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Petrobras Plano Estategico 2009 2013
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Plano de Negócios da PETROBRAS

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  • 1. Plano de Negócios 2009-2013 26 de janeiro, 2009
  • 2. AVISO 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. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. 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
  • 3. UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 - Milhão boe/d 23,0 3,9 3,8 17,9 3,2 (bilhões boe) (milhões boe/d) 2,5 2,4 2,4 11,7 11,2 11,2 2,3 10,5 10,2 1,9 1,8 6,6 5,6 X OM BP RDS P BR C VX TOT C OP ENI S TL XOM BP R DS C VX PBR C OP TOT STL E NI Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas CAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ Bilhão 5.675 406,1 (milhares boe/d) 3.905 3.119 2.917 2.600 2.223 (US$ bilhões) 161,1 2.083 150,3 143,6 128,7 96,8 93,6 77,2 828 52,2 299 XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando a participação % de cada empresa e incluindo Joint ventures) Fonte: Bloomberg Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS 3
  • 4. COM EXCELENTES RESULTADOS... EXCELENTE DESEMPENHO Desde Agosto de 2007, quando divulgamos nosso último Plano Estratégico… Anunciamos mais de 10 bilhões de boe em volume recuperável (Blocos do Pré-Sal de Santos – Tupi e Iara, Pré-sal do Espírito Santo e ring-fence de Golfinho) Aumento de 1 milhão de bpd na capacidade instalada de produção Aumento de 7% na produção total, atingindo 2.436 mil boe/dia 21% de aumento na produção de gás 54% de aumento na receita líquida1 56% de aumento do lucro líquido1 1 3T08 vs 3T07 4
  • 5. ...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS 5
  • 6. NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D… 10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO SETOR DE ENERGIA US$ milhões % da Receita 1200 4% 100% 1000 3% 80% Internacional 800 G&E 60% Corporativo 600 2% Downstream 40% E&P 400 20% 1% 200 0% 0 0% RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP 2007 P&D % da Recei ta Fonte: PFC Energy 6
  • 7. …NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS Petrobras opera 23% da produção global em águas profundas 2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D) HESS ENI 2% 2% BG TOT 4% 6% PBR APC 23% 6% CVX 7% BP XOM 9% 15% STL RDS 13% 13% Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação. Águas profundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas profundas em 2007 7
  • 8. VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO 30.000 Meta de 25.000 produção 2020 Reservas (mm boe) Meta de produção 2013 XOM 20.000 BP Meta de produção 2009 15.000 PBR 10.000 CVX RDS TOT COP 5.000 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 2007 Reservas SEC e produção Produção (mboe/d) 8
  • 9. POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D) 20,7 7,9 8 6 5,1 4 Brasil é o nono maior 2,7 2,7 2,4 2,4 2,3 mercado consumidor de 2,2 2,2 2,0 2 1,9 1,7 1,7 1,6 petróleo do mundo 0 Alemanha Reino Unido Coréia do Sul A. Saudita Itália Japão França Canadá Rússia China México Brasil EUA Índia Irã CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE) 160 Brasil OCDE Mundo 150 140 Consumo de óleo no Brasil 130 crescendo a 2,4% p.a. 120 Consumo de óleo da OCDE crescendo a 1,0% p.a. 110 100 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1990 1992 1995 1996 1997 1991 1993 1994 Fonte: BP Statistical Review 2008, PFC Energy 9
  • 10. PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS PROMISSORAS DO MUNDO... Kashagan Sakhalin II Sakhalin I Kurmangazi Thunder Shah Horse Deniz Azadegan Khurais Anaran Roncador Marlim Agbami Albacora Akpo Iara Jupiter Dalia Kizomba Tupi Carioca Girassol, Jaz, Rosa Bacia de Campos responde por 82% da produção total de O Desenvolvimento do pré-sal da petróleo da Petrobras Bacia de Santos vai direcionar o crescimento da produção no longo- prazo Descobertas significativas de O tamanho dos círculos óleo leve e gás natural na indicam a magnitude das Bacia do Espírito Santo reservas estimadas 10
  • 11. …E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS (mil boe/d) 632 9,0% a.a. 223 341 224 244 8,8% a.a. 131 103 409 100 210 124 142 2008 2009 2013 2020 Óleo e L G N G á s N a tura l Produção equivalente à participação da Petrobras nos projetos 11
  • 12. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL Investimento Total US$ 15,9 bilhões POR SEGMENTO DE NEGÓCIO POR PAÍS 5% 1% 17% 16% 8% 7% 5% 22% 28% 79% 12% Argentina Angola E&P RTCP G&E Distribuição EUA Nigéria Corporativo Novas Oportunidades Outros Países 12
  • 13. ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS Atuar, globalmente, no segmento de INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS biocombustíveis, US$ 2,8 BILHÕES com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol 16% Atuar no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional e do desenvolvimento de mercados internacionais Atuar no negócio biodiesel, participando da cadeia produtiva nacional e atuar seletivamente no exterior, priorizando matérias-primas da agricultura familiar de forma sustentável Assegurar o desenvolvimento de 84% tecnologias competitivas para a produção de biocombustíveis, a partir, principalmente, de Etanol Biodiesel matérias-primas de biomassa residual 13
  • 14. QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL E EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³) META DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³) 4500 3000 4000 2.649 40,6% a.a. 17,9% a.a. 2500 3500 3000 2000 2500 4.225 1500 1.372 2000 1500 1000 1000 500 500 1.081 401 Market-share 535 Petrobras (20% ) 0 0 (29% ) 2009 2013 2009 2013 * Caso base: Demanda Legal B5 em 2013 14
  • 15. DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS GEOPOLÍTICOS RECURSOS CRÍTICOS GRANDES Crise econômica mundial Bens e serviços INCERTEZAS Guerras e conflitos Recursos humanos Preço de petróleo Tensões políticas Custos Implicações ambientais • Senioridade Dinâmica da demanda Eleições • Baixa atratividade Dinâmica da oferta Nacionalismos ... • Criticidade de pessoal especializado Penetração dos biocombustíveis Desenvolvimento de tecnologias automotivas ... 15
  • 16. PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL … DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS MM bpd 140,0 Cenário Alto Crescimento 120,0 EIA DOE Cenário de Referência | IEA 100,0 Cenários de Demanda 80,0 Global de Óleo Cenário Baixo Crescimento EIA DOE 60,0 Observed decline Adição Requerida de 40,0 Capacidade (bpd) Natural decline Declínio natural Declínio observado 20,0 2020 | 55 – 65 MM Produção existente Existing production Existing production 2030 | 75 – 90 MM 0,0 2010 2012 2014 2024 2026 2008 2016 2018 2020 2022 2028 2006 2000 2002 2004 2030 Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínio Capacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetado da demanda Redução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA International Energy Outlook 2007 16
  • 17. …E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE BAIXO CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 140 Custos de Produção (US$/bbl-2008) Águas profundas 120 e ultraprofundas 100 Xisto Gas-to- Coal-to- 80 liquid liquid (GTL) Ártico CO₂ - EOR 60 EOR Óleo pesado e 40 Betume Outro 20 Óleos Convencionais Preço máximo de ‘break Produzido MENA even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bn bbls) Fonte: IEA – Outlook 2008 17
  • 18. ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020 Comprometimento com o desenvolvimento sustentável Responsabilidade Crescimento Integrado Rentabilidade Social e Ambiental Ampliar a atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia Crescer produção e Expandir a atuação Consolidar a liderança no Atuar em petroquímica Atuar, globalmente, no reservas de petróleo e gás, integrada em refino, mercado brasileiro de de forma integrada com segmento de de forma sustentável, e ser comercialização, logística gás natural, com atuação os demais negócios do biocombustíveis, reconhecida pela excelência e distribuição com foco internacional, e ampliar o Sistema Petrobras com participação na atuação de E&P, na Bacia do Atlântico e negócio de geração de relevante nos negócios posicionando a Companhia Extremo Oriente energia elétrica no Brasil. de biodiesel e de entre as cinco maiores etanol produtoras de petróleo do mundo Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia Downstream E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica Biocombustíveis (RTC) 18
  • 19. ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS PN 2009-13 | Período 2009-2013 2% 2% 2% 3% US$ 174,4 bilhões 7% 5,6 3,0 E&P 11,8 2,8 RTC 3,2 G&E Petroquímica 43,4 104,6 (*) Distribuição 25% 59% Biocombustíveis Corporativo (*) US$ 17,0 bi em Exploração PN 2008-12 | Período 2008-12 2% 1% 2% 4% US$ 112,4 bilhões 6% 4,3 2,6 E&P 6,7 1,5 RTC 2,5 G&E Petroquímica 26% 29,6 65,1 Distribuição 59% Biocombustíveis Corporativo 19
  • 20. MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013 17.1 3.4 2.9 8.1 47.9 US$ bilhões 174.4 111.2 Investimentos 2009- +Novos Projetos +Aumento de Custos +Mudança no +Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009- 201 incluídos no PN 3 escopo dos projetos 2013 2008-201 2 (*) Alteração Mod. Negócio, Retirados, Desvio de Cronograma | Nota: Esses Investimentos não consideram reduções no custo dos projetos 20
  • 21. E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam sua meta de produção 4% 1% • Dos novos projetos no Segmento E&P, 12% 0,4 cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se 2,1 com o desenvolvimento do Pré-Sal 5,7 6% 3,1 36,6 77% E&P Refino Transp. & Comerc. Gás&Energia Biocombustíveis Demais (PQF, Distrib. E Corp) 21
  • 22. FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013 Mais de 530 grandes projetos US$ bilhões 1,5% 2,7 Uma grande parte dos projetos incluídos em nosso plano de 28,3% Fase I (Aval. Oportunidade) investimentos ainda não foi aprovado e contratado 49,3 Fase II (Em Proj. Conceitual) 85,8 49,2% Fase III (Em Proj. Básico) 11,7 Apenas projetos com VPL 6,7% 24,9 Fase IV (Aprov. positivo serão efetivamente p/Implantação) aprovados e implementados Aquisições 14,3% 22
  • 23. AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA PETROBRAS NO LONGO PRAZO Perspectiva empresarial… Conteúdo Nacional Maior disponibilidade Aumento da capacidade instalada Mais opções e flexibilidade Novos fornecedores Menores preços Perspectiva de sustentabilidade... Fortalecimento da Geração de emprego Fortalecimento do economia brasileira e renda mercado interno 23
  • 24. OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS Projeto • Maior detalhamento menor risco Cultura • Simplificação Otimização de • Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal) Custos • Equipamentos padronizados Contratação Contratação • menores pacotes participação de Projeto empresas de médio porte • maior acompanhamento físico e financeiro dos empreendimentos Cultura • menor flexibilidade e redundância nas plantas operacionais 24
  • 25. E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO 2.822 Pós-doutorado: 6 Mestrado: 1.098 Os profissionais de nível superior recentemente admitidos, sem 2.468 Doutorado: 226 Pós-Graduação: 845 experiência prévia, passam até um ano em salas de aula antes de iniciar suas 2.101 74.240 funções efetivas na Companhia 68.931 62.266 53.904 48.798 52.037 46.723 1.213 989 1.043 774 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 27.000 novos empregados desde 2002 Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da Petrobras: 112.625 empregados O Governo Brasileiro, com suporte da Petrobras, tem um programa específico para atender a essa demanda Construção Construção & Engenharia Manutenção Civil Aquisição 5.967 7.062 15.020 84.576 25
  • 26. ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS… Histórico de reposição de reservas A estratégia da Petrobras é superior a 100%, com excelentes manter uma relação perspectivas para o futuro reservas/produção superior a 15 anos 13,75 13,92 14,09 13,02 13,23 0,88 0,92 0,88 1,23 Produção Produção Produção Produção (0.67 bn boe) (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe) Índice de Índice de Índice de Índice de Reposição Reposição de 12,52 Reposição de 13,04 Reposição de 13,17 12,35 de Reservas Reservas Reservas Reservas (131%) (174%) (124%) (123%) 2004 2005 2006 2007 2008 26
  • 27. …E DA PRODUÇÃO… PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d) 5.729 223 409 7,5% a.a. 1.177 5,6% 3.655 CAGR 131 8,8% a.a. 210 2.757 103 634 2.305 2.308 2.400 2.223 109 100 142 1.812 2.042 2.027 96 101 1.637 94 124 463 23 85 163 142 126 321 24 35 161 168 274 277 273 3.920 44 252 251 265 232 2.680 1.792 1.855 2.050 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.335 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020 Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 27
  • 28. A UM CUSTO COMPETITIVO CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos) $30 $25 $20 $15 $10 $5 $0 LUKOIL Murphy Marathon OMV BG TOTAL EnCana Anadarko BP Apache Petro-Canada Eni ExxonMobil Devon Chevron Petrobras Hess Woodside Noble Nexen StatoilHydro Talisman Can Natl Res Occidental Pioneer Shell BHP Billiton ConocoPhillips CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos) $35 Outras Empresas $30 Petrobras $25 $20 $15 $10 $5 $0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fonte: PFC Energy / Nota: (Aquisições + Gastos com exploração e desenvolvimento)/(Revisões+ Recuperação secundária + Descobertas e extensões + Aquisições); Período de 3 anos 28
  • 29. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
  • 30. ESTRATÉGIA 2009-2013 Descobrir e apropriar reservas no Brasil e no exterior, mantendo reserva/produção superior a 15 anos Garantir o acesso a reservas Delimitar e desenvolver o e produção de gás natural de pólo pré-sal forma integrada com os mercados da Petrobras Desenvolver esforço Crescer produção com exploratório em novas otimização e fronteiras aproveitamento da infra- estrutura instalada 30
  • 31. INVESTIMENTO FOCADO E DISCIPLINADO INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES 12% 13% Exploração 17% Pré-sal Santos Desenvolvimento Internacional 58% 31
  • 32. GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007) FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007) $60,00 $25,00 $46,93 $47,92 $20,28 $50,00 $20,00 $19,91 $40,00 $15,00 $30,00 $10,00 $20,00 $5,00 $10,00 $0,00 $0,00 Petrobras Média das Peers * Petrobras Média das Peers * *Peers: Exxon Mobil, Conoco Phillips, Total, Shell, Chevron e BP 32
  • 33. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA 7,75 Crescimento Médio (2006-2008) - % 5,33 4,40 4,38 2,48 1,36 -1,02 -1,79 -2,57 -3,71 -3,78 Chevron Total Lukoil E xxonM obil RD S hell P etroChina Repsol YP F ConocoPhillips P etrobras BP E NI PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D) 2.400 2.298 2.301 2.217 4.4% CAGR 2.020 2004 2005 2006 2007 2008 Evaluate Energy (2006-2008 CAGR) 33
  • 34. …E DA PRODUÇÃO… PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d) 5.729 223 409 7,5% a.a. 1.177 5,6% 3.655 CAGR 131 8,8% a.a. 210 2.757 103 634 2.305 2.308 2.400 2.223 109 100 142 1.812 2.042 2.027 96 101 1.637 94 124 463 23 85 163 142 126 321 24 35 161 168 274 277 273 3.920 44 252 251 265 232 2.680 1.792 1.855 2.050 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.335 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020 Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 34
  • 35. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL Do crescimento de 824 mil Do crescimento de 1.240 mil No PN 2008-2012, a bpd na produção nacional de bpd na produção nacional de estimativa de produção de petróleo até 2013, 566 mil petróleo entre 2013 e 2020, a óleo e LGN no Brasil em bpd virão de campos já com maior contrubuição virá do 2015 era de 2.812 mil bpd. declaração de pré-sal Houve um aumento de 19% comercialidade (+528 mil bpd) sobre a estimativa anterior PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd) 3.920 3.340 2.680 1.855 2.050 2008 2009 2013 2015 2020 Óleo Leve ≥ 31º API Óleo Médio Óleo Pesado ≤ 22º API 35
  • 36. PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P NO BRASIL EM 2009 Além dos 5 novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o aumento da produção a P-52 e P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou em operação em dezembro de 2008 2.050 73 10,5% 43,1% Milhões m3/dia JABUTI MANATI expansão mil bpd TLD Tupi LAGOSTA 1.855 P51 51 MARLIM SUL CANAPU P53 FRADE MARLIM LESTE CAMARUPIM PARQUE DAS SIRI 1 CONCHAS URUCU 2008 2009 2008 2009 Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural 36
  • 37. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009-2013 MANATI expansão LAGOSTA URUGUÁ JURUÁ TAMBAÚ ARACANGA CANAPU 3,32 MEXILHÃO 3,20 Óleo e gás CAMARUPIM 3,02 URUCU 2,79 2,68 2,58 Óleo 2,51 2,43 milhões boe/d P-62 2,25 RONCADOR 2,05 P55 P-57 RONCADOR BALEIA AZUL JUBARTE P-61 JABUTI PAPA-TERRA TUPI P-56 P-63 TLD Tupi Piloto MARLIM SUL PAPA-TERRA P-51 CACHALOTE, MARLIM SUL BALEIA FRANCA, GUARÁ 1 ou IARA 1 BALEIA ANÃ FRADE TUPI 1 PARQUE DAS Amplição do Piloto CONCHAS 2009 2010 2011 2012 2013 Pré-Sal Pós-Sal Gás Natural 37
  • 38. VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013 Bacia do Espírito Santo Parque das Baleias/Pré-sal do Espírito Santo Bacia de Campos tradicional Cluster do pré-sal 180 th bpd 2009 2010 100 th bpd 2011 2012 < 100 th bpd 2013 38
  • 39. RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrar nossas Reservas Provadas Bilhões boe ~23,5 -28 bn boe Maior estimativa +4,5 13,920 14,093 Menor estimativa 9,5 747 920 Reservas - Produção + Incorporação Reservas + Descobertas Recursos Provadas em Aumulada em de Reservas Provadas em Anunciadas do Anunciados 2007* 2007 Provadas 2008* Pré-Sal (Tupi, Iara e Espírito Santo) *segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE 39
  • 40. OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS PARA OS PROCESSOS DE E&P, USANDO OS CONCEITOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PARA: Reduzir a taxa de declínio de produção de petróleo Aumentar reservas através da melhoria dos fatores de recuperação Otimizar custos, aumentando Produção Empregando técnicas de reservas e produção recuperação avançada Taxa natural de declíneo Projetos para aumentar reservas Projetos para reduzir taxa de declínio Tempo 40
  • 41. CASO ALBACORA Campo de albacora: Referência na utilização de técnicas inovadoras de revitalização da produção Técnicos do Recage identificaram complexas limitações tecnológicas nas plataformas P-25 e P-31 (Albacora). Não havia possibilidade de expandir a injeção de água nessas unidades de produção P-25 P-31 Solução para a Recuperação da Produção: Através do sistema RWI (Raw Water Injection), desenvolvido pelo CENPES, a água do mar é bombeada para o reservatório através de um poço de injeção, aumentando sua capacidade de produção O sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações de superfície Injeção Submarina do Mar (RWI) 41
  • 42. CASO CARMÓPOLIS SERGIPE CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em 1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos na adoção de soluções alternativas. Neste campo, foi introduzido o conceito de “rigless”, que substitui o uso de sondas de perfuração convencionais por um conjunto de guindastes e equipamentos especiais na atividade de fraturamento hidráulico do poço. EFEITOS DIRETOS: Aumento da produção; Redução do custo do poço; Aumento do Fator de Recuperação: de 27% para 30% (em 2009); Novo pico de produção esperado: de 25,4 mil bpd (em 1990) para 31,6 mil bpd (em 2009); Acréscimo da Vida Útil em 18 anos: de 2007 para 2025 42
  • 43. CASO CARMÓPOLIS 43
  • 44. PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL ESPÍRITO SANTO 150 MM boe Golfinho OTIMIZAÇÃO DA UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS INSTALADOS NO VITÓRIA CAMPO DE GOLFINHO: Conexão de novos poço antes conectados ao FPSO Capixaba ao FPSO Cidade de Vitória; Desenvolvimento da descoberta no Ring-Fence de Golfinho (150 milhões boe) através do FPSO Cidade de Vitória Parque das Baleias/ Deslocamento do FPSO Capixaba (100 Pré-Sal Espírito Santo mil bpd) de Golfinho para o antecipar o desenvolvimento do pré-sal do Espírito Santo 44
  • 45. CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO Lâmina d’Água Operando em 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012 De 2013 a 2017 Petrobras XVI Ocean Yorktown Petrobras XVII Pride Mexico Alaskan Star Petrobras XIV Borgny Dolphin 0-999m Atlantic Star Ocean Concord Ocean Wittington Falcon-100 P. South Atlantic Petrobras X Ocean Winner Petrobras XXIII T. Driller P. South America Sedco 710 P. Portland N. Therald Martin Olinda Star P. Rio de Janeiro N. Leo Segerius 1000-1999m Ocean Worker P. Brazil N. Muravlenko P. Carlos Walter Louisiana Ocean Yatzi S.C. Lancer Ocean Alliance Peregrine I Delba V Gold Star Delba VI Noble Dave Beard Pantanal Sedco 707 Scorpion * Sevan Driller Norbe VI Delba IV Dw. Navigator Delba VII West Taurus Delba III Schahin TBN1 + 28 novas unidades, N. Roger Eason Delba VIII ≥ 2000m West Eminence West Orion Sevan Brasil a serem construídas no O. Clipper Norbe IX SSV Victoria Lone Star DS Carolina Brasil N. Paul Wolf Schahin TBN2 Amazonia Norbe VIII Petrorig II Etesco 8 Total por ano 34 7 8 5 9 28 Acumulado 41 49 54 63 91 29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS 45
  • 46. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS Margem Equatorial Ceara & Potiguar AP Exploração: 2009-13 Solimões US$ 13.8 bn Potiguar Área exploratória: SEAL& REC & TUC 157.587 km² Bahia Sul 278 blocos exploratórios São Francisco 30 planos de Espírito Santo avaliação Campos 303 concessões de prod. Petrobras Santos Outros Pelotas 46
  • 47. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO Invstimento Taxa de sucesso em exploratório exploração US$ mm 70% 2.750 2.500 60% 2.250 50% 2.000 1.750 40% 1.500 1.250 30% 1.000 20% 750 500 10% 250 0 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-2013 47
  • 48. APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS TURQUIA PAQUISTÃO PORTUGAL GOLFO LÍBIA CUBA MÉXICO IRÃ SENEGAL VENEZUELA ÍNDIA COLÔMBIA NIGÉRIA EQUADOR TANZÂNIA BRASIL PERÚ ANGOLA BOLÍVIA MOÇAMBIQUE ARGENTINA Foco Principal Novas áreas 48
  • 49. PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL Área da Província: 112.000 km2 Área Total Concedida: 41.000 ESPIRITO SANTO km2 (38%) MINA GERAIS Área Não Concedida: 71.000 km2 (62%) Área com Participação Petrobras: 35.000 km2 (31%) SÃO PAULO RIO DE JANEIRO PARANÁ Poços Testados Campos HC Blocos Exploratórios Reservatórios Pré-sal 49
  • 50. PRÉ-SAL: VISÃO GERAL US$ 28 bilhões em investimentos até 2013 Cerca de 7 MMm3/d de gás natural Produção inicial de óleo através de disponibilizados ao mercado em 2013 FPSOs Diversos sistemas de produção Produção inicial de gás natural será iniciando até 2020 transportada por gasodutos até a costa Em 2015 a produção de óleo deve 6 unidades de produção iniciando até atingir 582 k bpd 2014 em Santo e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração Em 2020 a produção de óleo deve atingir 1.815 k bpd; a disponibilização (TLD) de gás natural deve atingir o montante Estimativa de produção de óleo em 219 k de 40 MMm3/d bpd em 2013 50
  • 51. BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL 50 km Rio de Janeiro Descobertas: Tupi, Iara, Carioca, BM-S-10 BR 65% BM-S-11 Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e BR 65% Caramba Elevado potencial de volumes BM-S-8 BR 66% Óleo de boa qualidade: médio-leve Atividade sísmica e poços de delimitações a caminho Iara Parati Estimativa de volumes Tupi recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi Bem-te-vi Carioca e 3-4 bn boe em Iara Guara BM-S-21 BM-S-24 3 sistemas de produção até 2014: BR 80% Caramba Azulão BR 80% Tupi, Iara e Guará BM-S-9 BM-S-22 BR 45% BR 20% 51
  • 52. TUPI 50 km Rio de Janeiro Teste de Longa Duração (TLD) • Reentrada no poço de Tupi-Sul • Conversão do FPSO completa • Primeiro óleo no 2Q 2009 • Até 14.000 bpd Projeto Piloto • Equipamentos contratados • Óleo 100.000 bpd • Gasoduto de 216 km até Mexilhão • Produção no 4Q 2010 Desenvolvimento de longo prazo Tupi • Desenvolvimento de estudos de otimização • Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe • Ampliação do Sistema Piloto em 2013 52
  • 53. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI) 1º Óleo – TLD 1º Óleo– Tupi Piloto Nível elevado de Tupi (Mar/09) (Dez/10) produção ..... ..... t 2007 2009 2010 2012 2017 Aquisição de dados Desenvolvimento Definitvo Fases Fase 0 Fase 1A Fase 1B TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e Implementação de diversas unidades de produção Implementação de diversas Foco delimitação de poços (FPSOs genérico) unidades de produção • Delimitação da Área • Análise da vazão dos • Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2 reservatórios • Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2 • Desempenho de poços • Teste de otimização de poços Objetivo fraturados • Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado • Completação da nível de produção em 2017 amostragem • Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos • Análise de CO2 53
  • 54. IARA Volume recuperável estimado: 3-4 bn de boe Reservatório de boa qualidade Plano atual • Reentrada no poço Iara-1 no 1Q/2Q 2009 • Estudos de desenvolvimento • Poços de delimitação em 2010/11 • TLD em 2010/11 • Inicio de produção até 2014 através de um FPSO 54
  • 55. GUARA 50 km Rio de Janeiro Reservatório de boa qualidade Plano atual • Reentrada no poço Guará-1, 1Q/2Q 2009 • Estudos de desenvolvimento • Poços de delimitação em 2010/11 • Possível TLD em 2010/11 • Produção através de um FPSO até 2014 Guara 55
  • 56. PÓLO DO ESPÍRITO SANTO to UTG Cacimbas an Linhares Uso da infra-estrutura local S Rio Doce Cangoá MG Peroá P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal: to UPGN Lagoa Parda excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de i óleo pír 24” – 66 km Aracruz 25 MM m3/d FPSO Seillean entrou em operação em dez/08 Es Terminal Barra do Riacho Camarupim Canapu como piloto de Cachalote (CHT) Golfinho FPSO Capixaba deve ser movido do campo de Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no VITÓRIA Carapó 1S10 Vila Velha FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10 Gasoduto Sul-Norte como piloto de Baleia Azul (BAZ) UTG Sul Capixaba Gasoduto Capixaba Guarapari Sul Capixaba 12 a 24” – 160 km 7 a 15 MM m3/d Baleia Azul: primeira unidade de produção 12” – 83 km Anchieta 4,5 MM m3/d definitiva no 4T12 Presidente Marataizes Produção de gás natural transportada através de Kennedy ARG gasodutos CHT Baleia Franca JUB OST NAU RJ Baleia Azul ABA CXR PRB Catuá 56
  • 57. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ-SAL Produção de óleo no pré-sal Petrobras (mil bpd) 1.815 1.336 632 463 582 219 160 1.183 62 873 157 422 2013 2015 2017 2020 Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros Investimentos no Pré-sal até 2020 2009-2013 2009 -2020 Investimentos Petrobras no Pré-Sal (Desenv. da Produção) 28,9 111,4 Pré-Sal Bacia de Santos 18,6 98,8 Pré-Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós-Sal) 10,3 12,6 57
  • 58. ABASTECIMENTO
  • 59. SISTEMA VERTICALMENTE INTEGRADO CAPTURANDO SINERGIAS E ADICIONANDO VALOR Operações do Upstream Operações do Downstream Dutos Existentes Refinarias Petrobras Terminal Marítimo Outros Termial Terrestre 59
  • 60. INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO REMAN LUBNOR Capacidade Carga Refinarias (Tbpd) (Tbpd) Paulínia - Replan (SP) 365 348 RLAM Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 261 Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 243 Henrique Lage - Revap (SP) 251 236 RECAP Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 148 Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 169 Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 153 REDUC Gabriel Passos - Regap (MG) 151 132 REPLAN Manaus - Reman (AM) 46 41 Capuava - Recap (SP) 53 42 REVAP Fortaleza - Lubnor (CE) 7 6 TOTAL BRASIL 1,986 1,779 REPAR REFAP RPBC RECAP A expectativa de crescimento da curva de Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 produção da Companhia torna necessária a anos e a crescente demanda do mercado doméstico ampliação da capacidade de refino para garantir também apontam para a necessidade de novos a integração das suas atividades investimentos no refino 60
  • 61. EFEITOS POSITIVOS NA BALANÇA COMERCIAL Exportações (mil barris/dia) Importações (mil barris/dia) 234 246 262 148 197 94 118 260 439 370 390 373 335 353 352 263 2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008 P etróleo D erivados Petróleo Derivados Apesar do atual superávit em volumes, a Petrobras continua com déficit na balança comercial Investimentos focados na redução da necessidade de importação de óleo e de aumento das exportações de derivados 61
  • 62. ESTRATÉGIA FOCADA PARA ADICIONAR VALOR AO ÓLEO DOMÉSTICO Expandir a capacidade de refino no Brasil e no exterior Otimizar qualidade para tornar a Petrobras a marca preferida Melhorar margens, de combustíveis para expandindo a consumidores no Brasil e no complexidade média exterior Usar parceiros comerciais Aumentar a produção de e logísticos para expandir petroquímicos básicos, a presença nos mercados- capturando sinergias no alvo Sistema Petrobras 62
  • 63. INVESTINDO PARA REALIZAR ESSES OBJETIVOS Investimentos na Área de Abastecimento US$ 47,8 bilhões Refino 12% 7% Dutos e Terminais 8% Tranporte Marítimo 73% Petroquímica • Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos padrões internacionais; • Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão. Nota: Não inclui internacional 63
  • 64. ATENDENDO À NECESSIDADE DE AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO E A COMPLEXIDADE DAS REFINARIAS... 240 220 Capacidade Média de Refino (tb/d) 200 180 160 140 120 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Índice de Complexidade Média PFC Fonte: PFC Energy 64
  • 65. BENEFÍCIOS DA INTEGRAÇÃO R eturn onROCE E mployed C apital 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 C o m panh ia Inte g r adas Em pr e s as Up s tre am Re finado r e s Companhia Integradas: BP, RD Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, TOTAL, Eni, Lukoil e Repsol YPF Empresas de Upstream: Apache, Anadarko, Devon, EnCana, Nexen e Talisman Refinadores: Valero, Reliance Industries, PKN Orlen, Sunoco e Tesoro Fonte: PFC Energy 65
  • 66. ... AUMENTANDO AS MARGENS BRUTAS ... Margens brutas de refino no Golfo do México (EUA) 35 US$/BBL of 2008 30 25 20 Declínio Gasolina 15 EUA 10 5 0 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Margem WTI Craqueamento Margem Maya Coqueamento Margens Brutas de Refino = Margem WTI Craqueamento = Margem Maya Coqueamento = Preço do produto menos óleo Margem USGC usando WTI Margem USGC usando Maya cru com rendimento do com rendimento do coqueamento craqueamento Fonte: Platts 66
  • 67. ... E CAPTURANDO O DIFERENCIAL LEVE/PESADO 45 US$/BBL of 2008 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 WTI - Maya Diesel e Gasolina – Óleo Combustível Spread Óleo Leve-Pesado = WTI – Spread Derivados Leve-Pesado = (Unleaded Maya USG + N2 Diesel USG)/2 – Fuel Oil 3% USG Fonte: Platts 67
  • 68. DIMINUINDO A NECESSIDADE DE IMPORTAÇÃO DE ÓLEO PARA AS REFINARIAS ÓLEO DOMÉSTICO PROCESSADO 95% 79% 80% 78% 75% 76% O parque de refino da Petrobras será adaptado para processar mais óleo doméstico, capturando o diferencial leve/pesado e evitando desconto de petrólqo de alta acidez. 2000 2002 2004 2006 2008 2020 68
  • 69. ADAPTANDO AS REFINARIAS PARA OTIMIZAR PERFORMANCE E ASSEGURAR A SUSTENTABILIDADE QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL 2009 2010 2011 2012 2013 2009 2010 2011 2012 2013 Gasolina Regular Diesel Gasolina regular Transição 0,005% S S-1800 Diesel S-500 RECAP REPAR Diesel e Gasolina Gasolina Diesel S-50 REDUC REPLAN Gasolina Gasolina Diesel S-10 REFAP REVAP Gasolina Gasolina RECAP RLAM REFAP REPLAN REFAP Diesel e Diesel Diesel Diesel Gasolina Gasolina REGAP RPBC RLAM Diesel Diesel Gasolina REGAP RPBC Revamp Gasolina HDT MELHORAR A QUALIDADE DA GASOLINA E DO DIESEL, REFORÇANDO SEU COMPROMISSO COM A SUSTENTABILIDADE E ATENDENDO AS REGULAÇÕES AMBIENTAIS E REDUZIR AS EMISSÕES 69
  • 70. MERCADO DOMÉSTICO CRESCENTE… Mil b/d 2876 3,3% a.a. 400 2257 150 1945 3,0% a.a. 274 Outros 1906 112 OC 182 202 1224 Diesel 119 107 QAV 901 738 783 Nafta 179 Gasolina 118 GLP 84 89 246 250 218 255 367 419 326 332 208 214 230 257 2007 2008E 2013E 2020E 70
  • 71. …SERÁ ATENDIDO PELOS INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD) Premium I 3500 600 mil bpd e Premium II 300 mil bpd 3.012 3000 RNE UPB 1ª Fase: 230 mil bpd 150 mil bpd 2013 2011 Dez/2012 2ª Fase: 2015 2500 REPAR 2.270 Revamp Clara 25 mil bpd Camarão 2011 2000 2010 1.779 1.791 REVAP 10 mil bpd 1500 2010 REPLAN Revamp 1000 33 mil bpd 2010 500 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020 71
  • 72. ADIÇÃO DE CAPACIDADE DOMÉSTICA DE REFINO Adição de Capacidade (mil bpd) 000 b/d 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2009 - 2010 2010 - 2011 2011 - 2012 2012 - 2013 C ap ac id ad e D is tilaç ão C ap ac id ad e C o nv ers ão C apac id ad e Hid rotratamento 72
  • 73. PRINCIPAIS DIRECIONADORES PARA AS NOVAS REFINARIAS Acesso ao mercado de derivados Acesso a novos mercados internacionais Acesso às matérias-primas Potencial Logístico Infraestrutura compartilhada Adaptação a questões sociais e ambientais Disciplina de Capital e retornos sólidos Adaptação a especificações internacionais de qualidade dos produtos 73
  • 74. ATENDENDO À CRESCENTE DEMANDA DOMÉSTICA POR PETROQUÍMICOS Mil ton/ano 10.000 671 PS 1.663 8.000 526 PVC 990 1.293 6.000 412 784 PET 991 3.212 4.000 289 587 2.353 PP 310 699 728 436 1.651 380 1.070 PE 2.000 800 3.666 2.833 1.607 1.625 2.202 0 2000 2005 2010 2015 2020 74
  • 75. INTEGRAÇÃO DA CADEIA DE SUPRIMENTO DO DOWNSTREAM ATRAVÉS DE INVESTIMENTOS FOCADOS Decisões de investimento no segmento são baseadas na necessidade de: Assegurar um hedge natural entre os ciclos da petroquímica Manter flexibilidade e acesso a matérias-primas competitivas e do refino Garantir liderança em custos Diversificar produtos de maior valor agregado Aumentar competitividade QUATTOR BRASKEM PQU COPESUl PRODUÇÃO PRODUÇÃO 1.020 kta eteno QUATTOR 2.480 kta eteno 320kta propeno 1.180 kta propeno IQ 1.040 kta PE 510 kta PVC 875 kta PP PU 1.975 kta PE 1.090 kta PP IPQ RIOPOL UDQ COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 1 COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 37,3% Petrobrás/Petroquisa 23% Petrobrás/Petroquisa 56% UNIPAR | 6,6% BNDES 38% Grupo Odebrecht 36% Outros 75
  • 76. COMPERJ IRÁ CONTRIBUIR PARA A CADEIA DE VALOR DA PETROBRAS Expansão do mercado doméstico de Captura de sinergias de estruturas petroquímicos existentes na região Utilização do óleo de Marlim como matéria- Melhora na balança comercial na cadeia de prima petróleo, derivados e petroquímicos BÁSICOS DOWNSTREAM Produção Produtos (kty) Produção Diesel 535 Produtos (kty) Combustíveis Nafta 284 Polipropileno 850 Coque 700 Polietileno 800 Etileno 1,300 Estireno 500 Propileno 881 Etileno glicol 600 Petroquímicos Benzeno 608 PTA 500 Butadieno 157 PET 600 p-Xileno 700 Enxofre 45 76
  • 77. GÁS & ENERGIA
  • 78. ESTRATÉGIA DE GÁS E ENERGIA Agregar valor ao uso do GN na monetização das reservas da Petrobras Assegurar flexibilidade Investir em geração de para comercialização de energia elétrica a partir de gás natural nos fontes renováveis Compra e Venda de mercados termelétrico e GN e GNL não termelétrico Transporte e Distribuição Geração, Compra e Venda de Energia Consolidar o negócio de Equilibrar o binômio energia elétrica, de forma competitividade e competitiva e rentável, rentabilidade do gás otimizando o parque de natural frente aos geração elétrica energéticos Atuar de forma global e concorrentes verticalizada no mercado de GNL 78
  • 79. INTEGRAÇÃO ENTRE AS CADEIAS DE GÁS E ENERGIA ELÉTRICA Consumidores O sistema Produção Gás Natural elétrico Processamento Import. Distribuição brasileiro é ANP operado como um “condomínio”, onde o ONS coordena seu funcionamento. As usinas hidrelétricas Termelétricas Consumidores operam em Energia Elétrica situações de hidrologia favorável. As Hidroeletricidade térmicas operam Distribuição quando Transmissão necessário para ANEEL reduzir risco de déficit futuro. Trocas CHOVEU: ACUMULA ENERGIA – POUPA ÁGUA 79
  • 80. MERCADO DE GÁS NATURAL: EVOLUÇÃO E PROJEÇÃO Demanda Não-Termelétrica milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3 6% p.a. crescimento médio esperado: 2009-13 Industrial 60 Paridade de preços com OC Entrega de Gás Natural ao Mercado Não-Termelétrico aceita pelo 50 50 49 mercado 45 Automotivo 41 Frota flex fuel, 40 37 38 36 Gás Nacional: kits mais caros, 34 maiores preços 31 Contratado junto às de GN Distribuidoras de GN até 30 28 2012 25 Comercial Acompanha 20 Projeção do PIB 20 17 14 Demanda atendida Demanda Gás Boliviano: Serviços em realização Contratado junto às contratada Distribuidoras de GN Residencial 10 Acompanha até 2020 crescimento da população urbana 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Realizado Proj. Petrobras 80
  • 81. CRESCIMENTO DA CARGA DE ENERGIA DO SIN: 4,7% A.A. Carga de Energia Média 2008: 52 GW GWmed 100 90 5% crecimento p.a. 80 2009-2013 70 Carga de Energia (GWmed) 60 50 87 91 40 80 84 73 77 67 70 30 61 64 55 58 20 10 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 81
  • 82. GÁS NATURAL: BALANÇO OFERTA X DEMANDA 2008 - 2013 140 135 Geração Elétrica 123 120 112 GNL 49 milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3 100 96 44 41 80 Bolívia 36 Outros Usos 68 60 58 45 19 39 14 34 27 40 19 17 Oferta Industrial 20 Nacional 40 41 30 33 36 27 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Oferta Na cional Oferta Bolivia na G NL : C a pa cida de Reg as. E x istente Adições G NL Demanda Industrial Outros Usos Dema nda T ermelétrica 82
  • 83. INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) - CICLOS 1o CICLO Criação da área de Gás e Energia 2o CICLO Plano de Negócios 2009-13 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 1o CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas Motivação: • Atendimento à demanda termoelétrica (PPT) e ao mercado não-térmico (crescimento) • Diversificação das fontes de suprimento: Bolívia e GNL; • Incremento do Parque Gerador (GN, OD, OC e PCH’s). Consequência: • Investimentos no PLANGÁS, integração das malhas de transporte e construção dos terminais de REGAS. 2o CICLO (2011 em diante): Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta Motivação: • Expansão do fornecimento de gás para geração eletrica, com flexibilidade: Gas Nacional, Boliviano, GNL • Opção para colocacao de Gas nos mercados interno (domestico) e externo(exportacao). Consequência: • Investimentos para escoamento do pré-sal, terminais de Regás Flex e expansão da geração termoelétrica 83
  • 84. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas (A) Expansão do Sistema de Dutos 70% expansão 2003-2010 Dutos de Gasfor Manaus Transporte Açu/Serra do Mel Urucu - Manaus (set/09) Nordestão Existentes: Pilar-Ipojuca (set/10) 2003 – 5.451 km GLP duto (jan/09) Urucu GASALP 2006 – 5.495 km Itaporanga-Pilar 2007 – 6.157 km Atalaia-Itaporanga 2008 – 6.933 km GASEB Catu-Itaporanga Dutos Em Cacimbas-Catu (mar/10) Implantação: Cacimbas-Vitoria 2009 – 7.930 km Lagoa Parda-Vitoria - Gasvit Cabiúnas-Vitória 2010 – 9.265 km Gasduc III (set/09) Gasduc I e II Gasbol Japeri-Reduc (mar/09) Campinas-Rio (trecho Taubaté-Japeri) Campinas-Rio (trecho Paulinia – Taubaté) Gastau (out/10) Paulínia – Jacutinga (jul/09) GASPAL II (abr/10) GASAN II (abr/10) Em implantação GASPAL I Existentes GASAN I Gasbol - Ampl. T. Sul (mai/10) 84
  • 85. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas (B) Adicionar Flexibilidade com GNL TERMINAL DE PECÉM Capacidade: 7 MM m3/d Início de operação: Jan/09 Objetivo: Fornecimento flexível de gás para geração ternelétrica no Nordeste Vista Geral do Terminal com Navio Regaseificador Atracado - 22/jan/09. 85
  • 86. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas (B) Adicionar Flexibilidade com GNL Baía de Guanabara Capacidade: Terminal: 20 MM m3/d Navio Regaseificador: 14 MM m3/d Término da C&M: Jan/09 Comissionamento até jul/09 Objetivo: Fornecimento flexível de gás para geração ternelétrica no Sudeste Vista Geral do Terminal – Final da Construção e Montagem - 22/jan/09. 86
  • 87. 1o CICLO: Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas (C) Incremento do Parque Gerador 2008: 24 Usinas: 5.899 MW Carangola Tambaqui 89 MW 2010: 43 Usinas: 7.135 MW 15 MW Termoceará 220 MW Jaraqui Potiguar III 66 MW BI-COMBUSTÍVEL 89 MW Potiguar 52 MW Termocabo 48 MW Jesus S. Pereira 340 MW (leased) Manauara 85 MW SUAPE II 350 MW Petrolina 128 MW Areia 11,4 MW (aluguel) Juiz de Fora Arembepe 148 MW 84 MW Bahia Água Limpa 14 MW Muricy I31 MW 148 MW Barbosa Lima Sobrinho 386 MW Brentech 140 MW Celso Furtado BI-COMBUSTÍVEL 185 MW Britarumã 60 MW Bonfante Irara 30 MW 19 MW Luís Carlos Prestes Rômulo Almeida 252 MW Jataí 30 MW São Pedro 138 MW 30 MW Retiro Velho 18 MW Fumaça Funil Fernando Gasparian 44,5 MW 22.5 MW 370 MW Euzébio Rocha 208 MW São Simão Aurel. Chaves 27 MW 226 MW Gover. Leonel Brizola 1,043 MW Calheiros 19 MW São Joaquim Pira 19 MW Monte Serrat 25 MW 21 MW Mário Lago 922 MW BANAÇO 60 MW Santa Fé 30 MW NG 4.900 MW Sepé Tiaraju 160 MW OIL 472 MW Araucária BI-COMBUSTÍVEL 484 MW PCH 187 MW 87
  • 88. 2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta (A) Infraestrutura de Transporte Infra-estrutura de Transporte – Dutos e Terminais Ampliação da oferta de GN e Flexibilidades: Terminal Regás Flex: Elevação da oferta para atendimento da demanda termoelétrica; Opção de suprimento para os mercados internos e externo. Ampliação da capacidade de transporte de gás natural: Adição de 307 km de dutos e novas estações de compressões; Ampliar o fluxo de GN entre as malhas Sudeste e Nordeste (nova Ecomp do Gasene): Escoamento de oferta firme do Sudeste; Permitir escoamento de novas ofertas de gás natural, incluindo a do pré-sal e do 3º e 4º terminais de GNL. 88
  • 89. 2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta (B) Investimentos em Energia Investimentos em Energia Expansão da Geração Termelétrica Plano Decenal 2008-2017 do governo federal (EPE), em consulta pública desde 24/12/07, indica oportunidades para expansão da oferta de energia elétrica através de usinas a GN; A Petrobras prevê participar em futuros leilões de energia, assegurando uma receita fixa a priori da realização do investimento; Essa participação pode se dar nas seguintes posições: Fornecedor de gás natural Prestador de serviço de logística (shipping, regas e transporte) Gerador de energia elétrica Mix das condições acima citadas A viabilidade do negócio se dará na medida da competitividade da geração a GN por ocasião dos Leilões 89
  • 90. PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009-2013 Investimentos G&E US$ 10.6 bilhões 1,477 926 4.528 3.692 US$ milhões Gás Natural US$ 8,2 bilhões Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos Energy Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos US$ 2,4 bilhões 90
  • 91. FINANÇAS
  • 92. GERAÇÃO DE VALOR PARA O ACIONISTA COM DESTAQUE NO RETORNO SOBRE O CAPITAL DA INDÚSTRIA RETORNO TOTAL DAS AÇÕES VS. ROACE 50% 40% PBR R T A (M é d i a 0 6 -0 8 ) 30% HES 20% OXY BG ENI 10% MRO 0% REP STO 10% 15% 20% 25% 30% -10% RETORNO TOTAL DAS AÇÕES -20% R OAC E (Média 06-08) 145,0% MIN 120,0% MAX 95,0% PBR 70,0% 45,0% 20,0% -5,0% -30,0% -55,0% -80,0% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Fonte: Bloomberg/Balanço das Companhias 92
  • 93. AUMENTO DO LUCRO GERANDO INCREMENTO DOS DIVIDENDOS DISTRIBUÍDOS US$ Milhões 29% 20,000 50% 18,000 32% 32% 45% 16,000 40% 14,000 33% 35% 12,000 31% 10,000 30% 8,000 25% 6,000 20% 4,000 15% 2,000 - 10% 2004 2005 2006 2007 2008 L uc ro L íquido Dividendos Dividendo/L uc ro líquido (% ) De acordo com a lei brasileira, a Companhia é obrigada a distribuir pelo menos 25% do seu lucro líquido ajustado * Valores em US GAAP e dividendos provisionados. 93
  • 94. INCREMENTO DA GERAÇÃO DE CAIXA VIABILIZANDO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS... FONTES 35.000 25.000 US $ millio n 15.000 5.000 -5.000 -15.000 2004 2005 2006 2007 2008 FC Operac ional Dívida L íquida USOS 55.000 U S $ m illio n 35.000 15.000 -5.000 2004 2005 2006 2007 2008 Inves timento Dividendos Aquis iç ões 94
  • 95. ...COM CRESCIMENTO ACOMPANHADO DE BAIXA ALAVANCAGEM E AUMENTO DA CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA E DIV. CP/DIV. LP 1.40 1.16 1.10 1.20 1.00 0.64 0.59 0.67 0.80 Comprometimento com a 0.60 0.38 0.40 Manutenção do Grau de 6.5% 4.7% 7.1% 13.7% 0.20 2.7% 6.5% Investimento 0.00 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Dívida Líquida/EBITDA Dívida CP/Dívida LP" DÍVIDA DE LP //CAPITAL. LP* DÍVIDA DE LP CAPITAL. LP* MAX 50% MIN PBR 40% 30% 20% 10% 0% 2003 2004 2005 2006 2007 * Fonte: Balanço das Companhias (REP, HES, ENI, BG, OXY, MRO, STO) 95
  • 96. PREMISSAS CONSERVADORAS DE PLANEJAMENTO GERARAM BALANCEAMENTO ENTRE FCO E INVESTIMENTOS - PLANO 2009-2013 SEGUINDO A MESMA LINHA HISTÓRICO PROJETADO US$ 85.3 BI (2003 – 2008) US$ 148,6 BI (2009 – 2013) Dívida Líquida Dívida Líquida Investimentos FCO FCO (US$ 174 bi) (após dividendos) (após dividendos) Investimentos (US$ 83 bi) Fontes Usos Fontes Usos Brent médio: 60 Produção média óleo: Brent médio (e): 66 Produção média óleo (e): (US$/barril) 1,720 (mil boed) (US$/barril) 2,398 (mil boed) 96
  • 97. PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 COM FOCO NA MANUTENÇÃO DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS INDICADORES 2009-2013 2008-2012 Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,0 2,18 2009 – 58,00 2010 – 61,00 2008 – 55,00 2011 – 72,00 2009 – 50,00 Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl) 2010 – 45,00 2012 – 74,00 2013 – 68,00 2011-2012 – 35,00 Fluxo de Caixa Líquido Projetado (Após dividendos) 148,6 104,4 Investimentos Projetados 174,4 112,4 Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq. (Alavancagem) Até 35% 20% Caixa Mínimo (US$ bi) 5 3,8 97
  • 98. PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013: PREMISSAS DE PREÇOS DE PETRÓLEO (BRENT – US$/BBL) 80 74 75 72 70 68 65 61 58 60 60 60 55 50 45 45 45 45 45 45 40 40 37 35 30 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Curva de Referência Curva de Robustez 98
  • 99. PREMISSAS DE LONGO PRAZO ABAIXO DAS PREVISÕES DE MERCADO. NECESSIDADES DE FINANCIAMENTO DE CURTO PRAZO BASEADAS NO PREÇO DE ÓLEO ABAIXO DA CURVA FUTURA. CURVA DO BRENT 120 100 80 US$ bbl 60 40 20 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Brent - Curva Futura (23/01/09) PIRA (Jan 09) Petrobras (Cas o Ba se) Petrobras (Financia bil idade 09-10) WoodMa ckenzie (Dec 08) A Petrobras está considerando o cenário mais pessimista para projetar suas necessidades de financiamento nos próximos dois anos. Fonte: Bloomberg/PIRA/Mackenzie 99
  • 100. PLANO NÃO CONSIDERA REDUÇÃO DO CUSTO DOS INVESTIMENTOS, APESAR DA REDUÇÃO NO PREÇO DO ÓLEO CRIAR PRESSÃO PARA QUEDA DOS CUSTOS. INDICE CUSTO DE CAPITAL 500 400 300 (2000=100) Indice 18% 200 11% 100 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T 3T 1T 3T 4T 2009 2010 2011 2012 2013 2007 2007 2008 2008 2008 ICC Do wnstream ICC Upstream WTI Fonte: CERA / Bloomberg 100
  • 101. PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA Principais Variáveis • Preço internacional do óleo e derivados • Preços internos no Brasil • Taxa de câmbio • Percentual de execução do Investimento Planejado • Custo de Capital FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI) 2009 2010* FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos 10,5 16,0 Investimento 28,6 35,0 Necessidade de Captação (18,1) (18,9) Brent (US$ / barril) 37 40 * Investimento para 2010 baseado na média anual do Plano 101
  • 102. FINANCIAMENTO PARA 2009 EFETUADO E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM FINANCIADAS PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS 2009 2010 Necessidades Necessidades • US$ 18,10 bi • US$ 18,9 bi Fontes Fontes • BNDES: US$ 12,5 bi • BNDES: US$ 10,0 bi • Mercado Capitais: US$ 6,5 bi (empréstimo • Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi ponte) *US$ 2,75bi (Global Notes com vencimento em • 15% de redução no Investimento reduz 2019, em 2 tranches: 1,5bi, rendimento 8,125% + 1,25bi, redimento 6,875%) a necessidade de captação adicional • US Exim: US$ 2 bi para menos de US$ 4 bi • CDB: US$ 10bi 102
  • 103. Para mais informações: Relacionamento com Investidores www.petrobras.com.br/ri (21) 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br

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