Panel Sector Petróleo:

Transcripción

1 16º FORO LATIBEX - MADRID 20 y 21 de Noviembre de 2014 Organización: BME (Bolsa y Mercados Españoles) Panel Sector Petróleo: Profundos Cambios, Grandes Oportunidades. Carlos Henrique Dumortout Castro Consultor

2 Aviso Las presentaciones pueden contener previsiones acerca de eventos futuros. Tales previsiones reflejan apenas expectativas de los administradores de la Compañía. Los términos anticipa", "acredita", "espera", "prevé", "pretende", "planea", "proyecta", "objetiva", "deberá", así como otros términos similares, buscan identificar tales previsiones, las cuales, evidentemente, involucran riesgos o incertezas previstos o no por la Compañía. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden diferir de las actuales expectativas, y el lector no debe basarse exclusivamente en las informaciones aquí contenidas. La Compañía no se obliga a actualizar las presentaciones y previsiones a la luz de nuevas informaciones o de sus desdoblamientos futuros. Los valores informados para 2013 en adelante son estimativas o metas. Esta presentación es de carácter simplemente informativo, no constituyendo una oferta, invitación o solicitación de oferta de suscripción o compra de cualesquiera valores mobiliarios en Brasil o en cualquier otra jurisdicción y, por lo tanto, no se la debe utilizar como base para cualquier decisión de inversión. AVISO A LOS INVERSIONISTAS NORTEAMERICANOS SEC (United States Securities and Exchange Commission) solo permite que las compañías de aceite y gas incluyan, en sus informes archivados, reservas probadas que la Compañía tenga comprobado por producción o pruebas de formación conclusivos, que sean viables económica y legalmente en las condiciones económicas y operacionales vigentes. Utilizamos algunos términos en esta presentación, tales como descubrimientos, que las orientaciones de SEC nos prohíben de usar en nuestros informes archivados. 2

3 PETROBRAS VISIÓN GENERAL Una Gigante Integrada de Energía Inversiones Totales: : US$ 42,4 mil millones : US$ 220,6 mil millones Refinerias: 15 - Capacidad Instalada: 2,333 millones bpd - Producción de Derivados: 2,310 millones bpd Reservas Probadas : 16,57 mil millones boe (SPE) Producción Média O&Gás año 2013: 2,54 millones boed - Oil: 2,06 millones bpd - Gas: 0,48 millones boed Pozos en Producción: - Tierra: Mar: 682 Plataformas de Producción: - Fijas: 77 - Flotantes: 57 Sondas de Perforación: 90 - Tierra: 22 - Alta Mar: 68 Ganancia Operativa Neta: US$ 141,5 mil millones Terminales: 48 Capacidad de Almacenamiento:10,2 millones m³ Embarcaciones - Flota Propia: 57 - Fletado: 215 Ductos de O&G : km Estaciones de Servicios: - En Brasil: En el Extrangero: 876 Plantas de Generación de Energía: - Termoelectrica: 21 - Capacidad Instalada : MW Terminales de Gas Natural Liquado: 3 - Ceará - Pecém: 7 millones m 3 /d - Rio de Janeiro R.J.: 20 millones m 3 /d - Bahia Baia de Todos os Santos: 14 millones m 3 /d Plantas de Fertilizantes: 3 Ventas de Gás Natural : 64,6 milliones m 3 /d

4 Petrobras: Producción de Crudo y GNL en Brasil Promedio de Producción de Petrobras en el 3T14 fue de mil bpd, +118 mil bpd frente a 2T : mbpd 1T13: T13: T13: T13: T14: T14: M14: mbpd 3T14: Cid. São Paulo Jan Cid. Itajaí Feb Cid. Paraty Jun P-63 Nov P-55 Dec 31 P-58 Mar P-62 May P-61 TAD Cid. Mangaratiba 1700 Cid. Ilhabela jan/13 feb/13 mar/13 apr/13 may/13 jun/13 jul/13 aug/13 sep/13 mbpd oct/13 nov/13 dec/13 jan/14 feb/14 mar/14 apr/14 may/14 jun/14 jul/14 aug/14 sep/14 oct/14 nov/14 dec/ T13 +8,6% 2T14 +6,0% 3T14 Principales factores que han impactado la producción de crudo en el 3T14 frente a 2T14 Contribución de nuevos pozos en las plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), P-62 (Roncador) y FPSO Cidade de Paraty (Lula Nordeste). Inicio del Teste de Larga Duración - TLD de Iara Oeste y del Sistema de Anticipación de Producción - SPA de Tartaruga Verde. Crecimiento de la producción de forma sostenida (2.008 mbpd en jun/14 para mbpd en sep/14), o sea, +110 mbpd de producción al largo del 3T14. 4

5 PROVINCIA DEL PRE-SALT EN OPERACCIÓN Producción Diaria Record: 640 mil bpd en 28 de octubre 9 unidades en producción + 1 EWT 31 pozos de producción 14 BS, 7 BC/RJ y 10 BC/ES) FPSO Cid. Paraty 4 pozos São Paulo FPSO Cid. Anchieta 4 pozos FPSO Cid. Angra dos Reis 4 pozos MG Rio de Janeiro FPSO Cid. Niterói 1 pozo RJ P-48 2 pozos FPSO Capixaba 2 pozos P-58 4 pozos Curitiba FPSO Dynamic Producer 1 pozo P-53 3 pozos FPSO Cid. São Paulo 4 p. pozos Concesión Transferencia de Derechos Producción Compartida Excedente del Volumen Transf. de Derechos 55

6 Producción en el Presal - Resúmenes Producción Mensual Promedio (Milbpd) Cuenca de Campos Cuenca de Santos Producción Diaria Récord de 640 Mil bpd en 28 de Octubre de % Alta Productividad por pozo (mil bpd - pico de producción) SPS-77 (Sapinhoá Pilot) LL-02 (Lula Pilot) BAZ-04 (Baleia Azul) Costo de extracción de 2013 (US $ / boe) T ,0 Lula 14,8 Petrobras E&P Lula Nordeste: Pozo piloto en operación desde junio de 2013, con sólo 1 pozo de producción 6

7 Nuevos sistemas garantizan el crecimiento futuro Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Baúna (Cid. Itajaí) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Papa-Terra (P-63) Roncador III (P-55) 1,9 Norte Pq. Baleias (P-58) Roncador IV (P-62) Papa-Terra (P-61+TAD) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (C. Mangaratiba) Iracema Norte (Cid. Itaguaí) Crescimiento en el año de 2014: 5.5% a 6% Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Búzios I (P-74) Lapa Lula Norte (P-67) Búzios II (P-75) 3 MM bbl Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68) Lula Oeste (P-69) Búzios III (P-76) Iara Horst (P-70) Tartaruga Verde e Mestiça Búzios IV (P-77) NE de Tupi (P-72) ES Águas Profundas Iara NW (P-71) Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Sul Pq. Baleias Maromba I Carcará Entorno de Iara (P-73) 3,2 Júpiter Búzios V Espadarte III SE Águas Profundas II Revitalização Marlim II Libra Florim 4,2 En Operación En Construción Pedido Licitación mbpd +660mbpd +150mbpd mbpd +900mbpd mbpd Capacidad añadida al año 7

8 FPSO CIDADE DE MANGARATIBA IRACEMA SUL Local de Operacción : Santos Pre-Sal - Finalizó los trabajos en Brasil y empezó la producción en octubre de 2014 Ya en la localidad - amarres completado FPSO en producción Licencia de Operación obtenida en 06 de octubre Capacidad de producción Crudo 150 mil bpd 8 MM m³ / d de gas 8p + 8i 88

9 FPSO CIDADE DE ILHABELA SAPINHOÁ NORTE (En Locación: Nov/14) Localización: Cuenca de Santos, con los topsides fabricados y integrados en Brazil Salida del Puerto en septiembre de 2014 Amarres Completado 150 mil bpd de Crudo 6 MM m³/d gas 8 pozos de producción + 7 injección 99

10 PLATAFORMA P-66 EN EL ASTILLERO RIO GRANDE Primer casco totalmente construido en Brasil y el segundo siendo concluido Astillero Rio Grande ERG1 RS (abril/14) (1) P 66 : Primero casco totalmente construido en Brasil - las actividades finales de construcción del casco en el muelle con 70% de contenido local; (2) Construcción del casco de la P-67 en el dique seco: integración de los mega bloques construidos en China; (3) Los bloques de las unidades P-67 y P-69 mega-construcción en Astillero Río Grande en Brasil. 2 10

11 ECNOLOGÍAS CRÍTICAS PARA LAS ACTIVIDADE DE E&P Subsea Separation Water and Oil Multiphase Pump Aplicación: Campo de Marlim P-37 profundidad del água 1.000m Comenzo: Agosto 2012 Aplicación: Barracuda (P-43) Profundidad del água 1.040m Comenzo: Julio 2012 Raw Water Injection (RWI) Buoyancy Supported Risers Aplicación: Albacora (P-25) Profundidad del água: 575m Comenzo: Septiembre 2012 Aplicación: Sapinhoá (Pre-Salt) Profundidad del água 2,200 m Comenzo: Mayo

12 Producción de Derivados en Brasil La producción el 3T14 fue 1% por arriba del 2T14, con mayor producción de Diésel y Gasolina Producción de Derivados OC QAV Nafta GLP Gasolina Diesel % Carga procesada (mil bbl/dia) Otros % 96% 98% 100% T13 2T14 3T T T14 +1% 865 3T14 3T14 x 2T14 0 LGN (mbpd) C. Referência Factor de Utilización Crudo Import. 110 % Factor de utilizacióin +4 % Mil bbl/dia Carga Procesada y Factor de Utilización Crudo Nacional 3T14 x 2T14 La producción de derivados fue 1% superior a 2T14 debido principalmente al término de paradas en la RLAM y RECAP, y la entrada del HDT da REFAP en sep/14. La carga procesada diaria fue 2% superior debido a menor actividad de paradas en el 3º trimestre de Del volumen total de crudo procesado, 80% han venidos de campos brasileiros. Mayor carga procesada (+37 mbpd; +2%), con mayor participación de óleo importado (de 18% no 2T14 para 19,6% no 3T14). El factor de utilización del parque de refino ha permanecido elevado, alcanzando 100% en el 3º trimestre mientras que en el trimestre anterior ha sido de 98%. (*) Otros Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários

13 Proyección 2014 Producción de Crudo y Gás Natural en Brasil Producción de Crudo (mbpd) Crecimiento en 2014 se quedará entre 5,5% e 6,0% (+7,5% +/- 1 p.p) Retraso en la entrega de plataformas propias y necesidad de obras à bordo Retrasos en los procesos de licenciamiento Retrasos en la interconexión de algunos pozos +5,5% a 6,0% Justificativas para la producción abajo de la meta Atenuados por Mejor desempeño de los reservorios del pré-sal Replanificación de paradas Mejorías de eficiencia operacional 2014 Proyección Exportación de Crudo (mbpd) Oferta de Gas Natural Nacional (millones m³/día) Crecimiento sostenido de la exportación de crudo Mayor oferta nacional con menor importación de GNL +15% +82% S S14 2S14 Proyección 2S14 Proyección

14 Muchas Gracías Carlos Henrique Dumortout Castro Consultor Más Informaciones: Relaciones con Inversores