Petrobras Update. Outubro de 2015

Transcrição

1 Petrobras Update Outubro de 2015

2 AVISOS Esta apresentação pode conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2015 em diante são estimativas ou metas. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

3 Objetivos do Plano de Negócios e Gestão DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS Disciplina de capital Reforçar a gestão de desempenho Foco em rentabilidade Até 2018 Alavancagem líquida abaixo de 40% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 3,0x E&P Prioridade para os projetos de produção de petróleo no Brasil, com ênfase no pré-sal Até 2020 Alavancagem líquida abaixo de 35% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 2,5x Abastecimento, G&E e Demais Áreas Manutenção das operações 3

4 Premissas do Planejamento Financeiro Preços dos derivados no Brasil Paridade de importação Preço do Brent Preço do Brent (Médio) US$ 54/bblem 2015 US$ 55/bblem 2016 Em revisão para 2017 em diante Taxa de Câmbio Nominal (Média) R$/US$ , , Em revisão Não há previsão de emissão de novas ações 4

5 Desinvestimentos e Reestruturações Desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões US$ 42,6 bilhões distribuídos em: Reestruturações de negócios Desmobilizações de ativos Desinvestimentos adicionais 5

6 Gastos Operacionais Gerenciáveis Custos e despesas totais, excluindo matérias-primas PNG US$ 142 bilhões 45,8 (32%) Ações para ganhos de produtividade 69,8 (49%) Maior eficiência na gestão de serviços contratados Racionalização das estruturas e reorganização dos negócios 12,4 (9%) 14,0 (10%) Otimização dos custos de pessoal Redução nos custos de aquisição de insumos Redução dos custos logísticos de transporte E&P Abastecimento G&E Demais Áreas 6

7 Investimentos Reduçãode 37% emrelaçãoaopng PNG * US$ 206,8 Bilhões PNG US$ 130,3 Bilhões 36,4 (18%) 9,1 (4%) 3,2 (2%) Redução de 37% 12,8 (10%) 6,3 (5%) 2,6 (2%) 158,1 (76%) 108,6 (83%) Exploração & Produção** Abastecimento*** Gás & Energia Outras Áreas * Considera apenas o portfólio para a financiabilidade (implementação + em licitação) ** Inclui investimentos da Petrobras no exterior *** Inclui Distribuição 7

8 Investimentos por Segmento E&P US$ 108,6 Bilhões Abastecimento US$ 12,8 Bilhões G&E US$ 6,3 Bilhões 3,0 (3%) 11,3 (10%) 4,9 (5%) 1,4 (11%) 1,3 (10%) (1%) 0,9 (14%) 0,3 (5%) 1,3 (10%) 8,8 (69%) 89,4 (82%) 5,0 (80%) Desenvolvimento da Produção Suporte Operacional Exploração Investimentos Internacionais Manutenção e Infraestrutura Refinaria Abreu e Lima Outros Distribuição(BR Distribuidora) Energia Elétrica Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Gasodutos Regás-GNL Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros. 8

9 Ajustes do Plano de Negócio e Gestão CAPEX (US$ Billion) Gastos Operacionais Gerenciáveis (US$ Billion) 28-10,7% ,6% 30-3,3% ,2% PNG Atual 9

10 Mercado de Derivados Mil bpd 5,0% a.a ,6% a.a Outros Gasolina Diesel 10

11 Abastecimento Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados (mil bpd) Evolução do Saldo Líquido (mil bpd) Exportação Importação Saldo Líquido S14 Petróleo S S S S S T T T T T T15 Derivados 11

12 Indicadores de Endividamento 8,0 60% 7,0 6,0 40% 43% 48% 52% 51% 50% 40% 5,0 4,0 4,1 4,8 4,8 5,0 4,6 30% 20% 3,0 10% 2,0 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 0% Endividamento Líquido / LTM EBITDA ajustado¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida² 1) A partir do 2T15 o EBITDA ajustado utilizado no cálculo do indicador é o somatório dos últimos 12 meses 2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 12

13 Projeção Para Desalavancagem Com ganhos de produtividade e desinvestimentos/reestruturações em 2017 e 2018 Alavancagem Líquida Dívida Líquida/EBITDA 60% 5,0 50% 40% 50,8% 4,0 3,0 3,33 30% 32,2% 2,0 1,0 2,03 20% ,

14 Fluxo de Caixa 2015 US$ Bilhão * -10* * * 3 3 0,2* 2* 11* 20 Saldo Inicial 2015 Geração Operacional Juros, Amortizações e outros Investimento Desinvestimento Rolagens Captações Saldo Final 2015 * Realizado no 1S15 14

15 Escala de Rating das Agências Rating Autal Petrobras e Brasil Moody s S&P Fitch Petrobras Brasil Petrobras Brasil Petrobras Brasil + O - Investment Grade Non Investment Grade Outlook Positivo Outlook Estável Outlook Negativo Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C O Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C O Rating Global da Petrobras AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C - AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C - Risco Intrínseco Petrobras AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C - AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C - 15

16 Exploração & Produção Update

17 Sistemasde ProduçãonaCamadado Pré-Sal Pico de Produçãode 811 kbblem26 de Junhode 2015, com 40 poços. Participaçãoda Petrobras= 586 kbbl FPSO Cid. Anchieta 4 poços de produção P-58 (*) 5 poços de produção P-20 (*) 1 production well FPSO Capixaba (*) 2 poços de produção FPSO Cid. São Vicente 1 poço de produção P-53 (*) 4 poços de produção Bacioa de Campos Pré-Sal Participação Média 100% 259 kbbl FPSO Cid. Mangaratiba 3 poços de produção FPSO Dynamic Producer 1 poço de produção P-48 (*) 2 poços de produção Baciade Santos Pré-Sal Participação Média 60% 327 kbbl FPSO Cid. Angra dos Reis 5 poços de produção FPSO Cid. São Paulo 4 poços de produção FPSO Cid. Paraty 5 poços de produção FPSO Cid. Ilhabela 3 poços de produção TLD Lula/Iracema Sapinhoá Parque das Baleias Marlim Leste + Marlim *Produção no pós-sal e pré-sal 17

18 Performance no Pré-Sal Rápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços Produção Mensal Média (kbpd) Dias Produção Operada no Pré-Sal Redução no tempo de perfuração (55% do CAPEX) Redução Média 17% p.a. 9, Record de Produção Diária 811 kbpdem26 de Junho Custo de Extração em 2014 (US$/boe) 14,57 14,97 NORTE DE BERBIGÃO BERBIGÃO SUL DE BERBIGÃO SAGITÁRIO IRACEMA CARCARÁ SAPINHOÁ LAPA CARAMBA Pólodo Pré-Sal na Bacia de Santos ITAPÚ SUL DE SAPINHOÁ SUL DE LULA BUZIOS LIBRA JÚPITER SÉPIA LULA / IRACEMA PARTILHA CESSÃO ONEROSA CONCESSÃO NORTE DE SURURU OESTE DE ATAPU SURURU ATAPU SUL DE SURURU 0 Until 2010 * Campo de Lula/Iracema Q15 Pré-Sal* Média Petrobras Média Majors 18

19 Produtividade do Pré-Sal Produção média acima de 30 kbpd Maio/15 Top 10 Poçosdo Pré-sal-Petrobras Maio/15 Top 10 Poçosdo Pós-Sal -Petrobras Abr/15, Fonte: NPD Mar do Norte* Abr/15, Fonte: BOEM US GoM* SPH-7 SPH-1 SPH-5 LL-27 JUB-34 RJS-681 RJS-647 SPH-8 LL-22 SPS-55 RO-158 RO-41 MLL-10 RO-66 SPS-92 RO-133 * Top 5 campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management RO-8 RO-153 JUB-51 BAN-1 Svalin Hyme Gudrun Bøyla Knarr Saint Malo Lucius Tubular Bells East Anstey Jack 19

20 Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG Sem alteração Iracema Norte Lapa Lula Alto Lula Central TartarugaVerde e 1 anode atraso Rev. of Marlim Lula Sul 2 anosde atraso Lula Norte Búzios 4 Depois de 2020 ES Águas Profundas SE Águas Profundas 1 Parque das Baleias Sul Maromba 1 Mestiça Atapu Sul Carcará Lula Ext. Sul/ Sulde Lula Búzios 3 IaraNE / AtapuNorte Búzios 5 Berbigão Sépia Búzios 1 3 anosde atraso Lula Oeste Búzios 2 Júpiter Espadarte 3 SE Águas Profundas 2 Rev. of Marlim2 Itapu Libra Pós-sal Pré-sal 20

21 Cronograma de Entrada das Unidades de Produção Capacidademédiade processamentode óleode 150 kbpde picoda produçãoem2 anos BÚZIOS 2 FPSO CO Milhões bpd LULA SUL FPSO Replicante BÚZIOS 4 FPSO CO PÓS -SAL PRÉ SAL (CONCESSÃO) CESSÃO ONEROSA PARTILHA PAPA TERRA (mar/15) IRACEMA NORTE (3º Tri) LULA ALTO (1º Sem) LULA CENTRAL (1º Sem) LAPA (2º Sem) TLD de LIBRA (2º Sem) BÚZIOS 1 FPSO CO BÚZIOS 3 FPSO CO LULA EXT. SUL FPSO Replicante TARTARUGA VERDE E MESTIÇA LULA NORTE FPSO Replicante ATAPU SUL FPSO Replicante ATAPU NORTE/ PILOTO SURURU FPSO Replicante REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 BERBIGÃO / SURURU FPSO Replicante SÉPIA BÚZIOS 5 PILOTO LIBRA LULA OESTE 2,8 A contratar 2,0 2,1 2,2 2,1 2,1 Produção Total de Óleo e LGN Produção Implantados + Ramp-up + Complementares 1,

22 Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos Reduçãode 9,9% da produçãoemcincoanos Produção de óleo(kbbl/d) Cangoá Peroá Brasil Bacia de Campos Vitória Camarupim ES Golfinho Carapó Canapu Parque das Baleias ,1% CAGR RJ Garoupa Albacora Roncador Marlim Pampo Barracuda Maromba Carataí Xerelete Carapicu Participação da Baciade Campos na produçãoda Petrobrasno Brasil 86% 84% 83% 82% 79% 75% Papa-Terra Bacia de Campos 100 km 22

23 Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior Comparação com o PNG Milhões boed 5,3 3,1 3,2 3,7 2,7 2,7 2,8 2, PNG PNG

24 Frota de sondas da Petrobras Offshore Rig Fleet (doméstica) Em Julho de (Até Julho) Jackup Floating (até 999 m) Foating (de até m) Floating (2.000 m ou mais) 24

25 Petrobras Update Agosto de 2015