Eneva e o Onshore Brasileiro

Transcrição

1 Eneva e o Onshore Brasileiro FIRJAN, Março

2 Aviso Legal Esta apresentação contém algumas afirmações e informações prospectivas relacionadas a Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativas da Companhia e de sua administração a respeito de seu plano de negócios. Afirmações prospectivas incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, performance ou realizações futuras, podendo conter palavras como acreditar, prover, esperar, contemplar, provavelmente resultará ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressos nesta apresentação. Em nenhuma hipótese a Companhia ou sua subsidiárias, seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos consequentes indiretos ou semelhantes. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações prospectivas ou análise das diferenças entre afirmações prospectivas e os resultados reais. Esta apresentação e seu teor constituem informação de propriedade da Companhia, não podendo ser reproduzidos ou divulgados no todo ou em parte sem a sua prévia anuência por escrito. 1

3 Agenda 1 Visão Geral da Companhia 2 Portfólio de Ativos 3 Desafios 2

4 1 Visão Geral da Companhia 3

5 Modelo de Negócio Pioneira no desenvolvimento e operação do modelo reservoir-to-wire no Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Reservoir-to-Wire (R2W) Geração Maior produtora privada de gás natural em terra Experiência e conhecimento únicos da Bacia do Parnaíba Possibilidade de replicar a expertise em outras bacias Negócios integrados de O&G e geração, excelência operacional e know-how de comercialização Potencial de expansão do modelo a partir de novas descobertas de gás natural Cadeia de suprimentos verticalizada por meio do modelo pioneiro de reservoir-to-wire Líder privado no Mercado brasileiro de energia Fluxo de caixa estável e receitas cobertas pela inflação Complexo Parnaíba tem licença de até 3,7 GW de capacidade Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Reservoir-to- Wire Geração 4

6 Visão Geral da ENEVA Empresa integrada privada de energia com atuação em geração e E&P Descrição da Companhia Plataforma totalmente operacional, com 2,2 GW de capacidade instalada e CCEARs de longo prazo, protegidos da inflação - CCEARs com duração de 15/20 anos, com correção anual - 1,427 MW em usinas a gás e 725 MW em usinas a carvão Ativos de E&P de gás natural com capacidade para fornecer até 8,4 MM m³/dia para o Complexo Parnaíba - Maior produtor privado de gás onshore¹ Carteira competitiva com potencial para expansão - Crescimento focado em projetos a gás natural Implementou com sucesso todas as etapas no plano de recuperação judicial (RJ) - Em junho de 2016, a ENEVA anunciou o fim do processo de RJ Posicionamento forte em energia e E&P no Brasil Ranking de capacidade termelétrica 2015 (GW) º 6.1 Operador de Gás Natural 2015 (MM m³) 1 Outros ,563 33,115 2 º Estrutura Acionária ² ~26% ~34% Outros ~8% ~8% ~24% Fonte: Companhia ¹ As atividades de E&P da ENEVA são operadas pela sua subsidiária integral, Parnaíba Gás Natural ² Uniper é a empresa do grupo E.On com participação na ENEVA. 5

7 Ativos Operacionais e Modelo Integrado de Negócio Usinas à gás natural Usinas à carvão Ativos de E&P Parnaíba I - 676MW Receita Fixa¹: R$560MM Operando desde 2013 Itaqui 360MW Receita fixa¹: R$399MM Usina a carvão estrategicamente localizada em área portuária, aproveitando as vantagens logisticas Usina Solar MA CE Parnaíba II - 519MW Receita Fixa¹: R$476MM Operando desde Jul/2016 Parnaíba III - 176MW Receita fixa¹: R$124MM Operando desde 2013 ~R$ 2,0 Bi de Receita Fixa Total Anual Pecém II 2 365MW Receita fixa¹: R$358MM Usina a carvão com site compartilhado com Pecém I (EDP) ~R$ 757 Milhões em Receita Fixa no segmento de carvão ~R$ 1,2 Bilhão em Receita Fixa no segmento de gás natural Parnaíba IV - 56MW Receita fixa¹: R$65MM Operando desde 2013 Tauá 1MW Em operação desde 2011 Capacidade de ampliação para até 49 MW Bacia do Parnaíba: 7 campos 153km de gasodutos Instalações de coleta e tratamento de gás natural Gavião Real (GVR) Gavião Azul (GVA) 1º Gás Jan/13 Gavião Branco³ (GVB) Gavião Branco Norte (GVBN) 1 º Gás Fev/16 Gavião Preto (GVP) Gavião Vermelho (GVV) 1º Gás Dez/15 Gavião Caboclo (GVC) Fonte: Companhia 1. Todos os números anuais das receitas fixas têm como data de referência novembro/2016, com exceção de Parnaíba IV, que é Janeiro/2016. ². 50% de propriedade da ENEVA e 50% Uniper. ³. Os campos de Gavião Branco e Gavião Branco Sudeste foram anexados pela agência reguladora em

8 2 Portfólio de Ativos 7

9 Visão Geral das Usinas Gás Natural Ciclo Combinado Parnaíba IV Participação da ENEVA: 100% Capacidade Instalada: 56 MW Início da Operação: Dez/2013 CCEAR: 46 MWa por 5 anos ( ) Receita fixa: R$ 65 MM/ano (data base: Jan/16) CVU: N/A Parnaíba III Participação da ENEVA: 100% Capacidade Instalada: 176 MW Início da Operação: Out/2013 CCEAR: 98 MWa por 15 anos ( ) Receita fixa: R$ 124 MM/ano (data base: Nov/16) CVU: R$ 203,0/MWh (data base: Nov/16) Parnaíba I Participação da ENEVA: 100% Capacidade instalada: 676 MW Início da operação: Abr/2013 CCEAR: 450 MWa por 15 anos ( ) Receita fixa: R$ 560 MM/ano (data base: Nov/16) CVU: R$ 107,25/MWh (data base: Nov/16) Parnaíba II Participação da ENEVA: 100% Capacidade instalada: 519 MW Início da Operação: Jul/2016 CCEAR: 450 MWa por 20 anos ( ) Receita fixa: R$ 476 MM/ano (data base: Nov/16) CVU: R$ 74,91/MWh (data base: Nov/16) 3ª mais barata do Brasil! 1,4 GW de capacidade instalada no Complexo Parnaíba, pioneiro no modelo reservoir-to-wire no Brasil 8

10 Sistema Produtor de Gás Natural O Parque dos Gaviões Campos Produtores e Facilidades de Produção Estação de Produção (EPGVB) Capacidade de tratamento atual de até 5,5 MM m³/dia Gasodutos com capacidade de exportação de até 8,5 MM m³/dia Gavião Branco (GVB) Gavião Branco Sudeste (GBSE)¹ Fase I 2 clusters Total de 8 produtores Fase II 3 clusters Total de 4 produtores 2 clusters Total de 6 produtores 1 º Gás em Fev/2016 1º Gás em Mai/2016 Custo de Operação (OPEX) (R$ / m 3 ) Gavião Vermelho (GVV) 2 clusters Total de 6 produtores 1 º Gás em Dez/2015 0, , Unidade de Tratamento de Gás (UTG) Capacidade de tratamento atual de até 8,4 MM m³/dia Conectado às térmicas por meio de um gasoduto de 800m Gavião Real (GVR) 9 clusters Total de 23 produtores 1 º Gás em Jan/2013 Fonte: Companhia Os ativos de E&P da empresa são operados pela sua subsidiária Parnaíba Gás Natural. ¹Gavião Branco e Gavião Branco Sudeste foram posteriormente anexados em um único campo de gás pela ANP. 9

11 Portfólio em Desenvolvimento da Produção Reservas Certificadas¹ de 18,5 (2P) Bilhões de m³ Ativos a serem desenvolvidos de acordo com a demanda das térmicas a gás Custo de Desenvolvimento Gavião Gavião Branco Caboclo (GVC) Norte (GVBN) (CAPEX) (R$ / m3) 0,12 0,10 Gavião Azul (GVA) Gavião Preto (GVP) Campo produtor Campo a ser desenvolvido Gasoduto Nosso histórico 1 campo 9 clusters 23 produtores 58 km de gasodutos 4,9 MM m³ por dia 3 novos campos² Aumento em 71% da capacidade de produção de gás natural em apenas dois anos 9 novos clusters 23 novos produtores 95 km de gasodutos 8,4 MM m³ por dia Jan/2015 Fonte: Companhia Os ativos de E&P da companhia são operados por sua subsidiária Parnaíba Gás Natural. 1. De acordo com Gaffney, Cline & Associates reservas de certificação em 31 de agosto de Relatório disponível em nosso site de RI 2. Gavião Branco e Gavião Branco Sudeste foram posteriormente anexados em um único campo de gás pela ANP. Jul/

12 Portfólio de Exploração Posição Estratégica de E&P na Bacia do Parnaíba A partir da descoberta dos campos pela ENEVA, a Bacia do Parnaíba se tornou importante fonte de energia para as regiões Norte e Nordeste Concessões Exploratórias da ENEVA Rodada 9 Bloco Exploratório Área (km²) 7 Planos de Desenvolvimento Blocos Área total de concessão Qualidade dos Ativos Acumulações de gás seco descobertas em um sistema petrolífero único, com reservatórios de arenito de boa qualidade Região com bom acesso à rodovias, portos e outras infraestruturas vitais Quatro diferentes plays comprovados na Bacia Custo de Descoberta (Finding Cost) (R$ / m³) Resultado dos poços exploratórios 0,13 37% 0, Sucesso nos poços pioneiros Wildcat wells Success (nº descobridores / nº total poços perfurados) Plano de Avaliação de Descoberta Bloco da 13º Rodada Linhas de Transmissão Fonte: Companhia Os ativos de E&P da companhia são operados por sua subsidiária Parnaíba Gás Natural 11

13 Nos últimos 18 meses, a ENEVA converteu 14,2 bilhões de m³ em reservas Sucesso Exploratório em uma Bacia de Nova Fronteira Reservas e Recursos em bilhões de metros cúbicos Convertendo recursos em reservas: Análise 2C vs 2P % reservas Contingent Recursos Contingentes Resources (2C) (2C) Remaining Reservas Reserves Remanescentes (2P) (2P) Cumulative Produção Acumulada Production % recursos Reservas certificadas pela GCA em Janeiro de 2015 Recursos Contingentes estimados pela ENEVA Produção Acumulada em 31 de Dezembro de 2014 Reservas certificadas pela GCA em Setembro de 2016 Recursos Contingentes GCA em Jullho de 2016 Produção Acumulada em 30 de Agosto de 2016 Fonte: Companhia e GCA 12

14 Redução de custos de perfuração Sucesso Exploratório em uma Bacia de Nova Fronteira Evolução dos custos de perfuração nos poços terrestres da companhia, USD MM

15 Geração Térmica no Submercado Norte em MW Nível do Reservatório da UHE Tucuruí Persistência do Despacho em 2016 Elevados níveis de despacho em 2016 devido aos baixos níveis do reservatório de Tucuruí Decisão do ONS em manter as térmicas do Complexo Parnaíba despachadas para poupar o reservatório de Tucuruí durante o período de seca Parnaíba I: Despacho em 2016 (MW) 675,2 675,2 675,2 675,2 20,9 87,1 0,0 271,4 395,0 0,0 0,0 522, ,8 507,7 428,5 566,6 540,8 0,0 287,2 189, Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Ordem de Mérito Fora da Ordem de Mérito Parnaíba III: Despacho em 2016 (MW) 71,4 63,6 0,0 0,0 26,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0, ,0 29,2 0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez ,5 111,3 96,9 115,0 32,6 133,8 96,2 65,4 97,8 97,0 106,8 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Ordem de Mérito Fora da Ordem de Mérito Ordem de Mérito Fora da Ordem de Mérito 14

16 3 Desafios 15

17 Os custos do gás natural importado Gás natural em terra competitivo Gastos com importação de gás natural ( ), valores FOB Estimativa de custos de produção de gás natural no Brasil (USD/MMBTU) Gás boliviano (73% do GN importado) USD 3,85 bi GNL (27% do GN importado) USD 3,52 bi Fonte: MDIC (2017) O Brasil tem importado GNL de países não produtores que reexportam, como a Bélgica (out/16), e dos Estados Unidos (set/16, out/16 e nov/16). Brasil foi o primeiro país a importar GNL de shale gas dos EUA (Cheniere Energy/16) Elevado percentual de gás natural importado 2015 Oferta de GN Importada: 54% Oferta de GN Nacional: 46% 2016 Oferta de GN Importada: 43% Oferta de GN Nacional: 57% Fonte: MME (2017) USD 7,4 bilhões Tipo de gás Custo USD/MMBtu Gás não associado - campos em terra 1,13 Gás não associado - campos no mar (pós-sal) 4,73 Gás associado - campos em terra 0,56 Gás associado - campos no mar (pós-sal) 4,95 Gás associado - campos no mar (pré-sal) - 1 módulo de produção 7,70 Gás associado - campos no mar (pré-sal) - 2 módulo de produção 5,59 Gás associado - campos no mar (pré-sal) - 3 módulo de produção 5,04 Gás não-convencional - campos em terra 6,00 Fonte: MME (2014) Custo de produção do gás não associado em terra (projeto típico) é de apenas USD 1,13/MMBTU, 88% menor que o preço FOB do GNL importado em Gás não associado em terra possui custo de produção muito inferior ao gás marítimo no pós sal (~76% menor) e no Pré-Sal (~81,5% menor). O incentivo à produção terrestre tornaria o Brasil menos dependente de importações e geraria participações governamentais para os entes federativos. A razão Reserva/Produção da Bolívia é de apenas 13.5 anos para o gás natural (dados de 2016, BP Statistical Review). A Bolívia já responde por cerca de 30% da oferta interna de gás do Brasil.

18 Despacho e alocação de risco - planejamento Complexo do Parnaíba Despacho do Complexo do Parnaíba (2015/2016) UTE Parnaíba II Participação do Complexo do Parnaíba na geração térmica do subsistema Norte (2016)

19 Participações Governamentais Campos terrestres Alíquotas de Participação Especial origem de Lavra e nível de produção ( progressivo? ) Fonte: ANP, Seminário Jurídico-Fiscal, R11

20 Distribuição Pequena malha de gasodutos e o papel da distribuição estadual Mapas do Brasil Gasodutos vs. malha de transmissão Fonte: ANP (2016) Fonte: ONS (2016)

21 Reservatórios de Baixa Permeabilidade Prisma do hidrocarboneto Oportunidades com reservatórios de baixa permeabilidade: 1) Possibilidade da produção de gás fora do eixo Rio-São Paulo, que concentram 56% da produção total (SDP/ANP, 2015); 2) Efeito distributivo de participações governamentais a outras UF, municípios e proprietários: interiorização do desenvolvimento; 3) Exploração em bacias terrestres de nova fronteira em um país de vocação offshore: produção de gás terrestre equivale somente a ¼ do total (SDP/ANP, 2015); 4) Atração de investimentos e criação de pequenas e médias operadoras.

22 Obrigado Damian Popolo Exploring and delivering every day 21