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Visão Geral Petrobras
O documento apresenta o plano estratégico da Petrobras para 2017-2021, focando em sua visão de uma empresa integrada de energia e suas metas financeiras e operacionais. Destaca a redução de custos, aumento da produtividade, e iniciativas para fortalecer a governança e a conformidade. Além disso, menciona os riscos associados e a importância das parcerias e desinvestimentos para garantir os investimentos planejados.
Visão Geral Petrobras
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- 2. PLANO ESTRATÉGICO PLANO DENEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021 — Dezembro 2016
- 3. 3 Avisos Estas apresentações podemconter 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 da 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. Os valores informados para 2016 em diante são estimativas ou metas. 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. Aviso aos Investidores Norte‐Americanos: Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadores financeiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Esses indicadores não possuem significados padronizados e podem não ser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados por outras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque os utilizamos como medidas de performance da companhia; eles não devem ser considerados de forma isolada ou como substituto para outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordo com o BR GAAP ou IFRS.
- 4. NOSSA VISÃO Uma empresaintegrada de energia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única Uma empresa integrada de energia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única Uma empresa integrada de energia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única Uma empresa integrada de energia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única Uma empresa integrada de energia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única 4
- 5. NOSSOS VALORES Ética e transparência Orientação aomercado ResultadosSuperação e confiança 5 Respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente
- 6. Principais métricas doPlano Estratégico (PE) e do Plano de Negócios e Gestão (PNG) — SEGURANÇA FINANCEIRA Redução de 36%da Taxa de Acidentados Registráveis (TAR*) Redução da ALAVANCAGEM Dívida Líquida/EBITDA * TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora PARA 2,5 até 2018 DE 5,3 em 2015 PARA 1,4 em 2018 DE 2,2 em 2015 6
- 7. Destaques do Plano — 2métricasprincipais orientam a estratégia Instrumento unificado Novo sistema de gestão com metas até supervisão Disciplina na execução: acompanhamento sistemático de metas e correção de desvios Novas ferramentas para gestão de custos Meritocracia (PE e PNG) 7 Envolvimentode toda a liderança
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- 9. Principais variáveis docenário de referência — 48 Preços do Brent (US$/bbl - ano-base 2016) Taxa de câmbio nominal (R$/US$) 56 68 71 0 40 80 120 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Fonte: Petrobras/Estratégia; IHS, PIRA, AIE, Boletim Focus Faixa dos previsores (IHS, PIRA e AIE) 71 45 3,48 3,55 3,71 3,72 3,74 3,78 2,20 2,70 3,20 3,70 4,20 4,70 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Intervalo Focus Petrobras 9 Petrobras
- 10. Mercado brasileiro dederivados volta a crescer — 10 0 500 1000 1500 2000 2500 2017 2021 917 997 529 476 863 956 Mercado brasileiro de derivados (milhões bpd) Diesel OutrosGasolina 2,3 2,4 +5,2%
- 11. Redução de custos — 142 126 PNG2015-2019 Estimativa 2017-2021 PNG 2017-2021 -18% 53% 37% 10% E&P RGN Demais áreas Gastos operacionais gerenciáveis* (US$ bilhões) 11 153 * Gastos operacionais gerenciáveis (GOG): custos de extração, refino, logística, distribuição, overhead, entre outros
- 12. Parcerias e desinvestimentos — 2015-20162017-2018 19,5 15,1 Valor em US$ bilhões 12 Benefícios das parcerias Compartilhamento de riscos Desoneração de investimentos Aumento da capacidade de investimento na cadeia Intercâmbio tecnológico Fortalecimento da governança corporativa O programa de parcerias e desinvestimentos da Petrobras alavanca investimentos adicionais que podem superar US$ 40 bilhões* nos próximos 10 anos. *Não considera investimentos de fornecedores no aumento da capacidade produtiva
- 13. Volume de investimentospróprios — 13 Capex 2017 US$ 19,2 bilhões 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00 90,00 100,00 PNG 2015-2019 (revisão JAN 2016) PNG 2017-2021 81% 82% 17% 17% 2% 1% Comparativo de investimentos totais (US$ bilhões) Exploração e Produção (E&P) Demais áreasRefino e Gás Natural (RGN) 98,4 74,1 -25%
- 14. 72iniciativas Grandes temas dasiniciativas — 21estratégias Implantação do Orçamento Base Zero Fortalecimento dos Controles Internos Gestão de desempenho baseada em meritocracia Fortalecimento da cultura de segurança Melhoria do processo decisório Reforço à prevenção contra a corrupção Aprimoramento da gestão de riscos 14
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- 16. Pré-sal Pós-sal 34% 66% Desenvolvimentode produção + exploração Total E&P US$ 60,6 bilhões Concessão Cessão Onerosa Partilha (Libra) Investimentos planejados em exploração e produção — Suporte Operacional Exploração 13% 11% 76% Desenvolvimento da produçãoExploração Suporte operacional 16
- 17. 17 Maior produtividade dos poçosdas concessões Experiência adquirida na construção de poços Menos poços para atingir a máxima capacidade da plataforma Construção cerca de 3 vezes mais rápida Menor tempo de construção dos poços nas concessões 2016 2010 26 20 2016 2010 6 8 Poços produtoresMbpd/poço Até 2016 Até 2010 124 3 Poços construídos (perfurados + completados) 2016 2010 89 310 Dias de construção por poço Ganhos de eficiência: experiência no polo Pré-sal da Bacia de Santos — Produtividade 30% maior 25% menos poços 204 poços perfurados Menor necessidade de Capex para uma mesma produção Menor necessidade de Capex para uma mesma produção
- 18. Campo de Lula:construção e interligação de poços mais rápida — 2010 2016 60% redução no tempo de construção e interligação de poços 6 unidades Angra dos Reis Paraty Itaguaí Mangaratiba Maricá Saquarema 1 unidade Angra dos Reis 18
- 19. Aumento daparticipação do Pré-sal na carteira, que tem menor custo de extração Ganhos com renegociações contratuais Gestão de ociosidade de sondas Otimização da frota de embarcações de apoio logístico Redução de gastos com pessoal Custo de extração (US$/boe) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 2014 2015 2016 2017-2021* 14,6 12 11 9,6 Redução de custos operacionais — 19 * Média do período
- 20. 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 Produção de óleona Bacia de Campos (Mbbl/d) Declínio estável, em torno de 9%* Oportunidades na Bacia de Campos — Ênfase em parcerias estratégicas para aumentar o potencial de produção Extensão de concessões Revitalização de Marlim Bacia de Campos *Abaixo da média da indústria para águas profundas (12%) 20 1.37 MMbbl/d 62% de nossa produção total de óleo
- 21. 21 Produção da Petrobras — 0 1 2 3 4 20172021 Produção Óleo, LGN e Gás Óleo + LGN Brasil Óleo + Gás Exterior 2,52 3,34 2,07 2,77 Gás Natural Brasil 2,62 3,41 Produção de óleo, LGN e gás (milhões de boed)
- 22. Entrada das unidadesde produção — 2017 2018 2019 2020 2021 LEGENDA CONCESSÃO PARTILHA CESSÃO ONEROSA TARTARUGA VERDE E MESTIÇA LULA NORTE LULA SUL TLD DE LIBRA BÚZIOS 2 BÚZIOS 1 BÚZIOS 3 BÚZIOS 4 BÚZIOS 5 PILOTO LIBRA REVIT. DE MARLIM MÓD. 1 REVIT. DE MARLIM MÓD. 2 LIBRA 2 NW ITAPU INTEGRADOPARQUE DASBALEIAS 22 BERBIGÃO LULA EXT. SUL ATAPU 1 SÉPIA
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- 24. 33% 25% 11% 24% 7% RTC - Continuidadeoperacional RTC - Investimento de capital G&E - Continuidade operacional G&E - Investimento de capital Outros (Petrobras Distribuidora, PBIO e P&D) Total RGN U$S 12,4 bilhões Investimentos planejados em Refino e Gás Natural (RGN) — 24 RTC: Refino, Transporte e Comercialização; G&E: Gás & Energia; PBIO: Petrobras Biocombustível; P&D: Pesquisa & Desenvolvimento.
- 25. 2014 2015 20162017-2021 0,49 0,37 0,31 0,29 Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias. Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos Otimização de gastos de manutenção Redução de custos operacionais — Custo de Refino (US$ mil/UEDC1) 25 1 Unidade Equivalente de Capacidade de Destilação; 2 Média do período 2
- 26. Principais projetos — Em buscade parceria 100 kbpd 130 kbpd Unidade SNOX (em contratação) 1º conjunto de refino (Trem I) 2º conjunto de refino (Trem II) RNEST (Abreu e Lima) COMPERJ Em busca de parceria Em conclusãoUPGN Refinaria 26 Ampliação da UTGCA em estudo Rota 1 Escoamento Pré-sal Gasoduto e UPGN em implantação Rota 3 SNOX: Unidade de Abatimento de Emissões; UPGN: Unidade de Processamento de Gás Natural; UTGCA: Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato. 26
- 27. Redução de custoscom pessoal — empregados já se desligaram, dos quais 2.470 já no PIDV 2016 9.670 empregados previstos para desligamento até meados de 2017, dos quais 400 do PIDV 2014 9.270 27 Redução de empregados próprios (Planos de Incentivo ao Desligamento Voluntário 2014-2016) Redução dos prestadores de serviços 114.000 desligaram-se desde dezembro de 2014* * Prestadores de serviços de obras e montagens, administrativos, de operação, de paradas programadas e do exterior
- 28. Due diligencede contrapartes Verificação de integridade para candidatos a posições-chave Adesão ao Código de Ética e ao Guia de Conduta para 100% dos empregados Conselho de Administração e Diretoria Executiva são escolhidos por critérios exclusivamente técnicos Canal independente de denúncia Comitê de Correição Foreign Corrupt Practices Act DOJ e SEC UK Bribery Act Lei 12.846/2013 Decreto 8.420/2015 Lei 13.303/2016 Programa de PREVENÇÃO À CORRUPÇÃO Código de ÉTICA 28 Medidas adotadas para fortalecimento da Conformidade —
- 29. Revisão do processodecisório Eliminação de alçadas individuais Criação de comitês técnicos estatutários Comitê de auditoria estatutário Acréscimo de novos comitês de assessoramento do Conselho Alinhamento de diretrizes das empresas do Sistema Petrobras Definição de processo sucessório para funções gerenciais e diretoria Reorganização da estrutura da companhia 29 Medidas adotadas para fortalecimento da Governança —
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- 31. Usos e Fontes — Semnecessidade de novas captações líquidas em 2017-2021 Desinvestimentos e parcerias são essenciais para viabilizar a totalidade dos investimentos planejados 31 Usos e Fontes 2017-2021 (US$ bilhões) FontesUsos Investimentos Amortizações Despesas financeiras Geração operacional (após dividendos) Uso do caixa Parcerias e desinvestimentos 32 73 74 158 2 19 179 179
- 32. Principais riscos* — Mudanças relevantesnas condições do mercado Parceria e desinvestimento abaixo do previsto Disputas judiciais Renegociação da Cessão Onerosa Impacto de Conteúdo Local nos custos e prazos dos projetos Atraso na construção de plataformas Custos dos investimentos acima do previsto *Estes riscos não são exaustivos Os riscos contam com responsáveis e/ou iniciativas para mitigação 32
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- 34. 34 Seguimos na trajetóriade aumento da produção Produção sobe 2,5% no período
- 35. 35 Custo de extraçãosegue tendência de queda Custo de Extração do Pré-sal abaixo de 8 dólares por barril < 8,0 US$ boe 11,0 10,6 10,5 3T15 2T16 3T16 Custo de Extração 3T15 vs 3T16 Reduzimos os gastos operacionais gerenciáveis em 20%, no mesmo período que a produção cresceu 2,5% * Brasil + Exterior Custo de Extração* (US$/boe) 12.1 10.4 9M15 9M16 Custo de Extração* (US$/boe) -14%
- 36. 36 Redução do volumede vendas* decorre da menor demanda interna por derivados Demanda impactada pela desaceleração da economia doméstica 953 811 804 540 541 521 789 757 763 Diesel Gasolina Outros 3T16 2,088 2T15 2,109 3T15 2,282 -1.0% mil bbl/dia -8,5% 928 804 550 542 776 738 9M16 -7,5% 2,084 9M15 2,254 * Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora
- 37. 37 O saldo líquidode exportações de óleo e derivados foi de 210 mil bpd no trimestre 313 122 154 365 341 419 218 237 198 145 174 143 -55-63-73 265 219 52 2T16 515 3T15 510 3T15 -21 3T15 531 3T162T16 359 3T163T16 352 156 2T16 210 562 Importação Exportação Saldo Líquido Petróleo Derivados mil bbl/dia
- 38. 38 Fluxo de caixalivre positivo pelo sexto trimestre consecutivo Geração de Caixa Operacional Fluxo de Caixa LivreInvestimentos 2 EBITDA Ajustado1 15,5 20,3 21,6 3T15 2T16 3T16 18,0 11,2 10,3 3T15 2T16 3T16 10,8 16,4 3,8 3T15 2T16 3T16 21,8 21,9 26,7 3T163T15 2T16 1. EBITDA ajustado é o somatório do EBITDA, participações em investimentos, impairment e ajustes acumulados de conversão – CTA. 2. Visão Caixa R$ Bilhão 19 28 31 +11% 9M16 63,0 9M15 56,8 24 30 +8% 9M16 66,0 9M15 61,1 52,8 -31% 9M16 36,3 9M15 +256% 9M16 29,6 9M15 8,3 Margem EBITDA Ajustado (%)
- 39. 39 Resultado afetado poritens não recorrentes Resultado Operacional Resultado LíquidoResultado Financeiro Líquido Resultado Bruto -11,4 -6,1 -7,1 3T162T163T15 -16,5 -3,8 3T162T16 0,4 3T15 6,0 7,2 -10,0 3T162T163T15 23,8 22,8 23,3 3T162T163T15 R$ Bilhão -6% 9M16 67,2 9M15 71,7 -81% 9M16 5,3 9M15 28,5 +5% 9M16 -21,9 9M15 -23,1 -925% 9M16 -17,3 9M15 2,1
- 40. 40 Principais projetos emotivos para o impairment no 3T16 R$ 15,7 bilhões no 3T16 R$ Bilhão 3,9 4,8 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 mar/16jan/16nov/15set/15jul/15mai/15mar/15jan/15 set/16jul/16mai/16 +23% Prêmio de Risco País (% a.a.) 2,5 2,8 5,6 2,0 Alguns campos de produção que já haviam sofrido impairment em 2015 tiveram seus fluxos de caixa mais pressionados pelo câmbio e pela taxa de desconto Principalmente, incerteza na entrega dos cascos para os FPSOs P-71, P-72 e P-73 Postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e câmbio Revisão das premissas do plano de negócios, como redução do mercado para resinas e câmbio Campos de Produção de Óleo e Gás no Brasil Equipamentos vinculados à atividade de produção de óleo e gás 2º trem de refinaria Abreu e Lima - RNEST Complexo Petroquímico Suape Aumento da Taxa de Desconto em todos os segmentos
- 41. 41 Ações Individuais –Nova Iorque Em Out/16, a Cia alcançou acordo para encerrar quatro ações individuais, com os seguintes autores: • Dodge & Cox Int'l Stock Fund; • Janus Overseas Fund; • PIMCO Total Return Fund; • Al Shams Investments. • al. No 3T16, a Cia realizou provisionamentos referentes a ações individuais em negociação, no entanto, ainda sem realização de acordos. Acordo realizado no 3T16 Provisão realizado no 3T16 Acordo realizado no 3T16 Provisão realizado no 3T16 Acordo realizado no 3T16 Provisão realizado no 3T16 No 3T16, a companhia não realizou provisionamentos e nem acordos referentes à ação coletiva (class action) e outras ações individuais. As ações em discussão envolvem questões complexas e sujeitas a incertezas substanciais. Ações individuais (negociadas) Ações individuais (em negociação) Ação coletiva + outras ações individuais Provisão de R$ 1,2 bilhão no 3T16
- 42. 42 Anunciamos a novapolítica de preços de diesel e gasolina Praticaremos preços competitivos tendo como referência o Preço de Paridade de Importação (PPI) acrescido de uma margem Preço de Importação (alternativa de mercado) Tributos Margem e Risco PPI Considera a competitividade do produto Petrobras e os riscos inerentes à atividade de importação, tais como volatilidades das cotações de câmbio, petróleo e derivados, atrasos e perda da especificação de qualidade. A competitividade será função dos objetivos comerciais e financeiros CIDE, PIS e COFINS, ICMS Preço na refinaria
- 43. 43 Parcerias e Desinvestimentosjá alcançaram 69% da meta do Plano 2015-16 Valor total de transações já assinadas soma US$10,5 Bi Parcerias e desinvestimentos com contratos assinados Ativos Bacia Austral na Argentina, com Compañia General de Combustibles S.A. 49% Gaspetro com Mitsui 66,7% PESA com Pampa Energia Petrobras Chile Distribuición com a Southern Cross Group 66% BM-S-8 (Carcará) com Statoil 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) com Brookfield Refinaria de Nansei com Taiyo Liquigás com Ultrapar Parcerias e desinvestimentos em fase final de negociação já divulgados Petroquímica Suape e Citepe com Alpek Campos de Baúna e de Tartaruga Verde com Karoon Parcerias Estratégicas em andamento já divulgadas MoU com Statoil – foco na revitalização dos campos do Pós-Sal MoU com GALP – foco em parcerias em regiões de interesse comum no mundo todo, além de treinamento e pesquisa de reservatórios em águas profundas MoU com TOTAL – foco nos segmentos de E&P, Gás, Energia e Refino no Brasil e exterior Desinvestimentos em andamento já divulgados Parceria na Petrobras Distribuidora (BR) Campos terrestres e em águas rasas Terminais de GNL Térmicas
- 44. 44 Reduzimos em 10%os Gastos Operacionais Gerenciáveis em 2016 As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram, apesar do reajuste salarial decorrente do ACT 2016 -6% 3T16 19,9 2T16 21,1 3T15 25,2 -21% -10% 9M16 62,7 9M15 69,7 -7% 3T16 71.152 2T16 76.613 3T15 79.113 -10% Evolução do Número de Empregados do Sistema Gastos Operacionais Gerenciáveis R$ Bilhão -4% +9% 9M16 19,3 9M15 17,7-2% 6,4 3T162T16 6,5 3T15 6,6 Despesas de Vendas, Gerais e Administrativas R$ Bilhão
- 45. 45 Redução do endividamentoem linha com metas do PNG 2017-2021 398,2397,8 450,0 493,0 506,6 325,6332,4 369,5 392,1402,3 122,7123,9126,4126,3127,5 103,6103,8100,4101,3 100,3 Endivid. Líquido (US$ bilhão) Endivid. Total (US$ bilhão) Endivid. Líquido (R$ bilhão) Endivid. Total (R$ bilhão) 2T161T164T153T15 3T16 3T15 2T16 3T16 Custo da Dívida (% a.a.) 6,1 6,3 6,3 Prazo Médio (anos) 7,49 7,30 7,33 Alavancagem (%) 58 55 55
- 46. 46 Perfil de Dívida–Em 30 de Setembro de 2016 Por Categoria Por Moeda Note: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal 44% 24% 6% 22% 4% Bancos Estatais Brasileiros Outros Bancos Brasileiros Mercado de Títulos Instituições Financeiras Internacionais Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Crédito à Exportação (ECA) 74% 19% 1%6% Euro Dólar Reais Outras Moedas
- 47. 47 MATURIDADE DA DÍVIDA2016-2020 – EM 30 DE SETEMBRO DE 2016 (Incluindo Gestão da Dívida – GD) Nota 1: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal US$ Bilhão 38% 21.3 20% 2016 45% 2018 22% 25% 12.0 31% 3.9 2017 16% 25% 40% 9.6 25% 26%4% 39% 32%5% 2% 12% 12% 4% 32% 12% 1% 7% 2% 16.5 22% 20202019 Mercado de Títulos Instituições Financeiras Internacionais Bancos Estatais Brasileiros Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Crédito à Exportação (ECA) Outros Bancos Brasileiros Antes da Recompra de Títulos Depois da Recompra de Títulos (Julho 2016) 13.4 15.1 23.6
- 48. 48 Fluxo de Caixa2016 reflete desinvestimentos e gestão da dívida US$ Bilhão 1 25,8 26,5 6,5 11,9 22,5 Saldo Final 2016 Captações 1,8 RolagensDesinvestimentoInvestimento -14,5 Dividendos, Juros e Amortizações -9,3 -22,6 Garantias Judiciais -3,6 Geração Operacional Saldo Inicial 2016 Despesas Financeiras e Amortizações Recompra de títulos
- 49. 49 E evoluindo comfoco nas principais métricas do PNG 2017-21 Dívida Líquida / EBITDA** 4,5 4,1 5,3 -9% 2T162015 3T16 1,8 1,6 2,2 -12% 2T16 3T162015 Taxa de Acidentados Registráveis* SEGURANÇA *TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora FINANCEIRA -24% -27% ** LTM EBITDA Ajustado
- 50. PLANO ESTRATÉGICO PLANO DENEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021 — Dezembro 2016