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Visão Geral
A apresentação da Petrobras de outubro de 2015 aborda previsões financeiras e operacionais, ressaltando a importância da desalavancagem e geração de valor para os acionistas até 2019. Planos incluem foco em projetos de petróleo no Brasil, especialmente no pré-sal, e um aporte significativo em investimentos de aproximadamente US$ 130,3 bilhões. A companhia também adota medidas para otimizar custos e pesquisa de desempenho, destacando riscos associados a previsões futuras.
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- 2. AVISOS Esta apresentação podeconter 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.
- 3. 3 Objetivos do Planode Negócios e Gestão 2015-2019 DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS Foco em rentabilidade Disciplina de capital Reforçar a gestão de desempenho Alavancagem líquida abaixo de 40% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 3,0x Até 2018 Até 2020 Alavancagem líquida abaixo de 35% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 2,5x Prioridade para os projetos de produção de petróleo no Brasil, com ênfase no pré-sal E&P Abastecimento, G&E e Demais Áreas Manutenção das operações
- 4. 4 Premissas do PlanejamentoFinanceiro Paridade de importação Preços dos derivados no Brasil Preço do Brent US$ 54/bbl em 2015 US$ 55/bbl em 2016 Em revisão para 2017 em diante Preço do Brent (Médio) 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
- 5. 5 Desinvestimentos e Reestruturações US$42,6 bilhões distribuídos em: Reestruturações de negócios Desmobilizações de ativos Desinvestimentos adicionais Desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões2015-2016 2017-2018
- 6. 6 Gastos Operacionais Gerenciáveis Custose despesas totais, excluindo matérias-primas PNG 2015-2019 US$ 142 bilhões 14,0 (10%) 12,4 (9%) 45,8 (32%) 69,8 (49%) G&E Demais ÁreasAbastecimento E&P Maior eficiência na gestão de serviços contratados Racionalização das estruturas e reorganização dos negócios Otimização dos custos de pessoal Redução nos custos de aquisição de insumos Redução dos custos logísticos de transporte Ações para ganhos de produtividade
- 7. 7 Investimentos Redução de 37%em relação ao PNG 2014-2018 * Considera apenas o portfólio para a financiabilidade (implementação + em licitação) ** Inclui investimentos da Petrobras no exterior *** Inclui Distribuição 6,3 (5%) 12,8 (10%) 2,6 (2%) 108,6 (83%) Exploração & Produção** Gás & Energia Abastecimento*** Outras Áreas PNG 2015-2019 US$ 130,3 Bilhões 3,2 (2%) 158,1 (76%) 9,1 (4%) 36,4 (18%) PNG 2014-2018* US$ 206,8 Bilhões Redução de 37% 3,2 (2%) 158,1 (76%) 9,1 (4%) 36,4 (18%) Redução de 37%
- 8. 8 Investimentos por Segmento 89,4 (82%) 3,0 (3%)11,3 (10%) 4,9 (5%) Suporte Operacional Investimentos Internacionais Exploração Desenvolvimento da Produção E&P US$ 108,6 Bilhões 1,3 (10%) 1,4 (11%) 8,8 (69%) 1,3 (10%) Outros Refinaria Abreu e Lima Distribuição (BR Distribuidora) Manutenção e Infraestrutura Abastecimento US$ 12,8 Bilhões (1%) 5,0 (80%) 0,3 (5%)0,9 (14%) Regás - GNL Gasodutos Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Energia Elétrica G&E US$ 6,3 Bilhões Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros.
- 9. 9 Ajustes do Planode Negócio e Gestão 2015-2019 27 28 19 25 20162015 -10,7% -29,6% AtualPNG 2015-2019 27 30 21 29 20162015 -22,2% -3,3% CAPEX (US$ Billion) Gastos Operacionais Gerenciáveis (US$ Billion)
- 10. 10 Mercado de Derivados 842 1.0321.032 1.189 402 573 587 608 897 990 1.008 1.054 2.6272.596 2015 2.141 2010 2014 2.851 2020 Mil bpd Outros Gasolina Diesel 5,0% a.a. 1,6% a.a.
- 11. 11 Abastecimento Balança de Líquidos:Petróleo e Derivados (mil bpd) 170 415 330 -178 344 447 291 152 -281 166 -245 1S15 -125 53 1S14 -526 1S15 621 1S14 862 1S15 496 1S14 336 Derivados Petróleo Exportação Importação Saldo Líquido Evolução do Saldo Líquido (mil bpd) -27 -225 -390 -222 -633 -417 2T151T154T143T142T141T14
- 12. 12 Indicadores de Endividamento 4,1 4,84,8 5,0 4,6 40% 43% 48% 52% 51% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 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)
- 13. 13 Projeção Para Desalavancagem Comganhos de produtividade e desinvestimentos/reestruturações em 2017 e 2018 Dívida Líquida/EBITDAAlavancagem Líquida 50,8% 32,2% 20% 30% 40% 50% 60% 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3,33 2,03 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 2015 2016 2017 2018 2019 2020
- 14. 14 Fluxo de Caixa2015 US$ Bilhão Saldo Final 2015 20 Captações 12 11 2 Rolagens 2 Desinvestimento 3 Investimento -28 -12 -16 Juros, Amortizações e outros -22 -10 -12 Geração Operacional 26 13 13 Saldo Inicial 2015 26 3 * * * * * * Realizado no 1S15 0,2* *
- 15. 15 - - - Moody’s Petrobras Brasil Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C O - + S&P Petrobras Brasil 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 Fitch PetrobrasBrasil 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 - Outlook Positivo Outlook Estável Outlook Negativo O Rating Global da Petrobras Risco Intrínseco Petrobras Investment Grade Non Investment Grade Escala de Rating das Agências – Rating Autal Petrobras e Brasil O
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- 17. 17 Sistemas de Produçãona Camada do Pré-Sal Pico de Produção de 811 kbbl em 26 de Junho de 2015, com 40 poços. Participação da Petrobras = 586 kbbl FPSO Cid. Angra dos Reis 5 poços de produção FPSO Cid. Paraty 5 poços de produção FPSO Cid. São Paulo 4 poços de produção FPSO Cid. Mangaratiba 3 poços de produção FPSO Cid. Ilhabela 3 poços de produção FPSO Dynamic Producer 1 poço de produção P-58 (*) 5 poços de produção FPSO Capixaba (*) 2 poços de produção FPSO Cid. Anchieta 4 poços de produção P-48 (*) 2 poços de produção P-53 (*) 4 poços de produção TLD Lula/Iracema Sapinhoá Parque das Baleias Marlim Leste + Marlim Bacia de Santos Pré-Sal Participação Média – 60% 327 kbbl Bacioa de Campos Pré-Sal Participação Média – 100% 259 kbbl *Produção no pós-sal e pré-sal FPSO Cid. São Vicente 1 poço de produção P-20 (*) 1 production well
- 18. 18 ATAPU LIBRA BUZIOS LULA / IRACEMA SURURU JÚPITER SÉPIA SULDE SURURU OESTE DE ATAPU SUL DE LULA CARCARÁ CARAMBA LAPASAPINHOÁ NORTE DE BERBIGÃO ITAPÚ SUL DE SAPINHOÁ SAGITÁRIO BERBIGÃO SUL DE BERBIGÃO IRACEMA NORTE DE SURURU 152 126 101 99 85 79 158 102 89 86 66 58 0 50 100 150 200 250 300 350 Until 2010 2011 2012 2013 2014 1Q15 Redução no tempo de perfuração (55% do CAPEX) Performance no Pré-Sal Rápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços Redução Média 17% p.a. 9,07 14,57 14,97 Pré-Sal* Média Petrobras Média Majors Custo de Extração em 2014 (US$/boe) Dias 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Produção Operada no Pré-Sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PARTILHA CESSÃO ONEROSA CONCESSÃO Record de Produção Diária 811 kbpd em 26 de Junho ProduçãoMensalMédia (kbpd) Pólo do Pré-Sal na Bacia de Santos * Campo de Lula/Iracema
- 19. 19* Top 5campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management Produtividade do Pré-Sal Produção média acima de 30 kbpd 39 36 35 34 33 31 30 28 27 24 SPH-7 SPH-1 SPH-5 LL-27 JUB-34 RJS-681 RJS-647 SPH-8 LL-22 SPS-55 Top 10 Poços do Pré-sal - Petrobras 17 7 6 6 5 Svalin Hyme Gudrun Bøyla Knarr Mar do Norte* 24 20 15 14 13 13 13 13 13 13 RO-158 RO-41 MLL-10 RO-66 SPS-92 RO-133 RO-8 RO-153 JUB-51 BAN-1 Top 10 Poços do Pós-Sal - Petrobras Abr/15, Fonte: NPDMaio/15Maio/15 13 12 11 10 10 SaintMalo Lucius TubularBells EastAnstey Jack US GoM* Abr/15, Fonte: BOEM
- 20. 20 Ajustes do Organogramade Projetos Offshore - PNG 2015-2019 Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018 1 ano de atraso Rev. of Marlim Lula Sul Atapu Sul Berbigão Sépia Búzios 1 2 anos de atraso Lula Norte Búzios 4 3 anos de atraso Lula Oeste Búzios 2 Depois de 2020 ES Águas Profundas SE Águas Profundas 1 Parque das Baleias Sul Maromba 1 Carcará Júpiter Espadarte 3 SE Águas Profundas 2 Rev. of Marlim 2 Itapu Sem alteração Iracema Norte Lapa Lula Alto Lula Central Tartaruga Verde e Mestiça Lula Ext. Sul / Sul de Lula Búzios 3 Iara NE / Atapu Norte Búzios 5 Libra Pós-sal Pré-sal
- 21. 21 Cronograma de Entradadas Unidades de Produção Capacidade média de processamento de óleo de 150 kbpd e pico da produção em 2 anos 2,0 2,1 2,2 2,8 2,1 2,1 1,4 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Produção Total de Óleo e LGN Produção Implantados + Ramp-up + Complementares Milhões bpd PAPA TERRA (mar/15) IRACEMA NORTE (3º Tri) LULA ALTO (1º Sem) LULA CENTRAL (1º Sem) LAPA (2º Sem) TLD de LIBRA (2º Sem) LULA SUL FPSO Replicante BÚZIOS 1 FPSO CO BÚZIOS 3 FPSO CO TARTARUGA VERDE E MESTIÇA LULA EXT. SUL FPSO Replicante LULA NORTE FPSO Replicante ATAPU NORTE/ PILOTO SURURU FPSO Replicante ATAPU SUL FPSO Replicante BÚZIOS 2 FPSO CO BÚZIOS 4 FPSO CO SÉPIA REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 BÚZIOS 5 BERBIGÃO / SURURU FPSO Replicante PRÉ –SAL (CONCESSÃO) CESSÃO ONEROSA PÓS -SAL PARTILHA A contratar PILOTO LIBRA LULA OESTE
- 22. 22 Vitória ES RJ Bacia de Campos Parque dasBaleias Cangoá Peroá Canapu Golfinho Camarupim Carapó RoncadorAlbacora Marlim Barracuda Garoupa Carapicu Xerelete Papa-Terra Maromba Carataí Pampo Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos Redução de 9,9% da produção em cinco anos 1.694 1.526 1.000 1.500 2.000 2.500 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Produção de óleo (kbbl/d) Brasil Bacia de Campos - 2,1% CAGR 100 km 86% 75% Participação da Bacia de Campos na produção da Petrobras no Brasil 84% 83% 82% 79%
- 23. 23 Produção de Óleo,LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior Comparação com o PNG 2014-2018 2,7 2,8 2,9 3,7 2,7 3,1 3,2 5,3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PNG 2015-2019 PNG 2014-2018 Milhões boed
- 24. 24 Frota de sondasda Petrobras Offshore Rig Fleet (doméstica) Em Julho de 2015 6 6 5 5 5 3 2 2 11 11 13 10 8 6 4 4 19 22 21 28 21 19 16 11 3 5 13 19 40 40 39 30 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (Até Julho) Jackup Floating (até 999 m) Foating (de 1.000 até 1.999 m) Floating (2.000 m ou mais)
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