Petrobras Update Outubro de 2015
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.
Objetivos do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 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
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$/US$ 2015 3,28 2016 3,80 2017-2020 Em revisão Não há previsão de emissão de novas ações 4
Desinvestimentos e Reestruturações 2015-2016 Desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões US$ 42,6 bilhões distribuídos em: 2017-2018 Reestruturações de negócios Desmobilizações de ativos Desinvestimentos adicionais 5
Gastos Operacionais Gerenciáveis Custos e despesas totais, excluindo matérias-primas PNG 2015-2019 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
Investimentos Reduçãode 37% emrelaçãoaopng 2014-2018 PNG 2014-2018* US$ 206,8 Bilhões PNG 2015-2019 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
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
Ajustes do Plano de Negócio e Gestão 2015-2019 CAPEX (US$ Billion) Gastos Operacionais Gerenciáveis (US$ Billion) 28-10,7% 25 27-29,6% 30-3,3% 29 27-22,2% 19 21 2015 2016 2015 2016 PNG 2015-2019 Atual 9
Mercado de Derivados Mil bpd 5,0% a.a. 2.596 1,6% a.a. 2.627 2.851 2.141 990 1.008 1.054 897 402 573 587 608 842 1.032 1.032 1.189 2010 2014 2015 2020 Outros Gasolina Diesel 10
Abastecimento Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados (mil bpd) Evolução do Saldo Líquido (mil bpd) Exportação Importação Saldo Líquido 862 336 166 170 1S14 Petróleo 496 344 152 1S15 447 415 1S14 621 291 330 1S15-281 -245-526 1S14 53-178 -125 1S15-417 1T14-633 2T14-222 3T14-390 4T14-225 1T15-27 2T15 Derivados 11
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
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% 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0,0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 13
Fluxo de Caixa 2015 US$ Bilhão 26-22 13-12 13* -10* * -28-16 12 2 26-12* 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
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
Exploração & Produção Update
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
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 800 700 600 500 400 300 200 100 0 350 300 250 200 150 100 50 158 152 Produção Operada no Pré-Sal Redução no tempo de perfuração (55% do CAPEX) 102 126 89 86 101 99 Redução Média 17% p.a. 9,07 66 58 85 79 Record de Produção Diária 811 kbpdem26 de Junho 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 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 2011 2012 2013 2014 1Q15 Pré-Sal* Média Petrobras Média Majors 18
15 14 13 13 13 13 13 13 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* 39 36 35 34 33 31 30 28 27 24 24 20 17 13 12 11 10 10 7 6 6 5 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
Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG 2015-2019 Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018 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
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 1,4 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 21
Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos Reduçãode 9,9% da produçãoemcincoanos Produção de óleo(kbbl/d) Cangoá Peroá 2.500 Brasil Bacia de Campos Vitória Camarupim ES Golfinho Carapó Canapu 2.000 Parque das Baleias 1.500-2,1% CAGR RJ Garoupa Albacora Roncador 1.694 Marlim 1.526 Pampo Barracuda 1.000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 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
Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior Comparação com o PNG 2014-2018 Milhões boed 5,3 3,1 3,2 3,7 2,7 2,7 2,8 2,9 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PNG 2015-2019 PNG 2014-2018 23
Frota de sondas da Petrobras Offshore Rig Fleet (doméstica) Em Julho de 2015 80 70 60 50 40 30 20 10 0 3 19 5 13 19 22 21 28 19 16 11 11 13 10 11 8 6 6 6 5 5 5 4 4 3 2 2 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (Até Julho) 40 21 40 39 30 Jackup Floating (até 999 m) Foating (de 1.000 até 1.999 m) Floating (2.000 m ou mais) 24
Petrobras Update Agosto de 2015