A indústria de petróleo e gás natural José Sérgio Gabrielli de Azevedo IBEF, 18 de março de 2008 1
Aviso As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela Companhia. 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. 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. 2
Estrutura de preços: pressões sobre os preços bbls milhões 70 30-10 -50-90 -130-170 Exposição Comercial Líquida na NYMEX 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 US$ por barril dez-05 mar-06 jun-06 set-06 dez-06 mar-07 jun-07 set-07 dez-07 mar-08 Fonte: Bloomberg Quantidade de barris (comprados -vendidos) WTI (preço de fechamento) 3
Estrutura de preços: pressões sobre os preços 170 130 Exposição Não-Comercial Líquida na NYMEX 120 110 100 90 bbls milhões 90 50 10 80 70 60 50 40 US$ por barril 30-30 20 10-70 0 dez-05 mar-06 jun-06 set-06 dez-06 mar-07 jun-07 set-07 dez-07 mar-08 Quantidade de barris (comprados - vendidos) Fonte: Bloomberg WTI (preço de fechamento) 4
Petrobras trabalha com cenários de preços de longo prazo, buscando minimizar os efeitos da maior volatilidade no curto prazo Mercado futuro NYMEX para petróleo WTI (US$/bbl) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 1M 5M 9M 50 13 M Curva Futura - Nymex WTI 17 M 21 M 25 M 29 M 33 M 37M 41 M 45 M 49M 53M 57 M 61 M 65 M 69 M 73 M 77 M 81 M Dec-07 Sep-07 Mar-07 Mar-06 A elevação dos preços têm aumentado a atratividade dos derivativos de petróleo, aumentando o volume de capitais especulativos neste mercado. A NYMEX estima que mais do que 95% de todos os contratos futuros de energia não resultam diretamente em entregas físicas. Fonte: Bloomberg / NYMEX # Contratos (mil) 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 01/04/00 12/26/00 Contratos Futuros de WTI - NYMEX 12/18/01 12/03/02 11/18/03 Non-Commercials 11/02/04 10/18/05 Commercials 10/03/06 09/18/07 5
Rentabilidade anual média em percentual: WTI Spot, Brent Spot, S&P 500, Nasdaq, US T-Bill Período WTI Spot (*) Brent Spot (*) S&P 500 Nasdaq Comp. Index US T Secur. 1-month 2000-2007 17,98 20,88 0,11-5,30 2,19 2003-2007 24,58 17,42 10,07 13,60 1,99 Fontes: EIA/DOE (WTI, Brent), Nasdaq, Bloomberg (S&P 500), US Federal Reserve (*) Proxy para os rendimentos de derivativos de petróleo 6
O balanço entre oferta e demanda de petróleo encontra-se apertada no curto prazo reduzindo os estoques Balanço Mundial do Mercado de Petróleo Oferta e Demanda (média por trimestre, MM bpd) Estoque Comercial da OCDE 88 86 84 82 80 78 76 74 72 Demanda Oferta 7 2000.1 2000.2 2000.3 2000.4 2001.1 2001.2 2001.3 2001.4 2002.1 2002.2 2002.3 2002.4 2003.1 2003.2 2003.3 2003.4 2004.1 2004.2 2004.3 2004.4 2005.1 2005.2 2005.3 2005.4 2006.1 2006.2 2006.3 2006.4 2007.1 2007.2 2007.3 Fonte: Agência Internacional de Energia
Grande parte das reservas descobertas não está sob forma de contrato que favoreça empresas privadas Acesso às Reservas Provadas Acesso limitado: NOCs dominantes 13% Regime de Concessão 30% Apenas NOC (México, Kuwait, A. Saudita) 37% Production Sharing 11% Iraque 9% Fonte: Agência Internacional de Energia 8
Grandes descobertas de petróleo e gás têm sido cada vez mais raras Últimas Descobertas de Campos Gigantes 9
Tupi e Adjacências: 7 poços perfurados todos com sucesso. BM-S-52 (Corcovado) BM-S-42 BM-S-50 BM-S-10 (Parati) (Iara) BM-S-11 (Tupi) BM-S-24 (Jupiter) BM-S-8 (Bem-te- Vi) BM-S-9 (Carioca) (Guará) BM-S-17 BM-S-21 (Caramba) BM-S-22 Pão-de-Açucar) Em perfuração/avaliação Poços testados 10
Recursos X Reservas US$/ bbl Custo de Desenvolvimento de Novas Reservas, Incluindo Avanço Tecnológico Bilhões bbls O alto preço do barril de petróleo viabiliza novas fronteiras, petróleos nãoconvencionais e aumentos no fator de recuperação de campos maduros. Fonte: Agência Internacional de Energia Resources to Reserves, 2005 11
Alto preço do petróleo e desenvolvimento de tecnologia estão viabilizando uma maior produção de petróleos não-convencionais Expectativa de Crescimento da Produção em Petróleos Não-Convencionais Reservas declaradas de petróleo extrapesado e areias betuminosas 1 2 Reservas 304 Canadá Bi boe Reservas Venezuela 271 Bi boe 3 Outros países óleos não convencionais Kuwait, Rússia, China 6 5 4 Produção de petróleo 2000 2015 (MM bpd) Taxa de crescimento anual da produção Canadá 250 M bpd Venezuela 200 M bpd Crescimento conjunto 1 2 Canadá Venezuela 2000-2013 CAGR* 16% 19% 3 ACUM. 514% 695% 2 2006-2013 1 CAGR* 20% 19% 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 ACUM. 199% 179% Fonte: Non-conventional Hydrocarbon Resources Are they Capable of Meeting Forecast Demand?, IHS, jun06 12
Os custos dos insumos e serviços em E&P duplicaram nos últimos 7 anos Índice de custo de capital no upstream (2000 2007) 220 Crescimento dos preços dos insumos e serviços de E&P Insumo - serviço de E&P % Índice de Custo (2000=100) 200 180 160 140 120 Nov 07-197,8 1T07-179.2 3T06-167 1T06-148 3T05-126 Sonda offshore 356 Aço 149 Engenharia e Gerência de projeto Barco de instalação offshore 103 95 Depósito e fabricação 78 Equipamento 77 100 Mão de obra para construção 73 80 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Materiais 49 Fonte: IHS - CERA Sonda onshore 42 Os maiores aumentos de custos aconteceram nas operações de E&P em águas profundas, principalmente na exploração. 13
O aumento nos investimentos em E&P é em grande parte para cobrir a inflação de custos da indústria Custos de E&D (US$ /bbl) Crescimento 15 10 5 0 5 5 6 7 10 11 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 16 2000-2006 CAGR 22,9% ACUM. 245% Investimentos em E&P (US$ Bi) 400 350 Orçado* Real - Orçado 340 369 Crescimento 1 2 Orçado* Realizado 3 Ajustado** 300 250 200 150 100 50 106 106 129 124 Ajustado** 148 164 120 116 180 101 210 106 271 112 2000 2006 CAGR 16,4% 16,9% ACUM. 148% 156% 2000-2007 0,9% 6% 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E Fonte: Lehman Brothers / Bloomberg / PFC * Investimentos orçados se referem aos valores estimados em dezembro dos anos anteriores pelas companhias entrevistadas pelo Lehman Brothers ( The Original E&P Spending Survey ) de 2000 a 2007 ** Investimentos realizados ajustados como se os custos do setor tivessem se mantido constantes desde 2000 CAGR 16,6% ACUM. 193% 18,1% 220% 14
O nível de investimento das empresas cresceu, entretanto a maior parte deste incremento se deu em função da elevação dos custos da indústria... Investimentos Realizados em Upstream (US$ MM) 21.000 18.000 15.000 12.000 9.000 6.000 3.000 0 BP Chevron ConocoPhillips ENI ExxonMobil Gazprom Lukoil PdV Pemex Petrobras PetroChina Repsol-YPF Royal Dutc h S he ll Total 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fonte: Evaluate Energy e Petrobras 15
...que por sua vez, não estão se traduzindo em aumento de produção 2006 2007 % Empresas Produção de Petróleo e Gás (Mboepd) Produção de Petróleo 2006 3.000 2007 2.500 2.000 ExxonMobil 4.237 4.180-1,3 1.500 1.000 BP 3.878 3.771-2,8 Shell 3.425 3.268-4,6 Chevron 2.558 2.593 1,3 ConocoPhillips 2.358 2.324-1,5 500 0 Eni 1.770 1.736-1,9 Total 2.285 2.316 1,3 Repsol 1.128 1.039-7,9 Petrobras 2.298 2.301 0,1 Soma Total 23.937 23.527-1,7 16 Mbpd BP Chevron ConocoPhillips ENI ExxonMobil Petrobras Repsol-YPF Shell Total Fonte: Evaluate Energy 1.800 1.600 Produção de Gás Natural 2006 2007 1.400 1.200 1.000 800 Mboed 600 400 200 BP Chevron ConocoPhillips EN I ExxonMobil Petrobras Repsol-YPF She ll Total 0 Fonte: Evaluate Energy As empresas não atingiram suas metas de produção divulgadas em 2007
O crescimento da demanda provocou um aumento da utilização da capacidade instalada das refinarias Demanda mundial de derivados vs. Capacidade instalada global 1966 2006 (MM bbl/d) Capacidade mundial vs. Demanda mundial 2000 2015 (MM bbl/d) 90-80 - 70-60 - 50-40 - 30-20 - 10 - Demanda 90 70 50 30 10 Excesso capacidade Demanda 2000 2005 2010E 2015E 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 A demanda vem crescendo a taxas maiores que a expansão da oferta, acarretando a diminuição da ociosidade no setor de forma geral; Algumas refinarias vêm trabalhando a plena capacidade, ampliando-se os riscos de desgaste operacional; Possíveis prejuízos por paradas não programadas (ex.: furacões e acidentes, como a explosão da refinaria Texas City da BP). Destilação Conversão Total Fonte: Aegis Energy Advisors, Morgan Stanley Research, Pervin & Gertz, PFC Energy, IEA 17
As elevadas margens vêm viabilizando a construção e/ou atualização das refinarias Petróleo Pesado vs Petróleo Leve vs Expansão da Capacidade de Refino no Mundo Investimento em capacidade de refino segmentado 1990 2010 (MM bbl/d) Expansão estimada de capacidade instalada de refino 1999 2013 (MM bbl/d) 160 5 120 80 40 Conversion Refino de Óleo Pesado Distillation Refino de Óleo Leve 4 3 2 1 0 1990 1995 2000 2005 2010E 1999 2000 2005 2010 2013 Nova Capacidade Revamp Os investimentos em refino para óleos pesados vêm ganhando participação no mix, principalmente a partir de 2005, como forma de adequar-se à realidade da ampliação na oferta de óleos pesados Fonte: Morgan Stanley Research, UBS 18
Em 2014, apesar de ser auto-suficiente em diesel, os Estados Unidos continuará com déficit em gasolina Demanda vs. Oferta de Gasolina por região 2006-2014 (M bbl/d) GASOLINA 2006 DIESEL Demanda vs. Oferta de Diesel por região 2006-2014 (M bbl/d) 2006 Estados Unidos Def icit 810 Superávit 115 Canadá 126 América Central & Caribe 70 América Latina 534 Europa Oriente Médio 52 África 123 87 Rússia e ex URSS 101 Índia 138 China 68 Japão 53 Ásia Pacífico Estados Unidos Def icit Superávit 46 Canadá América Latina 44 Europa Oriente Médio África 53 Rússia e ex URSS 168 4 62 América Central & Caribe 19 64 65 130 Índia 64 China Japão 19 Ásia Pacífico GASOLINA 2014 DIESEL 2014 Estados Unidos Def icit 753 Superávit 77 Canadá 84 América Central & Caribe 154 América Latina 612 Europa Oriente Médio 104 África 18 19 Rússia e ex URSS 140 Índia 83 China 31 Japão 71 Ásia Pacífico 30 Estados Unidos Def icit Superávit 25 Canadá 24 América Central & Caribe 15 América Latina 150 Europa 152 Oriente Médio África 180 10 Rússia e ex URSS 201 Índia 141 China 24 Japão 18 Ásia Pacífico Fontes:PFC, Cenários de longo prazo para Petrobras, 2006 19
Incerteza nos projetos de GNL leva a uma projeção apertada de suprimento vs. demanda 600 500 400 300 200 100 Capacidade de Liquefação x Demanda de GNL 2005 2020 (MM toneladas/ano) Incerteza quanto aos projetos prováveis, possíveis e em construção Demanda Possíveis Prováveis Em Construção Instalados 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Desafios no desenvolvimento do suprimento de GNL PROJETOS EM CONSTRUÇÃO Inflação de custos (EPC market) Prazos de construção irreais Problemas de pós-comissionamento PROJETOS EM PLANEJAMENTO Mercado de insumos superaquecido Moratória em novos projetos de GNL Desafios tecnológicos Indefinição regulatória em exportações Processos de licenças e autorizações Exemplos de projetos com atraso previsto FID inicialmente planejada para 2007 Austrália Irã Egito Nigéria Outros Meio ambiente, custos, alinhamento com parceiros e reservas prováveis Gorgon 38 MM m³/d Chevron, Shell e ExxonMobil Pluto 19 MM m³/d Woodside Energy, Tokyo Gas, Kansai Electric Geopolítica e custos Pars LNG 38 MM m³/d NIOC, Total e Petronas Confirmação de reservas Damietta 2 19 MM m³/d EGAS, BP e Union Fenosa Gas Custos, disponibilidade de reservas, questões políticas e regulatórias Olokola LNG 84 MM m³/d NNPC, Shell, Chevron e BG Brass LNG 38 MM m³/d NNPC, Eni, Conoco, Total NLNG 7 30 MM m³/d NNPC, Shell, Total e Eni EG LNG 13,7 MMm³/d Sulawesi 7,6 MMm³/d Angola 19,4 MMm³/d Baltic LNG 19 MMm³/d Fonte: WoodMackenzie, LNG Outlook for 2007, Dezembro de 2006 20
Realizado 2007 e Metas do PN 2008-12 Segmento E&P Produção de Óleo e LGN - Brasil e Exterior (mil bpd) Produção de Óleo e Gás Natural Brasil e Exterior (mil boe/dia) 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500-4,153 3,374 3,494 3,043 3,210 3,455 2,740 2,301 2,433 2,695 2,847 2,981 3,058 2,065 1 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2015 PN 2007-11 - Produção de Óleo e LGN - TOTAL (Brasil + Internacional) (mil bpd) PN 2008-12 - Produção de Óleo e LGN - Brasil (mil bpd) PN 2008-12 - Produção de Óleo e Gás Natural TOTAL (Brasil + Internacional) (mil boe/dia) PN 2008-12 - Produção de Óleo e Gás Natural Brasil (mil boe/dia) 21
Investimentos em Downstream Investimentos de US$ 29,6 bilhões na área de Downstream... 21% 28% US$ milhões Qualidade combustível 8.619 8% 8% Conversão Expansão SMS Transporte Marit. Dutos Outros 3.938 5.353 1.083 2.270 2.264 6.112 4% 13% 18% 22
Metas Corporativas Segmento Downstream Carga Fresca Processada (Brasil e Exterior) e Processamento de Petróleo Nacional (mil bpd) 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 1.997 205 1.444 1.792 Refinaria do Nordeste (2010) 200.000 bpd 2.409 348 1.853 2.061 COMPERJ (2012) 150.000 bpd Refinaria Premium (2014) 500.000 bpd 3.007 348 2.445 2.659 500 0 2008 2012 2015 PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Internacional (mil bpd) PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Brasil (mil bpd) PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - TOTAL (Brasil + Internacional) (mil bpd) PN 2008-12 - Processamento de Petróleo Nacional Brasil (mil bpd) 23
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