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A indústria de petróleo e gás natural
José Sérgio Gabrielli de AzevedoIBEF, 18 de março de 2008
2
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela 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.
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 comodescobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso
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US
$ p
or
ba
rril
Quantidade de barris (comprados -vendidos) WTI (preço de fechamento)
Exposição Comercial Líquida na NYMEX
Estrutura de preços: pressões sobre os preços
Fonte: Bloomberg
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Quantidade de barris (comprados - vendidos) WTI (preço de fechamento)
Exposição Não-Comercial Líquida na NYMEX
Fonte: Bloomberg
Estrutura de preços: pressões sobre os preços
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Petrobras trabalha com cenários de preços de longo prazo, buscando minimizar os efeitos da maior volatilidade no curto prazo
Mercado futuro NYMEX para petróleo WTI
A elevação dos preços têm aumentado a atratividade dos derivativos de petróleo, aumentando o volume de capitais especulativos neste mercado.
A NYMEX estima que mais do que 95% de todos os contratos futuros de energia não resultam diretamente em entregas físicas.
Curva Futura - Nymex WTI
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75
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9095
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1M 5M 9M 13M
17M
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25M
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33M
37M 41M
45M
49M 53M 57M
61M
65M
69M
73M
77M
81M
(US$
/bbl
)
Dec-07 Se p-07 Mar-07 Mar-06
Fonte: Bloomberg / NYMEX
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500
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3.000
# Co
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tos
(mil)
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8/07
Non -Commercials Commercials
Contratos Futuros de WTI - NYMEX
6
Rentabilidade anual média em percentual: WTI Spot, Brent Spot, S&P 500, Nasdaq, US T-Bill
Período WTI Spot (*) Brent Spot (*) S&P 500 Nasdaq Comp. Index
US T Secur. 1-month
2000-2007 17,98 20,88 0,11 -5,30 2,19
2003-2007 24,58 17,42 10,07 13,60 1,99
Fontes: EIA/DOE (WTI, Brent), Nasdaq, Bloomberg (S&P 500), US Federal Reserve
(*) Proxy para os rendimentos de derivativos de petróleo
7
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74
76
7880
82
84
86
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2000
.120
00.2
2000
.320
00.4
2001
.120
01.2
2001
.320
01.4
2002
.120
02.2
2002
.320
02.4
2003
.120
03.2
2003
.320
03.4
2004
.120
04.2
2004
.320
04.4
2005
.120
05.2
2005
.320
05.4
2006
.120
06.2
2006
.320
06.4
2007
.120
07.2
2007
.3DemandaOferta
O balanço entre oferta e demanda de petróleo encontra-se apertada no curto prazo reduzindo os estoques
Balanço Mundial do Mercado de Petróleo Oferta e Demanda
(média por trimestre, MM bpd)
Fonte: Agência Internacional de Energia
Estoque Comercial da OCDE
8
Grande parte das reservas descobertas não está sob forma de contrato que favoreça empresas privadas
Fonte: Agência Internacional de Energia
Acesso às Reservas Provadas
Regime de Concessão
30%
Acesso limitado: NOCs dominantes
13%
Apenas NOC (México, Kuwait, A.
Saudita)37%
Production Sharing11%
Iraque9%
9
Grandes descobertas de petróleo e gás têm sido cada vez mais raras
Últimas Descobertas de Campos Gigantes
10
BM-S-21(Caramba)
BM-S-24(Jupiter)
BM-S-8(Bem-te-Vi)
BM-S-10(Parati)
BM-S-11(Tupi)
BM-S-22Pão-de-Açucar)
BM-S-9(Carioca)
BM-S-17
BM-S-42
Em perfuração/avaliação10Poços testados
BM-S-50
BM-S-52(Corcovado)
(Iara)
(Guará)
Tupi e Adjacências: 7 poços perfurados – todos com sucesso.
11
Recursos X ReservasCusto de Desenvolvimento de Novas Reservas,
Incluindo Avanço Tecnológico
Fonte: Agência Internacional de Energia “Resources to Reserves”, 2005
Bilhões bbls
US$/ bbl
O alto preço do barril de petróleo viabiliza novas fronteiras, petróleos não-convencionais e aumentos no fator de recuperação de campos maduros.
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0
1
2
3
4
5
6
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Taxa de crescimento anual da produção
Crescimento conjunto
Canadá Venezuela
Reservas Canadá
Expectativa de Crescimento da Produção em Petróleos Não-Convencionais
Reservas declaradas de petróleo extrapesado e areias betuminosas
Fonte: Non-conventional Hydrocarbon Resources – Are they Capable of Meeting Forecast Demand?, IHS, jun06
Reservas Venezuela
Outros países óleos não convencionais
304Bi boe
271Bi boe
Kuwait, Rússia, China
1 2Produção de petróleo 2000 – 2015 (MM bpd)
2006 - 2013
2000 - 2013
3
Canadá 250 M bpd Venezuela 200 M bpd
1 2
ACUM.
CAGR* 16%
514%
19%
695%
ACUM.
CAGR* 20%
199%
19%
179%
Alto preço do petróleo e desenvolvimento de tecnologia estão viabilizando uma maior produção de petróleos não-convencionais
13
Os custos dos insumos e serviços em E&P duplicaram nos últimos 7 anos
Fonte: IHS - CERA
Os maiores aumentos de custos aconteceram nas operações de E&P em águas profundas, principalmente na exploração.
Índice de custo de capital no upstream (2000 – 2007) Crescimento dos preços dos insumos e serviços de E&PInsumo - serviço de E&P %
Materiais 49
Sonda onshore 42
Barco de instalação offshore 95
Sonda offshore 356
Aço 149
Equipamento 77
Depósito e fabricação 78
Engenharia e Gerência de projeto 103
Mão de obra para construção 73
3T05 - 126
1T06 - 148
3T06 - 167
1T07 - 179.2
Nov 07 - 197,8
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200
220
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Índi
ce d
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usto
(200
0=10
0)
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369
106 129148 164 180
210
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112106101
116120124
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250
300
350
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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008E
5 5 6 7 10 11 16
05
1015
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
O aumento nos investimentos em E&P é em grande parte para cobrir a inflação de custos da indústria
Fonte: Lehman Brothers / Bloomberg / PFC* Investimentos orçados se referem aos valores estimados em dezembro dos anos anteriores pelas
companhias entrevistadas pelo Lehman Brothers (“The Original E&P Spending Survey”) de 2000 a 2007** Investimentos realizados ajustados como se os custos do setor tivessem se mantido constantes desde 2000
Investimentos em E&P (US$ Bi)
Orçado* Real - Orçado
Crescimento
Orçado* Realizado1 2
2000 - 2007
ACUM.
CAGR 16,6%
193%
18,1%
220%
Custos de E&D (US$ /bbl)
2000 - 2006
CAGR 22,9%
ACUM. 245%
Crescimento
Ajustado**2000 – 2006
ACUM.
CAGR 16,4%
148%
16,9%
156%
0,9%
6%
Ajustado**3
15
O nível de investimento das empresas cresceu, entretanto a maior parte deste incremento se deu em função da elevação dos custos da indústria ...
Fonte: Evaluate Energy e Petrobras
Investimentos Realizados em Upstream (US$ MM)
0
3.000
6.000
9.000
12.000
15.000
18.000
21.000
BP Chevro
nCono
coPhi llip s ENI
ExxonMobi lGaz
prom
Lukoil
PdV
PemexPetro
bras Petro
ChinaRep
sol-YPF
Royal Dutch She
ll
T otal
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
16
0,12.3012.298Petrobras
-1,723.52723.937Soma Total
1,32.3162.285Total
-7,91.0391.128Repsol
-1,91.7361.770Eni
-1,52.324
1,32.593
-4,63.268
-2,83.771
-1,34.180
2.358ConocoPhillips
2.558Chevron
3.425Shell
3.878BP
4.237ExxonMobil
Produção de Petróleo e Gás (Mboepd)
%20072006
Empresas
...que por sua vez, não estão se traduzindo em aumento de produçãoProdução de Petróleo
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
BP
Chevron
C
onocoPhi ll i
ps
ENI
Exxo
nMobil
P
etrobra
s
R
epsol-Y
PF
Shell
Total
Fonte: Evaluate Energy
Mbp
d
2006
2007
Produção de Gás Natural
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
BP
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C
onocoPhil lips
ENI
Exxo
nM obi l
Petro
bras
Repso
l -YPF
She ll
Total
Fonte: Evaluate Energy
Mb
oed
2006
2007
As empresas não atingiram suas metas de produção divulgadas em 2007
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O crescimento da demanda provocou um aumento da utilização da capacidade instalada das refinarias
Demanda mundial de derivados vs. Capacidade instalada global 1966 – 2006 (MM bbl/d)
A demanda vem crescendo a taxas maiores que a expansão da oferta, acarretando a diminuição da ociosidade no setor de forma geral;Algumas refinarias vêm trabalhando a plena capacidade, ampliando-se os riscos de desgaste operacional;Possíveis prejuízos por paradas não programadas (ex.: furacões e acidentes, como a explosão da refinaria Texas City da BP).
Fonte: Aegis Energy Advisors, Morgan Stanley Research, Pervin & Gertz, PFC Energy, IEA
DestilaçãoConversão
Total
Capacidade mundial vs. Demanda mundial 2000 – 2015 (MM bbl/d)
90
70
50
30
102000 2005 2010E 2015E
Demanda
Excesso capacidade
Demanda
1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006
90 -
80 -70 -
60 -50 -40 -
30 -20 -
10 -
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As elevadas margens vêm viabilizando a construção e/ou atualização das refinarias
Investimento em capacidade de refino segmentado 1990 – 2010 (MM bbl/d)
Expansão estimada de capacidade instalada de refino 1999 – 2013 (MM bbl/d)
Petróleo Pesado vs Petróleo Leve vs Expansão da Capacidade de Refino no Mundo
Os investimentos em refino para óleos pesados vêm ganhando participação no mix, principalmente a partir de 2005, como forma de adequar-se à realidade da
ampliação na oferta de óleos pesadosFonte: Morgan Stanley Research, UBS
1990 1995 2000 2005 2010E0
40
80
120
160
ConversionRefino de Óleo Pesado
DistillationRefino de Óleo Leve
Nova Capacidade Revamp1999 2005 2010 20132000
2
3
4
5
1
19
Em 2014, apesar de ser auto-suficiente em diesel, os Estados Unidos continuarácom déficit em gasolina
Fontes:PFC, Cenários de longo prazo para Petrobras, 2006
Demanda vs. Oferta de Gasolina por região2006 - 2014 (M bbl/d)
2006
2014
China
ÍndiaÁsia
Pacífico
Oriente Médio
Rússia eex URSS
EuropaEstados Unidos
América Latina
ÁfricaSuperávit
Japão
Canadá
Deficit
Demanda vs. Oferta de Diesel por região2006 - 2014 (M bbl/d)
2006
2014
GASOLINAGASOLINA
GASOLINAGASOLINA
DIESELDIESEL
DIESELDIESEL
810
52
68123
115
70
534138
América Central &
Caribe101
87
126
53
China
ÍndiaÁsia
Pacífico
Oriente Médio
Rússia eex URSS
EuropaEstados Unidos
América Latina
ÁfricaSuperávit
Japão
Canadá
Deficit
168 4
46
4464
América Central &
Caribe130
53
62
China
ÍndiaÁsia
Pacífico
Oriente Médio
Rússia eex URSS
EuropaEstados Unidos
América Latina
ÁfricaSuperávit
Japão
Canadá
Deficit
753
104
3118
77
154
612
83
América Central &
Caribe140
19
84
71
1919
64
65
China
ÍndiaÁsia
Pacífico
Oriente Médio
Rússia eex URSS
EuropaEstados Unidos
América Latina
ÁfricaSuperávit
Japão
Canadá
Deficit
24
25
141
América Central &
Caribe201
10
24
152
18030
150
15
18
20
Incerteza nos projetos de GNL leva a uma projeção apertada de suprimento vs. demanda
600
‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 ‘15 ‘16 ‘17 ‘20‘19‘18
500
400
300
200
100
PROJETOS EM CONSTRUÇÃOInflação de custos (EPC market)Prazos de construção irreaisProblemas de pós-comissionamento
PROJETOS EM PLANEJAMENTOMercado de insumos superaquecidoMoratória em novos projetos de GNLDesafios tecnológicosIndefinição regulatória em exportaçõesProcessos de licenças e autorizações
Incerteza quanto aos projetos prováveis, possíveis e em construção
Instalados
Em Construção
Prováveis
PossíveisDemanda
Capacidade de LiquefaCapacidade de Liquefaçção x Demanda de GNLão x Demanda de GNL2005 2005 –– 2020 (MM toneladas/ano)2020 (MM toneladas/ano)
Desafios no desenvolvimento do suprimento de GNL
Exemplos de projetos com atraso previsto Exemplos de projetos com atraso previsto –– FID inicialmente planejada para 2007FID inicialmente planejada para 2007
Gorgon38 MM m³/dChevron, Shell e ExxonMobil
Pluto19 MM m³/dWoodsideEnergy, TokyoGas, KansaiElectric
AustráliaMeio ambiente, custos,
alinhamento com parceiros e reservas prováveis
Pars LNG38 MM m³/dNIOC, Total e Petronas
Irã
Geopolítica e custos
Damietta 219 MM m³/dEGAS, BP e UnionFenosa Gas
Egito
Confirmação de reservas
Olokola LNG84 MM m³/dNNPC, Shell, Chevron e BG
Nigéria
Brass LNG38 MM m³/dNNPC, Eni, Conoco, Total
Custos, disponibilidade de reservas, questões políticas e regulatórias
NLNG 730 MM m³/dNNPC, Shell, Total e Eni
EG LNG13,7 MMm³/d
Sulawesi7,6 MMm³/d
Angola19,4 MMm³/d
Baltic LNG19 MMm³/d
Outros
Fonte: WoodMackenzie, LNG Outlook for 2007, Dezembro de 2006
21
Realizado 2007 e Metas do PN 2008-12 – Segmento E&P
Produção de Óleo e LGN - Brasil e Exterior (mil bpd)Produção de Óleo e Gás Natural – Brasil e Exterior (mil boe/dia)
4,1533,4943,3743,2103,0432,740
2,3012,433
2,0652,695 2,847 2,981 3,058
3,455
1-500
1,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2015
PN 2007-11 - Produção de Óleo e LGN - TOTAL (Brasil + Internacional) (mil bpd)
PN 2008-12 - Produção de Óleo e LGN - Brasil (mil bpd)
PN 2008-12 - Produção de Óleo e Gás Natural – TOTAL (Brasil + Internacional) (mil boe/dia)
PN 2008-12 - Produção de Óleo e Gás Natural – Brasil (mil boe/dia)
22
28%
13%
18%
4%
8%
8%
21%
Qualidade combustívelConversãoExpansãoSMS
Transporte Marit.Dutos
Outros
Investimentos de US$ 29,6 bilhões na área de Downstream....
Investimentos em Downstream
6.112
2.264
2.270
1.083
5.353
3.938
8.619 US$ milhões
23
Metas Corporativas – Segmento Downstream
Carga Fresca Processada (Brasil e Exterior) e Processamento de Petróleo Nacional (mil bpd)
205348
348
2.6592.0611.792
1.997
2.409
3.007
2.445
1.8531.444
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2008 2012 2015
PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Internacional (mil bpd)
PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Brasil (mil bpd)
PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - TOTAL (Brasil + Internacional) (mil bpd)
PN 2008-12 - Processamento de Petróleo Nacional – Brasil (mil bpd)
Refinaria do Nordeste
(2010)200.000 bpd
Refinaria do Nordeste
(2010)200.000 bpd
COMPERJ (2012)
150.000 bpd
COMPERJ (2012)
150.000 bpd
Refinaria Premium
(2014)500.000 bpd
Refinaria Premium
(2014)500.000 bpd
24
PETROBRAS
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Relacionamento com InvestidoresE-mail: [email protected]. República do Chile, 65 – 22o andar
20031-912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
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