Graça Foster: Apresentação na Comissão Parlamentar de Inquerito (27/05/2014)

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Apresentação realizada pela presidente Graça Foster na Comissão Parlamentar de Inquérito no dia 27 de maio de 2014

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Graça Foster: Apresentação na Comissão Parlamentar de Inquerito (27/05/2014)

  1. 1. 1 Maria das Graças Silva Foster Presidente CPI – Comissão Parlamentar de Inquérito no Senado Eixo 1 - Refinaria Pasadena “Processo de aquisição da refinaria de Pasadena no Texas (EUA)” 27 de maio de 2014
  2. 2. 22 Visão em 1999 e em 2004: Parque do Refino no Exterior Aquisição de Pasadena em Sintonia com os Planos Estratégicos da Petrobras 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20142003 2004 Plano Estratégico Visão 2020 Plano Estratégico Visão 2030Plano Estratégico Visão 2015 2001 20021999 2000 Plano Estratégico Visão 2010 4 3 2 1 Refinaria de Pasadena Pasadena / Texas, EUA 1. Refinaria de Pasadena: processa 100 mbpd de petróleos leves e médios e produz principalmente gasolina Situada em complexo industrial petroquímico, próximo a dutos que suprem a Costa Leste e a Região Central dos EUA e às margens do Ship Channel, importante canal de navegação que liga o porto de Houston ao Golfo do México. 2. Tancagem Kinder Morgan 3. Houston Ship Channel 4. Terminal Chevron Área Internacional da PetrobrasÁrea Internacional da Petrobras - Agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras - Expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África - Agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras - Expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África Fonte: Plano Estratégico 2015 e Plano de Negócios 2004- 2010, aprovados pelo Conselho de Administração em 14/05/2004.
  3. 3. 3 Decisões do Conselho de Administração sobre a Aquisição de Pasadena Conselho autoriza Documentação apreciada pelo Conselho de Administração: • Resumo Executivo: não havia menção às cláusulas “Put Option” e “Marlim”. Não houve citação, nem intenção manifestada, da compra dos 50% remanescentes da refinaria de Pasadena. • Apresentação de Powerpoint, feita pela Área Internacional, com o título “Aquisição da Refinaria de Pasadena”. Também não mencionou as cláusulas “Put Option” e “Marlim”. Não citava, nem manifestava intenção, da compra dos 50% remanescentes de Pasadena. Relevância das Cláusulas “Put Option” e “Marlim”: As cláusulas de Put Option e Marlim combinadas precificaram e valorizaram os 50% iniciais (2006) + os 50% remanescentes (2009) das ações de Pasadena por conta do valor intrínseco do pretendido REVAMP para processar óleo pesado de Marlim, bem como pela expansão da capacidade de refino de 100 para 200 mil bpd. ¹ PAI – Petrobras America Inc. 2 US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar. 3 LOI – Letter of Intentions (Carta de Intenções) Conselho não autoriza A matéria retorna ao Conselho em 12/5/2008, que resolve “transferir a decisão”, e depois não volta mais a ser submetida. Conselho autoriza “Acordo, a ser celebrado entre empresas do Sistema Petrobras e as empresas do Grupo Transcor Astra” Encerram-se todas as ações judiciais entre Petrobras e o Grupo Astra. Pagamento dos 50% remanescentes da PRSI e PRSITrading. [Valor: US$ 820 milhões] 1ª Decisão CA 2ª Decisão CA 3ª Decisão CA 20 de junho de 2008 (Ata CA 1.304) Diretoria informa ao Conselho que instruiu seus advogados a dar entrada em processo arbitral porque o grupo Astra não estava cumprindo suas obrigações como acionista, se recusando a suportar as atividades da Refinaria e da Trading. 03 de fevereiro de 2006 (Ata CA 1.268) 03 de março de 2008 (Ata CA 1.301) “nos termos do Resumo Executivo, adquirir, por intermédio da PAI, 50% dos bens e direitos da PRSI e participar, através da PAI¹, com 50% na PRSITrading” [Valor: US$ 359 milhões + US$ 70 milhões2] Decisão DE 13 de junho de 2012 (Ata CA 1.368) a aquisição dos 50% remanescentes nos termos negociados com a Astra (com base na LOI3 ) e determina “a reapresentação da matéria com informações complementares do projeto” [Valor: US$ 788 milhões]
  4. 4. 4 Quanto se Pagou pela Refinaria de Pasadena? US$ 554 milhões Quanto se Pagou pela Trading Constituída? US$ 341 milhões (US$ milhão) 2006 Aquisiçãoda PrimeiraMetade (50%) 2012 Aquisiçãoda SegundaMetade (50%)* TotalGastocom 100%dasAções Gastos com PRSI – Refinaria 189 + 70¹ = 259 295 486 + 70 = 554 Gastos com PRST – Trading 170 171 341 Demais Gastos com a Aquisição 0 354 354 Total 429 820 1.249 US$ 554 milhões Gastos com 100% da PRSI – 100 mil bpd US$ 341 milhões Gastos com 100% da PRST • Ativos Tangíveis: Tancagens (via contratos) Terminais e dutos (via contratos) Escritórios e representações globais Contratos comerciais e carteira de clientes Crédito financeiro US$ 354 milhões Demais Gastos com Aquisição • Consequência dos riscos assumidos pela Petrobras no contrato de aquisição da refinaria e da trading, principalmente na cláusula de Put Option, em contrapartida do direito que a Petrobras tinha de impor investimentos de ampliação da refinaria • Juros, empréstimos e garantias, despesas legais e complemento do acordo com Astra • Ativos Intangíveis: Inteligência de mercado Potenciais clientes Networking * Valores de aquisição da PRSI e PRST vinculados ao laudo arbitral emitido em Abr/09 e pagos após o acordo extrajudicial de Jun/12. ¹ US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar. Transação entre a Astra e a Crown não se limitou a US$ 42,5 milhões (i) US$ 64,5 milhões pela compra dos ativos; (ii) US$ 80 milhões em pagamentos mensais de serviços de refino; e (iii) US$ 104 milhões de compra de estoques. Depois, Astra investiu US$ 112 milhões na refinaria. TOTAL - US$ 360 milhões Pasadena: Valor Médio da Aquisição US$ 8.250 / Barril de Capacidade (Refinaria + Trading) Em linha com outras aquisições de refinarias para óleo leve entre 2006 e 2008: Montana US$ 6.875/bbl; Come by Chance US$ 12.470/bbl; Yorktown US$ 6.710/bbl
  5. 5. 5 Avaliação de Analistas sobre a Aquisição de 50 % iniciais Pasadena em 2006. Com base nas informações do fato relevante de 03/02/06, os analistas de investimento relataram a aquisição positiva Analistas consideraram a aquisição positiva, destacando o preço por barril pago pela Companhia abaixo da média da indústria em transações similares. Ressaltaram a entrada da Petrobras no mercado americano de combustíveis, beneficiando-se das maiores margens, e o melhor aproveitamento do óleo pesado de Marlim. Apontaram que a atratividade final da transação dependeria dos investimentos totais na modernização da refinaria. Merrill Lynch – 06/02/2006 “The purchase price…well below the current average of approximately US$11,000 per barrel of processing capacity.” [O preço de aquisição ... bem abaixo da média atual de aproximadamente US$ 11.000 dólares por barril de capacidade de processamento] “Given the transaction terms, we view the acquisition positively…”” [Dados os termos da transação, consideramos a aquisição de forma positiva] Credit Suisse – 03/02/2006 “with the inclusion of the investments required to conclude the refinery upgrade, we believe the transaction multiple will move higher and end up around the recent industry average” [com a inclusão dos investimentos necessários para concluir a conversão da refinaria, acreditamos que o múltiplo da transação cresce e fica em torno da média recente da indústria] “The transaction is positive for Petrobras.” [A transação é positiva para a Petrobras] Deutsche Bank – 06/02/2006 “We view this transaction as strategically important for Petrobras” [Vemos esta transação como estrategicamente importante para a Petrobras] “this access should enable Petrobras to benefit from the high refining margins prevalent in the US for heavy oil processors, adding value to its Marlim Sul heavy oil production.” [este acesso deve permitir à Petrobras beneficiar das altas margens prevalentes nos EUA para refinadores de óleo pesado, agregando valor à sua produção de petróleo pesado de Marlim Sul] “Despite appearing attractive in principle, the return on this refinery will depend a great deal on the amount of investment spent on its modernization” [Apesar de parecer atraente, em princípio, o retorno sobre esta refinaria vai depender muito da quantidade de investimento gasto em sua modernização, cujo valor até agora não foi divulgado.] “We consider this news to be positive.” [Consideramos esta notícia como positiva.] Itaú – 06/02/2006
  6. 6. 6 Fonte: IHS-Cera, Products Markets Short-Term Outlook, 2014 RefinariaparaÓleoPesado US$/bbl 9,38,3 1,0 4,44,64,5 10,7 12,513,314,3 9,1 +7,3 -10,7 fev/14jan/1420132012201120102009 -0,1 20082007200620052004 3,9 3,0 0,7 3,6 1,2 4,13,94,4 1,0 +2,3+4,1 -4,7 -0,5-0,6-0,3* *Efeitosdacrisefinanceirade2008. Avaliação à luz da situação atual: Não foi um bom negócio. No futuro próximo, é possível melhorias. Mas não seria feito novamente com as projeções e estratégias atuais RefinariaparaÓleoLeve US$/bbl O Negócio: Potencialmente Bom • Até 2008: nas condições econômicas, com margens de refino elevadas, e do mercado de derivados, o negócio 50% Pasadena com REVAMP mostrou-se potencialmente bom. • Esta avaliação está em linha com a opinião dos analistas à época. O Negócio: De Baixo Retorno • Pós-2008: nas condições de então, com margens reduzidas, o negócio 100% Pasadena sem REVAMP transformou-se em um empreendimento de baixo retorno sobre o capital investido. (Baixa contábil de US$ 530 milhões. Impairment: 2008-2012). • 29/06/12: não houve relatórios dos analistas avaliando o acordo final com a Astra Desempenho Recente: • Hoje: Lucro líquido positivo no 1T14, com recuperação das margens, ao processar óleo leve: tight oil. • Set/06: compra de 50% da PRSI e PRST (US$ 429 milhões). • Jun/12: acordo para compra dos 50% adicionais da PRSI e da PRST (US$ 820 milhões). • 15/5/14: “Award for Safety Achievement” (Prêmio pela Conquista em Segurança) e “Meritorious Safety Award” (Prêmio Meritório em Segurança).
  7. 7. 7 Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle – Refinaria de Pasadena Novembro de 2012 a Março de 2014 MaiNov/12 Jan/13 Mar Abr Jun Jul Ago Set Out Mar/2013 TCU: Ministro José Jorge autoriza início de auditoria de campo na Petrobras. Petrobras apresenta ao TCU o resumo do processo de compra da refinaria. Mar/2013 CGU solicita à Petrobras o envio de documentos adicionais Fev/2013 TCU: Representação do Ministério Público junto ao TCU requerindo apuração de indícios de irregularidades. Fev/2013 CGU: Petrobras encaminha à CGU a documentação solicitada Nov Dez/13 Mar/14 Abr/2013 TCU: Petrobras apresenta ao TCU Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) que subsidiou a compra da refinaria Abr/2013 CGU: Petrobras encaminha à CGU documentos adicionais solicitados Mai e Jun/2013 TCU: Auditoria de campo do TCU na Petrobras Nov/2013 TCU/SecexEstataisRJ apresenta relatório concluindo pela existência de irregularidades na aquisição de Pasadena e despacho de seu Diretor Técnico propondo defesa escrita pela Petrobras, proposta esta sujeita à aprovação superior no TCU Set/2013 TCU: Equipe do TCU elabora Relatório de Fiscalização que propõe defesa escrita pela Petrobras, proposta esta sujeita à aprovação superior no TCU. Dez/2013 TCU: Ministro José Jorge determina a apresentação de defesa escrita sobre as conclusões do relatório pela Petrobras Jan/2014 Petrobras apresenta defesa escrita e aguarda posicionamento do TCU Jan/2013 CGU solicita à Petrobras o envio de documentos relacionados à aquisição da refinaria TCU: Petrobras responde à segunda solicitação do procurador Marinus Marsico Fev/14Jan/14 Mar/2014 CGU, em função de fatos veiculados na imprensa, solicita esclarecimentos sobre eventuais providências tomadas e documentos adicionais. Mai a Set/2013 TCU: Petrobras responde a 7 ofícios do TCU relativas a solicitações de documentação e de esclarecimentos sobre a aquisição da Refinaria de Pasadena Apuração TCU: 16 Solicitações Apuração CGU: 5 Solicitações Dez/12 Fev Nov e Dez/2012 TCU: Procurador Marinus Marsico faz duas solicitações de informações e documentos sobre a aquisição de Pasadena. A Petrobras responde à primeira solicitação do procurador Marinus Marsico Mar/2014 Petrobras cria Comissão de Apuração Interna, em 24/03, para identificar eventuais impactos, prejuízos e responsabilidades da aquisição da refinaria de Pasadena. Prazo: 6/6/2014.
  8. 8. 8 Eixo 2 - SBM Offshore “Indícios de pagamento de propina a funcionários da estatal pela companhia holandesa SBM Offshore para obtenção de contratos junto à Petrobras”
  9. 9. 99 Plataformas de Produção – Próprias e Afretadas A Petrobras possui atualmente 125 plataformas em operação, sendo 29 do tipo FPSO1: Unidades Próprias: Construídas e Operadas pela Petrobras Unidades Afretadas: Construídas e Operadas pela Afretadora FPSO Cidade de São Paulo Unidade afretada: Schain2/Modec3 Piloto de Sapinhoá - 120 mbpd 1º óleo em 05/jan/13 FPSO P-58 Unidade própria: Petrobras Parque das Baleias - 180 mbpd 1º óleo em 17/mar/14 FPSO Cidade de Paraty Unidade afretada: SBM4 Piloto de Lula Nordeste - 150 mbpd 1º óleo em 06/jun/13 1) FPSO: Floating Production Storage and Offloading; 2) Empresa brasileira; 3) Empresa japonesa; 4) Empresa holandesa BENEFÍCIOS DA CONTRATAÇÃO DE UNIDADES AFRETADAS • Não há aporte de recursos financeiros pela Petrobras durante a fase de construção, somente após o início da operação (1º óleo). • Risco de sobrecusto na construção fica com a empresa afretadora. • Maior agilidade nas fases de especificação, projeto, conversão/construção e início de operação, quando comparado com as unidades próprias. • Histórico de entrega das unidades no prazo. Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de óleo
  10. 10. 10 Frota Mundial de FPSOs em Lâmina d’água >300m: 96 = 43 Afretadas + 53 Próprias 68 Unidades em Operação e 28 em Construção – Janeiro de 2014 9 5 3 3 4 5 1 BW Offshore MODECSBM 11 SaipemTeekay Em OperaçãoEm Construção 22224 Petrobras ShellENI ExxonMobil ONGCKangean Energy 23 8 Afretadas MODEC 8 Afretadas SBM 3 Afretadas BW Offshore 2 Afretadas Teekay 1 Afretada Saipem 1 Afretada Petroserv Brasil Oceania Estão representados os países com mais de 2 unidades. Não representados: China (1); GoM (2); Índia (1); Mediterrâneo (1); Malásia (1); outros países da África (6) 43 53 Angola Nigéria Afretadas Próprias 96 FPSOs 50 12 9 Noruega 6 3 4 Reino Unido Fonte:FloatingProductionOutlookReportJan2014–EnergyMaritimeAssociatesePetrobras Mercado Internacional: Principais Afretadores de FPSO (LDA>300m) Empresas Operadoras: FPSO (LDA>300m) Afretados Operação + Construção 3 para a Petrobras 3 para a Petrobras 1 Empresas Afretadoras Empresas Operadoras
  11. 11. 1111 SBM Offshore – Relação Comercial com PETROBRAS – 1996 a 2013 Desde 1996 foram assinados contratos para afretamento de 9 FPSOs e construção de 1 FPSO, totalizando US$ 27,675 bi ¹ 1) Não considera contratação de bóias submarinas e projetos de engenharia; 2) Contrato aditado em set/10 e FPSO renomeado para Cid Anchieta; 3) Substituiu a P-36; 4) Joint Operating Agreement; 5) Em construção mar/14 FPSO Cidade Ilhabela Unidade afretada: SBM Sapinhoá Norte – 150 mbpd Estaleiro Brasa -RJ mar/14 CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO DECRETO 2.475 - 24-08-98 Procedimentos 1. Definição da modalidade (convite, inexigibilidade, tomada de preços, concorrência) 2. Solicitação de autorização pela autoridade competente para o início do processo de contratação 3. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas. 4. Julgamento das propostas 5. Divulgação dos resultados em ato público (circulariza o resultado aos licitantes) 6. Solicitação de autorização pela autoridade competente para assinatura do contrato. CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO ACORDO DE OPERAÇÕES CONJUNTAS - JOA Procedimentos 1. O operador do consórcio define a estratégia de contratação (contratação competitiva ou negociação direta) 2. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para início do processo 3. Aprovação da estratégia de contratação pelo Comitê Operacional do consórcio 4. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas, quando possível. 5. Julgamento das propostas 6. Comunicação do resultado ao vencedor 7. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para assinatura do contrato. 8. Aprovação do Comitê Operacional do consórcio para assinatura do contrato. FPSO Capacidade (mbpd) Assinatura do Contrato Tipo de Contratação Início Operação FPSO 2 30 mbpd Dez/96 Inexigibilidade / Lei 8.666/93 Ago/97 Espadarte / Anchieta2 100 mbpd Jan/99 Concorrência /Lei 8.666/93 Ago/00 Brasil 3 90 mbpd Jun/01 Inexigibilidade/ Decreto 2.745/98 Dez/02 Marlim Sul 100 mbpd Mar/03 Convite / Decreto 2.745/98 Jun/04 Capixaba 100 mbpd Abr/05 Convite / Decreto 2.745/98 Mai/06 P-57 180 mbpd Fev/08 Convite / Decreto 2.745/98 Dez/10 Cid. Paraty 150 mbpd Jul/11 JOA 4 Jun/13 Cid. Ilhabela 5 150 mbpd Mar/12 JOA 3T14 Cid. Maricá 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16 Cid. Saquarema 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16
  12. 12. 12 SBM OFFSHORE / PETROBRAS: Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle Fevereiro a Maio de 2014 MaiMar AbrFev Fev/2014 CGU: solicita à Petrobras informações sobre a aquisição de ativos da empresa SBM Offshore. CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Mendonça Filho solicita informações sobre o relacionamento entre a Petrobras e a SBM Offshore CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Antônio Imbassahy emite 1º requerimento de informações referente ao relacionamento entre a Petrobras e a empresa SBM. Mar/2014 PETROBRAS responde CGU com informações sobre a aquisição de ativos da empresa SBM Offshore. PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado Federal Mendonça Filho. PETROBRAS responde ao 1º requerimento do Deputado Federal Antônio Imbassahy. CIA conclui seus trabalhos (29/03) Abr/2014 PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA à CGU PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao TCU PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao MPF CGU: Presidente da Comissão de Sindicância Investigativa solicita acesso à documentação relacionada aos contratos com a empresa SBM Offshore. CGU: O coordenador da equipe de auditoria solicita documentos e esclarecimentos sobre o Relatório Final da CIA. MPF: o Procurador da República solicita documentação referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a empresa SBM. CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Onyx Lorenzoni solicita informações sobre as transações comerciais envolvendo o grupo SBM Offshore N.V. e a Petrobras. PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado Federal Onyx Lorenzoni. CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Antônio Imbassahy envia 2º requerimento de informações solicitando cópia das atas de reuniões com a empresa SBM. PETROBRAS responde ao 2º requerimento do Deputado Federal Antônio Imbassahy. Mai/2014 PETROBRAS responde a Comissão de Sindicância Investigativa PETROBRAS responde parcialmente a solicitação sobre o Relatório Final da Comissão Interna de Apuração. PETROBRAS encaminha ao MPF parte da documentação referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a empresa SBM. CPIPETRO: a Coordenação de Apoio às CPIs solicita cópia dos relatórios e outros documentos da Petrobras sobre o suposto pagamento de propina da SBM Offshore. Fev/2014 Petrobras cria Comissão de Apuração Interna (CIA), em 13/02, para apuração das supostas irregularidades. Apuração CGU: 3 Solicitações + Envio Relatório Apuração MPF: 1 Solicitação + Envio Relatório Apuração Câmara dos Deputados: 4 Solicitações Apuração CPIPETRO: 1 Solicitação Apuração TCU: Envio Relatório
  13. 13. 13 Eixo 3 - Segurança nas Plataformas “Denúncias de que plataformas estariam sendo lançadas ao mar faltando uma série de componentes primordiais à segurança do equipamento e dos trabalhadores”
  14. 14. 14 Curva de Produção da Petrobras 2011-2020 Fonte: Livro “Retomada da Indústria Naval e Offshore do Brasil 2003-2013-2020: Visão Petrobras”, pg. 84. Edição de dezembro de 2013. P-62
  15. 15. 15 P-62: Campo de Roncador, Bacia de Campos (RJ) Capacidade: 180 mil bpd de óleo e 6 milhões m3/d de gás natural Dimensões: 327,5 m de comprimento, 57,2 m de largura e 30,4 m de altura 1º Óleo: 12 de maio de 2014 P-62 na locação definitiva (Campo de Roncador) em 21/01/14 2,0 2,0 1,9 2,5 4,2 Curva de Produção da Petrobras 2011-2020 Produçãodeóleo(milhõesdebarrispordia) 9 PLATAFORMAS CONCLUÍDAS EM 2013 1 milhão bpd
  16. 16. 16 ENTIDADES HOMOLOGADORAS DA OPERACIONALIDADE PARA SAÍDA DO ESTALEIRO P-62: Sistemas Operacionais e Autorizações para Saída do Estaleiro Sistemas que devem estar operacionais para que a plataforma tenha autorização para saída do estaleiro: 1. Salvatagem: baleeiras, botes de resgate, balsas, plano de segurança, sinalizadores e rádios portáteis; 2. Suporte à vida: habitabilidade, geração de energia, esgoto, ar comprimido, água potável, diesel, ar condicionado, movimentação de cargas e comunicação; 3. Detecção e combate a incêndio; 4. Lastro e deslastro; 5. Ancoragem; 6. Homologação do heliponto; 7. Sinalização da embarcação. Atestado de Inscrição Temporária (AIT) (1, 2, 3, 4, 6 e 7) P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13 Passe de SaídaCertificado MODU (Mobile Offshore Drilling Unit Safety Certificate) (4, 5 e 7) Habitabilidade e Segurança (sail away) (1, 2 e 3) Termo de Inspeção Sanitária (2) Registro de Exportação Saída do Estaleiro: 30/12/13 INÍCIODAS HOMOLOGAÇÕES CHEGADADOCASCODE CINGAPURANOESTALEIROEAS Dez/13 30/12/13 08/01/12 17/12/12 30/12/13 29/12/1323/12/1316/12/13Dez/13 Início da Integração dos Módulos Término da Integração dos Módulos Início Homologações SRTE: A Petrobras protocolou a DIM (Declaração de Instalação Marítima) da P-62 no Ministério do Trabalho (SRTE) em 22/05/13.
  17. 17. 17 Aprovação de Documentação de Segurança Operacional Autorização de Produção (AJB) Declaração de Conformidade Cartão de Tripulação de Segurança Certificado de Produção Licença de Operação 1° Óleo Saída do Estaleiro Autorização de uso de sistemas de medição Inspeção a bordoChegada à Locação Exportação Ficta* Princípio de Incêndio no Gerador Elétrico Temporário 17/12/13 O Registro de Exportação da P-62 foi emitido em 16/dez/13 pela Receita Federal. No dia 17/dez/13, o valor da plataforma foi computado na balança comercial. Portanto, a data de saída da P-62 em 30/dez/13 não era fator determinante para as estatísticas do ano de 2013. *Exportação Ficta: Ocorre quando há o registro de exportação da plataforma para o proprietário no exterior (PNBV), para que haja a fruição dos benefícios do REPETRO** ** REPETRO, criado em 1999, destina-se a incentivar o ingresso no Brasil de ativos estrangeiros com suspensão ou isenção de tributos, com o objetivo de atrair investimentos e fomentar o desenvolvimento do setor de óleo e gás no Brasil. 30/12/13 O gerador temporário, embarcado para apoio ao comissionamento dos sistemas não essenciais, sofreu vazamento de óleo lubrificante que, em contato com partes aquecidas da máquina, entrou em combustão. O princípio de incêndio foi controlado em 30 minutos pela brigada de emergência a bordo. Não houve feridos nem dano à plataforma. 10/01/14 21/01/14 14/03/14 Inspeção SRTE-RJ (MTE) A SRTE inspecionou a P-62 nos dias 11 e 12/mar/14. Nenhum serviço do comissionamento foi interditado. A Secretaria solicitou a comprovação de NR-13 de alguns vasos e registrou que a planta de óleo somente poderia entrar em operação após o comissionamento em curso. No dia 01/abr/14 foi emitido o termo de suspensão de interdição parcial. A SRTE foi novamente a bordo em 06/mai/14, liberando o início da produção da P-62. 18/03/14 04/04/14 05/05/14 06/05/14 07/05/14 12/05/14 A plataforma P-62 iniciou produção no dia 12/mai/14 no campo de Roncador. A produção atual é de 18 mil barris por dia e outros 8 poços serão interligados ao longo desse ano de 2014. P-62: Autorizações e Certificações Emitidas para Produção do 1º Óleo SRTE-RJ
  18. 18. 18 Evolução dos Indicadores de Segurança e Meio Ambiente da Petrobras A Cia atingiu as melhores marcas históricas no ano de 2013 Principais Iniciativas em 2012 e 2013 Taxa de Ocorrências Registráveis (TOR) x Hora Homem de Exposição ao Risco (HHER milhões) 2013: Melhor marca histórica do TOR – Taxa de Ocorrências Registráveis em um cenário de contínua elevação da HHER - Hora Homem de Exposição ao Risco (em Milhões). Segurança dos Trabalhadores • Elaboração de Planos Específicos de Redução de Acidentes a partir dos registros típicos de cada Área (Abastecimento: 33% dos acidentes em refinarias no ano de 2012 se deu por queda. Esse número caiu para 6% em 2013); (E&P: As ocorrências mais comuns no E&P - queda e impacto - reduziram 10% de 2012 para 2013). Vazamentos • Desde 2012, as Áreas vem conduzindo o Plano de Vazamento Zero, também tratado de forma diferenciada por Área. Número de Acidentados Fatais (NAF) Volume de Vazamento de Óleo e Derivados >1bbl (m³) (VAZO) 2013: Melhor marca histórica de vazamentos, que somaram 187m³, 61% inferior ao Limite de Alerta (476m³). Desde 2010 registra-se redução média de 35% ao ano no volume vazado. 187 387 234 668 2013 -52% 20122010 2011 Ocorrências 57 66 71 39 5,4 6,86,75,9 1.013 986 931928 2013 -21% 2011 20122010 HHER TOR 13 13 47 3 3 1.013 986 931928 2010 10 201320122011 16 13 4 Empregados empresas contratadasEmpregados próprios HHER A Diretoria da Petrobras aprovou em 22/05/14 a criação de Grupo de Trabalho visando à estruturação do "Plano de Redução de Acidentes e Fatalidades na Companhia", para aprovação e implementação no prazo de 30 dias.
  19. 19. 19 Eixo 4 - Superfaturamento na Construção de Refinaria “Indícios de superfaturamento na construção de refinarias”
  20. 20. 2020 Refinaria RNEST: Capacidade Instalada 230 mil barris por dia UnidadeTechint/Usiminas Tanques Petróleo Petróleo GLP (UDA) GLP Energia Elétrica Vapor Início Ref: Abr/14 (US$ milhões) Gás Ácido Ácido Sulfúrico Petróleo GLP H2 Diesel + Nafta Diesel + Nafta Resíduo Atmosférico Coque Coque Água Ácida (UDA/UCR) TérminoTérmino Água Ácida Ar Comp. Petróleo Gás Ácido Ácido Sulfúrico GLP H2 Diesel + Nafta Diesel + Nafta Resíduo Atmosférico Água Ácida (UDA/UCR)Água Ácida Coque TREM 1 TREM 2 Águas Ácidas Coque Trem 2 Coque Derivados + Ácido Sulfúrico Água Ácida Unidade: CII (Queiroz Galvão/IESA) Tubovias Unidade: Enfil/Veolia ETA (Estação de Tratamento de Águas) Unidade: Alusa Caldeira: SES/Montcalm CAFOR (Casa de Força) Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá UGH (Geração de Hidrogênio) Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) ETDI (Estação de Tratamento de Despejos Industriais) Unidade: Confab Esferas Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá HDT - Diesel Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá HDT - Nafta Unidade: CNCC (Camargo/CNEC) Fornos: Jaraguá UCR (Coqueamento) Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá UDA (Destilação Atmosférica) Unidade: ALUSA/CBM Unidade de Tratamento de Águas Ácidas (UTAA) Unidade: EBE/ALUSA SNOX (Unidade de Abatimento de Emissões) Unidade: ALUSA/CBM Unidade de Tratamento de Águas Ácidas (UTAA) Unidade: EBE/ALUSA SNOX (Unidade de Abatimento de Emissões) Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá HDT - Diesel Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá HDT - Nafta Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá UGH (Geração de Hidrogênio) Unidade: CNCC (Camargo/CNEC) Fornos: Jaraguá UCR (Coqueamento) Unidade: Conest (Odebrecht/OAS) Fornos: Jaraguá UDA (Destilação Atmosférica) Consórcio Fidens/Milplan Pátio de Coque Unidade: EIT/ENGEVIX Edificações Unidade: Invensys CGAutomação Unidade: Orteng CGElétrica Unidade: Tomé Tanques Produto Unidade: COEG (EGESA) Dutos Extramuros Unidade: SUAPE Pier (Porto Suape) Capacidade de Processamento: 230 Mbpd Perfil de Produtos: Diesel: 161 Mbpd (70%) Coque: 6.145 ton/d (18%) Nafta: 24,1 Mbpd (11%) Óleo Comb: 12,8 Mbpd (6%) GLP: 10,2.Mbpd (5%) Ácido Sulfúrico: 770 ton/d Legenda: On-Site Off-Site InfraestruturaExtramuros
  21. 21. 21 55 6677 8899 1010 1111 1212 1313Trem 1 Trem 2 Trem 2 Trem 1 11 Trem 2 Trem 1 22 33 44 mai//14 (7) Tqs de Petróleo (8) Tqs. Produto intermediário e Final (9) Estação de Tratamento de Água e de (10) Tratamento de Despej. Industriais (11) CAFOR (12) Esferas (13) Torres de Resfr. Refinaria RNEST: On-Site (Unidades de Processo), Off-Site (Tanques, Tubovias, Casa de Força,...) (1) Destilação Atmosférica (2) Coqueamento Retardado (3) Hidrorrefino e Geração de Hidrogênio (4) Pátio de coque (5) SNOx (6) Tratamento de Enxofre (Águas ácidas e MDEAs)
  22. 22. 22 Reforço e engordamento do Molhe Dragagem da Bacia de Evolução Tubovia Porto de Suape RNEST Express Way Dragagem do Canal de Acesso Reforços dos Cabeços Extramuros: Expansão do Porto de Suape e Rodovias para atender à RNEST Aumento da capacidade do porto e da logística de acesso à refinaria Investimentos Petrobras
  23. 23. 23 Refinaria RNEST: Realização Física 87,4% Realização Financeira 85,4% = + On-Site, Off-Site e Infraestrutura Extramuros (Porto de Suape) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 mar-05 dez-05 set-06 jun-07 mar-08 dez-08 set-09 jun-10 mar-11 dez-11 set-12 jun-13 mar-14 dez-14 set-15 jun-16 mar-17 dez-17 set-18 jun-19 mar-20 dez-20 EVTE - Fase 1 EVTE - Fase 3 PNG 14-18 Realizado Projetado 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 jan-05 out-05 jul-06 abr-07 jan-08 out-08 jul-09 abr-10 jan-11 out-11 jul-12 abr-13 jan-14 out-14 jul-15 abr-16 jan-17 out-17 jul-18 abr-19 jan-20 out-20 jul-21 EVTE - Fase 3 EVTE - Fase 1 PNG 14-18 Realizado Projetado PNG 14-18: 15.763 MM Realizado: 15.793 MM Acompanhamento Físico – Curva S (%) Acompanhamento Financeiro – Curva S PNG 14-18: 88,5% Realizado: 87,4% PNG 14-18: Nov 2014 = T1 Mai 2015 = T2 PNG 14-18 US$ 18.496 MM US$MM Referência: Abr/14. Fase 3 US$ 13.362 MM Fase 1 US$ 2.407 MM Fase 3 Dez/12 Fase 1 2S11 3 anos + Extramuros (Rodovias = 25km)RNEST operando Data de medição: 25/04/14 Câmbio Reajustes Aditivos Mudança Escopo GoM BR Câmbio Custos (B&S) Informações válidas em 27/05/14
  24. 24. 24 Mudança de Escopo (Fase 1 – Fase 3) e Concepção Inicial – Não implementada US$ 2,4 bilhões • Configuração: 1 Trem com capacidade de 200 mbpd • Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Merey (Venezuela) • CAPEX: referência Golfo do México • Estimativa Off-site igual On-site (baixo grau de definição) • Câmbio R$ 3,00/US$ (95% do investimento em R$) On-Site: US$ 1,1 bi On-Site: US$ 1,1 bi Off-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 biOff-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 bi Extramuros: US$ 0,2 biExtramuros: US$ 0,2 bi FASE I (Identificação de Oportunidade) Aprovada em SET/2005 UDA UCR HDT-d HDT-n Trem Único On-Site: US$ 1,8 bi On-Site: US$ 1,8 bi Off-Site: US$ 1,72 biOff-Site: US$ 1,72 bi Infraestrutura: US$ 0,4 biInfraestrutura: US$ 0,4 bi Extramuros: US$ 0,14 biExtramuros: US$ 0,14 bi FASE II (Projeto Conceitual) Início: SET/2005 / Fim: DEZ/2006 Trem 1 Trem 2Trem 2 UDA UCR HDT-d HDT-n UCR HDT-d HDT-n Off-Site: US$ 4,5 biOff-Site: US$ 4,5 bi Infraestrutura: US$ 1,0 biInfraestrutura: US$ 1,0 bi Extramuros: US$ 0,7 biExtramuros: US$ 0,7 bi FASE III (Projeto Básico) Início: DEZ/2006 / Fim: NOV/2009 On-Site: US$ 7,2 bi On-Site: US$ 7,2 bi UDA UCR HDT-d HDT-n Trem 1 UDA UCR HDT-d HDT-n Trem 2 Projeto Conceitual – Não implementado US$ 4,1 bilhões • Configuração: 2 Trens de 100 mbpd com 1 UDA • Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo (Sintético; maior severidade) • CAPEX: referência Golfo do México • Estimativa com lista de equipamentos e fatores de correção • Câmbio R$ 2,50/US$ Projeto Básico – Aprovado US$ 13,4 bilhões • Configuração: 2 Trens independentes de 115 mbpd (2 UDAs) • Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo • CAPEX: referência Brasil • Estimativa projeto básico e FEED On-Site concluídos • Câmbio R$ 2,00/US$ Off-Site: US$ 7,1 biOff-Site: US$ 7,1 bi Infraestrutura: US$ 1,2 biInfraestrutura: US$ 1,2 bi Extramuros: US$ 0,9 biExtramuros: US$ 0,9 bi FASE IV (Execução) Início: DEZ/2006 / Partida: NOV/2014 On-Site: US$ 9,3 bi On-Site: US$ 9,3 bi UDA UCR HDT-d HDT-n Trem 1 UDA UCR HDT-d HDT-n Trem 2 Execução – Em implantação US$ 18,5 bilhões • Configuração: Mantida em 2 Trens independentes de 115 mbpd • Petróleo: Mantido em mistura 50% Marlim / 50% Carabobo • Câmbio: R$ 1,97/US$ • Avanço Físico: Prev.: 88,5% Real: 87,4% • Avanço Financeiro: Prev.: US$ 15,8 bilhões Real.: US$ 15,8 bilhões Informações válidas em 27/05/14 Aumento do Investimento (Fase 4)Evolução do Projeto RNEST: UDA: Unidade de Destilação Atmosférica; UCR: Unidade de Coqueamento Retardado; HDT-d: Hidrotratamento de Diesel; HDT-n: Hidrotratamento de Nafta
  25. 25. 25 Gestão/Operação Integrada do Parque de Refino: Unidade Geradora de Caixa RNEST: A Petrobras opera seus ativos de refino e logística de forma integrada, maximizando o resultado do Sistema e não a otimização individual de cada ativo. Esse conceito é denominado Unidade Geradora de Caixa. Seguindo as normas contábeis internacionais(1), a Área de Abastecimento realiza anualmente o teste de impairment desses ativos de refino e logística, já incluindo os investimentos, despesas e receitas futuras geradas pela RNEST. Os resultados dos testes têm sido positivos, demonstrando que a sinergia da RNEST com as demais unidades do parque de refino agrega valor aos resultados da Petrobras. Essa avaliação foi mais uma vez referendada pela auditoria externa PricewaterhouseCoopers nas demonstrações contábeis de 2013. (1) International Accounting Standards Board (IASB) e Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC). Refinaria Alberto Pasqualini - REFAP 12 4 300 kbpd 300 kbpd 230 kbpd 323 kbpd 53 kbpd 8 kbpd 38 kbpd 165 kbpd 150 kbpd 239 kbpd 252 kbpd 415 kbpd 178 kbpd 208 kbpd 201 kbpd 46 kbpd 2.111 kbpd 995 kbpd 0 1 2 3 4 5 6 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Carga Processada no Brasil Petrobras: Produção de Petróleo Demanda por Derivados no Brasil RNEST Trem 1 Nov/14 RNEST Trem 2 Mai/15 Comperj Trem 1 Premium I Trem 1 Premium II milhãobpd Carga Processada x Produção de Petróleo x Demanda de Derivados no Brasil (milhão bpd)
  26. 26. 26 Atendimento aos Órgãos de Controle – RNEST 2008 2010 2011 2013 2014 Abr/2009 TCU: instaurado o proc. 009.758/2009-3, cujo objeto é a metodologia por pagamento de dias parados em decorrência de chuvas. Fev/2011 TCU: 009.758/2009-3 a Petrobras submeteu à análise do Tribunal a nova metodologia de ressarcimento dos dias parados. Apurações TCU: 24 processos, dos quais 12 estão ativos 12 encerrados. 2009 Abr/2008 TCU: instaurado o proc. 008.472/2008-3, cujo objeto é o contrato de terraplanagem. Foram apontados superfaturamento e sobrepreço, inicialmente no valor de R$ 148 milhões. Valor cautelarmente garantido por seguro. Abr e Jul/2009 CN: RI 3812/2009 e RI 4056/2009 - solicitam informações sobre projeto de implantação da Refinaria. 2006 Jan/2006 CN: RI 3527/2006 solicita convênios, memorandos de entendimentos e estudos técnicos Mar/2008 CN: RI 2338/2008 solicita contrato de terraplenagem Ago/2008 CN: RI 3310/2008 –solicita informações sobre a construção da Refinaria Ago/2009 CGU: Ofício nº 26.717/2009 - análise das justificativas apresentadas em relação ao relatório do TCU. Respondido em 23/09/2009 Dez/2009 CGU: Ofício nº 39.716/2009 – solicita documentos referentes à execução. Jun/2010 CN: RI 4956/2010 – solicita informações sobre projeto de implantação da Refinaria. Abr/2010 TCU: instaurado o proc. 009.830/2010-3, cujo objeto é o sobrepreço de R$ 1,3 bilhão nos contratos de Unidade de Destilação Atmosférica (UDA), Unidade de Hidrotratamento (UHDT), Unidade de Coqueamento Retardado (UCR) e Tubovias. Mar/2011 TCU: instaurado o proc. 007.318/2011-1, cujo objeto é o sobrepreço, inicialmente na ordem de R$ 124 milhões, no contrato de dutos; Jul/2011 CN: RI 685/2011 – solicita informações sobre a parceria com a PDVSA. Ago/2011 CN: RI 936/2011 – solicita informações sobre a execução física e financeira da Refinaria . 2012 Mar/2012 TCU: instaurado o proc. 006.285/2013-9, dando continuidade às fiscalizações nos contratos de UDA, UHDT, UCR, Tubovias e Dutos. Nov/2012 CN: 2 RI’s 2546/2012 e RI 2538/2012 - solicitam planilhas em que foi constatado erro na avaliação do custo. Fev/2011 PF/PE: Instaurado Inquérito Policial -111/2011 para apurar possível responsabilidade penal. Oitiva dos gestores. Jul/2013 TCU: a irregularidade foi reclassificada de IG-P para IG-C. Jul/2013: TCU: Acórdão nº 1771/2013 determinou a manifestação da Petrobras e a entrega de documentos. Petrobras entrega documentos solicitados e apresentou defesa (Ago e Set/2013). Ago/2013 TCU: o TCU proferiu o Acórdão nº 2290/2013 determinando à Companhia que execute as referidas garantias prestadas pelo consórcio, em R$ 19.787.834,53. Outubro/2013 interposto Recurso, que se encontra pendente de julgamento. Ago/2013 TCU: Acórdão nº 2144/2013 cientificou a Petrobras para realizar pagamentos de indenização de “chuvas” nos critérios do TCU. Jun/2013 CN: RI 3068/2013 – solicita informações sobre plano de desinvestimentos. Nov/2013 CGU: Ofício nº 34.839/2013 – pede providências adotadas em razão das determinações do TCU. Mar/2013 TCU: Acórdão nº 572/2013 reclassificou de IG- P para IG-C. Out/2013: Acórdão nº 2.855/2013 julgou dispensável a aplicação de multa aos gestores da entidade em razão de suposta sonegação de documentos. Abr/2014 CGU: Ofício nº 10.491 – pede informações sobre diversos temas abordados pela imprensa. Mai/2014 CGU: Ofício nº 11.641/2014 – pede informações sobre as apurações instauradas em razão das supostas irregularidades Nota: IG-P: Irregularidade Grave com recomendação de paralização; IG-C: Irregularidade Grave sem prejuízo da continuidade. Abr/2014 Petrobras cria Comissão de Apuração Interna, em 25/04, para avaliar procedimentos de contratação para implantação da RNEST. Prazo estimado: 60 dias.

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