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VII FÓRUM IBEF DE ÓLEO E GÁS Situação Atual e Perspectivas para o Setor
José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente
23 de Novembro de 2011
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O BRASIL SERÁ O MAIOR CONTRIBUINTE PARA A NOVA OFERTA DE PETRÓLEO FORA DA OPEP
Fonte: IEA, World Energy Outlook 2011
Principais mudanças na oferta 2010-2035
3
Mar Mediterrâneo
500km
Espírito Santo Espírito Santo
Potiguar Potiguar
Santos Santos
Solimões
Sergipe/Alagoas Sergipe/Alagoas
Paraná
Campos Campos
Ceará Ceará
Pelotas Pelotas
Amazonas
Parecis
Paraíba-Pernambuco Paraíba-Pernambuco
Parnaíba
Tacutu
Pantanal
Alto Tapajós
Pará- Maranhão
Pará- Maranhão
Foz do Amazonas
Foz do Amazonas
Barreirinhas Barreirinhas
Cumuruxatiba Cumuruxatiba
Jequitinhonha Jequitinhonha Almada Almada
Acre
Bananal
Camamu Camamu
Mucuri Mucuri
Marajó
Jacuipe Jacuipe S. Francisco
Tucano
Jatobá
19
5
5
11
3
1
22
9
75 POÇOS EXPLORATÓRIOS MARÍTIMOS PREVISTOS PARA 2012
4
Projeto de desenvolvimento
Capacidade (mil bpd)
Participação da Petrobras
Previsão de Início
Tambaú Gás Natural 100% 1T 2012
Piloto Baleia Azul (Pré-sal) 100 100% 3T 2012
Tiro Sidon 80 100% 3T 2012
Roncador mod. 3 SS P-55 180 100% 4T 2012
Piloto Guará (Pré-sal) 120 45% 4T 2012
Capacidade Total Adicionada - Petrobras: 414 mil bpd
NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO EM 2012 Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período
8 sondas chegaram em 2011 Previsão de mais 15 sondas até
o final de 2012
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BACIA DE SANTOS
TLD Carioca NE: 24.000 bpd TLD Lula NE: 14.000 bpd Piloto de Lula: 53.000 bpd TOTAL (Nov/2011): 91.000 bopd
BACIA DE CAMPOS
Jubarte: 14.000 bpd Baleia Franca: 25.000 bpd Brava: 7.000 bpd Carimbé: 21.000 bpd Tracajá: 20.000 bpd TOTAL (Nov/2011): 87.000 bopd
ATIVIDADE DO PRÉ-SAL
INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SAL NA BACIA DE SANTOS
34 poços perfurados até Out/11 (27 exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até o fim de 2011
Piloto de Lula: 1º poço : 28 mil bpd, 2º : 25 mil bpd e 3º poço pronto para início de produção ao final de Nov.
10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012
Dados ratificam o potencial da fronteira exploratória
Produção média de todos os poços do Pré-sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio
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PROJETO VARREDURA Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória em concessões existentes
Descobertas do Pr é - sal na Bacia de Campos 2009/10 (VARREDURA)
Descobertas no pré-sal de Campos 2009/2010 (Varredura)
Volumes recuperáveis descobertos:
Pós-sal: 1,105 MM boe (Marimbá, Marlim Sul e Pampo)
Pré-sal: 1,130 MM boe* (Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste)
•Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste
Produtividade: cerca de 15.000 bpd Produção atual: 122.000 bpd (74,000
no pré-sal e 48,000 no pós-sal)
67 poços exploratórios serão perfurados entre 2011 and 2015 em áreas produtivas
da Bacia de Campos
7
42
55
75
95
0
20
40
60
80
100
2010 2011 2015 2020
Mexilhão – 15MM m3/dia
Uruguá-Tambaú – 10 MM m3/dia
Juruá – 2 MM m3/dia
2015-20 Gás Natural associado
do pré-sal
2011-15 Gás natural não-associado
Produção de gás natural no
pré-sal de Santos deverá
ultrapassar 20 MM m3/dia
Gás natural associado
Produção crescente nas Bacias
de Campos e Santos
Urucu
Coari
Manaus
Jurua
Lula
Urugua
PMLZ-1
Mexilhão
UGN RPBC
UTGCA
Milhões m3
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL Início do Plangas e dos projetos do pré-sal aumentarão substancialmente a capacidade
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LOGÍSTICA E INFRAESTRUTURA
9
Demanda
Total
666
Demanda das Térmicas: Petrobras + Terceiros
Firme
Flexível 30
24
30
24
30
24
2020 2015 2011
Oferta
Total 173 149
106 200 151 96
13
11
84
6
3Refino
UPGN
Fertilizantes 61
32
16
39
25
18
Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes
4153
63
Não Termelétrico
Demanda Distribuidoras de GN
2020 2015 2011
2011 2015 2020
2011 2015 2020
7 7 7
2011 2015 2020
Baia de Guanabara
Pecém
Bahia 41
20
14
41
20
14 21
14
Oferta Boliviana
Oferta de GN Nacional ao Mercado
Oferta via Terminais de Regaseificação de GNL
1113
259
Inflexível
Flexível 40
13
37 25
2011 2015 2020
A contratar (5,5 GW)
76
(15,1 GW) 59
(10,7 GW) 38
(6,7 GW)
DEMANDA PCS 9.400 kcal/m³
4969
936
9
9Região Norte
Demais Regiões
55
78
102
OFERTA
BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M³/D) – CENÁRIO A
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PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL
ABREU E LIMA
230 mil bpd (2012)
COMPERJ (1º trem)
165 mil bpd (2013)
PREMIUM I (2º trem)
300 mil bpd (2019)
PREMIUM II 300 mil bpd
(2017)
COMPERJ (2º trem)
165 mil bpd (2018)
PREMIUM I (1º trem)
300 mil bpd (2016)
(mil
bp
d)
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PRINCIPAIS PREMISSAS
Cenário A Cenário B
Taxa de câmbio (R$/US$)
1,73 1,73
Brent (US$/bbl)
2011 – 110 2011 – 110
2012 – 80 2012 – 95
2013– 80 2013– 95
2014 – 80 2014 – 95
2015 – 80 2015 – 95
Alavancagem Média
29% 26%
Dívida Líquida/ Ebitda (Média)
1,9 1,5
PMR (R$/bbl) 158 177
GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOS
40% do Capex em dólares (vs 37% no anterior)
Cenário A Cenário B
US$ 256,1 US$ 255,6 US$ 256,1 US$ 255,6
Amortização Dívida
Investimentos
Desinvestimento e Reestruturações
Caixa
Recursos de Terceiros (Dívida)
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)
Fontes Usos Fontes Usos
125,0148,9
224,7 224,7
91,4 67,0
31,4 30,926,1 26,1
13,6 13,6
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ENDIVIDAMENTO
"Notes" 26%
Debêntures 1%
BNDES 29%
Instituições financeiras 30%
Notas de crédito à
exportação 8% Outros 6%
Dólar 54% Reais indexados ao dólar 21%
Reais 23%
Iene 2%
Após 2016 81%
2012 2%
2013 4% 2014 6%
2015 7%
Financiamento Curto Prazo
14%
Financiamento Longo Prazo
86%
Abertura por categoria
Abertura por moeda Abertura por data de vencimento
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PROGRAMA PROGREDIR
Objetivo: viabilizar a oferta de crédito a custo reduzido para a cadeia de fornecedores da Companhia
Hoje, mais de 250 mil empresas fazem parte dessa cadeia
Já permitiu que as empresas, em sua maioria pequenas e médias, obtivessem financiamento com volume total de R$ 804 milhões até o momento
A redução de custo dos financiamentos tem superado os 20% esperados, chegando a 40% em alguns casos
Parceiros:
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