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EXECUTANDO A ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO DA PETRORIOSEMINÁRIO SOBRE ÓLEO & GAS
APIMEC - AGOSTO 2017
CONHEÇA A PETRORIOConheça nossa estratégia e resultados
SUMÁRIO EXECUTIVO
2015 2016
Produção 3.056 Mbbl 2.980 Mbbl
Produção Média 8.600 bbl/dia 8.145 bbl/dia
Receita Líquida R$ 253 milhões R$ 398 milhões
EBITDA R$ 150 milhões R$ 329 milhões
Caixa R$ 449 milhões R$ 571 milhões
Dívida¹ R$ 32 milhões R$ 32 milhões
Caixa líquido R$ 417 milhões R$ 539 milhões
1 - Debêntures conversíveis (vencimento em outubro/19)
A PetroRio é a maior produtora independente de petróleo no Brasil.
• Capacidade de atrair capital (Potencial de alavancagem; Segmento de Listagem“Novo Mercado”)
• Time técnico altamente qualificado - Qualificada como Operador-A pela ANP
• Trajetória de sucesso no Campo de Polvo: Pode ser replicado em novos projetos
• A PetroRio busca gerar valor em campos produtores através de redução de custos ealta eficiência operacional
• Balanço sólido com posição de caixa de R$ 678 milhões (2T17)
ATIVOSFZA-M-254
FZA-M-539
ManatiCamarão Norte
Polvo
Evolução do Caixa – R$ milhões
Destaques Financeiros
3
+ 51%Campo Partic. Produção
POLVO 100% 8.100 bbl/d
MANATI 10% 3.000 boe/d
FZA-M-254 100% Exploração
FZA-M-539 100% Desenvolvimento
CAMARÃO N. 10% Desenvolvimento
449 497571
678
2014 2015 2016 2T17
2000
Devon Energy adquireBM-C-008
2007
PrimeiroÓleo
2010 2011 2013
Pico de Prod - 28 kbod
BP adquirePolvo
Petrorio Adquire60% de Polvo
2014
PetroRio adquire 40% restantes e iniciacomo operador
2015 2016
Novo plano de desenvolvimento submetido
Workover nos poços: Aumento de 20% na produção
SUMÁRIO EXECUTIVO
Polvo (100%)
2000
Devon Energy adquireBM-C-008
2007
PrimeiroÓleo
2010 2011 2013
Peak Oil - 28 MBODRig Stacked
BP adquirePolvo
Petrorio Adquire60% de Polvo
2014
PetroRio adquire 40% restantes e iniciacomo operador
2015 2016
Novo plano de desenvolvimento submetido
Workover nos poços: Aumento de 20% na produção
RESUMO DOS ATIVOS
Polvo (100%)
Manati (10%)
2000
Descoberta1-BRSA-14-BAS
2002 2003 2006 2007
comprovando acumulação de gás
2014 2016 2017
Petrorio compra 20% da Brasoil
Petrorio adquire 80% restantes da BrasoilInício da perfuração dos 6 poços
produtores
Início da produção
Drivers da Companhia
✓ GERAÇÃO DE LUCRO
✓ CRIAÇÃO DE VALOR AOS ACIONISTAS
✓ DISCIPLINA FINANCEIRA
Pessoas• Meritocracia
• Remuneração agressiva vinculada à resultados
• Pessoal altamente qualificado
Estratégia de Crescimento
• Crescimento através da aquisição de ativos em produção
• Desenvolvimento dos ativos atuais
Redução
de Custos• Busca por otimizações
operacionais
• G&A e G&G reduzidas
Meio Ambiente e Segurança
• Padrão mundial em práticas de SMS
Alta Eficiência Operacional
• Aprimoramento dos processos
• Velocidade na resposta à eventos diários
4
OPORTUNIDADES ÚNICAS NO MERCADO DE O&G
Ambiente político e econômico com novas oportunidades de negócios
Companhias de O&G em dificuldades financeiras devido à queda no preço do óleo
Plano Global de Desinvestimentos da Shell-BG totalizando US$30 Bi
Crise política e econômica no Brasil
2015-2016 2017-2018
US$13,6 B
Petroquímica
Biocombustíveis
Gasodutos
Distribuidoras
Ativos exterior
Parecerias estratégicas
Plano de Desinvestimentos Petrobras
20
US$21 B
CAMPO DE POLVO
8.000BARRIS POR DIA
1.850DIAS SEM ACIDENTES COM AFASTAMENTO
97%EFICIÊNCIA OPERACIONAL
CAMPO DE POLVO 100% PETRORIO – VISÃO GERAL
• Próximo a Cabo Frio• Área: 134,24 km² • Lâmina d’água: 92 - 180m
Bacia de Campos
ReservasDestinos das exportações (2016 – 2017)
8
Campo de Polvo
Provadas (1P)
Provadas + Prováveis (2P)
Provadas + Prováveis + Possíveis (3P)
13,0
15,4
21,2
RESERVAS DE POLVO ÓLEO (milhões bbl)
Fonte: Relatório de Certificação da D&M – 12/2016
CAMPO DE POLVO – PRODUCÃO DE PETRÓLEO
DIFERENTES PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO COM O PASSAR DOS ANOS
Cenário Abandono Recuperação de Óleo¹
Cenário BP 2017 2,8MM bbl
2015 20212016 2017 2018 2019 2020
Mbbl/d
10
6
4
2
0
8
1. 2016 ao Descomissionamento
Cenário BP
Gestão PetroRio s/workover de poços 2021 12,1MM bbl
Aumento
~400%PDP Atual 2021 13,4MM bbl
PRODUÇÃO DE POLVO
Eficiência OperacionalProdução Média Diária (bbl/d)
Redesenvolvimento:
Sem o workover a produção estimada seria de 6,7 Mbbl/d,
18% menor.
Produção Média Diária e Eficiência Operacional
9
8.780 8.376 8.167 8.213 8.040
96,6%94,1% 93,0% 95,2% 96,9%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
2T16 3T16 4T16 1T17 2T17
POLVO: CUSTOS X BRENT
Início das operações da PetroRio 1- 100% do campo (excl. amortização, depreciação e royalties)Brent Médio Lifting Cost
Brent x Lifting Cost¹ (US$/bbl)
10
Reação e resiliência na resposta à mudanças conjunturais
112,32
101,64
110,03109,78
107,92109,65
103,46
76,22
55,25
64,01
51,46
44,78
35,21
47,02
46,99
51,06
54,60
50,79
$49,91 $54,45
$63,92
$61,04
$41,81 $42,08
$48,68
$40,24 $36,84
$33,75 $38,27
$33,52
$35,69
$28,17
$28,37 $31,28 $30,63 $31,18
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15 4Q15 1Q16 2Q16 3Q16 4Q16 1Q17 2Q17
• Aumento de eficiênciaoperacional de 80% para 97%
• Redução de 60% dos custos comparados ao Operador anterior
• Redução no G&A de 69%
Custo de Operação – USD MM
• Gerenciamento meticuloso do reservatório para estender a vida útil do campo
Recuperação esperada de petróleo – MM bbl
• Ativos “pequenos” para as Majors recebem foco especialna PetroRio
• Oportunidade para ganho de escala com novos ativos
• Overhead reduzido
Data estimada de abandono de Polvo
MODELO DE NEGÓCIOS
FOCOREDUÇÃO DE CUSTOS REDESENVOLVIMENTO 31 2
240
90
2013 (BP) 2016 (PetroRio)
D&M 2016
D&M 2015
BP 2013
5x
11
-62%
BP 2013 2016
D&M 2015 2020
D&M 2016 2022
NOVOS PROJEÇÕES DE PRODUÇÃO COM INVESTIMENTO PETRORIO
Cenário Descomissionamento Recuperação de Óleo¹
PDP Atual (Gestão PetroRio c/ w.o.) 2021 13,4MM bbl
2015 20252016 2017 2018 2019 2020
Mbbl/d
0
10
6
16
8
12
14
4
2
CAMPO DE POLVO – INVESTIMENTOS
2021 2022 2023 2024
1. 2016 ao Descomissionamento
Aumento
~50%(+) 02 prospectos 2025 20,6 MM bbl
CAMPO DE GÁS NATURAL DE MANATI
CAMPO MANATI
Campo produtor de gás natural, localizado na bacia de Camamu-Almada a 65km de Salvador-BA
• 3º maior campo produtor de gás natural do Brasil¹
• Reserva provada desenvolvida de 0,9 Bilhão m³ (participação de
10% da Petrorio)²
• Fluxo de caixa estável e previsível; contrato de take-or-pay com a
Petrobras
• Margem EBITDA do projeto: ~70%
• Upside para desenvolvimento de Camarão Norte
6,0 6,1 6,0 6,0
4,64,2 4,1
5,04,1 4,1
4,44,2 4,3 4,2 4,1
jan-16 mar-16 mai-16 jul-16 set-16 nov-16 jan-17 mar-17
Histórico de produção (milhões m³/d)
Redução de demanda desde 2T16 Capacidade = 6 milhões de m³/d
14
1 - Fonte: ANP; gás natural não associado2 - Relatório D&M – 31 de dezembro de 2016
22
INSTALAÇÕES
➢ Plataforma PMNT
➢ 6 poços ANM➢ 125 km duto 24”
▪ 57 km mar
▪ 68 km terra
➢ Estação de
Tratamento EVF
➢ Estação de
Compressão
Campo deManati
ATIVOS EXPLORATÓRIOS E EM DESENVOLVIMENTO
Pirapema (FZA-M-539)
• Descoberta de gás natural na bacia da Foz do Amazonas
• Dois poços perfurados
• Gas-in-place estimado: 20 bilhões de m³ (100% Manati = 33 Bilhões m³)
• Lâmina d’água: 130m
Camarão Norte
• Oportunidade de tie-back com o sistema de produção de Manati
• Processo de unitização ao campo adjacente de Camarão em discussão com a ANP
FZA-M-254
• Ativo de óleo
• Estudos sísmicos 3D em fase de análise
Desenvolvimento
Exploração
15
PRONTOS PARA CRESCEREstratégia de crescimento definida, posição de caixa confortável e um time preparado e motivado para atingir os objetivos
DESTAQUES DO 2T17
Receita líquida de R$ 155,5 milhões, 50% acima do 2T16
EBITDA de R$ 66,3 milhões e Lucro Líquido de R$ 47,1 milhões no trimestre
Lifting cost no Campo de Polvo de US$ 31,2/bbl
Eficiência Operacional em Polvo de 96,9%, a mais alta desde 2015
Saldo de Caixa de R$ 677 milhões¹, 31% maior quando comparado aos 2T16
5
1 - Inclui caixa, equivalentes de caixa, caixa restrito e estoque de óleo.
OPORTUNIDADES ÚNICAS NO MERCADO DE O&G
Ambiente político e econômico com novas oportunidades de negócios
Companhias de O&G em dificuldades financeiras devido à queda no preço do óleo
Plano Global de Desinvestimentos da Shell-BG totalizando US$30 Bi
Crise política e econômica no Brasil
2015-2016 2017-2018
US$13,6 B
Petroquímica
Biocombustíveis
Gasodutos
Distribuidoras
Ativos exterior
Parecerias estratégicas
Plano de Desinvestimentos Petrobras
20
US$21 B
A INDÚSTRIA DE O&G NO MUNDO
Os preços do óleo tiveram um forte declínio desde 2014, impactado pela desaceleração econômica global e desequilíbrio entre oferta e demanda. Uma recuperação pode ser vista desde 2T16 com volatilidade reduzida
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
Preço do Brent 2000 – 2017 (US$/bbl) Preço do Brent 1T15 - 1T17 (US$/bbl)
Estimativa Brent 2017 – 2020 (US$/bbl) Morgan Stanley – Supply x Demand (milhões/bbl)
65,11
27,88
46,04
53,61
0
20
40
60
80
mai
-15
jun
-15
jul-
15
ago
-15
set-
15
ou
t-1
5
no
v-1
5
dez
-15
jan
-16
fev-
16
mar
-16
abr-
16
mai
-16
jun
-16
jul-
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ago
-16
set-
16
ou
t-1
6
no
v-1
6
dez
-16
jan
-17
fev-
17
mar
-17
abr-
17
mai
-17
17
Implied stock build (draw) Demand Supply
PETRORIO: POTENCIAL PARA GERAR VALOR
As habilidades e vantagens competitivas da PetroRio, somadas à uma forte posição de Caixa, resultam em interessantes oportunidades na aquisição de novos ativos no setor de O&G no Brasil e no exterior
Time técnico com experiência sólida
no setor
Ênfase na geração de lucro e não
apenas na produção
Trajetória de sucesso no ramo
offshore
Plano de crescimento
desafiador: 100.000 bbl/dia
Ciclo de crescimento
econômico global mais lento
Competidoresinternacionais
deixando o país
Crise na PetrobrasBaixo preço do óleo
no mercadointernacional
PETRORIO Ambiente de negócios atual
AQUISIÇÕES DE ATIVOS A PREÇOS ATRATIVOS
21
ANEXO I: DRE PRO FORMAEm milhares de R$
24
R$ mil Trimestre Acumulado
DRE Pró-forma 2T16 2T17 6M16 6M17
Receita Total 103.382 155.507 144.890 230.293
Custo de Produto Vendido (84.843) (89.442) (135.219) (137.041)
Royalties (7.867) (15.029) (12.815) (23.026)
Resultado das Operações 10.671 51.036 (3.143) 70.226
Despesas com G&A, G&G e Projetos (15.017) (27.285) (30.262) (46.144)
Outras receitas e despesas 10.264 42.325 8.097 42.431
EBITDA 5.919 66.076 (25.309) 66.513
Depreciação/Amortização (21.400) (27.391) (32.981) (40.108)
Resultado financeiro (35.877) 10.692 (58.096) 32.294
Imposto de renda e contribuição social 336 (2.270) (24) (7.574)
Lucro (Prejuízo) Líquido (51.022) 47.107 (116.409) 51.125
ANEXO II: BALANÇO PATRIMONIALEm milhares de R$
25
ATIVO PASSIVO
Circulante Dez/16 Jun/17 Circulante Dez/16 Jun/17Caixa e equivalentes de caixa 24.793 41.604 Fornecedores 50.176 53.992 Títulos e Valores Mobiliários 546.507 615.468 Obrigações trabalhistas 10.151 6.429 Contas a receber 30.680 79.173 Tributos e contribuições sociais 13.494 24.683 Estoque de Óleo 33.192 42.373 Empréstimos e financiamentos - 124.328 Estoque de Peças - - Debêntures 688 41.278 Tributos a recuperar 69.331 54.959 Adiantamentos de parceiros 4.170 8.941 Adiantamentos a fornecedores 23.400 24.413 Instrumentos derivativos 162 2.062 Adiantamentos a parceiros - 833 Outras obrigações 779 - Caixa restrito - 21.377 Total Passivo Circulante 79.619 261.714 Despesas antecipadas 2.696 1.484 Outros créditos 721 1.828 Não circulante
Total Ativo Circulante 731.321 883.512 Fornecedores 12.828 13.456 Debêntures 31.431 31.431
Ativo disponível para venda 50.255 28.318 Provisão para abandono 48.670 70.862 781.577 911.830 Provisão para contingências 56.393 25.215
Tributos diferidos 19.275 45.958 Não circulante Total Não circulante 168.596 186.922
Adiantamentos a fornecedores 12.596 12.596 Depósitos e cauções 12.993 14.994 Patrimônio líquidoTributos a recuperar 42.601 53.334 Capital Social Realizado 3.265.216 3.265.216 Tributos diferidos 5.782 18.905 Reservas de Capital 100.875 93.619 Imobilizado 44.234 75.661 Outros resultados abrangentes 66.689 119.492 Intangível 182.583 292.139 Prejuízos acumulados (2.840.250) (2.598.629)
Total Permanente 300.790 467.629 Resultado acumulado do período 241.622 51.125 Total Patrimônio líquido 834.151 930.823
Total do Ativo 1.082.367 1.379.459 Total do Passivo 1.082.367 1.379.459
2,5%
1,2%
0,8%
0,3%
0,2%
95%
5%
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL NO BRASIL
Ranking de operadores da ANP – março/17
18
Operador Produção (bbl/d)
Petrobras 2.413.472
Shell Brasil 63.632
Statoil Brasil O&G 31.087
Chevron Frade 20.468
PetroRio 8.382
OGX 7.826
SHB 1.517
Gran Tierra 1.382
Petrosynergy 464
5.0x
REDESENVOLVIMENTO
2,8
8,3
8,313,0
Produção estimada de petróleo (MMbbl)
Expectativa de produção (2016 – 2021) cresceu 5 vezes Resultados
5,0x
✓ Novos reservatórios de boa qualidade, principalmente arenitos,foram acessados com sucesso
✓ Ganho de produtividade de 20% vs. estimativa anterior de 7,5kbbl/d)
✓ Potencial para estender a vida útil do campo em mais de 1 anoe estimativas de reservas provadas em mais de 1 MM de barris
✓ Estimativa de economia de US$ 1 milhão/ano como resultadode um menor consumo de diesel pela maior produção de gás
✓ Investimento total de US$ 17,9MM
Estudo de viabilidade para perfuração de novos poços
Próximos passosEstimativa BP Reservas D&M 2015 D&M
2016Desenvolvidas 1P
12
2,2
1,61,2
2,42
1,61,3
1
2,8
2,2
1,71,4
1,1
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Operador Anterior DeGolyer and MacNaughton 2015 DeGolyer and MacNaughton 2016
MELHOR COMPANHIA DE E&P DA AMERICA LATINA EM 2016
✓ Case de Turnaround de sucesso: Companhia se reinventou
✓ Reservas Provadas mais que triplicaram vs. estimativas da BP
✓ 2016 foi um ano de importantes resultados apesar da quedado petróleo: Redução do lifting cost, Redução de G&A,Excelência Operacional e Crescimento de Reservas (Reservas1P desenvolvidas: +9,1%YoY)
PETRORIO PREMIADA PELA REVISTA INGLESA WORLD FINANCE
Destaques da premiação e do artigo “PetroRio defies the oil market glut”
22
AVISO LEGAL
Esta apresentação contém declarações acerca de eventos futuros. Todas as declarações exceto aquelas relativas a fatos históricos contidas nesta apresentação sãodeclarações acerca de eventos futuros, incluindo, mas não limitado a, declarações sobre planos de perfuração e aquisições sísmicas, custos operacionais, aquisiçãode equipamentos, expectativa de descobertas de óleo, a qualidade do óleo que esperamos produzir e nossos demais planos e objetivos. Os leitores podemidentificar várias dessas declarações ao ler palavras como “estima”, “acredita”, “espera” e “fará” e palavras similares ou suas negativas. Apesar da administraçãoacreditar que as expectativas representadas em tais declarações são razoáveis, não pode assegurar que tais expectativas se confirmarão. Por sua natureza,declarações acerca de eventos futuros exigem que façamos suposições e, assim, tais declarações são sujeitas a riscos inerentes e incertezas. Nós alertamos osleitores dessa apresentação a não depositarem confiança indevida nas nossas declarações de eventos futuros considerando que certos fatores podem causar futurascircunstâncias, resultados, condições, ações ou eventos que podem diferir significativamente dos planos, expectativas, estimativas ou intenções expressas nasdeclarações acerca de eventos futuros e as premissas que as suportam.
Os seguintes fatores de risco podem afetar nossa operação: os relatórios de avaliação de recursos contingentes e prospectivos envolvendo um significativo grau deincerteza e sendo baseados em projeções que podem não ser precisas; riscos inerentes à exploração e produção de óleo e gás natural; histórico limitado daoperação como uma empresa de exploração e produção de óleo e gás natural; perfuração e outros problemas operacionais; quebras ou falhas de equipamentos ouprocessos; erros de contratos ou operadores; falha de execução de terceiros contratados; disputas trabalhistas, interrupções ou declínio na produtividade; aumentoem custos de materiais ou pessoal; inatividade de atrair pessoal suficiente; exigências de intensivo capital para investimento e despesas de manutenção que aPetroRio possa não estar apta a financiar; custos decorrentes de atrasos; exposição a flutuações da moeda e preços de commodity; condições econômicas naNamíbia e Brasil; leis complexas que possam afetar custos ou meio de conduzir o negócio; regulamentos relativos ao meio ambiente, segurança e saúde que possamse tornar mais rigorosos no futuro e levar a um aumento nos passivos e custos de capital, incluindo indenizações e penalidades por danos ao meio ambiente;término antecipado, não renovação e outras providências similares relativas aos contratos de concessão; e competição. Alertamos que essa lista de fatores não écompleta e que, quando se basearem nas declarações acerca de eventos futuros para tomar decisões, investidores ou outros devem cuidadosamente consideraroutras incertezas e eventos potenciais. As declarações acerca de eventos futuros aqui incluídas estão baseadas na premissa de que nossos planos e operação nãoserão afetados por tais riscos, mas que, se nossos planos e operação forem afetados por tais riscos, as declarações a cerca de eventos futuros podem se tornarimprecisas.
As declarações acerca de eventos futuros incluídas nesta apresentação são expressamente qualificadas em sua totalidade por este aviso legal. Tais declaraçõesforam feitas na data desta apresentação. Não nos comprometemos a atualizar tais declarações acerca de eventos futuros, exceto quando exigido pela legislação devalores mobiliários aplicável.