Excedentes da Cessão Onerosa

Transcrição

1 Maria das Graças Silva Foster Presidente Excedentes da Rio de Janeiro, 27 de junho de

2 Através da a Petrobras adquiriu os direitos para explorar, avaliar e produzir até 5 bilhões de boe em seis áreas do pré-sal da bacia de Santos. Para esta transação a Petrobras pagou R$ 75 bilhões (US$ 42 bi) em 2010, sujeito a revisão após declarações de comercialidade. Volumes Contratados em 2010 Área Volume MM boe Florim 467 Búzios Sul de Guará 319 Entorno de Iara 600 Sul de Lula 128 NE Tupi 428 Total Concessão Partilha de Produção As discussões, em curso, sobre, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes. 2

3 As Áreas da Possuem Grande Potencial Já Conhecido e Comprovado Áreas Volumes Adicionais ao Contrato de de 9,8 a 15,2 bilhões de boe, segundo a ANP (milhões de barris equivalentes de petróleo) Búzios entre e Entorno de Iara entre e Florim entre 300 e 500 Nordeste de Tupi entre 500 e 700 Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de Módulo 1 de Búzios (cessão onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016 Capacidade: 150 mil barris/dia Avanço Físico (mai/14): 55,5% Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP estimativas de volumes de Búzios na Declaração de Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de excedentes de até 7 bilhões de barris equivalentes neste campo (volume recuperável de 10 bilhões boe) 3

4 Grau de Maturidade em Termos de Conhecimento dos Reservatórios Excedentes da 9,8 a 15,2 bilhões boe Alto Grau de Maturidade das Áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos Campo / Área Área (km 2 ) Volume Contratado (bilhão boe) Poços perfurados ou em andamento Poços testados ou com teste em andamento Teor de CO 2 no gás (%) Lula Não se aplica % Lula / área de Iracema Não se aplica 16 5 muito baixo Sapinhoá 233 Não se aplica % Buzios 852 3, % Áreas da cessão onerosa já têm número significativo de poços perfurados e testados, com ótimos resultados Grande potencial por poço, em linha com os projetos já em produção do pré-sal da Bacia de Santos, sancionados com 20 mil bpd e resultados que atingem até 35 mil bpd Entorno de Iara 611 0, % NE Tupi 291 0, % Florim 292 0,5 2 1 muito baixo Projetos de desenvolvimento em andamento, sem que se vislumbrem riscos adicionais quanto aos volumes, propriedades de reservatórios, tecnologias e disponibilidade de bens e serviços necessário s aos projetos Sul de Lula 203 0, % Sul de Guará 145 0, % Libra Não se aplica % Projetos dos volumes excedentes poderão replicar os projetos da, com grandes ganhos de curva de aprendizado e otimização de custos 4

5 Risco Excedentes da : 9,8 a 15,2 bilhões de boe Excelente Potencial, com Baixo Risco, Levando à Redução dos Investimentos Exploratórios Assinatura do Contrato da Aquisição dos volumes Excedentes da 1º Óleo da Cessão Onerosa 1º Óleo dos Excedentes da 4 anos Exploração / Delimitação Desenvolvimento da Produção Produção Sísmica 3D (2.159 km²) 17 poços perfurados nas 4 áreas Testes de Formação e TLDs Acesso aos Excedentes da : 1. Repõe a produção acumulada de seis anos no período (reposição de 1,6 a 1,8 bilhão de boe/ano) 2. Assegura de forma antecipada um volume potencial com baixo risco exploratório (Índice de Sucesso Exploratório de 100%) 3. Permite maior seletividade nas futuras licitações de áreas exploratórias 4. Considerando o atual Custo de Descobrir (US$ 2,66 / boe, média Petrobras em 2013) seria necessário investir cerca de US$ 26 bilhões para adquirir áreas (pagamento de bônus), descobrir e delimitar (sísmica, poços pioneiros e de delimitação) o volume potencial estimado dos Excedentes da 5. Economia de custos com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021) 5

6 e Partilha: Convivência de Marcos Regulatórios e Produção Simultânea Caso Búzios Assinatura do Contrato de : Set/10 1º óleo Búzios: 2016 Final da produção do volume contratado Final da vigência do contrato de (3,058 bilhões boe) (40 anos / limitado ao volume) Partilha (6,5 a 10 bilhões boe) (35 anos) Início da vigência do contrato de partilha () 1º óleo Búzios : 2021 Unidades da Cessão Onerosa prosseguem produção sob Partilha Final da vigência do contrato de Partilha dos Excedentes da Contrato de Contrato de + Contrato de Partilha da Produção Produção Concomitante Contrato de Partilha da Produção 6

7 Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Planejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014 milhão bpd E&P E&P 9 Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período , sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo Webcast em 26/02/2014 e em Reunião com Analistas em 24/03/ Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 3,0 milhões de bpd 4,2 Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras (70%) + Terceiros (26%) + Governo (4%) : 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* : 3,7 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* : 2,9 milhões de bpd Média Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030 Petrobras: PE Exterior Petrobras: Média Petrobras: Média Exterior Petrobras: Média Exterior * Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando Petrobras: diferentes Média ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo. 7

8 A Contratação Integral Destas Áreas Assegura a Nossa Reposição de Reservas e a Sustentabilidade da Produção no Horizonte , com Maior Rentabilidade milhão bpd Os Excedentes da () permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade via participação seletiva nos BIDs e gestão de portfólio (desinvestimentos) ,2 4,2 milhões de bpd (14 BIDs e = 100% Petrobras em 2021) Produção Média da Petrobras no Brasil mil bpd 3,7 milhões de bpd (16 BIDs e = 50% Petrobras em 2026) Média Petrobras: PE 2030 A contratação dos Excedentes da implica em: Redução da participação em novos BIDs de 16 para 14 ( ), na visão e fundamentação da Petrobras adotada no PE 2030, plano este aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014 8

9 Excedentes da : Elevação de Investimentos a Partir de 2019 para 1º Óleo a Partir de 2021 Unidades de Produção Previstas no Plano de Negócios e Planejamento Estratégico da Petrobras 1º Óleo Unidades Concluídas Aumento da Maturidade do Setor Naval/Offshore no Brasil Cid São Paulo Piloto Sapinhoá Cid Itajaí Baúna Cid Paraty Piloto Lula NE Cid. Maricá Lula Alto Carcará ES Águas Profundas P-71 Iara NW Excedentes da () Demais Áreas sob Concessão ou Partilha Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014 P-63 Papa-Terra P-58 Norte Pq. Baleias Cid Saquarema Lula Central Tartaruga Verde e Mestiça Revitalização Marlim I P-55 Roncador III P-62 Roncador IV P-66 Lula Sul P-69 Lula Oeste SE Águas Profundas I Libra P-58 Norte Pq. Baleias P-61 Papa-Terra P-67 Lula Norte P-70 Iara Horst Sul Pq. Baleias Espadarte III P-62 Roncador IV TAD Papa-Terra Cid Caraguatatuba Lapa P-68 Lula Ext. Sul e CO Sul de Tupi Maromba I SE Águas Profundas II P-61 Papa-Terra Cid Ilhabela Sapinhoá Norte P-74 Búzios 1 P-76 Búzios 3 P-72 NE de Tupi Júpiter Revitalização Marlim II TAD Papa-Terra Cid Mangaratiba Iracema Sul Cid Itaguaí Iracema Norte P-75 Búzios 2 P-77 Búzios 4 P-73 Entorno de Iara Búzios 5 Florim Construção das Sondas da Sete Brasil: 28 unidades até 2020 Planejamento inclui: projetos já divulgados no PNG, projetos ainda a serem divulgados nos próximos PNGs, projetos de revitalização da produção, novas unidades previstas em áreas com volumes em avaliação e previsão de longo prazo para novas descobertas. 9

10 Investimento da Petrobras Será Ainda Mais Concentrado em E&P Menor Investimento das Demais Áreas Viabiliza Investimentos Adicionais em E&P no Brasil US$ bilhão Quantidade de UEPs por Ano O investimento médio anual cairá de US$ 45,6 bilhões entre 2013 e 2020 para US$ 26,6 bilhões de 2021 a 2030, principalmente devido à conclusão, até 2020, de projetos do ABAST (RNEST, Comperj, Premium I, Premium II) e do G&E (UFN-III, UFN-V, Rotas 2 e 3) Investimentos da Petrobras sem E&P Brasil no PNG / PE 2030 Investimento Médio sem E&P: US$ 10,6 bilhões / ano Investimento Médio sem E&P: US$ 3,8 bilhões / ano Investimento Médio em E&P: US$ 35 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 2,9 milhões bpd Investimento Médio em E&P: US$ 22,8 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 3,7 a 4,2 milhões bpd Investimentos da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação (Parceria nas Premiums). Investimentos Totais da Petrobras em E&P no Brasil no PNG / PE

11 Financiabilidade com os Excedentes da PNG : Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. I PREMISSAS DO PNG : Produção de Óleo: Crescimento de 7,5% (+/- 1pp) em 2014, 3,2 milhões de bpd em 2018, 4,2 milhões de bpd em 2020 Reajustes de Preços: Conforme política apresentada ao CA em nov/2013. Desinvestimentos: Considera Desinvestimentos de US$ 11 bilhões no período Reestruturações no Modelo de Negócios (troca de Capex por Opex): Considera recebimentos de US$ 9,9 bilhões no período Trajetória de Brent: 104,72 US$/bbl em 2014, 100 US$/bbl de 2015 a 2017 e 95 US$/bbl de 2018 em diante. Câmbio depreciado: 2014 = 2,44 R$/US$; 2015 = 2,56 R$/US$; 2016 em diante = 2,59 R$/US$. Câmbio apreciado: 2014 = 2,23 R$/US$; 2015 = 2,10 R$/US$; 2016 em diante = 1,92 R$/US$. II IMPACTOS NOS INVESTIMENTOS: Investimentos (US$ bilhão) PNG Implantação+Licitação 206,8 - - Bônus Excedentes C.O. 0,8 0 0 Antecipação Óleo Excedentes C.O. 5,0 0 0 Investimento Adicional 1,2 9,7 39,8 11

12 Financiabilidade do PNG (US$ 206,8 bilhões) + Excedentes da PNG : Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. III IMPACTOS NA FINANCIABILIDADE NO HORIZONTE DO PNG : No PNG : 3,5 % de acréscimo no investimento (incluindo bônus) EL/EBITDA e Alavancagem: Não há impacto material IV NÃO É CONTEMPLADA A EMISSÃO DE NOVAS AÇÕES (CAPITALIZAÇÃO) Câmbio Depreciado EL/EBITDA Alavancagem Captação Bruta Média Anual (Capitação Líquida Média Anual) PNG ,61 2,73 1,93 1,68 1,41 1,06 0,95 1,04 a 1,13 +Excedentes da 4,64 2,77 1,91 1,76 1,53 1,17 1,02 0,95 a 1,21 PNG ,6% 42,0% 37,0% 33,3% 29,3% 25,1% 25% 25% +Excedentes da 44,7% 42,3% 37,3% 34,2% 31,1% 26,3% 25,1% 25% PNG ,2 (-0,2) 10,5 (-2,5) * +Excedentes da 10,2 (1,7) 13,3 (-4,2) * * As captações do período objetivam a manutenção da alavancagem em 25% nesta simulação e não tem relação com o volume de investimentos, que será totalmente financiado pela geração de caixa. 12

13 Conclusões Mantidas as Premissas de Convergência de Preços, Desinvestimentos e Reestruturação Financeira do PNG I A contratação direta para 100% dos Excedentes da () confere à Petrobras: Áreas de excelente potencial, com baixo risco, já conhecidas e comprovadas Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de boe Possibilidade de elevar a produção no Brasil entre 2020 e 2030 para até 4,2 milhões de bpd Maximizar a rentabilidade pela participação seletiva em futuros BIDs e gestão do portfólio de E&P (desinvestimentos em áreas sob Concessão) II A produção simultânea da e da possibilitará otimizar os recursos de produção e de infraestrutura, assim como antecipar a produção do volume dos excedentes III No período o investimento se eleva em 3,5% e a não traz impacto material para os indicadores de financiabilidade IV No período a média anual do investimento total cairá, será ainda mais concentrada em E&P, e a produção de petróleo no Brasil será em patamar superior à média do período V Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização) VI A contratação do está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de Administração em 25 de fevereiro de

14 Fim