (0,1) (1,0) -89,8%

Gastos exploratórios de óleo e gás (8,7) (3,7) 135,8% (16,7) (18,6) -10,5%

Outras receitas (despesas) operacionais líquidas

(0,9) (1,8) -48,4% (0,9) 145,5 -100,6%

Lucro (Prejuízo) operacional 23,6 66,9 -64,7% 72,5 257,6 -71,9%

Resultado financeiro líquido 22,5 35,6 -36,8% 47,3 67,4 -29,8%

Lucro antes dos impostos e contribuição social

46,2 102,6 -55,0% 119,8 325,1 -63,1%

Imposto de renda e contribuição social

0,5 (17,4) -102,7% (20,8) (80,8) -74,3%

8

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Lucro (Prejuízo) Líquido 46,6 85,2 -45,2% 99,0 244,2 -59,4%

Caixa Líquido gerado pelas atividades operacionais

EBITDAX(1) 66,9 100,7 -33,6% 164,8 297,1 -45% Alguns percentuais e outros números incluídos neste relatório foram arredondados para facilitar a apresentação, podendo, assim, apresentar pequenas diferenças em relação às tabelas e notas constantes nas informações trimestrais. Ademais, pela mesma razão, os valores totais apresentados em determinadas tabelas podem não refletir a soma aritmética dos valores precedentes.

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

O resultado financeiro do segundo trimestre de 2019 refletiu um trimestre inteiro de produção do Campo de Atlanta, quando comparado com o mesmo período do ano anterior, bem como o início do terceiro poço. Esse benefício foi parcialmente compensado pela menor produção no Campo de Manati, refletindo tanto a manutenção programada, que parou a produção por oito dias no segundo trimestre, como também a fraca demanda industrial no período.

Os resultados também foram impactados pela adoção do IFRS 16 desde o primeiro trimestre de 2019. O principal impacto do IFRS16 no 2T19 foi uma redução nos custos operacionais e maior EBITDAX, bem como o menor resultado financeiro líquido.

A IFRS 16 substituiu as normas de arrendamento existentes, incluindo o CPC 06 (IAS 17) Operações de Arrendamento Mercantil e o ICPC 03 Aspectos Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil. A norma é efetiva para períodos anuais com início em ou após 1º de janeiro de 2019 e a Companhia não antecipou a adoção desta norma. Em 31 de dezembro de 2018, a Companhia divulgou a estimativa inicial dos efeitos da implementação do IFRS 16. Ao longo do 2T19, a Companhia revisou a taxa de custo de dívida incremental, assim como a metodologia de amortização da mesma, a qual acarretou em aumento do valor do impacto do IFRS 16 em algumas linhas do resultado.

A Companhia encerrou o período com uma sólida posição de caixa de R$1,5 bilhão, mesmo após uma distribuição de dividendos no montante de R$500,0 milhões no 2T19. O caixa da Companhia propicia recursos significativos para sustentar os investimentos, bem como programas de alocação de capital.

DESTAQUES FINANCEIROS DO 2T19: A receita líquida foi de R$183,8 milhões, um aumento de 16,1% em comparação ao 2T18

impulsionado principalmente pelo aumento da produção do Campo de Atlanta.

A receita total inclui uma contribuição de um trimestre completo de produção do Campo de Atlanta, que totalizou R$105,6 milhões e representou 57% da receita total, compensando a queda da receita do Campo de Manati. A receita do Campo de Atlanta refletiu a venda de 87% do volume produzido no 2T19 a um Brent médio de venda de U$66,7 por barril e um desconto total que variou de U$12 a U$14 por barril, refletindo não apenas a qualidade do óleo como também todos os custos de transporte e logísticos.

A contribuição da receita do Campo de Manati foi de R$78,2 milhões, 38,0% abaixo do 2T18, devido à menor produção relacionada à redução da demanda de gás e à manutenção programada.

Os gastos exploratórios foram de R$8,7 milhões no 2T19, comparados aos R$3,7 milhões no 2T18, refletindo principalmente gastos com processamento de sísmica e estudos para licenciamento ambiental de perfuração para os blocos de Sergipe-Alagoas.

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Os custos operacionais totais atingiram R$144,0 milhões no trimestre, 72% superiores aos R$83,6 milhões do 2T18. Durante o trimestre, um dos dois primeiros poços do Campo de Atlanta foi fechado para intervenção no intuito de reparar a bomba localizada dentro do poço, tendo assim despesas de manutenção associadas de R$2,7 milhões no trimestre. A adoção do IFRS 16 também levou a um aumento nos custos operacionais em R$ 8,4 milhões, incluindo o efeito de um aumento na depreciação do Campo de R$41,7 milhões, parcialmente compensado por uma queda de R$33,3 milhões nos custos operacionais.

Os custos operacionais do Campo de Manati foram de R$35,4 milhões, 20,3% inferiores ao 2T18, reflexo dos menores custos de royalties, não pagamento de participação especial e P&D, bem como menor depreciação devido a menor produção no período. Não houve custos de manutenção no trimestre, já que R$1,3 milhão de gastos associados à manutenção programada foram capitalizados.

As despesas gerais e administrativas totalizaram R$14,5 milhões contra R$2,2 milhões no mesmo período do ano anterior. No 2T18, as despesas gerais e administrativas foram excepcionalmente baixas devido a uma reversão da provisão referente ao primeiro plano de opção de ações outorgado em 2011, já que o prazo para exercício foi expirado, com um impacto positivo de R$10,3 milhões.

O EBITDAX no período foi de R$99,9 milhões em linha com os R$100,7 milhões registrados no 2T18. O valor registrado no 2T19 foi positivamente impactado em R$33,5 milhões pela adoção do IFRS 16. Excluindo esse efeito, O EBITDAX no 2T19 foi de R$66,9 milhões, em função de um menor resultado operacional e maiores despesas administrativas.

O resultado financeiro líquido foi de R$4,8 milhões, 86,6% inferior aos R$35,6 milhões registrados no 2T18, devido a uma pequena redução na receita financeira em função do menor saldo de caixa total após o pagamento de dividendos de R$500,0 milhões ocorrida no início de maio, aliado a um impacto negativo de R$18,2 milhões na despesa financeira em função da adoção do IFRS 16.

O lucro líquido foi de R$20,4 milhões em comparação a um lucro líquido de R$85,2 milhões no 2T18, reflexo do menor resultado operacional e financeiro.

O fluxo de caixa operacional totalizou R$159,2 milhões, comparado aos R$74,9 milhões no 2T18.

No mês de junho de 2019 a Petrobras não adquiriu todo o volume contratado que define a cláusula de take-or-pay mensal. Dessa forma, a Enauta contabilizou o valor de R$13,7 milhões a receber em contrapartida de obrigação firmada pela entrega futura do gás.

Campo de Manati (R$ milhões)

2T19 2T18 ∆% 6M19 6M18 ∆%

Custos de produção 22,5 19,6 14,8% 43,5 35,5 22,8%

Custos de manutenção 0,0 (6,9) n.a. 0,9 (3,6) -125,9%

Royalties 6,0 9,8 -38,2% 12,8 19,0 -32,5%

Participação especial 0,0 1,6 n.a. 0,0 3,0 n.a.

Pesquisa & Desenvolvimento

0,0 1,2 n.a. 0,0 2,2 n.a.

Depreciação e amortização

6,8 18,9 -64,1% 13,5 34,3 -60,7%

Outros 0,0 0,2 n.a. 0,0 0,7 n.a.

TOTAL 35,4 44,3 -20,3% 70,7 91,0 -22,2%

Campo de Atlanta 2T19 2T18 ∆% 6M19 6M18 ∆%

10

10


(R$ milhões)

Custos de produção 19,8 22,3 -11,1% 49,6 22,3 122,6%

Custos de manutenção 2,7 0,0 na 4,4 0,0 na

Royalties 8,7 2,7 226,4% 18,3 2,7 591,1%

Depreciação e amortização

77,5 14,3 439,9% 148,6 14,3 935,3%

TOTAL 108,6 39,3 176,6% 220,9 39,3 462,4%

DESTAQUES FINANCEIROS DO 6M19:

A receita líquida foi de R$391,1 milhões no semestre, um aumento de 41,2% em comparação ao 6M18. Desse total, R$166,7 milhões foram atribuídos ao Campo de Manati, 32,0% abaixo do mesmo período do ano anterior, em função da menor produção relacionada às atividades de manutenção programada e menor demanda de gás no período. A receita total inclui uma contribuição de seis meses do Campo de Atlanta, que representou 57% da receita total, ante 12% no 6M18, já que esse período incluiu apenas dois meses de produção deste Campo.

Os gastos exploratórios foram de R$16,7 milhões no 6M19, uma queda de 10,5% em relação ao 6M18 e referem-se principalmente ao processamento de dados sísmicos dos seis blocos da bacia de Sergipe-Alagoas.

O total dos custos operacionais foi de R$291,6 milhões nos primeiros seis meses, 123,9% superior ao 6M18, sendo R$220,9 milhões atribuído aos custos associados ao Campo de Atlanta. A adoção do IFRS 16 aumentou os custos operacionais deste Campo (incluindo a depreciação) em R$6,9 milhões e a depreciação do Campo em R$64,4 milhões no 6M19.

Os custos operacionais do Campo de Manati foram de R$70,7 milhões, 22,2% inferiores ao

6M18, refletindo menores custos relacionados a royalties, não pagamento de participação especial e P&D e redução da depreciação devido à menor produção no semestre.

As despesas gerais e administrativas no 6M19 foram de R$16,1 milhões, 7,0% superiores ao mesmo período do ano anterior, que refletem o aumento na contratação de serviços de terceiros.

O EBITDAX do período foi de R$228,7 milhões, comparado aos R$297,1 milhões no 6M18. O primeiro semestre de 2019 foi beneficiado por aproximadamente R$31,3 milhões decorrentes da adoção do IFRS 16, enquanto o EBITDAX de 2018 incluiu um ganho de aproximadamente R$148 milhões decorrente da venda do Bloco BM-S-8.

O resultado financeiro líquido foi de R$26,6 milhões, 60,6% inferior aos R$67,4 milhões no 6M18, principalmente devido a R$21,7 milhões de impacto negativo do IFRS 16 na despesa financeira.

O lucro líquido diminuiu 70,8% para R$71,4 milhões em comparação ao 6M18, principalmente porque o ano anterior foi beneficiado pelo ganho com a venda do Bloco BM-S-8 e maiores receitas financeiras no 6M18, enquanto o 6M19 foi impactado pelo menor resultado operacional e menor resultado financeiro.

O fluxo de caixa operacional totalizou R$266,3 milhões, comparado aos R$278,6 milhões no 6M18.

11

11


Capex e Outros Gastos Exploratórios

A Companhia financia suas necessidades de investimento a partir de fundos gerados internamente. A Companhia mantém posição de caixa suficiente para suprir suas necessidades de financiamento para os próximos anos. As decisões relativas aos investimentos são tomadas pelos Consórcios nos diferentes ativos e a Companhia contabiliza a parcela correspondente à sua participação no respectivo ativo.

O CAPEX realizado no trimestre totalizou US$30,3 milhões, incluindo US$26,0 milhões para o Campo de Atlanta e o remanescente em atividades de exploração.

Para 2019, o investimento total está orçado em US$63 milhões. A Companhia planeja investir US$42 milhões no Campo de Atlanta, o que responde por 67% do investimento total planejado para o ano.

Em 2020, o CAPEX total esperado é de US$125 milhões. A Companhia estima um investimento de US$90 milhões no Campo de Atlanta, valores estes a serem alocados no desenvolvimento do Sistema Definitivo (SD). Cabe notar que o SD ainda não foi aprovado pelo Consórcio BS-4, no entanto esta estimativa reflete custos associados com o início da aquisição dos equipamentos necessários para a produção do Campo após o SPA. Os valores adicionais de CAPEX para o ano incluem parte dos gastos com aquisição de long lead items visando a perfuração futura de um poço na Bacia de Sergipe-Alagoas e um poço na Bacia de Pará-Maranhão.

CAPEX líquido para a Companhia (US$ milhões)

45

15

3

2019 TOTAL CAPEX: US$ 63 MM

Produção Exploração Outros

90

34

1

2020 TOTAL CAPEX: US$ 125 MM

Produção Exploração Outros

12

12


Posição de Caixa (Caixa, Equivalentes de Caixa e Aplicações Financeiras) e Endividamento Em 30 de junho de, 2019, a Companhia possuía saldo de caixa e equivalentes de caixa de R$1,5 bilhão, 11,1% menor que o saldo registrado em 30 de junho de 2018. A Companhia distribuiu R$500 milhões em dividendos no período. Atualmente, praticamente todos os recursos da Companhia são investidos em instrumentos considerados de perfil conservador denominados em reais. Em 30 de junho de 2019, o retorno médio anual desses investimentos foi de 99,6% do CDI, e 65% dos investimentos apresentavam liquidez diária. O contas a receber de clientes do 2T19 inclui R$13,7 milhões associados ao contrato de venda de gás do Campo de Manati, em função de sua cláusula de take-or-pay. Esse valor será reconhecido como receita quando o gás for produzido e entregue ao comprador. A dívida da Companhia é composta por financiamentos obtidos junto à FINEP (Financiadora de Estudos e Projetos) e linhas de crédito do Banco do Nordeste do Brasil. O endividamento total em 30 de junho de 2019 era de R$272,0 milhões, comparado a R$289,8 milhões ao final de 2018, refletindo os pagamentos da dívida da FINEP iniciados em setembro de 2016. A posição de caixa líquido da Companhia em 30 de junho de 2019 era de R$1,2 bilhão. Os recursos tomados com a FINEP fazem parte de um pacote de financiamento que visa dar suporte ao desenvolvimento do SPA do Campo de Atlanta, e consiste de duas linhas de crédito, à taxa fixa de 3,5% ao ano, e outra à taxa flutuante atrelada à TJLP. Ambas têm período de carência de três anos e prazo de amortização de sete anos. O saldo desembolsado é de R$266,0 milhões. O financiamento do BNB está direcionado aos investimentos em exploração de dois ativos da Companhia na região Nordeste. O empréstimo, que tem custo de 4,71% ao ano, tem carência de cinco anos. Em julho de 2017, a Companhia recebeu e aceitou uma oferta não solicitada da Equinor (ex-Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda) para comprar sua participação de 10% no Bloco BM-S-8 por US$379 milhões. Nos termos da venda, 50% do preço total de compra foi pago no fechamento da transação, com o recebimento da aprovação da ANP e demais órgãos competentes. Até o

90

14

12

8

1

42

12

3

3

3

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

BS-4

SEAL

Blocos 11a Rodada

Manati

CAL-M-372

Outros

2019 - TOTAL US$63 MM 2020 - TOTAL US$125 MM

13

13


final do segundo trimestre de 2019, a Companhia já havia recebido da Equinor o montante de US$234,5 milhões, referentes à primeira e à segunda parcela da transação. O pagamento remanescente, que representa 38% do valor de venda, será efetuado após a assinatura do Contrato de Individualização de Produção, ou Unitização das áreas. Com o início da operação do Campo de Atlanta, a Política de Gestão de Riscos de Mercado da Companhia foi revisada com o objetivo de incorporar, além do risco cambial já monitorado, o risco do preço do petróleo e a interação entre estes dois componentes. Os principais objetivos da Política de Gestão de Riscos de Mercado são: Proteger o fluxo de caixa da Companhia; Mitigar eventos que possam afetar adversamente sua flexibilidade financeira ou o acesso

a fontes de capital; e Preservar a solvência financeira da empresa. Atualmente, a Política identifica como risco de mercado relevante a taxa de câmbio do Dólar e a cotação do óleo tipo Brent. O Risco Cambial é relevante quando é observado desequilíbrio entre os direitos e obrigações em dólares, levando em consideração que a moeda funcional da Companhia é o Real e que a maior parte de seu caixa e parte relevante da receita hoje está denominada em Reais. Hoje a Companhia considera que seus direitos e obrigações em moeda estrangeira estão equilibrados. Adicionalmente, a Companhia avalia constantemente a possiblidade de realizar operações de hedge da produção futura de petróleo para aumentar a previsibilidade de fluxo de caixa e fixar os ativos cambiais de que necessita para cobrir seu plano de investimento e despesas de operação em moeda estrangeira, minimizando a necessidade de hedge cambial complementar com derivativos.

Em 30 de junho de 2019 a Companhia possuía opção de venda de parte de sua produção de petróleo como firme para os próximos 12 meses equivalente a 530 kbbl, a um valor de US$61 por barril. O custo médio da compra destas opções de venda (PUT asiática trimestral) foi de US$3,5 por barril. O resultado do 2T19 foi impactado positivamente em R$661 mil, resultado do exercício da opção de venda de 107 kbbl a um preço de US$70 por barril. No entanto, pelas métricas de contabilidade de hedge adotadas pela Companhia, este valor foi reconhecido na linha de receita operacional, juntamente com o prêmio das opções vencidas no trimestre, no valor de R$1,6 milhões, gerando um impacto líquido negativo na receita de R$1 milhão.

14

14


Anexo I | Informações Financeiras Intermediárias Consolidadas

2T19 2T18 ∆% 6M19 6M18 ∆%

Lucro Líquido (20,4) 85,2 -76,0% 71,4 244,2 -70,8%

Amortização 84,7 33,7 151,2% 163,0 49,6 228,7%

Resultado Financeiro (4,8) (35,6) -86,6% (26,6) (67,4) -60,6%

Imposto de Renda / Contribuição Social

(0,4) 17,4 -102,3% 20,9 80,8 -74,1%

EBITDA (1) 99,9 100,7 -0,7% 228,7 307,2 -25,6%

Custos Exploratórios com poços secos e subcomerciais

0,0 0,0 Na 0,0 (10,2) -623,7%

EBITDAX (2) 99,9 100,7 -0,7% 228,7 297,1 -23,0%

Margem EBITDA (3) 54,4% 63,6% -14,5% 58,5% 110,9% -47,3%

Margem EBITDAX(4) 54,4% 63,6% -14,5% 58,5% 107,2% -45,5%

Dívida Líquida(5) (1.211,3) (1.535,5) -21,1% (1.211,3) (1.535,5) -21,1%

Dívida Líquida/EBITDAX(6) (2,4) (2,5) -4,6% (2,4) (2,5) -4,6%

Para facilitar a análise, a Companhia optou por divulgar números sem o ajuste da IFRS 16 indicados como “2T19 ex-IFRS” e “6M19 ex-IFRS”. Estas informações não constam das informações contábeis intermediárias da Companhia.

2T19 ex-IFRS

2T18 ∆% 6M19 Ex-IFRS

6M18 ∆%

Lucro Líquido 46,8 85,2 -45,0% 99,5 244,2 -59%

Amortização 43,0 33,7 27,4% 91,7 49,6 85%

Resultado Financeiro (22,5) (35,6) -36,8% (47,3) (67,4) -30%

Imposto de Renda / Contribuição Social

(0,4) 17,4 -102,3% 20,9 80,8 -74%

EBITDA (1) 66,9 100,7 -33,6% 164,8 307,2 -46%

Custos Exploratórios com poços secos e subcomerciais

(0,0) 0,0 Na 0,0 (10,2) -100%

EBITDAX (2) 66,9 100,7 -33,6% 164,8 297,1 -45%

Margem EBITDA (3) 36,4% 63,6% -42,8% 42,1% 110,9% -62%

Margem EBITDAX(4) 36,4% 63,6% -42,8% 42,1% 107,2% -61%

Dívida Líquida(5)

Dívida Líquida/EBITDAX(6)

(1) O cálculo do EBITDA considera o lucro antes do imposto de renda, contribuição social, resultado financeiro e despesas de amortização. O EBITDA não é uma medida financeira segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil e as IFRS. Tampouco deve ser considerado isoladamente ou como alternativa ao lucro líquido como indicador de desempenho operacional ou alternativa ao fluxo de caixa operacional como medida de liquidez. É possível que outras empresas calculem o EBITDA de maneira diferente da empregada pela Enauta. Além disso, como medida da lucratividade da Empresa, o EBITDA apresenta limitações por não considerar certos custos inerentes ao negócio que podem afetar os resultados líquidos de maneira significativa, tais como despesas financeiras, tributos e amortização. A Enauta usa o EBITDA como um indicador complementar de seu desempenho operacional. (2) Despesas com exploração relacionadas a poços sub-comerciais ou a volumes não operacionais. (3) O EBITDAX é uma medida usada pelo setor de petróleo e gás calculada da seguinte maneira: EBITDA + despesas de exploração com poços secos ou sub-comerciais. (4) EBITDA dividido pela receita líquida. (5) EBITDAX dividido pela receita líquida. (6) O caixa líquido corresponde às disponibilidades e aplicações financeiras excluindo o endividamento total, que inclui empréstimos e financiamentos de curto e de longo prazo, bem como instrumentos financeiros derivativos. O caixa líquido não é medida reconhecida segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil, as U.S. GAAP, as IFRS, bem como qualquer outro sistema de princípios contábeis geralmente aceitos. É possível que outras empresas calculem o endividamento líquido de maneira diferente da empregada pela Enauta.

15

15


Anexo II | Balanço Patrimonial (R$ Milhões) 2T19 1T19 ∆%

Ativo Circulante 1.778,5 2.306,5 -22,9%

Caixa e equivalente de caixa 93,4 68,1 37,2%

Aplicações financeiras 1.389,9 1.913,4 -27,4%

Contas a receber 117,4 143,9 -18,4%

Créditos com parceiros 66,5 79,2 -15,9%

Estoques 19,3 4,7 313,0%

Impostos e contribuição a recuperar 42,4 35,9 18,2%

Instrumentos Financeiros Derivativos 2,7 4,9 -46,4%

Outros 46,8 56,5 -17,3%

Ativo Não Circulante 2.378,1 2.405,1 -1,1%

Caixa restrito 399,2 388,9 2,7%

Aplicações financeiras 0,0 0,0 n.a.

Impostos a recuperar 3,8 3,6 4,5%

Imposto de renda e contribuição social diferidos 5,0 0,0 Na

Investimentos 166,0 169,2 -1,9%

Imobilizado 819,8 770,2 6,4%

Intangível 403,8 405,7 -0,5%

Arrendamentos 579,2 666,3 -13,1%

Outros ativos não circulantes 1,3 1,2 14,5%

TOTAL DO ATIVO 4.156,6 4.711,6 -11,8%

Passivo Circulante 371,4 514,4 -27,8%

Fornecedores 115,6 149,0 -22,4%

Arrendamentos 99,5 246,5 -59,7%

Impostos e contribuição a recolher 39,0 21,1 84,8%

Remuneração e obrigações sociais 9,0 7,7 16,5%

Contas a pagar - Partes Relacionadas 45,3 31,3 44,6%

Empréstimos e financiamentos 42,8 40,9 4,7%

Provisão para pesquisa e desenvolvimento 4,0 5,8 -31,5%

Outros 16,4 12,1 36,0%

Passivo Não Circulante 1.040,3 971,9 7,0%

Arrendamentos - direito de uso 507,9 421,5 20,5%

Obrigações Fiscais a Pagar 0,8 0,0 Na

Empréstimos e financiamentos 229,2 240,1 -4,6%

Provisão para abandono 244,5 233,9 4,6%

Obrigação de consórcio 57,9 57,9 0,0%

Outras contas a pagar 0,0 18,4 -100,0%

Patrimônio Líquido 2.744,9 3.225,3 -14,9%

Capital social integralizado 2.078,1 2.078,1 0,0%

Outros Resultados Abrangentes 39,9 46,1 -13,4%

Reserva de Lucros 568,9 1.068,9 -46,8%

Reserva de Capital 23,1 24,0 -3,6%

Ações em Tesouraria (36,6) (42,8) -14,5%

Lucro líquido do período 71,4 51,0 40,0%

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 4.156,6 4.711,6 -11,8%

16

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Anexo III | Fluxo de Caixa

(R$ Milhões) 2T19 2T18 ∆% 6M19 6M18 ∆%

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS

Lucro líquido do período (20,4) 85,2 -76,0% 71,4 244,2 -70,8%

AJUSTES PARA RECONCILIAR O LUCRO LÍQUIDO COM O CAIXA GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS: Equivalência Patrimonial 0,5 0,0 1080,5% 0,1 1,0 -89,8%

Variação cambial sobre investimento 3,3 (23,0) -114,1% 1,9 (22,6) -108,5%

Amortização de gastos de exploração e desenvolvimento 51,8 33,7 53,6% 101,4 49,6 104,4%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (23,4) 3,6 -755,2% (2,1) 2,1 -200,6%

Encargos financeiros e variação cambial sobre financiamentos e empréstimos

3,4 3,8 -9,6% 7,1 7,6 -7,2%

Juros Capitalizados 0,0 2,0 -100,0% 0,0 4,1 -100,0%

Exercício do plano de opção 8,4 0,0 Na 10,6 0,0 na

Provisão para plano de opção de ações

(3,1) (9,6) -67,9% (13,5) (10,1) 34,0%

Provisão para imposto renda e contribuição social 22,9 13,8 66,3% 23,0 78,7 -70,8%

Provisão para pesquisa e desenvolvimento (1,8) (0,8) 123,2% (2,9) (2,7) 6,8%

(Aumento) redução nos ativos operacionais: 16,7 (157,0) -110,6% 4,4 (96,0) -104,6%

Aumento (redução) nos passivos operacionais: 60,1 123,2 -51,2% 65,1 22,6 187,6%

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 159,2 74,9 112,6% 266,3 278,6 -4,4%

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO

Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento 381,4 323,6 17,9% 308,4 151,9 103,0%

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Caixa líquido gerado pelas atividades de financiamento (509,1) (409,1) 24,5% (518,2) (418,1) 23,9%

Total variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (6,2) 26,6 -123,2% (23,2) 27,4 -184,6%

Aumento (Redução) do saldo de caixa e equivalentes de caixa 25,3 16,0 58,6% 33,4 39,8 -16,0%

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 68,1 42,6 59,8% 60,0 18,8 219,1%

Caixa e equivalentes de caixa no final do período 93,4 58,6 59,5% 93,4 58,6 59,5%

Aumento (Redução) do saldo de caixa e equivalentes de caixa 25,3 16,0 58,6% 33,4 39,8 -16,0%

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Anexo IV | Glossário ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Águas Profundas Lâmina d’água de 401 a 1.500 metros.

Águas Rasas Lâmina d’água de 400 metros ou menos.

Águas Ultraprofundas

Lâmina d’água de 1.501 metros ou mais.

Bacia Depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem conter óleo e/ou gás, associados ou não.

Bloco(s)

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.

Boe ou Barril de óleo equivalente

Medida de volume de gás, convertido para barris de petróleo, utilizando-se fator de conversão no qual 1.000 m3 de gás equivale a 1 m3 de óleo/condensado, e 1 m3 de óleo/condensado equivale a 6,29 barris (equivalência energética).

Concessão

Outorga estatal de direito de acesso a uma determinada área e por determinado período de tempo, por meio da qual são transferidos, do pais em questão a empresa concessionária, determinados direitos sobre os hidrocarbonetos eventualmente descobertos.

Descoberta

De acordo com a Lei do Petróleo, e qualquer ocorrência de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos minerais e, em termos gerais, reservas minerais localizadas na concessão, independentemente da quantidade, qualidade ou viabilidade comercial, confirmadas por, pelo menos, dois métodos de detecção ou avaliação (definidos de acordo com o contrato de concessão da ANP). Para ser considerada comercial, uma descoberta deverá apresentar retornos positivos sobre um investimento em condições de mercado para seu desenvolvimento e produção.

E&P Exploração e Produção

Farm-in e Farm-out

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 processo de farm-out.

Campo Área que contempla a projeção horizontal de um ou mais reservatórios contendo óleo e/ou gás natural em quantidades comerciais.

FPSO Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência. É um tipo de navio utilizado pela indústria petrolifera para a produção, armazenamento petróleo e/ou gás natural e escoamento da produção por navios aliviadores.

Free on Board (FOB)

Modalidade de repartição de responsabilidades, direitos e custos entre comprador e vendedor no comércio de mercadorias. Na modalidade FOB, o exportador é responsável pelos custos de transporte e seguro da carga somente até que esta seja embarcada no navio. A partir desse ponto, o importador torna-se responsável pelo pagamento do transporte e do seguro.

GCOS Probabilidade de sucesso geológico (Geological Chance of Success).

GCA Gaffney, Cline & Associates

Kbbl Mil barris de óleo (One thousand barrels).

Mecanismo de Preço Netback

Esse mecanismo consiste em considerar a receita de óleo, deduzindo todos os custos associados ao transporte do óleo do seu local de produção até o seu destino final.

https://pt.wikipedia.org/wiki/Custo




https://pt.wikipedia.org/wiki/Seguro

https://pt.wikipedia.org/wiki/Seguro

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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.

Operador Tipo A Qualificação dada pela ANP para operar em terra e no mar, em águas de rasas a ultraprofundas.

Prospecto(s) Exploratório(s)

Acumulação potencial mapeada por geólogos e geofisicos onde há a probabilidade de que exista uma acumulação comercialmente viável 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 não será comercialmente viável.

Recursos Contingentes

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.

Recursos Contingentes 3C

Alta estimativa de recursos contingentes para refletir uma faixa de incerteza, tipicamente se assume uma chance de 10% de sucesso de atingir ou exceder estimativa.

Recursos Prospectivos Riscados

Recurso prospectivo multiplicado pela probabilidade de sucesso geológico.

Reservas Quantidade de petróleo que se antecipa ser comercialmente recuperável a partir da instauração de projetos de desenvolvimento em acumulações conhecidas, a partir de uma data, em condições definidas.

Reservas 1P Soma de reservas provadas.

Reservas 2P Soma de reservas provadas e prováveis.

Reservas 3P Soma das reservas provadas, prováveis e possíveis.

Reservas Possíveis

Reservas adicionais que a análise dos dados de geociências e engenharia indicam apresentarem probabilidade menor de serem recuperáveis do que as Reservas Prováveis.

Reservas Provadas

São as quantidades de petróleo que, por meio 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.

Relações com Investidores Paula Costa Côrte-Real

Diretora Financeira e de Relações com Investidores

Renata Amarante Gerente de Relações com Investidores

Flávia Gorin Coordenadora de Relações com Investidores

Helena Reis Estagiária de Relações com Investidores

Av. Almirante Barroso, no 52, sala 1301, Centro - Rio de Janeiro, RJ

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Sobre a Enauta A Enauta é uma das principais empresas de controle privado do setor de exploração e produção no Brasil. Com investimento em tecnologia, compromisso com a segurança e responsabilidade com o meio ambiente, nosso time de experts trabalha focado para prover a energia que impulsiona a sociedade. Com equilibrada atuação ao longo da costa do país, possui dois ativos produtores: o Campo de Manati, um dos principais fornecedores de gás da região Nordeste, no qual detém 45% de participação, e o Campo de Atlanta, localizado nas águas profundas da Bacia de Santos, no qual detém a operação com 50% de participação. Listada no Novo Mercado da B3 desde 2011, por meio do ticker ENAT3, a Enauta é comprometida com os conceitos de sustentabilidade dos negócios, tendo investido de maneira sólida no aprimoramento das boas práticas de governança e compliance. Para maiores informações, acesse www.enauta.com.br.

Este material pode conter informações referentes a futuras perspectivas do negócio, estimativas de resultados operacionais e financeiros e de crescimento da Companhia. Estas são apenas projeções e, como tais, baseiam-se exclusivamente nas expectativas da administração em relação ao futuro do negócio e ao contínuo acesso a capital para financiar o plano de negócios da Companhia. Tais projeções estão fortemente sujeitas a alterações nas condições de mercado, nas regulamentações governamentais, em pressões da concorrência, no desempenho do setor e da economia brasileira, entre outros fatores. Tais aspectos devem ser levados em consideração, além dos riscos apresentados nos documentos divulgados anteriormente pela Companhia. Deve ser compreendido que tais fatores estão sujeitos a alteração sem aviso prévio.

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DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS Segundo Trimestre de 2019€¦ · de farm-out relacionado aos dois...

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