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Marco Regulatório de Exploração e ProduçãoPré-sal e áreas estratégicas
Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com InvestidoresRio de Janeiro, 09/11/09
2
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 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:
AVISO
3
PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013
1,792 1,855 2,0502,680
3,920273 321463
634
1,177
142
210
409
124126
223
131
103100109
2007 2008 2009 2013 2020Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - BrasilProdução de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional
8,8% a.a.2.4002.308
6% a.a.
5.7297,5% a.a.
3.655
2.757
Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões
25%
2%2%
7%
3%2%
59%
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
Biocombustíveis
Distribuição
Corporativo
US$ 174,4 bilhões
104,6 (*)43,4
11,8
5,6 3.02.8
3.2
(*) US$ 17,0 bilhões destinados a Exploração
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
3.0122.270
1.7911.779
Premium I600 mil bpd
ePremium II300 mil bpd
PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS
2010: 43 MIL BPD
2011:255 MIL BPD
2012: 150 MIL BPD
Plano de Negócios 2009-2013
+ 2. 318 km de gasodutos+ 1.381 MW de capacidade de geração elétrica+ 2 plantas de GNL – Baía de Guanabara e Terceira Planta
Crescimento da Oferta de Gás Natural2008: Brasil - 29 MM m3/d 2013: Brasil - 73 MM m3/d
Bolívia -29 MM m3/d Bolívia - 30 MM m3/dGNL - 32 MM m3/d
CAPACIDADE DE REFINO
GÁS E ENERGIA
4
DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO
• Em 2008, produção mundial de petróleo foi de 86 milhões de barris por dia
• Considerando apenas os campos existentes em produção e seu declínio natural, projeta-se para 2030 produção de 31 milhões de barris por dia
• Ao mesmo tempo, estima-se que a demanda global por petróleo será, em 2030, de 106 milhões de barris por dia
• A diferença (aproximadamente 75 milhões) entre a produção esperada com base nos campos atuais e a elevada demanda deverá ser suprida por:
Incorporação de novas descobertas e nova tecnologia recuperação
Fontes alternativas de energia
Maior eficiência energética
Em qualquer cenário de crescimento da economia mund ial serão necessárias descobertas de grandes volumes de óleo para suprir a demanda prevista
5
• As descobertas no pré-sal brasileiro já concedidos (Tupi e Iara) encontram-se entre as maiores do mundo dos últimos anos
• O Brasil ganha posição de destaque, contando com as únicas grandes descobertas realizadas no Ocidente recentemente
• Tendência de diminuir as grandes descobertas no mundo, devido ao esgotamento de áreas “nobres”, o que demanda novas tecnologias para explorar novas fronteiras
• Maior descoberta da última década em 2000, Kashagan só iniciará a produção em 2013. Já Tupi, descoberto em 2007, estará produzindo em 2010
Grandesdescobertas
(> 3 Bi Boe) 0
1999 1999 2000 2000 2000 2000 2002 2004 2006 2006 2007
Kis
h
Long
gang
Dhi
rubh
ai
Tup
i
Nib
an
Kas
haga
n
Sha
hD
eni
z
Yad
avar
an
Sev
erny
i
Le
vob
ere
zhno
ye
Tabn
ak
Bilh
ões
Boe
5
10
15
20
25
2008
Iara
Tupi
Levoberezhnoye
Longgang
KashaganShah Deniz
SevernyiYadavaran
KishTabnak
NibanDhirubhai
Gas NaturalPetróleo
Iara
GRANDES DESCOBERTAS NOS ÚLTIMOS 10 ANOS
6
� Os maiores mercados consumidores de petróleo produzem apenas pequena parcela do que consomem → dependem dos grandes países produtores
� Os maiores produtores de petróleo, por sua vez, não possuem grandes mercados consumidores domésticos → dependem das exportações
� O Brasil é um grande produtor de petróleo que possui um grande mercado consumidor interno
DEMANDA VERSUS OFERTA PETROLÍFERA
-14
-9
-4
1
6
11
EU
A
Japã
o
Ch
ina
Ale
man
ha
Co
réia
do
Su
l Índi
a
Fra
nça
Ar.
Sau
dita
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Em
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rab
es
Kuw
ait
Nor
ueg
a
Nig
éria
Ven
ezu
ela
Iraq
ue
(Milh
ões
barri
s p
or d
ia)
xPrincipais consumidoresPrincipais produtores da OPEP, incluindo Rússia e Noruega
Importações e Exportações Líquidas de Petróleo
7
ACESSO À RESERVA E À TECNOLOGIA
X
O conflito de interesses petrolíferos :
Países com muitas reservas, pouca tecnologia, reduz ida base industrial, conflitos regionais e instabilidade ins titucional
Situação Privilegiada
Países com grandes mercados consumidores com poucas reservas, alta tecnologia, grande base industrial e estabilid ade institucional
BRASIL: País com grandes reservas, alta tecnologia em petróleo, base industrial diversificada, grande mercado consu midor,
estabilidade institucional e jurídica
8
IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL
Segurança energética para o país e blindagem quanto a eventuais crises energéticas mundiais
Garantia da manutenção da auto-suficiência petrolífera Agregação de valor na
cadeia do petróleo e outros setores industriais
Relevância para balança comercial brasileira
Potencial para expansão do parque industrial do país atendendo à Política do Desenvolvimento Produtivo (PDP)
Criação de novos empregos
9
IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL
Fortalecimento da economia nacional
Melhoria da percepção de risco do país
Aumento da importância econômica e geopolítica do Brasil
Expansão dos recursos para educação, cultura, inovação e pesquisa tecnológica e meio ambiente
Criação e desenvolvimento de tecnologia de ponta, consolidando a liderança off shore do país
10
A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
• Área total da Província: 149.000 km2• Área já concedidas: 41.772 km2 (28%)
• Área sem concessão: 107.228 km2 (72%)• Área concedida c/ partc. Petrobras: 35.739 km2 (24%)
• A grande área em azul indica a ocorrência prevista para o Pré-sal, com potencial para a presença de petróleo
• No Campo de Jubarte (Parque das Baleias) está sendo realizada a antecipação da produção e, na área de Tupi (Bacia de Santos), o teste de longa duração
11
PN – 2009-2013BRAZILIAN SE BASINS IN COMPARISON WITH GULF OF MEXI COBACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM COMPARAÇÃO COM GOLFO DO MÉXICO
12
CLUSTER DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS VS. BACIA DE CAMPOS
Blocos ConsócioBMS-8BMS-9BMS-10BMS-11BMS-21BMS-22BMS-24
BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)BR (80%), PTG (20%)EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)BR (80%), PTG (20%)
Distancia da Terra = 400 kmÁrea Total = 15.000 km2
13
OS VOLUMES RECUPERÁVEIS PODEM DOBRAR AS RESERVAS BRASILEIRAS
• Em áreas já concedidas pela ANP no pré-sal na Bacia de Santos encontram-se as principais descobertas do Brasil e do mundo nos últimos anos, com estimativas de óleo recuperável:
• Tupi: 5 a 8 bilhões de barris
• Iara: 3 a 4 bilhões de barris
• Guará: 1,1 a 2 bilhões de barris
• A Petrobras perfurou 31 poços na região do Pré-sal, nas bacias de Campos e Santos, alcançando uma taxa de sucesso de 87% na comprovação de presença de hidrocarbonetos
• Na Bacia de Santos, foram perfurados 13 poços com taxa de sucesso da Petrobras de 100%
Bacia de Santos Rio de Janeiro50 km
Tupi
Carioca
ParatiIara
BM-S-21BM-S-24
BM-S-10
BM-S-11
BM-S-9
BM-S-8
BM-S-22Exxon
Bem-te-vi
Caramba
Poços Perfurados
Iguaçu
Júpiter
Guará
14
20.000
25.000
30.000
Pré-sal Bacia de Santos e Campos
(Tupi, Iara, Guará e Parque das Baleias)**
mil boe~ 25-30 bilhões boe
Reservas Provadas* + Pré-sal Bacia de Santos e
Campos(Tupi, Iara, Guará e Parque
das Baleias)**
5.000
10.000
15.000
Reservas Provadas em 2008*
14.093
0
VOLUMES RECUPERÁVEIS NA BACIA DE CAMPOS E SANTOS
**inclui Petrobras e Parceiros
Maiores Estimativas +5.400
Menores Estimativas 10.600
*Critério SPE
15
2013 2015 2017 2020
62 152
160
422
463
873
632
1.183219
1.336
1.815
582
Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros
Produção de óleo da Petrobras no Pré-sal (em milhares de b/d)
PRODUÇÃO DE ÓLEO NO PRÉ-SAL
Capex do Pré-sal até 2020
Capex Total para o Pré-sal (Desenvolvimento da Produção)
Pré-Sal da Bacia de Santos
Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (Inclui campos do pós sal)
2009-2013 2009-2020
28.9
18.4
10.3
111.4
98.8
12.6
16
Tecnologia de separação / captura
de CO2
Centro de logísticaOffshore
DesenvolvimentoDefinitivodo Pré-sal
GNL FlutuanteArmazenamento de
gás Offshore emcaverna de sal
Centro de tratamento de
fluidos Offshore
Injeção alternativade água e gás (HC
ou CO2)
Poços inclinados de longo alcance (sal)
Sistemas de completação a
seco (SPAR, TLP, FPDSO, …)
Caracterização do Reservatório
Armazenamento de CO 2 em aqüíferos salinos,
campos maduros e caverna de sal
Bóias em águasprofundas
(CALM)
Garantia de fluxo e controle de formação
de danos
IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO
PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal
17
Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras
30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS:• 23 serão entregues entre 2009 e 2011• 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as necessidades de curto prazo da Petrobras enquanto a indú stria nacional se prepara para responder as demandasadicionais (sendo que 2 só serão liberadas em 2013).• 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018
SONDAS DE PERFURAÇÃO
NOVAS EMBARCAÇÕES
Recursos CríticosPlanejamento de Entrega de Novas Embarcações
de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020
Navios de Grande Porte (1) 44 5 0
Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53
Plataformas de Produção (2) 15 8 22
Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3
Total 153 65 78
(1) Promef 1 e Promef 2(2) FPSO e SS
Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO)
18
O processo de agregação de valor ao petróleo e gás produzidos gera um efeito multiplicador para toda a cadeia produtiva
A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões
64%100,1157,3Total
80%2,83,5Áreas Corporativas
83%1,92,1Biocombustível
100%2,12,1Distribuição
70%7,410,6Gás e Energia
78%36,646,9Abastecimento
53%48,992,0E&P
ConteúdoNacional
(%)
Colocação noMercado Nacional
2009-13
InvestimentoDoméstico2009-13
Área de Negócio
CONTEÚDO NACIONAL
US$ Bilhões
Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão colocados junto ao mercado fornecedor local, levand o a uma média anual de colocação de US$ 20 bilhões
19
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.0002007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Afretamento 19 Navios
Refinaria Premium II
28 Sondas
146 Barcos de Apoio
Novas Plataformas de Produção
Promef II
Projetos do Plano de Negócios 2008 – 2012
Refinaria Premium I
243.00043.000
Pessoalqualificado
Plano de Negócios2009-2013
Atualização 16mar2009
PROMINP - DEMANDA DE RECURSOS HUMANOS
20
Meio ambiente
Energias renováveisGás natural
Novas Fronteiras
Exploratorias
Modelagemde bacias
Óleos Pesados
Otimização &
confiabilidade
Águas profundas
Inovação em combustíveis
Refino
MudançasClimáticasTransporte
Recuperação avançada Pré-sal
CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS
Programas Tecnológicos
Parceria com mais de 120 universidades e centros
de pesquisa no Brasil e 70 instituições no exterior .
Investimentos em Tecnologia2009-2013
47%
23%
5%
25%
E&P Abastecimento
G&E Corp. (Cenpes)
1.90.2
1.0
0.9
US$ 4,0 bilhões
20
22
NOVO MODELO REGULATÓRIO
Até 5 bilhões boe
Petrobras Operadora
Única
OutrasÁreas
Mantém-se o Regime
de Concessões Atual
Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal
Pré-Sal e ÁreasEstratégicas
CessãoOnerosa
Partilha de Produção
23
REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
Óleo Lucro
Óleo Custo
Empresas
União
Definições TécnicasCelebração dos contratos de partilha� Petrobras é sempre a Operadora com participação defin ida pelo CNPE, mínima de 30%� Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora( s) da licitação, que será
administrado pelo Comitê Operacional� Petrobras poderá participar das licitações visan do aumentar sua participação
para além do mínimo
� Vencedora da licitação será a Empresa que oferecer o maior percentual do “óleo lucro” para União
� Petrobras acompanha o percentual ofertado pela licitante vencedora
� União não assume riscos das atividades, exceto nos casos em que resolver investir diretamente
� Antes de contratar, a União faráavaliação de potencial das áreas e poderá contratar diretamente a Petrobras
24
O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL
Responsável pela condução das atividades de exploração e produção, providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento), pessoal e recursos materiais (contratação)
OPERADOR
�Acesso à informação estratégica
�Controle sobre a produção e custos
�Acesso e desenvolvimento de tecnologia
PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas sujeitas ao regime de partilha de produção
25
CESSÃO ONEROSA DE E&P: PL n o 5.941/2009
� Autoriza a União a ceder, onerosamente à Petrobras, direitos de E&P:
� Cessão limitada a 5 bilhões de barris de óleo produzidos
� A Petrobras terá a titularidade dos volumes produzidos
� O valor determinado a partir de laudos técnicos contratados pelas partes
� Cláusula de reavaliação do valor da Cessão Onerosa
� Os royalties serão pagos e distribuídos na forma da Lei nº 9.478/97
� Não há previsão de pagamento de Participação Especial
� À ANP caberá regular e fiscalizar as atividades exercidas pela Petrobras, utilizando os termos da Lei 9.478/97 no que couber
26
VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA
Reservatório de petróleo
Fatores considerados na avaliação
Volume de óleo
Curva de produção Investimentos
Custo de produção
Grau do desenvolvimento
das reservas / Conhecimento
Ambiente fiscal(participações
governamentais)
Cenário de preço futuro
Taxa de desconto
27
O cenário de preços
� Os cenários são bastante variáveis conforme os analistas
� Necessário uniformizar cenário entre a União e a Petrobras no processo de valoração
CESSÃO ONEROSA DE E&P: VALORAÇÃO
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
US$/
barri
l
Global Insight
Global Insight Hight Prices
Global Insight Low Prices
Woodmackenzie
PIRA (Reference)
PIRA (Low)
CERA Asian Phoenix
CERA Break Point
CERA Global Fissures
28 Fonte:Compilado de John S. Herold, Inc.
Reserva Provada + Reserva Provável →→→→ reserva 2POperações com valor maior que US$ 10 milhões
Am. Norte 70 18.956 14,85 39 7.379 17,63
África 8 4.068 7,72 3 10.408 10,49
Ásia 8 3.595 3,21 5 447 1,67
Europa 18 3.410 15,95 20 5.164 8,76
Am. Latina 7 3.945 10,64 5 2.255 8,25
Oceania 15 14.976 9,41 6 1.371 2,73
Ex URSS 8 11.219 1,83 4 2.352 0,77Total 134 60.168 5,26 83 30.181 5,01
nº transaçõesValor
(US$ milhões)US$/boe nº transações
Valor (US$ milhões)
US$/boeLocalização
TRANSAÇÕES MUNDIAIS DE RESERVAS ENTRE EMPRESAS
As transações envolvendo reservas ainda não provadas têm menor valor em função da incerteza sobre os volumes de petróleo
29
CESSAO ONEROSA: Roteiro
Petrobras negocia com a União os termos do contrato da Cessão Onerosa, incluindo a valoração e os critérios para re avaliação
ANP indica possíveis áreas para a Cessão Oner osa
Com base nos laudos de avaliação das áreas eleitas, a DE encaminha ao CA proposta dos termos da Cessão Onerosa, inclui ndo valores (range) e critérios de reavaliação para negociação com a União
Petrobras conclui negociação com a União e s ubmete ao CA, para aprovação, os termos do contrato da Cessão Onerosa de direitos de E&P
União decide quais áreas serão objeto da Ces são Onerosa
ANP indica áreas
potenciais
1 2
União decide sobre áreas
3
Laudos
4PB e União
negociam termos do contrato
1
2
3
4
5
5CA aprova
contrato e PB assina com
União
30
CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS
O Projeto de Lei autoriza o aumento de capital da Companhia, que deverá ser feito:� através de oferta particular → restrita aos atuais acionistas� obedecendo a atual distribuição das classes de ações (ON e
PN)
UNIÃO FEDERAL 55,6% 0,0% 32,1% 67.349
BNDESPar 1,9% 15,5% 7,7% 14.055
PROGRAMA DE ADRs 26,1% 35,5% 30,1% 58.447
ESTRANGEIROS NA BOVESPA 4,3% 14,3% 8,5% 15.949
DEMAIS PJ E PF NA BOVESPA 8,5% 34,7% 19,6% 36.515
FMP - FGTS PETROBRAS 3,6% 0,0% 2,1% 4.343
TOTAL 196.658
Composição do Capital Social -Setembro de 2009
ACIONISTAS Ações
OrdináriasCapital Social
Valor em US$ milhões
Ações Preferenciais
31
POR QUE CAPITALIZAR?
Capitalização
Melhora na estrutura de Capital, abrindo
possibilidades de novos financiamentos
Recursos para novos investimentos e fortalecendo a
Companhia
Pagamento da Cessão Onerosa
O Desafio• Vultosos Investimentos• Manter a Estrutura de
Capital Ótima
• Crescer com sustentabilidade
32
CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS: Roteiro
Estende-se, aos acionistas que exerceram na primeir a etapa, o direito de adquirir nova quantidade de ações (as “sobras”)
Conselho de Administração aprova a faixa de valor d o Aumento de Capital (mínimo e máximo) e convoca a Assembléia Geral de Acionistas para aprovar a operação
Concede-se prazo legal para o exercício dos a cionistas. O acionista poderáceder seu direito de preferência, podendo este tamb ém ser negociado em Bolsa de Valores Mobiliários
Petrobras emite ações para o aumento de Capital
1
2
3
5
Aumento de Capital
1Prazo para o exercício dos
acionistas
2 5
Emissão das Ações
4AGE Homologa
Aumento de Capital
Prazo para o exercício das “sobras” da
operação
3
AGE homologa aumento de Capital, com alteração do E statuto Social da Companhia4
33
DILUIÇÃO E RETORNO AOS ACIONISTAS
• O exercício do direito de preferência será assegurad o a todos os acionistas, inclusive os internacionais, por isso qualquer diluição somente ocorrerá por uma decisão individual.
•Conforme prevê a Lei das SAs, no parágrafo 6º do art igo 171, o acionista poderáceder seu direito de preferência, podendo este tamb ém ser negociado em Bolsa de Valores.
• Havendo diluição: o acionista, em um primeiro momen to, irá receber um percentual menor dos dividendos pagos, porém com o crescimento esperado da Companhia, esses dividendos tendem a aumentar nominalmente.
• A parcela dos dividendos pagos em relação ao retorno total do acionista nos últimos anos, corresponde a menos de 14%.
• A principal variável no retorno total é o desempenho das ações em bolsa e os ativos da cessão onerosa poderão ter grande impacto nas ações da Companhia.
Comparativo dos Retornos Totais
64,7%
27,2%
53,2%33,8%
77,5%
-48,3%
53,4%
13,8%
7,7%
5,4%
7,1%
7,6%
4,2%
2,3%
78,4%
34,9%
58,6%
40,9%
84,1%
97,3%
17,8%27,7%
32,9%
-41,2%
63,9%
43,6%
-46,1%
57,6%
-60%
-30%
0%
30%
60%
90%
120%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009YTD
valorização das ações dividendos Bovespa Fonte: Bloomberg