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 Excedentes da Cessão Onerosa
 

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     Excedentes da Cessão Onerosa Excedentes da Cessão Onerosa Presentation Transcript

    • 1 Excedentes da Cessão Onerosa Maria das Graças Silva Foster Presidente Rio de Janeiro, 27 de junho de 2014
    • 2 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. Área Volume MM boe Florim 467 Búzios 3.058 Sul de Guará 319 Entorno de Iara 600 Sul de Lula 128 NE Tupi 428 Total 5.000 Concessão Cessão Onerosa Partilha de Produção Volumes Contratados em 2010 As discussões, em curso, sobre Cessão Onerosa, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes.
    • 3 Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP estimativas de volumes de Búzios na Declaração de Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de excedentes de até 7 bilhões de barris equivalentes neste campo (volume recuperável de 10 bilhões boe) Áreas Volumes Adicionais ao Contrato de Cessão Onerosa de 9,8 a 15,2 bilhões de boe, segundo a ANP (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: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de 2014. As Áreas da Cessão Onerosa Possuem Grande Potencial Já Conhecido e Comprovado Módulo 1 de Búzios (cessão onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016 Capacidade: 150 mil barris/dia Avanço Físico (mai/14): 55,5%
    • 4 Campo / Área Área (km2 ) Volume Contratado Cessão Onerosa (bilhão boe) Poços perfurados ou em andamento Poços testados ou com teste em andamento Teor de CO2 no gás (%) Lula 1.523 Não se aplica 36 24 10 - 20% Lula / área de Iracema Não se aplica 16 5 muito baixo Sapinhoá 233 Não se aplica 19 7 15 - 20% Buzios 852 3,1 10 8 22 - 25% Entorno de Iara 611 0,6 3 1 25 - 35% NE Tupi 291 0,4 2 2 15 - 20% Florim 292 0,5 2 1 muito baixo Sul de Lula 203 0,1 1 1 17% Sul de Guará 145 0,3 1 0 15% Libra 1.548 Não se aplica 1 1 45% • Áreas da cessão onerosa já têm número significativo de poços perfurados e testados, com ótimos resultados • Grande potencial por poço, em linha com os projetos já em produção do pré-sal da Bacia de Santos, sancionados com 20 mil bpd e resultados que atingem até 35 mil bpd • Projetos de desenvolvimento em andamento, sem que se vislumbrem riscos adicionais quanto aos volumes, propriedades de reservatórios , tecnologias e disponibilidade de bens e serviços necessário s aos projetos • Projetos dos volumes excedentes poderão “replicar” os projetos da Cessão Onerosa, com grandes ganhos de curva de aprendizado e otimização de custos Alto Grau de Maturidade das Áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos GraudeMaturidadeemTermosde ConhecimentodosReservatórios ExcedentesdaCessãoOnerosa 9,8a15,2bilhõesboe CessãoOnerosa
    • 5 2014 2010 Risco Acesso aos Excedentes da Cessão Onerosa: 1. Repõe a produção acumulada de seis anos no período 2020-2030 (reposição de 1,6 a 1,8 bilhão de boe/ano) 2. Assegura de forma antecipada um volume potencial com baixo risco exploratório (Índice de Sucesso Exploratório de 100%) 3. Permite maior seletividade nas futuras licitações de áreas exploratórias 4. Considerando o atual Custo de Descobrir (US$ 2,66 / boe, média Petrobras em 2013) seria necessário investir cerca de US$ 26 bilhões para adquirir áreas (pagamento de bônus), descobrir e delimitar (sísmica, poços pioneiros e de delimitação) o volume potencial estimado dos Excedentes da Cessão Onerosa 5. Economia de custos com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021) Aquisição dos volumes Excedentes da Cessão Onerosa Assinatura do Contrato da Cessão Onerosa Cessão Onerosa 4 anos Sísmica 3D (2.159 km²) 17 poços perfurados nas 4 áreas Testes de Formação e TLDs Excedentes da Cessão Onerosa: 9,8 a 15,2 bilhões de boe Excelente Potencial, com Baixo Risco, Levando à Redução dos Investimentos Exploratórios 2016 2021 1º Óleo da Cessão Onerosa 1º Óleo dos Excedentes da Cessão Onerosa Exploração / Delimitação Desenvolvimento da Produção Produção
    • 6 Cessão Onerosa e Partilha: Convivência de Marcos Regulatórios e Produção Simultânea Caso Búzios Partilha (6,5 a 10 bilhões boe) (35 anos) Cessão Onerosa (3,058 bilhões boe) (40 anos / limitado ao volume) Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa: Set/10 Final da produção do volume contratado Unidades da Cessão Onerosa prosseguem produção sob Partilha Final da vigência do contrato de Partilha dos Excedentes da Cessão Onerosa 2010 2040 Contrato de Cessão Onerosa Contrato de Cessão Onerosa + Contrato de Partilha da Produção Contrato de Partilha da Produção 1º óleo Búzios ECO: 2021 2050 Final da vigência do contrato de Cessão Onerosa 20512021 1º óleo Búzios: 2016 Início da vigência do contrato de partilha (ECO) 2016 Produção Concomitante
    • 7 Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Planejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030 Petrobras: PE 2030 + Exterior Petrobras: Média 2013-2020 Petrobras: Média Exterior 2013-2020 Petrobras: Média Exterior 2016-2020 Petrobras: Média 2016-2020 4,2 Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd Média 2020-2030 milhãobpd Produção Média da Petrobras no Brasil* 2020-2030: 3,7 milhões de bpd Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras (70%) + Terceiros (26%) + Governo (4%) 2020-2030: 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2013-2020: 3,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* 2013-2020: 2,9 milhões de bpd * Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo. Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivoE&P E&P Webcast em 26/02/2014 e em Reunião com Analistas em 24/03/2014.
    • 8 A Contratação Integral Destas Áreas Assegura a Nossa Reposição de Reservas e a Sustentabilidade da Produção no Horizonte 2020-2030, com Maior Rentabilidade 0 1 2 3 4 5 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Petrobras: PE 2030 4,2 Média 2020-2030 milhãobpd 3,7 milhões de bpd (16 BIDs e ECO = 50% Petrobras em 2026) Os Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade via participação seletiva nos BIDs e gestão de portfólio (desinvestimentos). Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030 4,2 milhões de bpd (14 BIDs e ECO = 100% Petrobras em 2021) 500 mil bpd A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa implica em: • Redução da participação em novos BIDs de 16 para 14 (2015-2030), na visão e fundamentação da Petrobras adotada no PE 2030, plano este aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014
    • 9 Unidades de Produção Previstas no Plano de Negócios e Planejamento Estratégico da Petrobras 1º Óleo 2014-2030 ECO ECO ECO ECO ECO ECO ECO ECO ECO P-62 Roncador IV Cid Ilhabela Sapinhoá Norte P-61 Papa-Terra Cid Mangaratiba Iracema Sul Cid Itaguaí Iracema Norte Cid. Maricá Lula Alto Cid Saquarema Lula Central P-74 Búzios 1 P-66 Lula Sul P-67 Lula Norte Cid Caraguatatuba Lapa P-75 Búzios 2 P-68 Lula Ext. Sul e CO Sul de Tupi P-69 Lula Oeste P-76 Búzios 3 Tartaruga Verde e Mestiça P-70 Iara Horst P-77 Búzios 4 Júpiter Búzios 5 ES Águas Profundas P-72 NE de Tupi P-71 Iara NW Revitalização Marlim I Sul Pq. Baleias SE Águas Profundas I Carcará Maromba I P-73 Entorno de Iara Libra SE Águas Profundas II Espadarte III Revitalização Marlim II Florim ECO Planejamento inclui: projetos já divulgados no PNG, projetos ainda a serem divulgados nos próximos PNGs, projetos de revitalização da produção, novas unidades previstas em áreas com volumes em avaliação e previsão de longo prazo para novas descobertas. Excedentes da Cessão Onerosa: Elevação de Investimentos a Partir de 2019 para 1º Óleo a Partir de 2021 2017 2018 2019 2020 2021 2026 2027 2028 20292022 2023 2024 20302025201520142013 2016 Cid Itajaí Baúna P-61 Papa-Terra Cid Paraty Piloto Lula NE P-63 Papa-Terra P-58 Norte Pq. Baleias P-55 Roncador III Cid São Paulo Piloto Sapinhoá P-62 Roncador IV TAD Papa-Terra P-58 Norte Pq. Baleias TAD Papa-Terra Aumento da Maturidade do Setor Naval/Offshore no Brasil 9 Unidades Concluídas Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) Demais Áreas sob Concessão ou Partilha Cessão Onerosa Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014 Construção das Sondas da Sete Brasil: 28 unidades até 2020
    • 10 201720162015 20272026202520142013 20242023 202820192018 20302029202220212020 US$bilhão Investimento Médio sem E&P: US$ 10,6 bilhões / ano Investimento Médio sem E&P: US$ 3,8 bilhões / ano Investimento da Petrobras Será Ainda Mais Concentrado em E&P Menor Investimento das Demais Áreas Viabiliza Investimentos Adicionais em E&P no Brasil Investimentos da Petrobras sem E&P Brasil no PNG 2014-2018 / PE 2030 O investimento médio anual cairá de US$ 45,6 bilhões entre 2013 e 2020 para US$ 26,6 bilhões de 2021 a 2030, principalmente devido à conclusão, até 2020, de projetos do ABAST (RNEST, Comperj, Premium I, Premium II) e do G&E (UFN-III, UFN-V, Rotas 2 e 3) Investimentos Totais da Petrobras em E&P no Brasil no PNG 2014-2018 / PE 2030 Investimentos da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação (Parceria nas Premiums). Investimento Médio em E&P: US$ 35 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 2,9 milhões bpd Investimento Médio em E&P: US$ 22,8 bilhões / ano Produção Média Petrobras Brasil: 3,7 a 4,2 milhões bpd QuantidadedeUEPsporAno + +
    • 11 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$. • Câmbio apreciado: 2014 = 2,23 R$/US$; 2015 = 2,10 R$/US$; 2016 em diante = 1,92 R$/US$. II – IMPACTOS NOS INVESTIMENTOS: Investimentos (US$ bilhão) 2014-2018 2019-2020 2021-2030 PNG 2014-2018 - Implantação+Licitação 206,8 - - Bônus Excedentes C.O. 0,8 0 0 Antecipação Óleo Excedentes C.O. 5,0 0 0 Investimento Adicional 1,2 9,7 39,8
    • 12 Financiabilidade do PNG 2014-2018 (US$ 206,8 bilhões) + Excedentes da Cessão Onerosa PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento. Câmbio Depreciado 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-2030 EL/EBITDA PNG 2014-2018 4,61 2,73 1,93 1,68 1,41 1,06 0,95 1,04 a 1,13 +Excedentes da Cessão Onerosa 4,64 2,77 1,91 1,76 1,53 1,17 1,02 0,95 a 1,21 Alavancagem PNG 2014-2018 44,6% 42,0% 37,0% 33,3% 29,3% 25,1% 25% 25% +Excedentes da Cessão Onerosa 44,7% 42,3% 37,3% 34,2% 31,1% 26,3% 25,1% 25% Captação Bruta Média Anual (Capitação Líquida Média Anual) PNG 2014-2018 8,2 (-0,2) 10,5 (-2,5) * +Excedentes da Cessão Onerosa 10,2 (1,7) 13,3 (-4,2) * III – IMPACTOS NA FINANCIABILIDADE NO HORIZONTE DO PNG 2014-2018:  No PNG 2014-18: 3,5 % de acréscimo no investimento (incluindo bônus)  EL/EBITDA e Alavancagem: Não há impacto material IV – NÃO É CONTEMPLADA A EMISSÃO DE NOVAS AÇÕES (CAPITALIZAÇÃO) * As captações do período 2021-2030 objetivam a manutenção da alavancagem em 25% nesta simulação e não tem relação com o volume de investimentos, que será totalmente financiado pela geração de caixa.
    • 13 Conclusões Mantidas as Premissas de Convergência de Preços, Desinvestimentos e Reestruturação Financeira do PNG 2014-2018 I – A contratação direta para 100% dos Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) confere à Petrobras: • Áreas de excelente potencial, com baixo risco, já conhecidas e comprovadas • Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de boe • Possibilidade de elevar a produção no Brasil entre 2020 e 2030 para até 4,2 milhões de bpd • Maximizar a rentabilidade pela participação seletiva em futuros BIDs e gestão do portfólio de E&P (desinvestimentos em áreas sob Concessão) II – A produção simultânea da Cessão Onerosa e da ECO possibilitará otimizar os recursos de produção e de infraestrutura, assim como antecipar a produção do volume dos excedentes III – No período 2014-2018 o investimento se eleva em 3,5% e a ECO não traz impacto material para os indicadores de financiabilidade IV – No período 2020-2030 a média anual do investimento total cairá, será ainda mais concentrada em E&P, e a produção de petróleo no Brasil será em patamar superior à média do período 2013-2020 V – Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização) VI – A contratação do ECO está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de Administração em 25 de fevereiro de 2014
    • Fim