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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.
2
TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS (TAR)
DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA AJUSTADO
por milhão de homens-hora
* Excluindo acordo
da Class Action
Foco nas métricas de topo
—
2,15
1,631,24 1,11 1,09 1,08 0,95 1,06
2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18
5,11
3,543,24 3,23 3,16
3,67 3,523,23
2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18
3,07*3,20* 2,86*
3
Lucro líquido de R$ 17 bilhões, crescimento de 257% e melhor resultado desde 2011
Lucro operacional de R$ 34,5 bilhões, 18% superior ao 1S17
Entrada em operação do 1º sistema de produção na área da Cessão Onerosa no campo
de Búzios, com a P-74, e de um novo sistema de produção na Bacia de Campos, no
campo de Tartaruga Verde
Chegada ao Brasil da P-67, que irá operar no campo de Lula
Ampliação do portfolio exploratório em 31% desde 2017
Antecipação de Juros sobre capital próprio (JCP): R$ 0,05 por ação (PN e ON), no valor
de R$ 652,2 milhões no trimestre
Principais destaques do resultado do 1S18
—
Melhora constante nos
resultados financeiros
Remuneração
aos acionistas
4
Menor patamar de endividamento desde 2012: Bruto de US$ 92 bilhões e Líquido de
US$ 74 bilhões
Redução de R$ 1,6 bilhão de despesas financeiras no semestre
Processo de
desalavancagem
vem evoluindo
Operacionais
Tendo em vista os resultados alcançados e o monitoramento constante do Plano de Negócios e
Gestão, ajustamos as projeções até o final de 2018, mantendo as métricas de topo divulgadas
no PNG 2018-2022:
Monitoramento do Plano de Negócios e Gestão
—
5
Investimentos de
US$ 15 bilhões em
2018, mantendo
investimento total
de US$ 74,5 bilhões
para o horizonte
2018-2022
Parcerias e
Desinvestimentos
com entrada
de caixa de
US$ 7 bilhões em 2018
Dívida líquida/
EBITDA Ajustadode 2,5
Taxa de acidentados
registráveis por
milhão de homem
hora (TAR) de 1,00
(limite de alerta)
3,15 3,22 3,16 3,25 3,243,61
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18
54 50 52 6167 74
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18
BRENT
(US$/bbl)+ 36%Entre 1S17 e
1S18
+ 8%Entre 1S17 e
1S18
CÂMBIO
(R$/US$)
Valorização do Brent e
depreciação do Real
—
6
Maior cotação do Brent e
depreciação do Real
Maiores margens nas:- Exportações de petróleo
- Vendas de derivados
Menores despesas gerais e
administrativas e com ociosidade
de equipamentos
Melhor resultado financeiro, com
destaque para menores despesas
financeiras, pela redução do
endividamento
(R$ bilhões)
Lucro Operacional cresce 18%
e Lucro Líquido 257%
—
4,8
17,0
1S17 1S18
Lucro
LíquidoLucro
Operacional
7
+18%
+257%
29,3
34,5
1S17 1S18
4T17 2T18
Taxa média de financiamentos (% a.a.) 6,1 6,2
Prazo Médio (anos) 8,62 9,11
Alavancagem (%) 51 50
126,2118,4
109,3102,6
91,7100,4
96,484,9 81,4
73,7
2015 2016 4T17 1T18 2T18
Endividamento Total Endividamento Líquido
(US$ bilhões)
Redução do endividamento
—
8
1,1 2,7
6,6 8,4
13,3 12,5
9,2 7,9
6,1 5,2 6,2
2,9
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
18,1
Cronograma de
amortizações
Posição em 30/06/2018
Linhas de crédito
compromissadas*5,4
* US$ 4,35 bilhões com 17 bancos + R$ 4 bilhões com Banco do Brasil e Bradesco
(US$ bilhões)
Gestão da
dívida
—
9
CAIXA
Despesas com
VendasDespesas Gerais e
Administrativas
6,3
8,9
1S17 1S18
4,5 4,3
1S17 1S18
(R$ bilhões)
Controle dos custos operacionais
—
10
-4%
+41%
Custo de extração
US$/boe
Custo de refino no Brasil
R$/barril
11,3 10,5
1T18 2T18
9,6 8,6
1T18 2T18
-11%
-7%
10
Parcerias e desinvestimentosTotal de entrada de caixa no semestre: US$ 5 bilhões
—
Fase não vinculante Fase vinculante Fechado
Campos Piranema e
Piranema Sul (SE)
Campos Tartaruga Verde e
Mestiça e Módulo 3 Espadarte
(50%)
Refinaria de Pasadena
Ativos no Paraguai*
Campo de Maromba (RJ)
Petrobras Oil & Gas B.V.
(“POGBV”)
Campos terrestres
Campos de águas rasas
(RJ, SP e SE)
Campos de águas rasas
(CE e RN)
BSBIOS
Campo de Roncador (25%)
Azulão
Petroquímica Suape e Citepe
São Martinho
Liquigás (Multa)
Carcará (2ª parcela)
Lapa e Iara
* Pendente de aprovações externas
Sergipe Alagoas – águas
profundas
Projetos suspensos: Araucária Nitrogenados, TAG, Refinarias (polos Sul e Nordeste)
Memorando de
entendimentos no
segmento de energias
renováveis
Carta de Intenções
para promover
investimentos na
Refinaria do Comperj
e em Marlim
Parcerias Estratégicas
Processos Competitivos
Campo Baúna
11
44,3
55,8
1S17 1S18
32,8
49,5
1S17 1S18
Exploração e
Produção
Refino, transporte
e comercialização
14,0 14,7
1S17 1S18
Maior cotação do Brent
Menor ociosidade de
equipamentos
Maior pagamento de
participações
governamentais
(R$ bilhões)
Evolução do EBITDA
Ajustado
—
12
+26%
+51%
+5%
Menor volume de vendas
Menores margens de
diesel e gasolina em
relação ao Brent,
compensadas pelo efeito
dos estoques formados a
preços mais baixos
Remuneração aos acionistas Aprovada pelo Conselho de Administração a antecipação de juros sobre capital próprio para os acionistas
—
13
Juros sobre Capital
Próprio para ON e PNValor total
Data de
Pagamento
1º Trimestre
2º Trimestre
R$0,05 por ação
R$0,05 por ação
Acumulado no
semestre
R$ 652,2 milhões
R$ 652,2 milhões
R$ 1.304,4 milhões
29/05/2018
23/08/2018
4,8
17,0
1S17 1S18
Contribuição de valor à sociedade
—
14
(R$ bilhões)
Lucro LíquidoTributos e
Participações Governamentais
58,6
75,2
1S17 1S18
Estaduais + Municipais Federais
46% Governo
Total no semestre
+28%
50,4
24,8
7,9
83,1
1S18
+257%
16
Produção segue em linha com a meta estabelecida para 2018—
* Meta de produção – PNG 2018-2022
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS (MMboed)
2,2 2,1
0,5 0,5
0,10,1
2,82,7
1S17 1S18
2,1
0,5
0,1
2,7
2018*
Óleo + Gás Exterior Gás Brasil Óleo Brasil
Produção operada
no Pré-sal supera
1,5 MMbpdnos últimos dias de abril
-4%
Bacia de Campos: um celeiro de oportunidades —
Renovação da concessão de Marlim Sul
até 2052
Gestão de Roncador em parceria: aumento da recuperação estimado em 5%
Primeiro óleo em Tartaruga Verde
2 clusters exploratórios de alto
potencial, com 12 novos blocos
Bacia de
Campos
17
Ampliação do portfólio exploratório pela aquisição de áreas de grande potencial—
20 blocos em cinco leilões
Ampliação de áreas de atuação
exploratória: novas fronteiras abertas
nas bacias de Campos, Santos, Paraná e
PotiguarSetor 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
4ª Rodada de Partilha
Parcerias relevantes em Três Marias,
Uirapuru e Dois Irmãos
5ª Rodada de Partilha
Manifestação do direito de preferência: Sudoeste de
Tartaruga Verde Bacia de
Santos
Bacia de
Campos
Não-operador
Operador
18
—
19
Concluído poço com a maior coluna de óleo já constatada no Pré-sal da Bacia de Santos—
Coluna de óleo
530 metrosA média dos 5 poços no Pré-sal
com maior coluna de óleo é de
436 metros
Poço concluído
em 13/07
CAMPO DE SURURU 42,5% 22,5%Campos de produção operados
no Pré-sal da Bacia de Santos
25% 10%
Búzios Mero
Lula
19
Cernambi
• 1º Óleo em 22 de junho
• Produção atual* de 25 mil boed
• Entrada do 2º poço produtor em 03 de julho
BúziosFPSO P-74
• 1º Óleo da Cessão Onerosa em 20 de abril
• Produção atual* de 30 mil boed
Tartaruga VerdeFPSO Cid. Campos dos Goytacazes
Iniciada a produção da Cessão Onerosa e mais um sistema na Bacia de Campos—
20* Média julho/2018
21
Expectativa de crescimento pela entrada de novos sistemas93% dos poços de 2018 já estão concluídos
—BúziosFPSO P-75
• Cap. Óleo: 150 mil bpd
• WI Petrobras: 100%
• Chegada à locação no 3T18
Lula NorteFPSO P-67
• Cap. Óleo: 150 mil bpd
• WI Petrobras: 65%
• Chegada à locação no 3T18
Lula Extremo SulFPSO P-69
• Cap. Óleo: 150 mil bpd
• WI Petrobras: 65%
• Saída do estaleiro no 3T18
BúziosFPSO P-76
• Cap. Óleo: 150 mil bpd
• WI Petrobras: 100%
• Saída do estaleiro no 4T18
Em trânsito para o BrasilBaía de Guanabara Angra dos Reis Pontal do Paraná
Egina • FPSO Egina
Cap. Óleo: 200 mil bpd
4T18
Berbigão • FPSO P-68
Cap. Óleo: 150 mil bpd
2019
Volume de vendas de derivados
menor na comparação acumulada
—
VOLUME DE VENDAS*
(mil bbl/dia)
PRODUÇÃO DE DERIVADOS(mil bbl/dia)
*Inclui vendas inter-segmentos e terceiros. Não inclui vendas da BR Distribuidora
Outros
Gasolina
Diesel
1.805 1.759
Queda na demanda total de derivados
Perda de market share para etanol
Aumento do teor de biodiesel na mistura
Participação do
Óleo Nacional na
carga processada (%)
Disponibilidade
operacional nas
Refinarias (%)
94 94
1S17 1S18
95 96
1S17 1S18
656 648
465 408
728665
1S17 1S18
1.8491.720
698 687
444 405
662 667
1S17 1S18
22
8374
65
79 77 7984 87
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN
9083 80 77 80
85 83 85
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN
Maior utilização dos ativos como decorrência de
aumento do Market Share
—
Gasolina (%)
Diesel (%)
81 7771 73 72
79 82 81
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN
Fator de Utilização (%)
23
Melhora na eficiência das operações logísticas
—
36 3732 32
28 26
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18
Número de navios na
cabotagem de petróleo Maior integração entre E&P e
Abastecimento na programação
de navios, com aumento na
eficiência e segurança nas
operações
Menor número de navios na
cabotagem de petróleo, com
redução de 15% no custo unitário
de offloading, sem perda no nível
de serviço
Média do período
24
-3141
432 331
1S17 1S18
169 176
548462
1S17 1S18
200135
116
131
1S17 1S18
Exportação de 638 mil bpd de óleo e derivados no
semestre, com saldo líquido de 372 mil bpd
—
(mil bbl/dia)
Importação
(mil bbl/dia)
Exportação
(mil bbl/dia)
Saldo líquido
Petróleo
Derivados
316266
717638
401
372
25
Estabilidade das vendas de gás natural com aumento da
participação do segmento não termelétrico
—
Oferta de gás natural(MMm3/dia)
Demanda de gás natural(MMm3/dia)
53 51
22 23
3 3
1S17 1S18
GNL
Bolívia
Nacional
17 16
25 23
36 38
1S17 1S18
Não Termelétrico
Termelétrico
Abast/Fafens
26
1.966 2.248
2T181T18
(MWmed)
Carga SIN*(GWmed)
38 39 40 42 42 37
32
23 18 19
23
32
3944
46 44 42
2017
2018
julmar abr outago setjan dezmaifev novjun
Nível Reservatório SIN (%)
Hidrologia SIN*(%MLT)
PLD** Sudeste(R$/MWh)
69 65
1T18 2T18
87 78
1T18 2T18
196
303
2T181T18
2.351 2.108
1S17 1S18
Geração Termelétrica
—
**PLD – preço de liquidação das diferenças*SIN – sistema integrado nacional
27
DIVULGAÇÃO
DOS RESULTADOS
2º trimestre de 2018
Coletiva de Imprensa
Gerência de Imprensa