Ivan Monteiro
Presidente
ENCONTRO COM
INVESTIDORES
2018
—
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 2018 em diante são estimativas ou metas. 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.
Avisos
—
Aviso aos investidores norte-americanos
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Agenda
—
•
Fortalecimento da companhia
•
Entregas do Plano de Negócios e Gestão
•
Principais destaques em Exploração & Produção
•
Preparação para o futuro
SEGURANÇA
2,2
1,6
1,1
1,06
2015 2016 2017 2T18
TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS (TAR) Realizado
2,2
4T15
PNG 18-221,0
em 2018
Segurança continua sendo o nosso maior valor
—
Seguimos reduzindo nossa dívida líquida e
incrementando o fluxo de caixa livre
—
37
55
72
95
106
100
96
85
69
-15,2
-7,6
-12,8
-18,9
-8,1
4,5
12,4
13,9
15,0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018E
US$ bilhão
Dívida líquida
Fluxo de caixa livre
—
59
62
53
63
59
77
89
77
56
80
111
112
109
99
52
44
54
71
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 1S 2018 28% 25% 19% 21% 18% 24% 31% 27% 35%Brent
EBITDA ajustado
R$ bilhões
E entregando resultados sustentáveis
6
US$/bbl
Margem EBITDA
ajustado
7
Em direção à nossa métrica de alavancagem e com lucro crescente
-8,6
-4,3
0,2
4,9
2015 2016 2017 1S 2018Lucro Líquido
(US$ bilhões) PNG 18-222,5
em 2018 Realizado5,1
4T15Endividamento líquido /
Ebitda ajustado
—
75,11
3,54
3,67
3,23
2015 2016 2017 1S 20183,20*
2,86*
2017
2,1
2,1
2,2
2,1
0,5 0,5 0,5 0,5 0,2 0,2 0,1 0,12,8
2,8
2,8
2,7
2015 2016 2017 2018EÓleo Brasil
Gás Brasil
Exterior
Meta alcançada por 3 anos consecutivos
Recordes de Produção
ÓLEO BRASIL2,6
MMbbl/d GÁS110
MMm3/d Mi lh õe s bo ed 8 Maio 2018Alcançamos consistentemente as metas de produção
nos últimos anos
—
Resgate da credibilidade
Novo modelo de gestão
Mecanismos eficientes de governança
Viramos a página da Lava Jato
Mais de R$ 2,5 bilhões recuperados
Acordo para encerramento da Class Action
Maximização de valor
Distribuição de dividendos
Foco no retorno sobre capital empregado
Superamos a crise
Sólida Liquidez
Geração de caixa robusta
✓
Gestão ativa do portfólio
Oportunidades de aquisições e desinvestimentos
Maior competição no mercado brasileiro
Redução da dívida
Após Dívida Liquida/ EBITDA de 2,5x,
seguiremos reduzindo até o nível das peers
✓
✓
9Mas os desafios
continuam...
A companhia se
fortaleceu...
Entregas do nosso Plano
de Negócios e Gestão
—
10
Rafael Grisolia
Diretor Executivo Financeiro e de Relacionamento com Investidores
Adesão ao Nivel 2 da B3
(OPA em caso de mudança de segmento)
Comitês do Conselho de Administração
Implementamos novos processos de governança e conformidade
que elevaram a companhia a um novo patamar
—
Política de Transações com Partes Relacionadas (Transações com a União devem ser aprovadas por 2/3 dos membros do CA)
R
Eliminação de todas as fraquezas materiais
R
Empregado CEO Acionistas Minoritários
Programa Destaque em Governança das Estatais
R
R
81% de membros independentes
(mínimo de
40%
)
• Lei das Estatais (13.303): vedação de indicação política
• Membros independentes pela União: selecionados em lista tríplice
• Avaliação individual dos membros
Conselho de Administração
Órgãos Executivos
11
—
US$ bilhões
Mercado de Capitais Internacional
2016-2018
Mercado Bancário*
2016-2018
* Inclui bancos comerciais e BNDES
22
28
7
Emissões Recompras Exchange*
* Troca de títulos com vencimentos em 2019, 2020 e 2021 para títulos com vencimentos em 2025 e 2028
Realizamos diversas operações de gestão da dívida
24
36
6
Captações Pré-pagamentos Extensão de Vencimentos
Nota: Considera a posição das operações até 31/08/2018
US$ bilhões
12
—
16,1 22,6 15,3 10,6 4,2 8,0 5,7 2,7 1,8 0,8 0,9 1,1 1,6 2,5 5,4 7,7 11,7 12,8 9,9 7,8 6,0 5,0 6,0 2,8 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029dez/15
ago/18
13CRONOGRAMA DE AMORTIZAÇÕES
2015 vs 2018
Melhorando o perfil da dívida
Caixa disponível em 31/08/2018 Linhas de crédito compromissadas US$ Bilhões
CAIXA
14,1 5,5—
Continuamos praticando preços alinhados ao mercado internacional
14 24 de maio - 10% 8 de junho 2º fase 1º de agosto 3º fase (1º período) 1º de junho 1º fase
Preço do diesel Petrobras sem subvenção
Preço do diesel no Golfo do México
Preço do diesel Petrobras após subvenção
Mai-18 Set-18
31 de agosto 3º fase (2º período)
Mar-18
15
Redução do brent de equilíbrio (point forward breakeven)
PNG 2014-2018
43
PNG 2018-2022
29
Curva de aprendizado no
pré-sal
Foco nos projetos mais
rentáveis
Otimização da frota de
sondas
Resiliência ao nível de
preços
Custos mais competitivos
Desenvolvimento de
tecnologias
US$/bbl
PNG 2017-2021
30
Aumentamos a eficiência de capex com investimentos
direcionados para produção em águas profundas
Onde o desenvolvimento do pré-sal se destaca pela
competitividade global
—
Fonte: Bain, Rystad, EIA, IEA 16
25 50 75 100
OPEC North AmericaTight Oil Tier 1
pré-sal
Oil Sands
Rest of the WorldConv.
North America Conv. Asia Shallow Water
North America Tight Oil Tier 2
South America Conv. North America Deep Water
Russia
International Tight Oil Rest of the World Shallow Water
Rest of the World Deep Water
North America Tight Oil Tier 4
North America Tight Oil Tier 4
North America Shale Tier 4 Others 125 100 75 50 25 0
Custo de Breakeven (US$/bbl)
Controlamos nossos gastos operacionais
—
Custo de extração
US$/boeCusto de refino no Brasil
11,7
10,3 11,3 10,5
2015 2016 2017 1S18
US$/bbl
• Otimização do custo logístico de E&P (redução de 10% no último ano)
• Eficiência na utilização da frota de sondas
• Renegociação de contratos 17
• Otimização da manutenção • Redução nos gastos com pessoal
Despesas Gerais e
Administrativas
US$ bilhões
• Redução de empregados próprios e terceirizados
• Redução de funções gerenciais • Orçamento Base Zero
2,5 2,6 2,9 2,6
2015 2016 2017 1S18
3,4 3,3 2,9
1,3
Realizamos parcerias e desinvestimentos com entrada de caixa de
US$ 11,5 bilhões desde 2017
—
Guarani Distribuição Chile IPO BR Roncador (1aparte) 0,6 4,2 1,7 2,5 2,5 2,0 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 4T18 13,5 Iara e Lapa São Martinho Liquigás (multa) Carcará (2aparte) NTS Suape/Citepe Azulão Roncador (2aparte) ProjetadoParcerias Estratégicas
Nota: valores de entrada de caixa
Mantida a meta de US$ 21 bilhões em assinatura de contratos
US$ bilhões
19
Continuaremos com a disciplina financeira
—
• Rumo à estrutura ótima de capital
• Permanente controle de custos
• Alocação eficiente dos investimentos
• Gestão ativa do portfólio com parcerias e desinvestimentos
• Remuneração adequada aos acionistas
Principais destaques
em Exploração &
Produção
—
Hugo Repsold
Diretor Executivo de Desenvolvimento
da Produção e Tecnologia
21
Ampliação de 31% na área exploratória
• Adquirimos 20 novos blocos de alto potencial
• 90% dos ativos contratados em parceria,
compartilhando riscos e combinando expertise
Setor SC-AP3 Dois Irmãos
Alto de Cabo Frio Central Três Marias Peroba Uirapuru Setor SC-AP5 Entorno de Sapinhoá Sudoeste de Tartaruga Verde 4ª Rodada (operador)
Direito de Preferência para a 5ª Rodada de Partilha
Bacia de
Santos
Bacia de
Campos
Não-operador OperadorMelhoria do ambiente regulatório propiciou
nova dinâmica no setor de óleo e gás no Brasil
Peroba marca uma nova dinâmica da
fase exploratória
• Apenas 9 meses entre assinatura do contrato de
aquisição da área (janeiro de 2018) e
a perfuração do 1º poço (outubro de 2018)
21
—
—
Completamos 10 anos de produção no pré-sal
—
Petrobras Parceiros 2008 Jun/2018 1,5 milhão barris/dia Recorde 27/04/182,0
bilhões
barris de óleo equivalente Produção acumulada de
1,38
milhão
barris/dia Produção média no primeiro semestre de 2018 deNestes 10 anos...
... produzimos por meio de
21 sistemas de produção
... colocamos em operação
cerca de 150 poços
... reduzimos o custo de
extração em 40%
... aplicamos novas
tecnologias e concepções
de projeto para atingir
elevada produtividade
—
Lula é o maior campo em produção no Brasil
Lula/
Cernambi
US$ 6 bilhões
2018-2022 Capex Parcela Petrobras 23Produção acumulada supera 1 bilhão de boe
7 FPSOs operando em capacidade máxima e
2 unidades adicionais em 2018
90 poços interligados, sendo 50 produtores
Poço mais produtivo > 40 mbpd
Produtividade média dos poços: 27 mbpd
5º campo brasileiro a atingir a marca de 1,0
bi boe acumulados
—
Búzios é o primeiro campo a produzir na área da Cessão Onerosa
Búzios
US$ 12 bilhões
2018-2022 CapexBúzios 5
Unidade em contratação
Outros CO BuziosDemais projetos da Cessão Onerosa previstos
Atapu
Sépia
Itapu
24 P-74 produzindo
30 mil bpd
Mais duas
unidades iniciando
operações ainda
em 2018
Desenvolvimento da
produção
d
Bacia de Campos: produção acumulada supera 11 bilhões de barris
—
Redução do declínio da produção e
operação dos sistemas à plena
capacidade
Os campos de Marlim, Marlim Sul,
Roncador e Albacora já produziram
mais de 1 bilhão de barris cada um
Campos em produção Blocos exploratórios
26
POÇOS35%
PLATAFORMA35%
SUBMARINO30%
Aumento de eficiência
5 10 15 20 25 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 mesesTempo de ramp-up de novas plataformas
Projeto típico do pré-sal
—
Investimento
150.000 bpd plataforma de produção
8 poços produtores
7 poços injetores
11 meses de ramp-up
25-30 anos de produção
0 100 200 300 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 diasAprendizado acelera a construção dos poços
Completação Perfuração
• Otimização de arranjos e risers • Integração entre disciplinas
• Padronização e contratos de longo prazo
25% de redução média em capex
Búzios 1 - FPSO P-74
• Entrada em operação: abril/2018 • 7 poços já completados
(88% dos planejados para 2018) • Produção atual 30 mil bpd (1 poço)
Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Cid. de Campos
• Entrada em operação: junho/2018 • 7 poços já completados
(83% dos planejados para 2018) • Produção atual 25 mil bpd (2 poços)
Lula Norte - FPSO P-67
• Baía de Guanabara (RJ) • Entrada em operação: 4T18 • 11 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Lula Extremo Sul - FPSO P-69
• Na locação
• Entrada em operação: 4T18 • 8 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Búzios 2 - FPSO P-75
• Na locação
• Entrada em operação: 4T18 • 4 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Búzios 3 - FPSO P-76
• Estaleiro Techint (Pontal do Paraná) • Entrada em operação: 4T18
• 3 poços já completados
(100% dos planejados para 2018)
Seis sistemas entrando em produção em 2018
—
28
Mero 1
Sépia
Em contratação Mero 2
Integrado Parque das Baleias Búzios 5
Revitalização de Marlim 1 Revitalização de Marlim 2
E dez novos sistemas de produção
nos próximos anos
—
28
Búzios 4
FPSO P-77Lula Extremo Sul
Berbigão
FPSO P-68Atapu
2021+
FPSO Carioca 150.000 bpd 180.000 bpd 150.000 bpd FPSO Guanabara 180.000 bpd FPSO P-70 150.000 bpd15
Preparação
para o futuro
—
Nelson Silva
Diretor Executivo de Estratégia,
Organização e Sistema de Gestão
30
Estamos avançando para uma economia de baixo carbono
—
• Tecnologia para redução de 30% das emissões de Nox
• Investimentos em captura de carbono, uso e estocagem
• Redução em 15% das emissões de gases de efeito estufa
desde 2015
Aderimos ao OGCI em janeiro de 2018 e investiremos
10 milhões
de USD/ano
30