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PetrobrasVisão Geral
December, 2016
PLANO ESTRATÉGICO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021—Dezembro 2016
3
Avisos
Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventosfuturos. Tais previsões refletem apenas expectativas dosadministradores da Companhia sobre condições futuras daeconomia, além do setor de atuação, do desempenho e dosresultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou nãopela Companhia e, consequentemente, não são garantias deresultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futurosdas operações da Companhia podem diferir das atuaisexpectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nasinformações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizaras apresentações e previsões à luz de novas informações ou deseus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2016em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluamem seus relatórios arquivados reservas provadas que aCompanhia tenha comprovado por produção ou testes deformação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmentenas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que asorientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatóriosarquivados.
Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadoresfinanceiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Essesindicadores não possuem significados padronizados e podem nãoser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados poroutras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque osutilizamos como medidas de performance da companhia; eles nãodevem ser considerados de forma isolada ou como substituto paraoutras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordocom o BR GAAP ou IFRS.
NOSSA VISÃO
Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gás que evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única
Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única
Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única
Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única
Uma empresa integrada deenergia com foco em óleo e gásque evolui com a sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica única
4
NOSSOS VALORES
Ética etransparência
Orientaçãoao mercado ResultadosSuperação e
confiança
5
Respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente
Principais métricas do Plano Estratégico (PE) e do Plano de Negócios e Gestão (PNG) —
SEGURANÇA FINANCEIRA
Redução de
36%da Taxa de Acidentados
Registráveis (TAR*)
Redução da
ALAVANCAGEMDívida Líquida/EBITDA
* TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora
PARA
2,5até 2018
DE
5,3em 2015
PARA
1,4em 2018
DE
2,2em 2015
6
Destaques do Plano—
2 métricas principais orientam a estratégia
Instrumento unificado
Novo sistema de gestãocom metas até supervisão
Disciplina na execução: acompanhamento sistemático de metas e correção de desvios
Novas ferramentas para
gestão de custosMeritocracia
(PE e PNG)
7
Envolvimento de toda a liderança
EVOLUÇÃO
8
Principais variáveis do cenário de referência—
48
Preços do Brent (US$/bbl - ano-base 2016)
Taxa de câmbio nominal (R$/US$)
56
68 71
0
40
80
120
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Fonte: Petrobras/Estratégia; IHS, PIRA, AIE, Boletim Focus
Faixa dos previsores (IHS, PIRA e AIE)
71
45
3,483,55
3,71 3,72 3,74 3,78
2,20
2,70
3,20
3,70
4,20
4,70
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Intervalo Focus Petrobras
9
Petrobras
Mercado brasileiro de derivados volta a crescer—
10
0
500
1000
1500
2000
2500
2017 2021
917 997
529 476
863 956
Mercado brasileiro de derivados(milhões bpd)
Diesel OutrosGasolina
2,3 2,4+5,2%
Redução de custos—
142
126
PNG 2015-2019 Estimativa 2017-2021 PNG 2017-2021
-18%
53%37%
10%
E&P RGN Demais áreas
Gastos operacionais gerenciáveis*(US$ bilhões)
11
153
* Gastos operacionais gerenciáveis (GOG): custos de extração, refino, logística, distribuição, overhead, entre outros
Parcerias e desinvestimentos—
2015-2016 2017-2018
19,5
15,1
Valor em US$ bilhões
12
Benefícios das parcerias
Compartilhamento de riscos
Desoneração de investimentos
Aumento da capacidade de investimento na cadeia
Intercâmbio tecnológico
Fortalecimento da governança corporativa
O programa de parcerias e desinvestimentos da Petrobras alavanca investimentos adicionais que podem superar US$ 40 bilhões* nos próximos 10 anos.
*Não considera investimentos de fornecedores no aumento da capacidade produtiva
Volume de investimentos próprios—
13
Capex 2017US$ 19,2 bilhões
0,0010,0020,0030,0040,0050,0060,0070,0080,0090,00
100,00
PNG 2015-2019(revisão JAN 2016)
PNG 2017-2021
81%82%
17%
17%
2%
1%
Comparativo de investimentos totais(US$ bilhões)
Exploração e Produção (E&P) Demais áreasRefino e Gás Natural (RGN)
98,4
74,1
-25%
72iniciativas
Grandes temas das iniciativas—
21estratégias
Implantação do OrçamentoBase Zero
Fortalecimento dos Controles
Internos
Gestão de desempenho baseada em meritocracia
Fortalecimento da cultura de
segurança
Melhoria do processo
decisório
Reforço àprevenção
contra a corrupção
Aprimoramento da gestãode riscos
14
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO—
15
Pré-sal Pós-sal
34% 66%
Desenvolvimento deprodução + exploração
Total E&PUS$ 60,6 bilhões
ConcessãoCessão OnerosaPartilha (Libra)
Investimentos planejados em exploração e produção —
Suporte Operacional Exploração
13% 11%
76%
Desenvolvimento da produçãoExploração Suporte operacional
16
17
Maior produtividade dos poços das concessões
Experiência adquiridana construção de poços
Menos poços para atingir a máxima capacidade da plataforma
Construção cerca de 3 vezes mais rápida
Menor tempo de construçãodos poços nas concessões
2016
2010
26
20
2016
2010
6
8
Poços produtoresMbpd/poço
Até 2016
Até 2010
124
3Poços construídos
(perfurados + completados)
2016
2010
89
310Dias de construção
por poço
Ganhos de eficiência: experiência no polo Pré-sal da Bacia de Santos —
Produtividade 30% maior 25% menos poços
204 poços perfurados
Menor necessidade de Capex para uma mesma produção
Menor necessidade de Capex para uma mesma produção
Campo de Lula: construção e interligação de poços mais rápida—
2010 2016
60% redução no tempo deconstrução e interligaçãode poços
6 unidades Angra dos Reis Paraty Itaguaí Mangaratiba Maricá Saquarema
1 unidadeAngra dos Reis
18
Aumento da participação do Pré-sal na carteira, que tem menor custo de extração
Ganhos com renegociações contratuais
Gestão de ociosidade de sondas
Otimização da frota de embarcações de apoio logístico
Redução de gastos com pessoal
Custo de extração(US$/boe)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2014 2015 2016 2017-2021*
14,6
1211
9,6
Redução de custos operacionais—
19* Média do período
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
Produção de óleo na Bacia de Campos (Mbbl/d)
Declínio estável, em torno de 9%*
Oportunidades na Bacia de Campos—
Ênfase em parcerias estratégicas para aumentar o potencial de produção
Extensão de concessões
Revitalização de Marlim
Bacia deCampos
*Abaixo da média da indústria para águas profundas (12%)
20
1.37MMbbl/d
62% de nossaprodução total de
óleo
21
Produção da Petrobras—
0
1
2
3
4
2017 2021
Produção Óleo, LGN e Gás
Óleo + LGN Brasil
Óleo + Gás Exterior
2,52
3,34
2,07
2,77
Gás Natural Brasil2,62
3,41
Produção de óleo, LGN e gás(milhões de boed)
Entrada das unidades de produção—
2017 2018 2019 2020 2021
LEGENDA
CONCESSÃO
PARTILHA
CESSÃO ONEROSA
TARTARUGA VERDE E MESTIÇA
LULA NORTE
LULA SUL
TLD DE LIBRA
BÚZIOS 2
BÚZIOS 1
BÚZIOS 3
BÚZIOS 4 BÚZIOS 5
PILOTO LIBRA
REVIT. DE MARLIM MÓD. 1
REVIT. DE MARLIMMÓD. 2
LIBRA 2 NW
ITAPU
INTEGRADO PARQUE DAS BALEIAS
22
BERBIGÃO
LULA EXT. SUL
ATAPU 1
SÉPIA
REFINO & GÁS NATURAL
—
23
33%
25%
11%
24%
7%
RTC - Continuidade operacional RTC - Investimento de capitalG&E - Continuidade operacional G&E - Investimento de capitalOutros (Petrobras Distribuidora, PBIO e P&D)
Total RGNU$S 12,4 bilhões
Investimentos planejados em Refino e Gás Natural (RGN)—
24RTC: Refino, Transporte e Comercialização; G&E: Gás & Energia; PBIO: Petrobras Biocombustível; P&D: Pesquisa & Desenvolvimento.
2014 2015 2016 2017-2021
0,49
0,37
0,310,29
Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias.
Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada
Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos
Otimização de gastos de manutenção
Redução de custos operacionais—
Custo de Refino(US$ mil/UEDC1)
251 Unidade Equivalente de Capacidade de Destilação; 2 Média do período
2
Principais projetos—
Em busca de parceria
100 kbpd 130 kbpdUnidade SNOX (em contratação)
1º conjunto de refino (Trem I)
2º conjunto de refino (Trem II)
RNEST (Abreu e Lima)
COMPERJ
Em busca de parceria
Em conclusãoUPGN
Refinaria
26
Ampliação da UTGCAem estudoRota 1
Escoamento Pré-sal
Gasoduto e UPGNem implantaçãoRota 3
SNOX: Unidade de Abatimento de Emissões; UPGN: Unidade de Processamento de Gás Natural;UTGCA: Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato.
26
Redução de custos com pessoal—
empregados já se desligaram, dos quais 2.470 já no PIDV 2016
9.670 empregados previstos para desligamento até meados de 2017, dos quais 400 do PIDV 2014
9.270
27
Redução de empregados próprios (Planos de Incentivo ao Desligamento Voluntário 2014-2016)
Redução dos prestadores de serviços
114.000 desligaram-se desde dezembro de 2014*
* Prestadores de serviços de obras e montagens, administrativos, de operação, de paradas programadas e do exterior
Due diligence de contrapartes
Verificação de integridade para candidatos a posições-chave
Adesão ao Código de Ética e ao Guia de Conduta para 100% dos empregados
Conselho de Administração e DiretoriaExecutiva são escolhidos por critériosexclusivamente técnicos
Canal independente de denúncia
Comitê de Correição
Foreign Corrupt Practices Act DOJ e SEC
UK Bribery Act
Lei 12.846/2013Decreto 8.420/2015
Lei 13.303/2016
Programa dePREVENÇÃO
À CORRUPÇÃO
Código deÉTICA
28
Medidas adotadas para fortalecimento da Conformidade —
Revisão do processo decisório
Eliminação de alçadas individuais
Criação de comitês técnicos estatutários
Comitê de auditoria estatutário
Acréscimo de novos comitês de assessoramento do Conselho
Alinhamento de diretrizes das empresas do Sistema Petrobras
Definição de processo sucessório para funções gerenciais e diretoria
Reorganização da estrutura da companhia
29
Medidas adotadas para fortalecimento da Governança —
FINANCEIRO—
30
Usos e Fontes —
Sem necessidade de novas captações líquidas em 2017-2021
Desinvestimentos e parcerias sãoessenciais para viabilizar a totalidade dos investimentos planejados
31
Usos e Fontes 2017-2021(US$ bilhões)
FontesUsos
Investimentos
Amortizações
Despesas financeiras Geração operacional (após dividendos)
Uso do caixa
Parcerias e desinvestimentos
32
73
74
158
2 19
179 179
Principais riscos*—
Mudanças relevantes nas condições do mercado
Parceria e desinvestimento abaixo do previsto
Disputas judiciais
Renegociação da Cessão Onerosa
Impacto de Conteúdo Local nos custos e prazos dos projetos
Atraso na construção de plataformas
Custos dos investimentos acima do previsto
*Estes riscos não são exaustivos
Os riscos contam com responsáveis e/ou iniciativas para mitigação
32
Resultados do 3T16—
33
34
Seguimos na trajetória de aumento da produçãoProdução sobe 2,5% no período
35
Custo de extração segue tendência de queda
Custo de Extração do Pré-salabaixo de 8 dólares por barril< 8,0
US$ boe
11,010,6 10,5
3T15 2T16 3T16
Custo de Extração 3T15 vs 3T16
Reduzimos os gastos operacionais gerenciáveis em 20%, no mesmo período que a produção cresceu 2,5%
* Brasil + Exterior
Custo de Extração*(US$/boe)
12.110.4
9M15 9M16
Custo de Extração*(US$/boe)
-14%
36
Redução do volume de vendas* decorre da menor demanda interna por derivadosDemanda impactada pela desaceleração da economia doméstica
953 811 804
540541 521
789757 763
Diesel
Gasolina
Outros
3T16
2,088
2T15
2,109
3T15
2,282-1.0%
mil bbl/dia
-8,5%
928 804
550542
776738
9M16
-7,5%
2,084
9M15
2,254
* Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora
37
O saldo líquido de exportações de óleo e derivados foi de 210 mil bpd no trimestre
313
122 154
365 341419
218
237 198
145 174
143
-55-63-73
265219
52
2T16
515
3T15
510
3T15
-21
3T15
531
3T162T16
359
3T163T16
352
156
2T16
210
562
Importação Exportação Saldo Líquido
PetróleoDerivados
mil bbl/dia
38
Fluxo de caixa livre positivo pelo sexto trimestre consecutivo
Geração de Caixa Operacional
Fluxo de Caixa Livre Investimentos 2
EBITDA Ajustado1
15,5 20,3 21,6
3T15 2T16 3T16
18,011,2 10,3
3T15 2T16 3T16
10,816,4
3,8
3T15 2T16 3T16
21,8 21,9 26,7
3T163T15 2T16
1. EBITDA ajustado é o somatório do EBITDA, participações em investimentos, impairment e ajustes acumulados de conversão – CTA.2. Visão Caixa
R$ Bilhão
19 28 31
+11%
9M16
63,0
9M15
56,8
24 30
+8%
9M16
66,0
9M15
61,1
52,8
-31%
9M16
36,3
9M15
+256%
9M16
29,6
9M15
8,3
Margem EBITDA Ajustado (%)
39
Resultado afetado por itens não recorrentes
Resultado Operacional
Resultado Líquido Resultado Financeiro Líquido
Resultado Bruto
-11,4-6,1 -7,1
3T162T163T15
-16,5
-3,8
3T162T16
0,4
3T15
6,0 7,2
-10,0
3T162T163T15
23,8 22,8 23,3
3T162T163T15
R$ Bilhão-6%
9M16
67,2
9M15
71,7
-81%
9M16
5,3
9M15
28,5
+5%
9M16
-21,9
9M15
-23,1
-925%
9M16
-17,3
9M15
2,1
40
Principais projetos e motivos para o impairment no 3T16R$ 15,7 bilhões no 3T16
R$ Bilhão
3,9
4,8
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
mar/16jan/16nov/15set/15jul/15mai/15mar/15jan/15 set/16jul/16mai/16
+23%
Prêmio de Risco País(% a.a.)
2,5
2,8
5,6
2,0
Alguns campos de produção que já haviam sofrido impairment em 2015 tiveram seus fluxos de caixa mais pressionados pelo câmbio e pela taxa de desconto
Principalmente, incerteza na entrega dos cascos para os FPSOs P-71, P-72 e P-73
Postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e câmbio
Revisão das premissas do plano de negócios, como redução do mercado para resinas e câmbio
Campos de Produção de Óleo e Gás no Brasil
Equipamentos vinculados à atividade de produção de óleo e gás
2º trem de refinaria Abreu e Lima - RNEST
Complexo Petroquímico Suape
Aumento da Taxa de Desconto em todos os segmentos
41
Ações Individuais – Nova Iorque
Em Out/16, a Cia alcançou acordo
para encerrar quatro ações
individuais, com os seguintes
autores:
• Dodge & Cox Int'l Stock Fund;
• Janus Overseas Fund;
• PIMCO Total Return Fund;
• Al Shams Investments.
• al.
No 3T16, a Cia realizou
provisionamentos referentes a ações
individuais em negociação, no entanto,
ainda sem realização de acordos.
Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16
Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16
Acordo realizado no 3T16Provisão realizado no 3T16
No 3T16, a companhia não realizou
provisionamentos e nem acordos
referentes à ação coletiva (class
action) e outras ações individuais.
As ações em discussão envolvemquestões complexas e sujeitas aincertezas substanciais.
Ações individuais(negociadas)
Ações individuais(em negociação)
Ação coletiva+ outras ações
individuais
Provisão de R$ 1,2 bilhão no 3T16
42
Anunciamos a nova política de preços de diesel e gasolinaPraticaremos preços competitivos tendo como referência o Preço de Paridade de Importação (PPI) acrescido de uma margem
Preço de Importação
(alternativa de mercado)
Tributos
Margem e Risco
PPI
Considera a competitividade do produto Petrobras e os riscos inerentes à atividadede importação, tais como volatilidades das cotações de câmbio, petróleo e derivados,atrasos e perda da especificação de qualidade.
A competitividade será função dos objetivos comerciais e financeiros
CIDE, PIS e COFINS, ICMS
Preço na refinaria
43
Parcerias e Desinvestimentos já alcançaram 69% da meta do Plano 2015-16Valor total de transações já assinadas soma US$10,5 Bi
Parcerias e desinvestimentos com contratos assinados
Ativos Bacia Austral na Argentina, com
Compañia General de Combustibles S.A.
49% Gaspetro com Mitsui
66,7% PESA com Pampa Energia
Petrobras Chile Distribuición com a
Southern Cross Group
66% BM-S-8 (Carcará) com Statoil
90% da Nova Transportadora do Sudeste
(NTS) com Brookfield
Refinaria de Nansei com Taiyo
Liquigás com Ultrapar
Parcerias e desinvestimentos em fase final de negociação já
divulgados
Petroquímica Suape e Citepe com
Alpek
Campos de Baúna e de Tartaruga
Verde com Karoon
Parcerias Estratégicas em andamento já divulgadas
MoU com Statoil – foco na
revitalização dos campos do Pós-Sal
MoU com GALP – foco em parcerias
em regiões de interesse comum no
mundo todo, além de treinamento e
pesquisa de reservatórios em águas
profundas
MoU com TOTAL – foco nos
segmentos de E&P, Gás, Energia e
Refino no Brasil e exterior
Desinvestimentos em andamento já divulgados
Parceria na Petrobras Distribuidora
(BR)
Campos terrestres e em águas rasas
Terminais de GNL
Térmicas
44
Reduzimos em 10% os Gastos Operacionais Gerenciáveis em 2016As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram, apesar do reajuste salarial decorrente do ACT 2016
-6%
3T16
19,9
2T16
21,1
3T15
25,2
-21%
-10%
9M16
62,7
9M15
69,7
-7%
3T16
71.152
2T16
76.613
3T15
79.113
-10%
Evolução do Número de Empregados do Sistema
Gastos OperacionaisGerenciáveisR$ Bilhão
-4%+9%
9M16
19,3
9M15
17,7-2%
6,4
3T162T16
6,5
3T15
6,6
Despesas de Vendas, Gerais e AdministrativasR$ Bilhão
45
Redução do endividamento em linha com metas do PNG 2017-2021
398,2397,8
450,0
493,0506,6
325,6332,4369,5
392,1402,3
122,7123,9126,4126,3127,5
103,6103,8100,4101,3 100,3Endivid. Líquido
(US$ bilhão)
Endivid. Total(US$ bilhão)
Endivid. Líquido(R$ bilhão)
Endivid. Total(R$ bilhão)
2T161T164T153T15 3T16
3T15 2T16 3T16
Custo da Dívida (% a.a.) 6,1 6,3 6,3
Prazo Médio (anos) 7,49 7,30 7,33
Alavancagem (%) 58 55 55
46
Perfil de Dívida– Em 30 de Setembro de 2016
Por Categoria Por Moeda
Note: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal
44%
24%
6%
22%
4%
Bancos Estatais Brasileiros
Outros Bancos Brasileiros
Mercado de Títulos
Instituições Financeiras Internacionais
Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Créditoà Exportação (ECA)
74%
19%
1%6%
Euro
Dólar
Reais
Outras Moedas
47
MATURIDADE DA DÍVIDA 2016-2020 – EM 30 DE SETEMBRO DE 2016 (Incluindo Gestão da Dívida – GD)
Nota 1: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal
US$ Bilhão
38%
21.3
20%
2016
45%
2018
22%
25%
12.0
31%
3.9
2017
16%
25%
40%
9.6
25%
26%4%39%
32%5%
2%
12%
12%
4%
32%
12%
1%
7%
2%
16.5
22%
20202019Mercado de Títulos
Instituições Financeiras Internacionais
Bancos Estatais Brasileiros
Bancos de Desenvolvimento Estrangeiros e Agências de Créditoà Exportação (ECA)
Outros Bancos Brasileiros
Antes da Recompra de
Títulos
Depois da Recompra de
Títulos(Julho 2016)
13.4
15.1
23.6
48
Fluxo de Caixa 2016 reflete desinvestimentos e gestão da dívida
US$ Bilhão
1
25,8
26,5
6,5
11,922,5
Saldo Final2016
Captações
1,8
RolagensDesinvestimentoInvestimento
-14,5
Dividendos, Juros
e Amortizações
-9,3
-22,6
Garantias Judiciais
-3,6
GeraçãoOperacional
Saldo Inicial2016
Despesas Financeiras e Amortizações
Recompra de títulos
49
E evoluindo com foco nas principais métricas do PNG 2017-21
Dívida Líquida / EBITDA**
4,54,1
5,3
-9%
2T162015 3T16
1,81,6
2,2
-12%
2T16 3T162015
Taxa de Acidentados Registráveis*
SEGURANÇA
*TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora
FINANCEIRA
-24%-27%
** LTM EBITDA Ajustado
PLANO ESTRATÉGICO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021—Dezembro 2016