Excedentes da Cessão Onerosa DESDOBRAMENTOS DA REUNIÃO DO CNPE Rio de Janeiro, 24 de junho de 2014 Informações preliminares
Cessão Onerosa Através da Cessão Onerosa 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 Franco 3.058 Sul de Guará 319 Entorno de Iara 600 Sul de Tupi 128 NE of Tupi 428 Total 5,000 Concessão Cessão Onerosa Partilha de Produção As discussões, em curso, sobre Cessão Onerosa, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes. 2
Excedentes da Cessão Onerosa Reunião do CNPE em 24 de junho de 2014 Resolução no 1/2014 Concessão Cessão Onerosa Partilha de Produção 3
Cessão Onerosa Volumes Excedentes ao Contratado As estimativas efetuadas pela ANP indicam que estas 4 áreas podem conter volumes adicionais entre 9,8 e 15,2 bilhões de barris de óleo equivalente, conforme tabela abaixo. Convivência e 2 marcos regulatórios Áreas Volumes Adicionais ao Contrato de Cessão Onerosa (milhões de barris equivalentes de petróleo) Búzios entre 6.500 e 10.000 Entorno de Iara entre 2.500 e 4.000 Florim entre 300 e 500 Nordeste de Tupi entre 500 e 700 Fonte: Dados utilizados na reunião do CNPE em 24 de junho de 2014 4
Fato Relevante Petrobras 24 de junho de 2014 Em 24 de junho de 2014, na reunião do CNPE, foi aprovada a contratação direta da Petrobras para produção de petróleo, gás natural e hidrocarbonetos fluidos, em regime de partilha de produção, dos volumes que ultrapassem os limites contratados sob o regime de cessão onerosa e/ou que venham ser renegociados no processo de revisão previsto neste contrato, nas seguintes áreas: Convivência e 2 marcos regulatórios Búzios Entorno de Iara Florim Nordeste de Tupi Os contratos de partilha de produção para estas 4 (quatro) áreas terão vigência de 35 (trinta e cinco) anos, a partir do início da produção de óleo sob regime de cessão onerosa. No caso de Búzios, a partir de 2016. 5
Fato Relevante 24 de junho de 2014 Parâmetros de Referência: (i) a assinatura de contratos de partilha de produção para os volumes excedentes, a vigorar a partir do início da produção de óleo, sob o regime de cessão onerosa, para cada uma das áreas contratadas; Convivência e 2 marcos regulatórios (ii) o pagamento, à União, de um bônus de assinatura no valor de R$ 2,0 bilhões em 2014; (iii) a antecipação de parte do excedente em óleo, ao longo de 2015-18, com a seguinte distribuição: R$ 2,0 bilhões em 2015, R$ 3,0 bilhões em 2016, R$ 4,0 bilhões em 2017 e R$ 4,0 bilhões em 2018; (iv) percentuais de excedente em óleo da União serão 47,42% em Búzios, 48,53% em Entorno de Iara, 46,53% em Florim e 47,62% em Nordeste de Tupi. 6
Por que é uma ÓTIMA Oportunidade para a PETROBRAS? Porque... I Reduzir a exposição ao risco nas atividades exploratórias, refocalizando as atividades para suportar o PE 2030 o que significa a redução de custos esperados para a renovação da carteira exploratória. Convivência e 2 II - marcos Permite a manutenção do patamar de produção de 4,2 milhões de barris previstos para 2020 possibilitando regulatóriosa elevação das metas no período 2020-2030. O primeiro óleo está previsto para 2021 com pico no entorno de 1 milhão de barris em 2026. III- A PETROBRAS passa a ter acesso a volumes potenciais recuperáveis da ordem de 9,8 a 15,2 bilhões de boe, números ANP, com baixo risco, visto que esses volumes já foram parcialmente delimitados nas atividades exploratórias conduzidas pela PETROBRAS durante o contrato em curso da Cessão Onerosa. IV - As condições econômicas deste contrato de partilha são similares às de Libra, mas com vantagens já que possibilita maior efeito nas curvas de produção (onde PETROBRAS terá 100%), se comparado a Libra (onde PETROBRAS tem 40% de participação). V O contrato de cessão onerosa estabelece o direito exclusivo da Petrobras de produzir os volumes contratados até 2050. Antecipar os volumes excedentes é uma vantagem excepcional para a Petrobras (e para o Governo também). 7
Por que é uma ÓTIMA Oportunidade para a PETROBRAS? Porque... continuando VI Ou seja, o arranjo legal encontrado (convivência de 2 marcos regulatórios) possibilita que os projetos da cessão onerosa prossigam no ritmo planejado, ao mesmo tempo que se aufere os benefícios dos volumes adicionais sobre o regime de partilha de produção. Convivência e 2 marcos VII regulatórios - Haverá oportunidade de compartilhamento da curva de aprendizado dos projetos de desenvolvimento da produção (da Cessão Onerosa e da Partilha). (Os projetos de desenvolvimento da produção dos volumes excedentes, sob regime de partilha, serão implantados em áreas onde já ocorrem atividades sob contrato de cessão onerosa, o que possibilita este compartilhamento). VIII - Permite apropriar a sinergia dos projetos, no que se refere a tecnologias e alocação de recursos humanos. IX - Será possível explorar ganhos de sinergia entre os projetos quanto aos recursos logísticos e infraestrutura de escoamento da produção (gasodutos, hubs logísticos tanto de gás natural, óleo, fluidos em geral). X - A confirmação desde já dos direitos de produção da PETROBRAS sobre os volumes excedentes da cessão onerosa estende a visibilidade de projetos firmes de E&P com ótimo retorno sobre o capital empregado e efeito positivo na atração e desenvolvimento na Indústria Naval e Offshore. 8
Financiabilidade com os Excedentes da Cessão Onerosa PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. I PREMISSAS DO PNG 2014-2018: 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 2014-2018. Reestruturações no Modelo de Negócios (troca de Capex por Opex): Considera recebimentos de US$ 9,9 bilhões no período 2014-2018. 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$. II - RESULTADOS DA ANÁLISE DE FINANCIABILIDADE: No PNG 2014-18, apenas 3% de acréscimo no investimento (incluindo bônus); EL/EBITDA e Alavancagem: Não há impacto material No horizonte 2020-2030: Pico de Produção de 1 milhão de bpd Elevação do ROCE da Companhia (2020-2030) com aumento da participação do E&P 9
Fim