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Visão Geral da Petrobras

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  • 1. PETROBRAS Visão Geral Agosto 2014 __
  • 2. 22 AVISO Estas apresentações podem 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 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 2013 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:
  • 3. PETROBRAS HOJE Integração completa através da cadeia de hidrocarbonetos • Produção de 2,3 mm boed • 293 campos de produção • 90,9% da produção brasileira • 34% da produção global em Águas Profundas e Ultraprofundas Exploração e Produção • 12 refinarias no Brasil • 2,102 milhões bpd em capacidade de refino •Venda de 2.383 Mbpd de derivados de petróleo no Brasil • Produção de 2.124 Mbpd de derivados de petróleo no Brasil Abastecimento • 7.710 postos de gasolina • 37,5% de participação no mercado • 20% dos postos de gasolina Distribuição • 9.190 km de gasodutos no Brasil • Fornecimento de GN: 85,9 milhões m³/d • 3 terminais de regaseificação de GNL em 2013, com capacidade de 41 MM m³/d • 7.161 MW em capacidade de geração de energia Gás e Energia • 17 países • 0,6 Bi boe de 1P (SPE) • 243 mbpd de produção • 230,5 mpbd em capacidade de refino Internacional • 3 Usinas de Biocombustível •Mais duas Usinas em cooperação (50%) •Etanol: abrindo novos mercados • O maior produtor nacional de biodiesel (Abastece 20% do mercado doméstico) • 3o produtor de etanol no Brasil Biocombustíveis (1) Ajuste de acordo com a taxa de câmbio média. Exclui Corporativo e Eliminação. Reservas Provadas 2013 (Critério SPE) - Brasil 3 EBITDA Ajustado por Segmento (US$ bi) (1) Onshore 8% Águas Rasas (0-300m) 6% Águas Profundas (300-1.500m) 45% Águas Ultraprofundas (> 1.500m) 41% 15,97 Bilhões boe 30,6 43,4 42,0 37,4 4,1 -6,9 -15,6 -9,8 1,4 3,6 2,0 1,6 1,3 1,3 1,6 1,5 2,1 3,0 3,2 3,5 E&P RTM G&P Distribuição Internacional 2010 2011 2012 2013
  • 4. 44 VANTAGENS COMPETITIVAS Localização única possibilita melhor integração entre E&P e Abastecimento • Líder na extração em águas profundas, com acesso a grandes reservas de petróleo •Nova fronteira exploratória adjacente às operações existentes • Posição dominante no mercado em crescimento, com larga vantagem perante outros centros de refino • Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda • Infraestrutura desenvolvida para processamento e transporte de gás • Integração entre energia e cadeia de hidrocarbonetos no Brasil Exploração e Produção Abastecimento G&E / Bio Combustíveis/ Petroquímica 13 Reservas abundantes a 300 km do mercado
  • 5. 55 Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no 2T14 foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao 1T14 Principais fatores que impactaram a produção de óleo no 2T14 frente ao 1T14  Início da produção da P-62 (Roncador)  Contribuição de novos poços nas plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO Cidade de São Paulo (Sapinhoá).  Crescimento da produção de forma sustentada (1.926 mbpd em março para 2.008 mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do 2T14. FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 jul-14 2.049 2.152 jun-14 2.008 2.120 mai-14 1.975 2.078 abr-14 1.933 2.019 mar-14 1.926 2.017 fev-14 1.923 2.012 jan-14 1.917 1.990 dez-13 1.964 2.029 nov-13 1.957 2.012 out-13 1.960 1.997 set-13 1.979 2.025 ago-13 1.908 1.954 jul-13 1.888 1.932 jun-13 1.979 2.024 mai-13 1.892 1.925 abr-13 1.924 1.977 mar-13 1.846 1.893 fev-13 1.920 1.957 jan-13 1.965 1.996 Mil bpd 2013: 1.931 mbpd 1T13 Média 1.910 2T13 Média 1.931 4T13 Média 1.960 2T14 Média 1.972 3T13 Média 1.924 P-58 (Parque das Baleias) P-55 (Roncador) P-63 (Papa-Terra) FPSO Cid. Paraty 11/Nov (Piloto de Lula NE) FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev 5/Jan 17/Mar Capacidade: 31/Dez 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 – 11 mbpd 2T14 – 40 mbpd Capacidade: 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 – 36 mbpd 2T14 – 69 mbpd Capacidade: 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 – 10 mbpd 2T14 – 28 mbpd Capacidade: 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 – 1 mbpd 2T14 – 17 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 18 mbpd Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 38 mbpd 6/Jun 1T14 Média 1.922 P-62 (Roncador) 12/Mai Capacidade: 180 mbpd (100% Petrobras) 2T14 – 8 mbpd Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras
  • 6. 66 • Norte Pq. Baleias (P-58) 1º trim.  Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo)  Baúna (Cid. Itajaí) • Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) • Roncador IV (P-62) 2º trim. • Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) • Papa-Terra (P-61 + TAD ) 2º trim. • Florim • Lula Alto • Júpiter • Lula Central • Lula Sul (P-66) • Búzios I (P-74) • Lapa • Lula Norte (P-67) • Búzios II (P-75) • Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68) • Lula Oeste (P-69) • Búzios III (P-76) •Tartaruga Verde e Mestiça • Maromba I • Iara Horst (P-70) • Búzios IV (P-77) • Entorno de Iara (P-73) • NE de Tupi (P-72) • Iara NW (P-71) • Sul Pq. Baleias • ES Águas Profundas • Carcará • Búzios V • Espadarte III  UEPs em operação • SE Águas Profundas I • Revitalização Marlim I • SE Águas Profundas II • Libra • Revitalização  Piloto Lula NE Marlim II (Cid. Paraty)  Papa-Terra (P-63)  Roncador III (P-55) --- UEPs não licitadas até fev/2014 Previsão de 1º Óleo 3º trim. 4º trim. • Iracema Norte (Cid. Itaguaí) 3º trim. 9 Unidades Previsão de 1º Óleo Concluídas • Norte Pq. Baleias (P-58) • Roncador IV (P-62) • Papa-Terra (P-61) • Papa-Terra (TAD) • UEPs concluídas em 2013 Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Novos sistemas instalados recentemente e em construção garantem crescimento futuro 2014 - 2015 2016 - 2020
  • 7. 2013 2014 2015 2016 2017 2018 77 1.000 mil bpd 300 mil bpd Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras 150 mil bpd 1.000 mil bpd 900 mil bpd 1.050 mil bpd Cid. Ilhabela Cid. Mangaratiba P-75 P-67 P-74 P-66 P-68 P-69 P-76 P-77 P-72 P-71 P-73 P-67 Cid. Itaguaí Cid. Maricá Cid. Saquarema Cid. Caraguatatuba Cid. São Paulo Cid. Itajaí Cid. Paraty P-63 P-55 P-61 P-58 P-62 TAD UEPs a serem licitadas: • ES Águas Profundas • Revitalização Marlim I • SE Águas Profundas I • Maromba I • Sul do Pq. das Baleias • Carcará + 600 mil bpd UEP em licitação: • Tartaruga Verde e Mestiça + 150 mil bpd P-70 Em Processo de Licitação: • Tartaruga Verde e Mestiça • ES Águas Profundas • Revitalização Marlim I • SE Águas Profundas I • Maromba I • Sul do Pq. das Baleias • Carcará UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação
  • 8. 88 2006-2010 • Petrobras instalou, em média, 5 plataformas por ano de 2006 a 2011. • O ramp-up destas unidades sofreu atraso devido à disponibilidade limitada das sondas de perfuração2 disponíveis: (2006: 2, 2011: 26) 1 – Não inclui a instalação de testes de longa duração / 2 – Profundidade maior que 2.000 metros / 3 – Participação Total da Petrobras na capacidade adicionada para produção de óleo 2011-2015 • 2011/12: Instalação de nova capacidade inadequada não conseguiu superar o declínio natural. • 2014/15: Conectividade gradual dos poços aumentará a produção no período HISTÓRICO DE INSTALAÇÃO DE FPSO Aumento da produção relacionado à instalação de nova capacidade SEILLEAN GOLFINHO 30 mbpd PPER-Phase 1 2,7MMm³/d P-34 JUBARTE 60 mbpd P-50 180 mbpd FPSO-CAPIXABA 100 mbpd FPSO-PIRANEMA 30 mbpd P-52 180 mbpd P-54 180 mbpd Manati 8MMm³/d FSO Cid. De Macaé FPSO-Cid. RJ 100 mbpd FPSO-CIDADE DE VITÓRIA 100 mbpd 2008 2009 2010 2011 PRA-1 FPSO Cid. Rio Das Ostras 30 mbpd P-53 – MLL 180 mbpd PPER-Fase 2 Δ5.3MMm³/d FPSO Cid. Niteroi MLL 100 mbpd FPSO Cid São Mateus Camarupim 10MMm³/d Frade 100 mbpd FPSO E.S. PQ DAS CONCHAS 100 mbpd P-51 – MLS Mód. 2 180 mbpd 2012 2013 FPSO Cidade de Angra dos Reis 100 mbpd FPSO Cidade de Santos 10MMm³/d P-57 180 mbpd SS-11 TIRO/SIDON 20 mbpd FPSO Capixaba (reallocation) 100 mbpd Mexilhao 15MMm³/d P-56 100 mbpd Cid. Anchieta 100 mbpd Cid. Itajaí 80 mbpd Cid. São Paulo 120 mbpd P-55 180 mbpd TAD + P-61 + P-63 140 mbpd Cid. Paraty 120 mbpd 2006 2007 P-58 180 mbpd 9 unidades 840 mbpd Unidades e Capacidade de Produção1-3 adicionadas por ano 1 unidades 100 mbpd 2 unidades 100 mbpd 5 unidades 400 mbpd 5 unidades 480 mbpd 4 unidades 210 mbpd 7 unidades 590 mbpd 5 unidades 370 mbpd P-62 180 mbpd 2014 Cid. Mangaratiba 150 mbpd Cid. Ilhabela 150 mbpd P-61 + TAD 140 mbpd P-58 180 mbpd P-62 180 mbpd
  • 9. SONDAS DE PERFURAÇÃO Demanda atingida com aumento da utilização no desenvolvimento da produção 9 Sondas de Perfuração em Operação (Nº) (Maior que 2.000 metros) 7 8 16 26 40 40 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Expectativa de poços produtores a serem conectados em 2014 30 34 65 2012 2013 2014 Frota de PLSV 34 poços conectados em 2013, número acima de 2012. Frota Atual 11 Novas unidade em 2014 + 8 2016 + 9 2017 + 2
  • 10. 1100 Produção de Óleo – Sistemas Existentes Programa de Aumento da Eficiência Operacional (PROEF) – Ganho de 58 mbpd no 1T14 UO-BC Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) 73 68 71 76 76 74 75 77 77 50 60 70 80 90 100 +9 p.p. Abr/14 81 1T14 * 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 382 355 389 390 389 418 455 452 442 488 312 335 374 357 370 413 408 405 428 100 200 300 400 500 600 1T14 Abr/14 * 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 POLEO com PROEF POLEO sem PROEF Dispêndios totais de US$ 1.897 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.080 milhões até fev/14. Foco na recuperação de poços em sistemas submarinos. Ganho de produção: +43 mbpd no 1T14. *Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-63 e P-61. 1T14: Ganho de 43 mbpd UO-RIO Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) 92 91 89 94 91 93 92 94 95 50 60 70 80 90 100 +6 p.p. Abr/14 96 1T14 * 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 807 839 871 887 871 881 920 775 811 824 851 840 841 910 500 600 700 800 900 1.000 1T14 Abr/14 * 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 POLEO com PROEF POLEO sem PROEF Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até fev/14. VPL de US$ 1.340 milhões até fev/14. Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização na utilização de recursos. Ganho de produção: +15 mbpd no 1T14. *Excluindo o efeito dos sistemas novos: P-55 e P-62 1T14: Ganho de 15 mbpd Meta 2014: 93% Meta 2014: 81% Maior valor dos últimos 46 meses Maior valor dos últimos 40 meses
  • 11. 1111 LUCRO LÍQUIDO / BOE TOTAL DO E&P NO BRASIL E NO EXTERIOR Melhora esperada com o crescimento da produção no pré-sal 18,79 7,89 13,97 17,92 15,19 13,04 26,94 11,91 20,71 29,68 28,21 25,23 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Petrobras Peers* US$ Média das Peers * Peers: Total, Chevron, Conoco, Exxon and Shell
  • 12. 1122 VANTAGEM COMPARATIVA EM E&P Maior fluxo de caixa relacionado aos investimento no E&P, mesmo com maiores gastos exploratórios 15.566 13.426 14.905 14.963 17.859 18.889 17.837 22.455 5.370 2.448 6.461 2.907 6.640 3.756 7.410 3.909 1.353 11.542 609 4.272 617 2.799 990 3.124 2.777 - 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers PBR Média Peers Mil US$ Custo de Desenvolvimento Custo de Exploração Custo de Aquisição Libra Lucro Líquido + DD&A PBR Lucro Líquido + DD&A Peers 2010 2011 2012 2013 Libra  No E&P, o investimento da Petrobras em desenvolvimento da produção é metade do fluxo de caixa após impostos em 2012. Em relação às Peers, o percentil é de 93%.  Petrobras investe duas vezes mais do que as Peers no total dos investimentos do E&P em exploração Peers: XOM, CVX, TOT, RDS, COP Fonte: Evaluate Energy – Março 2014 * Cessão Onerosa não inclusa
  • 13. 1133 Tamanho do PRÉ-SAL Rio de Janeiro Curitiba Florianópolis ES MG PR SC São Paulo SP RJ 100 km Bacia de Campos 7.000 km2 (1,7 milhões de acres) SP 650 Blocos no Golfo do México Pré-Sal da Bacia de Santos 15.000 km2 (3,7 milhões de acres)
  • 14. 1144 PRÉ-SAL – PRÓXIMOS PASSOS
  • 15. 1155 PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL É REALIDADE Sucesso na Exploração e Produção aliados ao rápido crescimento dos recursos disponíveis Média de Produção no Pré-Sal 1 1 6 15 21 4 4 6 9 10 12 2 3 4 5 7 15 25 0 5 10 15 20 25 30 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Exploração Produção Poços Perfurados Pré-Sal da Bacia de Santos 2 2 3 7 10 10 21 22 0 5 10 15 20 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Sondas de Perfuração Sondas de Perfuração em Operação Média de Produção dos Poços (kbpd) 8 18 47 86 136 214 3 8 24 72 83 165 181 16 42 119 169 301 0 50 100 150 200 250 300 350 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (MARÇO) Bacia de Campos (mbpd) Bacia de Santos(mbpd) Pré-Sal (Bacia de Santos e Campos) 33 13 13 13 17 15 16 21 23 25 0 5 10 15 20 25 30 2012 2013 2014 Bacia de Campos - RJ Bacia de Campos - ES Bacia de Santos* 5 8 4 6 9 6 5 12 9 Número de poços colaboradores *Exceto TLDs, pois sua produção é limitada por restrições na queima de gás.
  • 16. BALANÇA COMERCIAL O rápido crescimento da demanda nos últimos 5 anos alterou o saldo da Balança Comercial 2,000 2,300 2,600 2,900 3,200 3,500 3,800 4,100 4,400 4,700 5,000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Mil m³ +24% +24% Vendas de Diesel 1,000 1,300 1,600 1,900 2,200 2,500 2,800 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Mil m³ +3% +65% Vendas de Gasolina 364 346 18 184 433 -249 478 397 81 227 152 75 Saldo -231 Saldo 156 207 404 -197 186 389 -203 Óleo Derivados Importação Exportação 16 -400 Saldo Importação Exportação Importação Exportação 2009 2012 2013 (Mil . bpd) 705 549 548 779 393 793
  • 17. 1177 As discussões, em curso, sobre Cessão Onerosa, não se alteram em consequência do contrato dos excedentes. 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
  • 18. 1188 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%
  • 19. 1199 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 Grau de Maturidade em Termos de Conhecimento dos Reservatórios Excedentes da Cessão Onerosa 9,8 a 15,2 bilhões boe Cessão Onerosa
  • 20. 2200 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
  • 21. 2211 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 2051 2021 1º óleo Búzios: 2016 Início da vigência do contrato de partilha (ECO) 2016 Produção Concomitante
  • 22. 2222 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 milhão bpd 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 E&P Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo E&P Webcast em 26/02/2014 e em Reunião com Analistas em 24/03/2014.
  • 23. 2233 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 milhão bpd 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
  • 24. 2244 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 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 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
  • 25. 2255 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 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 Quantidade de UEPs por Ano + +
  • 26. 2266 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
  • 27. 2277 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.
  • 28. 2288 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
  • 29. Vendas de Derivados – Brasil Considera somente as vendas do Abastecimento (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários * Produção e Vendas de Derivados no Brasil A produção do 2T14 foi 3% acima do 1T14, com maior produção de Diesel e Gasolina Produção de Derivados Mil bbl/dia +2% 855 822 483 496 146 135 245 290 284 203 208 219 857 501 125 88 92 87 100 105 102 +3% 2T14 2.180 1T14 2.124 2T13 2.138 2T14 x 1T14  A produção de derivados foi 3% superior devido ao retorno da unidade de destilação da REPLAN, após parada programada no 1T2014.  Maior fator de utilização (de 96% para 98%). 2T14 x 1T14  Diesel (aumento de 5%) – sazonalidade do consumo, tendo em vista a redução da atividade industrial e agrícola no início do ano.  Gasolina (aumento de 3%) – crescimento da frota de veículos leves e melhor competitividade com o etanol.  GLP (aumento de 7%) – temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica. Outros OC QAV Nafta GLP Gasolina Diesel 978 947 999 583 601 619 233 222 237 170 178 162 201 202 204 108 104 111 103 110 114 1T14 2T14 2.371 2T13 2.372 2.443 +3% +3% 5% 3% +4,3% +2,6% Jul/14: Produção: 2.236 mbpd (500 Gasolina e 896 Diesel)
  • 30. Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados 2T14 x 1T14: Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina 2T14 x 1T14  Redução nas exportações de petróleo em função do volume de exportações em andamento e do maior volume processado nas refinarias.  Menores importações de derivados refletindo o aumento na produção de gasolina.  Maiores importações de petróleo no 2T14, com grande parte ocorrida em junho, devido à indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial e de maior utilização de óleo importado no refino. Adicionalmente, a parada da REPLAN no 1T14 diminuiu a base de comparação. -396 -164 -285 -237 -64 -253 180 200 200 58 28 13 68 166 179 534 359 447 159 38 135 36 136 34 162 195 138 941 -417 2T13 2T14 366 1T14 359 783 2T13 708 308 1T14 -16% 2T14 -633 -349 1T14 +52% +20% 2T14 2T13 mbpd -14% +33% +82% Petróleo Derivados Gasolina Diesel Outros Derivados OC Exportação Importação Saldo Líquido Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd Importação de Óleo 193 mbpd
  • 31. 3311 PREÇOS AO CONSUMIDOR: COMPARAÇÃO GASOLINA X DIESEL Preços do Brasil acima dos USA; Os impostos correspondem a uma parcela significativa do preço final Brasil Chile China Japão Alemanha Brasil Chile China Japão Alemanha Preço de Venda na Refinaria Álcool Anidro Impostos Margem da Distribuidora EUA EUA O preço de revenda na refinaria corresponde a 35% do preço de varejo, enquanto o do diesel corresponde a 60% Preços de Venda da Gasolina Média 2013 Preço de Venda do Diesel Média 2013
  • 32. 3322 Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro PNG 13-17 2016 Projetado 2016 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 mai-04 nov-04 mai-05 nov-05 mai-06 nov-06 mai-07 nov-07 mai-08 nov-08 mai-09 nov-09 mai-10 nov-10 mai-11 nov-11 mai-12 nov-12 mai-13 nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17 mai-18 nov-18 mai-19 nov-19 mai-20 nov-20 mai-21 nov-21 PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado Acompanhamento Físico – Curva S (%) RNEST Partida: 4º Trim PNG 13-17 2014 Projetado 2014 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 PNG 12-16 PNG 13-17 Realizado Projetado Acompanhamento Físico – Curva S PNG 13-17: 87% Realizado: 84% PNG 13-17: US$ 13.457 MM Projetado: US$ 13.596 MM 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21 US$ MM PNG 13-17 Realizado Projetado (%) Acompanhamento Financeiro – Curva S Acompanhamento Financeiro – Curva S PNG 13-17: 7.882 MM Realizado: 7.573 MM PNG 13-17: US$ 18.515 MM Projetado: US$ 18.579 MM 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 US$ MM PNG 13-17 Realizado Projetado MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida - ETA (Mar/2014) 2 - Partida - ETDI (Set/2014) 3 - Partida UDA 11 (Out/2014) 4 - Partida UCR 21 (Nov/2014) 5 - Partida HDT Diesel 31 (Nov/2014) MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida – ETA (Jun/2015) 2 - Partida - ETDI (Jun/2015) 3 - Partida - UDAV (Ago/2016) 4 - Partida - UCR (Ago/2016) 5 - Partida - HCC (Ago/2016) PNG 13-17: 15.246 MM Realizado: 14.841 MM PNG 13-17: 67% Realizado: 66% fev/14 COMPERJ Partida: 2016 fev/14
  • 33. 3333 Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico RNEST Trem 1 4º Trim RNEST Trem 2 2º Trim Comperj Trem 1 Premium I Trem 1 Premium II OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. milhão bpd PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpd
  • 34. 3344 Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: 2013 - 2030 (milhão m³/dia) Oferta Demanda Regaseificação de GNL Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros 33 35 35 35 35 12 12 12 11 11 2 4 2018 47 2014 47 2013 45 Média 2020-2030 50 2020 49 A Contratar Inflexível Flexível Demanda Distribuidoras de GN 57 49 52 39 41 Média 2020-2030 2013 2014 2018 2020 Demanda Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias 21 22 27 9 13 5 5 5 3 3 1 1 3 Média 2020-2030 35 2014 16 2013 12 2020 28 2018 27 Refino Fertilizantes Fertilizantes em Avaliação 98 118 146 157 168 96 105 124 129 143 Total 20 20 20 20 20 14 14 14 14 7 7 7 7 7 Média 2020-2030 41 2020 41 2013 27 2018 41 2014 41 Baía de Guanabara Pecém TRBA Importação da Bolívia 24 24 24 24 24 6 6 6 6 6 30 2014 30 2013 30 Média 2020-2030 30 2020 30 2018 Firme Flexível Oferta Doméstica de GN¹ 41 47 75 86 89 8 2018 75 2014 41 47 2013 86 2020 Média 2020-2030 97 Oferta E&P Novos BIDs Oferta E&P Total ¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros. ** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL. ** ** A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030*. * Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural.
  • 35. 3355 Oferta e Demanda de Gás Natural Aumento da demanda do mercado térmico no 1T14 em relação ao 4T13 (+28%) Maior importação de GNL para atendimento ao mercado termelétrico. 1T14 x 4T13 • Maior demanda termelétrica devido à condição hidrológica desfavorável e baixo nível dos reservatórios. • Maior importação de Gás Natural da Bolívia com o contrato adicional assinado, em fev/14, para atendimento à UTE Cuiabá. • Maior volume de GNL regaseificado para atendimento à maior demanda térmica. 39,9 milhão m³/dia Nacional Bolívia GNL Não-Termelétrico Termelétrico Abast/E&P/Fafens DEMANDA OFERTA 40,2 37,0 11,7 39,3 +1% +1% 10,9 12,7 13,0 +10% 1T14 88,5 37,9 37,6 4T13 80,8 29,6 38,5 1T13 87,8 39,9 37,0 14,1 12,8 18,8 +9% 1T14 88,8 31,7 38,3 4T13 81,3 30,7 37,8 1T13 88,1 30,7 43,3 +28% +2% +3% +47% +1%
  • 36. 3366 • Gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras de cada projeto DESEMPENHO • Garantir a expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidos DISCIPLINA DE CAPITAL • Prioridade para os projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil PRIORIDADE 2014 2018 Pressupostos da Financiabilidade • Manutenção do Grau de Investimento • Não haverá emissão de novas ações • Convergência com Preços Internacionais de Derivados • Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
  • 37. 3377 Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 * Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio , Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio. 14% 30% 56% PN 2011-2015 15% 33% 52% PN 2010-2014 17% 35% PNG 2013-2017 Carteira Total 11% 27% 62% PNG 2012-2016 Carteira Total 48% 12% PNG 2014-2018 Carteira Total 18% 70% E&P Abast Demais Áreas* Carteira Total de Investimentos Investimento US$ 224,0 bilhões US$ 224,7 bilhões US$ 236,5 bilhões US$ 236,7 bilhões US$ 220,6 bilhões
  • 38. 3388 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 2010 2011 2012 2013 2014 Exploração e Produção US$ 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 2010 2011 2012 2013 2014 Abastecimento US$ Realizado Projeção 2014 CAPEX Exploração & Produção e Abastecimento Realizado Projeção 2014
  • 39. 3399 Investimentos do PNG 2014-2018: US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação Em Implantação • Projetos em Execução (Obras) • Projetos já licitados • Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação = 38,7 (18%) 153,9 (70%) 2,2 (1%) 1,0 (0,4%) 2,7 (1,2%) 2,3 (1,0%) Demais Áreas* Gás&Energia Abastecimento Engenharia, Tecnologia e Materiais E&P Distribuição Biocombustíveis Internacional 9,7 (4%) 10,1 (5%) Investimento Total US$ 220,6 bilhões Carteira em Avaliação US$ 13,8 bilhões • Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil) Produção Petróleo 2020 4,2 milhões bpd Sem impacto na produção de Petróleo 2020 + * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹ US$ 206,8 bilhões Em Processo de Licitação • Projetos de E&P no Brasil • Refinaria Premium I • Refinaria Premium II ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.
  • 40. 4400 112,5 (73%) 18,0 (12%) 23,4 (15%) Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões Total E&P US$ 153,9 bilhões Exploração Desenvolvimento da Produção Infraestrutura e Suporte E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%) + = E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%) Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%) Pós-Sal Pré-Sal Desenvolvimento da Produção + Exploração US$ 135,9 bilhões Pré-Sal (Concessão) Cessão Onerosa Partilha (Libra) 53,9 (40%) 82,0 (60%)
  • 41. 4411 9,0 92% 0,05 0,5% 0,6 6% 0,01 0,1% 0,05 0,5% 0,1 0,7% Abastecimento Gás, Energia e Gás Química Internacional US$ 38,7 bilhões US$ 10,1 bilhões US$ 9,7 bilhões Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões Abastecimento – Gás, Energia e Gás Química – Internacional Logística para Etanol Corporativo Petroquímica Ampliação de Frotas Destinação do Óleo Nacional Atendimento do Mercado Interno Melhoria Operacional Ampliação do Parque de Refino Distribuição Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Regás - GNL Malhas Energia Distribuição Corporativo G&E Refino & Marketing E&P Petroquímica 1,3 13% 2,6 25% 6,1 61% 0,1 1% 16,8 43% 9,4 24% 5,5 14% 1,4 3% 3,3 9% 1,4 4% 0,4 1% 0,3 1% 0,3 1% Carteira em Implantação  RNEST (Pernambuco)  COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)  PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados Carteira em Processo de Licitação  Premium I – Trem 1 (Maranhão)  Premium II (Ceará) Carteira em Implantação  UFN III (Mato Grosso do Sul)  UFN V (Minas Gerais)  Rota 2: Gasoduto e UPGN  Rota 3: Gasoduto e UPGN Carteira em Implantação  E&P EUA - Saint Malo  E&P EUA – Cascade e Chinook  E&P EUA – Lucius  E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas  E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio  E&P Nigéria - Egina OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação.
  • 42. 4422 PNG 2014-2018: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhões Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014. Preço do Brent (US$/bbl) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% │ Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014 Dívida Líquida / EBITDA Limite: < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do período Preço dos derivados no Brasil Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013 Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento
  • 43. 4433 PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 61,3 165,0 Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Captações (Dívida) Uso do Caixa Reestruturações nos Modelos de Negócio 207,1 39,8 Amortizações Investimentos Necessidade Anual de Captação 2014-2018 Bruta – US$ 12,1 bilhões │Líquida – US$ 1,1 bilhão  Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações.  Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015.  Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior devido a: • Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados. • Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano. 182.2 9.1 9.9 60.5 206.8 54.9 Fontes Usos US$ Bilhões 261,7 261,7
  • 44. 4444 PNG 2014-2018: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA – Cenário Base Investimentos de USD $206,8, câmbio a R$ 2,23 em 2014 e R$ 1,92 no longo prazo  Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2015 Alavancagem  Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 0 20 40 60 80 100 120 140 2008 2009 2010 2011 2012 2018 2013 2014 2015 2016 2017 2007 Dívida Bruta Dívida Líquida US$ bilhões Petrobras – Dívida Bruta e Líquida Dívida Líquida/EBITDA
  • 45. 4455 Sensibilidade, Investimento e Câmbio: Investimentos de USD $175,9, câmbio a R$ 2,44 em 2014, R$ 2,56 em 2015 e R$ 2,59 no longo prazo* Leverage Net Debt/EBITDA 0 20 40 60 80 100 120 140 2018 2009 2008 2007 2016 2017 2015 2014 2013 2012 2011 2010 Dívida Bruta Dívida Líquida US$ bilhões Petrobras – Dívida Bruta e Líquida  Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% em 2017  Dívida Líquida/EBITDA atende o limite a partir de 2016 0% 10% 20% 30% 40% 50% 2014 2015 2016 2017 2018 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 2014 2015 2016 2017 2018 Câmbio Referência Câmbio Referência *Convergência para os preços internacionais apenas em 2016 Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA
  • 46. Política de Dividendos A política da Petrobras é pagar um mínimo de 25% do lucro líquido ajustado para cada categoria de ações 46 A aplicação da Política da Petrobras e do Estatuto resultaram nas seguintes distribuições de dividendos com base no Lucro Líquido Ajustado de 2013: Nota: 1 Recibo = 2 ações PN/PBR.A receberam um dividendo maior pelos resultados de 2013 por causa dos requerimentos de distribuição mínima, baseado na regra Corporativa, de 3% do valor contábil do Patrimônio Líquido AÇÃO RECIBOS PN – PBR.A R$ 0,9672 R$ 1,9344 ON – PBR R$ 0,5217 R$ 1,0434 De acordo com as leis corporativas brasileiras, empresas com duas classes de ações devem pagar no mínimo 25% do seu lucro líquido como dividendos Segundo o Estatuto da Petrobras, o pagamento mínimo para ações sem direito a voto (PN/PBR.A) é o maior valor entre: 25% do Lucro Líquido Ajustado 3% do Patrimônio Líquido proporcional ao número de ações PN 5% do capital social proporcional ao total de ações PN Estatuto da Petrobras Coerente com o Direito Empresarial Brasileiro
  • 47. 4,00 3,94 39% 40% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 1,5 2,5 3,5 4,5 1T14 2T14 Endividamento Líquido / EBITDA ¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ² ALAVANCAGEM EL/ EBITDA Indicadores Financeiros  Manutenção do Endividamento Total  Redução das disponibilidades em função dos investimentos efetuados no período e do pagamento de dividendos aos acionistas  Alavancagem se mantém no patamar de 40%  EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no 1T14 Endividamento Indicadores de Endividamento R$ Bilhões 31/03/14 30/06/14 Endividamento de Curto Prazo 21,8 23,5 Endividamento de Longo Prazo 286,3 284,2 Endividamento Total 308,1 307,7 (-) Disponibilidades ajustadas 3 78,5 66,4 = Endividamento Líquido 229,7 241,3 US$ Bilhões Endividamento Líquido 101,5 109,6 1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 2T14 x 2). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos 2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
  • 48. 4488 30,6 43,4 42,0 37,4 4,1 -6,9 -15,6 -9,8 1,4 3,6 2,0 1,3 1,6 1,3 1,6 1,5 2,1 3,0 3,2 3,5 E&P Refino E&P Distribuição Internacional 33.7 37.3 27.6 28.4 2010 2011 2012 2013 EBITDA Aumento dos preços colabora para geração de fluxo de caixa, mas ainda há necessidade de ajustes 2010 2011 2012 LTM (*) IFRS (**) Ajuste de acordo com a taxa de câmbio média. Exclui o Corporativo e a Eliminação. EBITDA Ajustado (US$ bi)* EBITDA Ajustado Separado por Segmento (US$ bi)**
  • 49. 4499 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 OCF LTM Capex 2011 Capex 2012 Capex 2013 Capex 2017 E&P Abastecimento G&P Outros US$ MM 45.078 27.230 CAPEX E FLUXO DE CAIXA Fluxo de Caixa livre positivo com conclusão dos projetos de abastecimento 43.164 Capex vs. Fluxo de Caixa Operacional Aprox. $49 bilhões • 2014 - 2018 Hipóteses do Plano de Negócios e Gestão: • Fluxo de Caixa Operacional: Crescimento da Produção de Óleo em 1.269 mbpd, adicionando fluxo de caixa operacional. • Convergência das importações deve eliminar as perdas do abastecimento. Aprox. $39 bilhões
  • 50. 5500 54.0 77.1 99.6 107.5 108.3 68.2 94.1 118.6 127.2 125.2 0 20 40 60 80 100 120 2009 2010 2011 2012 2013 CPV SG&A Exploração P&D Outros impostos Outros CUSTOS Estabilidade dos preços do petróleo, desvalorização do Real e controle dos custos estabilizaram os custos Milhões (US$) 16,9 14,2 19,0 19,7 17,0 Taxa FX (BRL/USD) % 2,00 - 1,76 -12% 1,67 -5% 1,96 17% 2,16 10% Brent (USD) % 61,51 - 79,47 29% 111,27 40% 111,58 0% 108,66 -3% 38% 26% 7% -2% CPV elimina custos dos produtos importados ao multiplicar o volume de importação por uma margem assumida em relação ao Brent. O custo de importação atual pode variar.
  • 51. 5511 Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário - PIDV 2014 Compromisso com o aumento da eficiência, produtividade e disciplina de capital • Número de Inscritos: 8.298 empregados 12% do total de empregados* e 15% do custo de pessoal previsto** para 2014 • Custo do Programa: R$ 2,4 bilhões Provisionado no 1T14 • Redução de Custos: R$ 13 bilhões no período 2014-2018 Premissa de Reposição: 60% dos desligamentos. O custo do incentivo deverá ser compensado em um tempo médio de 9 meses após a saída de cada um dos profissionais. • Previsão de Desligamentos 55% dos desligamentos ocorrem em 2014. As saídas subsequentes estão programadas de forma a conciliar a necessária retenção do conhecimento, indispensável ao crescimento e à continuidade operacional, segura e sustentável, da Companhia • Evolução do Custo de Pessoal* * Petrobras Holding + BR Distribuidora. Empregados em Mar/14 = 66.982 / ** Custo previsto no PDG 2014 - Programa de Dispêndios Globais 2009 11,5 2010 13,1 18,3 2011 15,5 Redução PIDV 26,9 2012 +3% a.a. 5,0 2015 25,6 2016 24,9 25,5 3,3 4,1 Custo de Pessoal 2017 +18% a.a. 2018 1,3 2014 23,8 2013 22,3 R$ bilhão Empregados (mil) 60,1 61,9 63,5 66,4 67,2 62,6 63,7 63,8 61,9 63,2 R$ 13 bilhões 2014-2018 -0,6 Projeção
  • 52. 5522 PETROBRAS RATINGS Posição consolidada de investimentos apoiada pelo rating soberano “ Nós vemos a alavancagem da Petrobras se aproximando dos níveis de pico em 2013 e 2014, significativamente maior do que os de suas Peers com tendência de declínio somente a partir de 2015.” “A classificação Baa1 da Petrobras é sustentada por suas reservas abundantes e participação dominante na indústria do Petróleo brasileira com uma posição de liderança, além de refletir o apoio do governo e o impacto da análise da conjuntura.” “Aumento da associação com o governo poderia resultar na convergência das classificações com o rating soberano.” Rating Petrobras: Baa1 / Brasil: Baa2 (1 nota abaixo da PB) Rating Petrobras: BBB- / Brasil: BBB- “Apesar da deterioração dos indicadores de crédito, eles permanecem consistentes com as expectativas da Fitch e com o rating atual.” “Espera-se que os indicadores de crédito se recuperem uma vez que a empresa monetize cada vez mais suas enormes reservas de petróleo e que o preço dos derivados estejam alinhados com os preços internacionais.” “Uma ação negativa sobre o rating poderia ser resultado de um rebaixamento do rating soberano ou pela percepção de um nível menor de suporte à Petrobras pelo governo brasileiro e/ou um enfraquecimento significativo nos fundamentos de crédito além das expectativas atuais e sem que o governo demonstre apoio à companhia.“ “Os ratings da Petrobras refletem nossa visão da empresa sobre o perfil de crédito (SACP) "bbb-" e "alta probabilidade" de que o governo do Brasil forneça apoio oportuno e suficiente para a Petrobras em caso de dificuldades financeiras.” “A perspectiva negativa reflete o tratamento dado ao rating soberano e indica que deveríamos rebaixar os ratings da Petrobras se tomarmos uma ação semelhante sobre o rating soberano. Na falta de mudanças no rating soberano, e mantendo a nossa avaliação atual sobre a possibilidade de apoio do governo, um rebaixamento ocorreria somente se o Stand Alone Credit Profile da companhia caísse para “b +”, o que consideramos altamente improvável.” Rating Petrobras: BBB / Brasil: BBB
  • 53. 5533 METAS 2014 Maior produção de óleo e derivados, eficiência operacional e otimização de custos direcionarão os resultados de 2014 Investimentos (R$ bilhão) PROCOP – Meta 2014 (R$ bilhão) Produção de Derivados (mbpd) 850 908 +1% 2014 2.148 480 760 2013 2.124 491 783 Diesel Gasolina Outros +11% +68% 2014 7,3 2013 Real 6,6 2103 Meta 3,9 Produção de Óleo (mbpd) 94,6 104,4 -9% 2013 2014 57% E&P Brasil 64% E&P Brasil UO-BC +5,6 p.p. 2014 81,0 2013 75,4 2013 2014 1.931 UO-RIO +0,7 p.p. 2014 93,1 2013 92,4 PROEF (Efic. Operacional %) Máximo Meta Mínimo 7,5% +/- 1p.p. +7%
  • 54. Informações Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br www.petrobras.com.br/ir __