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Plano de Negócios e Gestão 2012-2016
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Plano de Negócios e Gestão 2012-2016

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Apresentação do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, com participação da presidente Maria das Graças Foster e diretores executivos da Petrobras. …

Apresentação do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, com participação da presidente Maria das Graças Foster e diretores executivos da Petrobras.
25 de junho de 2012

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  • 1. Plano de Negócios e Gestão 2012 - 2016 25 de Junho de 2012
  • 2. Aviso Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", Aviso aos Investidores Norte-Americanos: "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos A SEC somente permite que as companhias de óleo similares, visam a identificar tais previsões, as quais, e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por não pela Companhia e, consequentemente, não são produção ou testes de formação conclusivos que garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, sejam viáveis econômica e legalmente nas condições os resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve alguns termos nesta apresentação, tais como se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC nos A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2012 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 3. Plano de Negócios“H Plano de Negócios ist or i ca m en te ,a Pe t ro br a sn ão cu m pr e su as me ta sd ep ro du çã o. ..”3
  • 4. 8 Planos de Negócio: Metas de Produção Não Cumpridas Metas de Produção de Óleo 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (mbpd) PN 2003-2007 1.590 1.620 1.820 2.030 2.220 PN 2004-2008 1.550 1.780 1.940 2.140 2.370 2.330 2.300 PN 2006-2010 1.910 2.000 2.100 2.200 2.300 PN 2007-2011 1.979 2.061 2.195 2.368 2.374 PN 2008-2012 1.875 2.050 2.191 2.296 2.374 PN 2009-2013 2.050 2.250 2.430 PN 2010-2014 2.100 2.180 PN 2011-2015 2.100 Produção Realizada 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.004 2.022 Desvio da Meta (78) No Plano Estratégico 1999, a meta de produção para 2005 era de 1.850 mbpd No Plano Estratégico 2001, a meta de produção para 2005 era de 1.900 mbpd Em 2005, a produção efetiva foi de 1.684 mbpd devido a atrasos na P-43, P-48 e P-50 Planejamento do E&P fundamentado em “Metas Ousadas”, que se mostraram, ano a ano, não realistas 4
  • 5. Plano de Negócios“H Plano de Negócios ist or i ca m en te ,o sp ro jet os da Pe tr o br a sa tr a sa m5 ...”
  • 6. Refinaria do Cumpridos, com Elevação dos CustosPrazos não Nordeste (RNEST) Exemplo: Refinaria Abreu e Lima Marcos de Partida do 1º Trem e (2 Trens de 115 mbpd) Investimento Total da Refinaria Investimento Data de Partida Aprovações Total da Refinaria do 1º Trem (US$ bilhão) Marco 0 Nov/2011 2,3 (set/05) 9 vezes o custo inicial Marco 1 Out/2011 4,1 3 anos de atraso (dez/06) Marco 2 Jul/2012 13,4 (nov/09) Marco 3 Set/2013 17,1 (mar/12) Marco 4Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) Nov/2014 20,1 (*)mai/12 (jun/12) • Não cumprimento integral da Sistemática de Aprovação de Projetos • Falhas no Acompanhamento Físico e Financeiro * US$ 3,0 bilhões de pleitos em discussão. 6
  • 7. Plano de Negócios“A Plano de Negócios Po lít i ca de Co nt eú do Lo ca l pr ov o ca a tr as o sn os pr oj et os ...”7
  • 8. Sondas de Perfuração Construídas no Exterior: Conteúdo Local Zero Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso) Programação de Entrega para 2012 (LDA > 2.000m) 1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul 2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador 3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias) 10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora 4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias) 11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41 5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias) 12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa 6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias) 13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa 7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias) 14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil • Demanda por Bens e Serviços Aquecida Mundialmente • Cumprimento do Conteúdo Local no Brasil e prazos de execução serão demonstrados mais adiante 8
  • 9. Plano de Negócios“A Plano de Negócios Pe tr ob ra sn ão pr a ti c ap ar id ad ed ep re ço sd ec om bu stí v eis . ..”9
  • 10. Política Comercial de Preços de Derivados da Petrobras é de Longo Prazo 2012: defasagem conjuntural dos preços domésticos, com impactos acentuados pelo aumento de importações. 2009-2010: preços domésticos praticados pela Petrobras superiores aos preços internacionais Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo** 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Jan- Abr/12 260 900 240 800 220 Perdas 700 Volumes Importados (Mil bbl / d) 200 180 Ganhos 600 160 500R$/bbl 140 400 120 300 100 200 80 60 100 40 0 jan-03 jan-06 jan-09 jan-02 jan-04 jan-05 jan-07 jan-08 jan-10 jan-11 jan-12 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) Importação de Gasolina PMR Brasil Importação de Diesel * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização) ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast) (*) considera Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10
  • 11. Plano de Negócios Nosso Diferencial: Descobertas no Brasil representamPlano de Negócios 63% daquelas em águas profundas nos últimos 5 anos Nosso Diferencial: Nossas reservas estão localizadas a 300 km do principal mercado doméstico 11
  • 12. BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo 33.989 milhões bbl Novas Descobertas 2005-2010 • Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do 19% mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por 63% destas descobertas. 49% 32% • Projeções indicam que, com o desenvolvimento das Brasil reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com Brasil maior crescimento de produção dentre os países fora da OPEP até 2030 (PFC Energy). Águas Profundas Outras Descobertas Petrobras: Reservas Provadas no Brasil (bilhão boe) +3% 15,28 15,71 13,23 • Reserva/Produção 19,2 anos • Apropriação de Reservas em 2011 +164% 9,65 Total: 1,24 bilhão boe 7,53 5,96 Pré-Sal: 1 bilhão boe 1991 1995 2000 2010 2005 2011 12
  • 13. Nosso Diferencial: O Valor das Nossas Reservas300 km do Mercado A Região Sudeste representa: 47% do consumo de derivados 62% do Consumo de Energia Elétrica 65% do Consumo de Gás Natural 55 % do PIB 13
  • 14. Plano de Negócios Ações Imediatas na Gestão da Companhia para MelhorarPlano de Negócios os Resultados 14
  • 15. REALISMO 1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 4.910 5.000 PN 2011-2015 4.000 3.070 3.000 2.022 2.000 1.000 ? 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 METAS REALISTAS VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS 15
  • 16. REALISMO 1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 4.910 5.000 PN 2011-2015 4.000 3.070 3.000 2.022 2.000 Qual a produção E&P revisitou o realista possível cronograma de 1.000 para o ano de seus projetos 2012? durante 3 meses 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 METAS REALISTAS VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS 16
  • 17. REALISMO 1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 4.910 5.000 PN 2011-2015 4.000 -1.000 mbpd 4.200 3.070 3.000 2.500 PN 2012-2016 2.022 2.000 Qual a produção E&P revisitou o realista possível cronograma de 1.000 para o ano de seus projetos 2012? durante 3 meses 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 METAS REALISTAS VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS 17
  • 18. DISCIPLINA DE CAPITAL 2ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria: Seguir a Sistemática de Aprovação de Projetos Aprovação Iniciação e Planejamento do Projeto do EVTE Básico e Fase IV Fase I Fase II Fase III liberação Fase V Identificação da Projeto Projeto Básico para Encerramento Execução Oportunidade Conceitual ExecuçãoEntrada na Aprovação Aprovação PartidaCarteira do EVTE do EVTEPetrobras Fase I Conceitual Condição para a Contratação dos investimentos no PN 2012-2016 Exceção somente para o E&P no Brasil Projetos de Exploração e Produção no Brasil: Projetos nas Fases I, II e III poderão ter autorizada a antecipação de recursos quando essa medida comprovadamente contribuir para a aceleração da produção de petróleo. 18
  • 19. DESEMPENHO 3ª Ação da Presidente junto com a Nova Diretoria: Gerir Efetivamente os Projetos • Todos os projetos do PN 2012-16 possuem Curvas S como referência única de gestão, planejamento e controle • Criação de três novas gerências executivas nas Diretorias de Engenharia e de E&P, dedicadas exclusivamente à construção das sondas de perfuração e unidades estacionárias de produção Acompanhamento Físico: Curva S Acompanhamento Financeiro: Curva S 100 Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Custo total Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras projetado 90 Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras 80 70 60 Entrada em Entrada em Custo total% Acumulado (US$ Milhões) operação planejada operação projetada planejado 50 1 40 Desvio de prazo - Justificativas para desvio de custo 1 30 2 Desvio de avanço físico mensal Autorização para revisão - Justificativas para desvio de prazo orçamentária 20 1 2 1 Desvio de custo 10 Plano de Recuperação quando necessário 0 set-09 nov-09 set-10 nov-10 set-11 nov-11 set-12 nov-12 set-13 nov-13 set-14 nov-14 jan-10 mar-10 mai-10 jul-10 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 jan-10 mai-10 jul-10 jan-11 mai-11 jul-11 jan-12 mai-12 jul-12 jan-13 mai-13 jul-13 jan-14 mai-14 jul-14 set-09 mar-10 set-10 mar-11 set-11 mar-12 set-12 mar-13 set-13 mar-14 set-14 nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 nov-13 nov-14 Linha de Base Realizado Projetado Linha de Base Realizado Projetado 19
  • 20. Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016 PRIORIDADE DISCIPLINA DE CAPITAL • Prioridade DESEMPENHO para os projetos de • Curvas “S” exploração e • Garantir a expansão dos produção de • Gestão focada Gestão Integrada do negócios da óleo e gás no atendimento Portfólio da Companhia Empresa com natural no das metas indicadores Brasil físicas e financeiras de financeiros cada projeto sólidos • Realismo nas metas de produção 2012 2016 20
  • 21. Investimentos PN 2012-2016: Aprovado pelo Conselho deAdministração da Petrobras em 13/06/12 Período 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Pressupostos da Financiabilidade • Paridade com Preços de Importação de 27,7%28% Derivados E&P (US$ 65,5 Bi) • Manutenção do Grau de Investimento: 60,0% 5,8% (US$ 141,8 Bi) (US$ 13,8 Bi) - Alavancagem menor que 35% 2,1% - Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x (US$ 5,0 Bi) 1,5% • Não há emissão de novas ações (US$ 3,6 Bi) • Desinvestimentos de US$ 14,8 bilhões, com 1,6% 1,3% (US$ 3,8 Bi) foco em ativos no exterior (US$ 3,0 Bi) E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo*4,5% de investimentos no exterior, sendo 90% em E&P 21
  • 22. Investimentos 2012-2016:Projetos em Implantação x Projetos em Avaliação Em Implantação Em Avaliação PN 2012-2016 = Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se + Projetos dos demais segmentos atualmente em Fase I, II e III. encontram em Fase IV* US$ 236,5 bilhões US$ 208,7 bilhões US$ 27,8 bilhões 980 projetos 833 projetos 147 projetos 27,7% 24,8% 17% (**) (US$ 65,5 Bi) US$ 51,7 Bi (US$ 4,6 Bi) 28% 7% (US$ 1,9 Bi) 0% (US$ 0,1 Bi) 3,7% 60,0% 65,8% 5% 50% (US$ 7,8 Bi) (US$ 141,8 Bi) (US$ 137,2 Bi) (US$ 13,9 Bi) 5,8% (US$ 1,3 Bi) 1,8% (US$ 13,8 Bi) (US$ 3,7 Bi) 2,1% 1,7% (US$ 5,0 Bi) (US$ 3,5 Bi) 21% 1,5% (US$ 3,6 Bi) 0,9% (US$ 6,0 Bi) 1,6% (US$ 1,9 Bi) 1,4% (US$ 3,8 Bi) 1,3% (US$ 3,0 Bi) (US$ 3,0 Bi) ** E&P no exterior E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo * Inclui as verbas já comprometidas dos projetos em avaliação de RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição, Biocombustíveis e Corporativo. 22
  • 23. Em Avaliação: 147 Projetos RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição e Biocombustíveis Período 2012-2016 Composição: US$ 27,8 bilhões Competição pelos recursos financeiros disponíveis 17% (*) (US$ 4,6 Bi) Criatividade Simplicidade Criatividade Simplicidade Redução de Custo Redução de Custo 7% (US$ 1,9 Bi) • A mudança de fase destes projetos 0%(US$ 0,1 Bi) 50% dependerá de: (US$ 13,9 Bi) a. Resultado dos Estudos de Viabilidade; 5% (US$ 1,3 Bi) 21% b. Disponibilidade de Recursos (financiabilidade); (US$ 6,0 Bi) c. Competição pelos recursos financeiros disponíveis d. Alinhamento dos custos das novas refinarias às métricas internacionais; * E&P no exterior e. Disponibilidade de GN nacional para plantas de E&P Internacional Distribuição fertilizantes e novas termelétricas; e RTC Biocombustíveis f. outras variáveis. G&E Corporativo Petroquímica 23
  • 24. Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016 Plano de Negócios 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Programa de Programa de Aumento da Programa de Otimização de Eficiência Gestão de Custos Operacional da Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 24
  • 25. Recursos Humanos:Engajamento dos empregados será valorizado Avaliação do desempenho baseado em metas pessoais de maior peso alinhadas ao PN 2012-2016 500% , 1 7,0 % (*) 500% , Capacidade de Produção de Etanol no Brasil (US $ 4,6 B ) i (U $ 1 3,9 B ) S i 17 ,0% (*) (US 4 6 B ) $ , i (US 13, 9 B ) $ i Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural 7,0 % (US $ 1,9 B ) i Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil 7, 0 % (US 1 , 9 B ) $ i 0 ,0% 0 , 0% 50 ,0 % Mil m³ / ano Mercado de Derivados Mercado de Derivados (U $ 0 1 B i ) S , (U $ 0 1 B i ) S , 17, % (*) 0 (US$ 1 3,9 Bi ) (US$ 4 ,6 Bi) 5 ,0 % MW 5 , 0% (US 1 ,3 B ) $ i (US 1 3 B i ) $ , Mil boe/dia 7,0 % 8.000 2 1,0 % Plano de Negócios 2012-2016 2 1, 0 % 500 (US$ 1,9 Bi ) Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN ( S $ 6,0 B ) U i (US $ 6, 0 B ) i 0 ,0% 9.000 462 (US$ 0 1 B ) , i US$ 27,8 bi Mil bpd Espadarte III US$ 27,8 bi 5 ,0 % Kbpd Kbpd 7.000 Em Avaliação US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões 8.000 Em Avaliação 450 (US$ 1 ,3 Bi) 5.000 Florim Projetos em A valiação T anzania 2 1 ,0% Entorno de Iara 400 (US$ 6 ,0 Bi) 3.000 2.758 3.000 2.758 6.000 Júpi ter 7.000 Fase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I – Bloco 5 Projetos em Avaliação Pil oto Lula NE Sapinhoá Norte Maromba 6 5,8 % 2 4,8 % 350 Lul a Norte, Sul, Aruanã Sul de Guará Projetos em Obra: Baixada Fluminense (U $ 1 37, 2 B ) S i (U $ 5 1, 7 B ) S i Angola – US$ 27,8 bi 2.500 2.302 2.500 2.302 5.000 Fase I: (Cid. Paraty) (Cid. Ilhabel a) Boni to 6.000 Ogonga 1.011 1.011 Alto, Central Iara NW, Horst Carcará 300 262 Em Avaliação Aquisição de projetos Brownfield Programa de 4.000 Pil oto Sapinhoá Iracema Sul 3 ,7% Argentina – Parva Negra 2.000 848 2.000 848 4.000 (Cid. São Paul o) (Cid. Mangarati ba) Franco 1 e 2 Franco 3 Franco 4 e 5 4.210 5.000 (US 7 , B ) $ 8 i 250 236 Nigéria – Egina 93 93 Programa de Aumento da Programa de 1 ,8% ( S $ 3, 7 B ) U i Em Implantação Peru Lotes 57 e 58 1.500 85 512 1.500 85 512 Baleia Azul Papa-Terra Roncador IV Carioca NE Tupi 1,7 % Em Avaliação 65,8% 2 4 ,8% Otimização de Eficiência Gestão de 4.000 (US 3, 5 B ) $ i 200 (US$ 1 37 2 Bi) , US$ 51 7 B ) ( , i 468 468 3.000 (Cid. Anchieta) (P-61 e P-63) (P-62) Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW) 09% , 1.000 1.000 6 5,8 % 2 4,8 % 3.000 1,4 % (US $ 1, 9 B ) i (US 1 37 2 B i ) $ , (U $ 5 1,7 B ) S i Custos Operacional da Conteúdo Local Iracema 3.000 (US 3, 0 B ) $ i 150 500 1.142 500 1.142 Baúna e Piracaba Roncador III Norte Pq. Baleias Norte 11 Participações em Termelétricas (690 MW) US$ 208,7 bi 37% , 901 901 2.000 Bacia de Campus (Cid. Itajaí) (P-55) (P-58) 100 (US$ 7,8 B ) i 3,7 % (US $ 7,8 B ) i 2.000 Em operação Em Implantação 1,8 % (US$ 3,7 Bi ) 0 0 Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total 1.000 1 ,8 % (US 3 ,7 B ) 17% , $ i 2.000 2.460 50 Em Produção 17% , (US$ 3,5 B ) i 2011 2016 2011 2016 Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total (US $ 3,5 B ) i 1.000 09% , Em Operação 0 ,9% 2.022 Em Operação 0 1,4 % (US 3,0 Bi ) $ (US$ 1,9 B ) i Outros Óleo Combustível e Bunker Gasolina Destilados Outros Óleo Combustível e Bunker Gasolina Destilados 0 1,4 % (U $ 1 9 B i ) S , (US 3,0 B ) $ i 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por 0 US$ 208,7 bi 2012 2013 2014 2015 2016 2020 2017 US$ 208,7 bi 1.000 2012 2013 2014 2015 2016 2020 Área de Negócio Em Implantação Em Implantação 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Biocombustíveis Corporativo Distribuição E&P G&E Internacional Petroquímica RTC 500% , 500% , 1 7,0 % (*) Capacidade de Produção de Etanol no Brasil (U 1 3,9 Bi) S$ 17 ,0% (*) (US 13,9 Bi) $ 7,0 % (US$ 4,6 Bi) (US 4 6 B ) $ , i Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural (US$ 1,9 Bi) Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil 7,0 % (US 1 ,9 B ) $ i 0 ,0% 0 ,0% 50 ,0 % Mil m³ / ano 1 7 0 % (*) , Mercado de Derivados Mercado de Derivados (U 0 1 Bi ) S$ , (U 0 1 Bi ) S$ , (US$ 1 3,9 Bi ) (US$ 4 ,6 Bi) 5 ,0 % MW 5 ,0% (US 1 ,3 B ) $ i (US 1 3 Bi ) $ , Mil boe/dia 7,0 % 8.000 2 1,0 % Plano de Negócios 2012-2016 2 1,0 % (US$ 6,0 B ) i 500 (US$ 1,9 Bi ) 0 ,0% 462 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN ( S$ 6,0 Bi) U 9.000 (US$ 0 1 B ) , i US$ 27,8 bi Mil bpd Espadarte III US$ 27,8 bi 5 ,0 % Kbpd Kbpd 7.000 Em Avaliação US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões 8.000 Em Avaliação 450 (US$ 1 ,3 Bi) 5.000 Florim Projetos em A valiação T anzania 2 1 ,0% Entorno de Iara 400 6.000 Fase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I – Bloco 5 (US$ 6 ,0 Bi) 3.000 2.758 3.000 2.758 Júpi ter 7.000 Projetos em Avaliação Pil oto Lula NE Sapinhoá Norte Maromba 6 5,8 % 2 4,8 % 350 Angola – US$ 27,8 bi Projetos em Obra: Baixada F luminense (U $ 1 37, 2 B ) S i (U $ 5 1, 7 B ) S i 2.500 2.302 2.500 2.302 Fase I: (Cid. Paraty) (Cid. Ilhabel a) Lul a Norte, Sul, Aruanã Sul de Guará Boni to 6.000 Ogonga 1.011 1.011 5.000 Alto, Central 300 262 Em Avaliação Aquisição de projetos Brow nfield Programa de 4.000 Pil oto Sapinhoá Iracema Sul Iara NW, Horst Carcará 3 ,7% 236 Argentina – Parva Negra 2.000 848 2.000 848 Franco 1 e 2 Franco 3 4.210 5.000 (US 7 , B ) $ 8 i 250 Nigéria – Egina 93 93 4.000 Programa de Aumento da Programa de (Cid. São Paul o) (Cid. Mangarati ba) Franco 4 e 5 1 ,8% ( S $ 3, 7 B ) U i Em Implantação Peru Lotes 57 e 58 1.500 85 1.500 85 Baleia Azul Carioca NE Tupi 1,7 % Em Avaliação 6 5 ,8 % 2 4 ,8% 512 512 Otimização de Eficiência Gestão de Papa-Terra Roncador IV 4.000 (US 3, 5 B ) $ i 200 (US$ 1 37 2 Bi) , ( S$ 51 7 B ) U , i 468 468 3.000 (Cid. Anchieta) (P-61 e P-63) (P-62) Capacidade Instalada = 16 Ter melétr icas Próprias (5.158 MW) 09% , 1.000 1.000 6 5,8 % 2 4,8 % 3.000 1,4 % (US $ 1, 9 B ) i (US 1 37 2 Bi ) $ , (U 5 1,7 B ) S$ i Custos Operacional da Conteúdo Local Iracema 3.000 (US 3, 0 B ) $ i 150 1.142 1.142 Baúna e Piracaba Roncador III Norte Pq. Baleias Norte 11 Participações em Termelétricas (690 MW) US$ 208,7 bi 37% , 500 901 500 901 2.000 Bacia de Campus (Cid. Itajaí) (P-55) (P-58) 100 (US$ 7,8 B ) i 3,7 % Em operação Em Implantação 1,8 % Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total (US$ 7,8 Bi) 2.000 (US$ 3,7 Bi ) 0 0 1.000 1 ,8 % (US 3 ,7 B ) 17% , $ i 2.000 2.460 50 Em Produção 17% , (US$ 3,5 B ) i 2011 2016 2011 2016 Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total (US$ 3,5 Bi) 1.000 09% , Em Operação 0 ,9% 2.022 Em Operação 0 1,4 % (US 3,0 Bi ) $ (US$ 1,9 B ) i Outros Óleo Combustível e Bunker Gasolina Destilados Outros Óleo Combustível e Bunker Gasolina Destilados 0 1,4 % (U 1 9 Bi ) S$ , 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por 0 (US 3,0 B ) $ i 2012 2013 2014 2015 2016 2020 2017 1.000 2012 2013 2014 2015 2016 2020 US$ 208,7 bi US$ 208,7 bi Área de Negócio Em Implantação Em Implantação 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Biocombustíveis Corporativo Distribuição E&P G&E Internacional Petroquímica RTC 25
  • 26. Exploração & Produção Período 2012-2016 US$ 131,6 bilhões* 19% (25,4) 12% (16,3) 68% (89,9) Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura e Suporte * Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional 26
  • 27. Investimentos no E&P Período 2012-2016 Exploração Desenvolvimento da Produção US$ 25,4 bilhões US$ 89,9 bilhões 24% (6) 34% Pré-sal (30,2) Pós-sal 49% 8% (43,7) Cessão Onerosa (2) 69% (17,5) 18% (16,0)Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infra-estrutura somam US$16,3 bilhões. 27
  • 28. FOCO: RealismoRealismo: Nova Projeção da Produção de Óleo no Brasil Gestão Integrada do Portfólio da Companhia e não mais por somatório Prioridade para os projetos de exploração e produção de dos projetos por Área de óleo e gás Negócio natural no Brasil Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 2012 2016 4.910 -17% -710 mbpd -1.000 mbpd 4.200 3.070 PN 2011-2015 (9,2% a.a.) 2.500 2.022 2014-2016 (4 a 6% a.a.) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PRINCIPAIS CAUSAS DOS DESVIOS Projetos com Novas UEPs (36%) Projetos em Operação (23%) a. Cronogramas otimistas a. Redução de eficiência em alguns Ativos da Bacia de Campos b. Curvas de produção otimistas (Unidade Operacional Bacia de Campos); c. Atraso na chegada das sondas importadas b. Ajustes de potencial de projetos implantados; d. Tempos otimistas para construção e interligação de poços Novas Descobertas (21%) (ramp ups não realistas) a. Postergações devido ao ainda baixo grau de maturidade Projetos para UEPs existentes (20%) a. Tempos otimistas para construção e interligação de poços 28
  • 29. Curva de Produção Brasil – Pós-Sal, Pré-Sal e Cessão Onerosa Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN Franco 4 Lula Ext. Sul Sul de Guará Espadarte III Norte Pq. Lula Alto Iara Horst Júpiter Maromba Florim Baleias (P-58) Lula Central NE Tupi Carcará Bonito Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Roncador IV Lula Sul Carimbé Sul Pq. Baleias Entorno de Iara Piloto Lula NE (P-62) Franco 1 Aruanã Franco 5 4.200 (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte Carioca 1 Iara NW Espadarte I Baleia Azul Papa-Terra (Cid. Ilhabela) (Cid. Anchieta) Lula Norte Franco 3 (P-61 e P-63) Iracema Sul (Cid. Iracema Franco 2 Baúna e Piracaba Roncador III Norte (P-55) Mangaratiba) (Cid. Itajaí) 19 até 2016 2.500 2.022 UEPs 38 até 2020 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011 2016 2020 2.022 mbpd 2.500 mbpd 4.200 mbpd Pré-sal (concessão) Cessão Onerosa Novas Descobertas (*) 5% Pré-sal (concessão) 1% 12% Cessão Onerosa 30% Pós-sal 19% 42% 69% Pós-sal 28% 95% Pré-sal (concessão) Pós-sal (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 29
  • 30. Disponibilidade de Sondas: Atraso nas EntregasAs sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO Sondas a contratar Sondas previstas para 2011: 16 Número de Sondas (LDA > 2.000m) Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso) +1 42 40 +1 41 42 42 26 +14 +8 16 +10 5 +2 7 +1 8 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Sondas que chegarão em 2012 1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul 2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador 3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias) 10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora 4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias) 11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41 5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias) 12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa 6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias) 13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa 7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias) 14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil 30
  • 31. Disponibilidade de Sondas: Atendimento à Demanda de Médio/Longo PrazoAs sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil Número de Sondas (LDA > 2.000m) 33 Novas Sondas Nacionais a Partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65% +9 +8 +6 +2 2012 2016 2017 2018 2019 2020 ESTRATÉGIA DE CONTRATAÇÃO SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO 7 Sondas da Sete Brasil (estaleiro EAS) • Os estaleiros fornecem mensalmente para a Sete Brasil • Contratos assinados as Curvas S física e financeira de cada unidade a ser • Em negociação entrada de parceiro tecnológico construída (conclusão em jul/12) • ENGENHARIA presta serviço à Sete Brasil de 21 Sondas Sete Brasil fiscalização de execução da obra • Licitação concluída • Realizando auditoria nos estaleiros para assinatura • E&P/PGSU (Programa de Gestão de Investimentos em dos contratos Sondas e UEPs) • Previsão de aprovação dos contratos: jul/12, ago/12 e • gerencia o contrato de afretamento junto a Sete set/12 Brasil, • controla o andamento da obra, 5 Sondas Ocean Rig • avaliando a exequibilidade das curvas S • Em negociação Ocean Rig com Estaleiro • toma as ações necessárias para garantir as metas de acordo com o Plano de Negócios 31
  • 32. Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em Agosto/12 Pico de produção: mar/13FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd Projeto Baleia Azul: Desenvolvimento do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, através da perfuração, completação e interligação submarina de 10 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (Anchieta) afretada junto a SBM, escoando o gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 77,9% Compromisso ANP: 0% Realizado: 71,6% Previsão de realização: 44%Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012 32
  • 33. Curva S de Acompanhamento Físico:Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção FPSO Anchieta 2012 UEP: Acompanhamento da construção e integração de uma UEP Afretada do tipo FPSO (Anchieta), com capacidade de processamento de 100 mbpd de óleo e de 3,5 milhões de m3/d de gás natural. Just. 1 100 Just. 2: MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 90 1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11) 2 4 5 80 2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12) Entrada em Operação 3 3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12) Planejado: Jul/12 70 4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12) Entrada em Operação Projetado: Ago/12 60 5 - Ancoragem do FPSO (ago/12) 1% Acumulado 50 40 30 20 Acumulado até 30/04/2012: 10 Previsto: 95,3% Realizado: 98,4% 0 mar-10 mai-10 set-10 out-10 mar-11 mai-11 set-11 out-11 mar-12 mai-12 fev-10 abr-10 jun-10 jul-10 ago-10 dez-10 jan-11 fev-11 abr-11 jun-11 jul-11 ago-11 dez-11 jan-12 fev-12 abr-12 jun-12 jul-12 ago-12 nov-10 nov-11 Linha de Base Realizado Projetado Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos das obras de Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado. adaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO do campo de Espadarte. 33
  • 34. Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul – Poços e Interligações 2012 Poços e Interligações: Perfuração, completação e interligação submarina de 7 poços produtores e 3 poços injetores. Escoamento do gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba. 100 MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1º óleo: Ago/12 90 1 – Conclusão da Completação do 1º Poço Produtor (fev/12) 80 2 – Conclusão da Instalação dos Torpedos de Ancoragem (mar/12) 4 70 3 – Conclusão do Pré-Lançamento das Linhas do 1º Poço Produtor (abr/12) 4 – Interligação do Gasoduto Sul Norte Capixaba (set/12) Just. 2: 60% Acumulado 50 Campanha de Poços 3 Total de Poços: 10 40 2 Já perfurados: 8 1 30 Poços a perfurar jul/12: 1 20 Acumulado até 30/04/2012: out/12: 1 10 Previsto: 69,4% Realizado: 59,7% 0 0 1 -11 1 2 -12 2 0 0 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 3 3 1 2 3 0 0 1 1 12 2 1 2 t- 1 t-1 z-1 -1 v-1 i-1 -1 t- 1 t-1 z-1 -1 -1 i-1 -1 t- 1 t-1 z-1 -1 -1 r-1 r-1 r-1 o-1 v-1 o-1 v-1 v-1 r-1 r-1 o- jul jul fev fev jan jun jan jun jan ma ma ou ou ou se se se ma ma ma de ab de ab de fe ag no ag no ag no Linha de Base Realizado Projetado Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Atraso na realização física até 30/abr/12 devido a reprogramação da campanha de poços e por atraso na campanha de pré-lançamento dos dutos flexíveis. 34
  • 35. Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em Outubro/12 Pico de produção: jan/14FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd Projeto Baúna e Piracaba: Desenvolvimento dos campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto Sídon). Perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (Cidade de Itajaí) afretada junto à OOG-TK (Odebrecht e Teekay), com capacidade de processamento de 80 mbpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender ambos os campos. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 48,5% Compromisso ANP: 60% Realizado: 38,7% Previsão de realização: 81%FPSO Cidade de Itajaí no estaleiro Jurong, em Cingapura – Mar/2012 35
  • 36. Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em Setembro/13 Pico de produção: abr/15SS P-55: 180 mbpd Projeto Roncador Módulo III: Desenvolvimento do Módulo III do campo de Roncador (pós-sal),(100% Petrobras) através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (P-55) e instalação de dois oleodutos e um gasoduto submarinos AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 72,9% Compromisso ANP: 0% Realizado: 46,5% Previsão de realização: 65%Casco da P-55 no Pólo Naval de Rio Grande, no Brasil – mai/12 36
  • 37. Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo em Janeiro/13 Pico de produção: mai/14FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração e completação de 13 poços e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de produção de 120 mil bpd de petróleo e 5 MM m3/d de gás natural AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 31,1% Compromisso ANP: 30% Realizado: 30,6% Previsão de realização: 50%FPSO Cidade de São Paulo no estaleiro Brasfels no Brasil – fev/12 37
  • 38. Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em Maio/13 Pico de produção: fev/15FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd Projeto Piloto de Lula NE: Desenvolvimento da área Nordeste do campo de Lula. Perfuração e completação de 14 poços e interligação de um total de 15 poços ao FPSO Cidade de Paraty, afretado junto a QGOG/SBM e construção de um gasoduto de 20 km até a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 30,0% Compromisso ANP: 30% Realizado: 22,9% Previsão de realização: 30%FPSO Cidade de Paraty no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – mar/12 38
  • 39. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em Julho/13 Pico de produção: out/16FPSO P-63: 140 mbpd Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poçosprodutores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 FPSO com capacidade de processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 65,3% Compromisso ANP: 0% Realizado: 52,1% Previsão de realização: 65%Conversão do Casco da P-63 no estaleiro Cosco, na China– Fev/12 39
  • 40. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em Outubro/13 Pico de produção: out/16TLWP P-61: 140 mbpd Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poçosprodutores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 - FPSO com capacidade de processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 65,3% Compromisso ANP: 0% Realizado: 52,1% Previsão de realização: 65%Topside da P-61 no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura – fev/12 40
  • 41. Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Janeiro/14 Pico de produção: jan/15FPSO P-58: 180 mbpd Projeto Parque das Baleias: Desenvolvimento dos campos de Baleia Franca (pré e pós-sal), Cachalote (pós-sal), Jubarte (pré-sal), Baleia Azul (pré-sal) e Baleia Anã (pós-sal), através da perfuração, completação e interligação de 24 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (P-58), em LDA de 1.399 m (unidade própria), com capacidade de processamento de 180 mbpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 41,7% Compromisso ANP: 0% Realizado: 34,1% Previsão de realização: 58%Conversão do Casco da P-58 no estaleiro Rio Grande, no Brasil – Mar/12 41
  • 42. Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14 Pico de produção: jun/15FPSO P-62: 180 mbpd Projeto Roncador Módulo IV: Desenvolver a produção do Módulo 4 do campo de Roncador através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (FPSO P-62) e instalação de um oleoduto e um gasoduto submarinos AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 61,9% Compromisso ANP: 0% Realizado: 37,4% Previsão de realização: 65%Atracação da P-62: Estaleiro Atlântico Sul, no Brasil - Jan/12 42
  • 43. Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14 Pico de produção: mar/16FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpdProjeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços (8 produtores e 7 injetores) e na instalação de uma UEP afretada (Cidade de Ilhabela) com capacidade de processamento de 150 mbpd e compressão de 6 MM m³/dia de gás. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 2,9% Compromisso ANP: 30% Realizado: 0,2% Previsão de realização: 47%Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro CSCC, na China– Mai/12 43
  • 44. Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14 Pico de produção: fev/16FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd Projeto Completo: Construção e interligação de 15 poços do tipo Big Bore, sendo 8 produtores e 7 injetores, e na instalação de UEP afretada com capacidade de processamento de 150 mil bpd e compressão de 8MM m³/dia de gas, AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 5,1% Compromisso ANP: 30% Realizado: 4,3% Previsão de realização: 47%Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China– Mai/12 44
  • 45. Investimentos em Exploração no Brasil:Ênfase em Novas Fronteiras Investimentos focados nas Novas Fronteiras (Margem Equatorial e Margem Leste), visando garantir R/P maior que 15, e na consolidação e delimitação das áreas do Pré-sal e da Cessão Onerosa. Cessão Onerosa Consolidação e Delimitação 8% (2,0) Margem Pré-sal Equatorial 24% Novas Fronteiras (6,0) 69% (17,5) Pós-sal Margem Leste Custo da Descoberta (US$ / boe) 1,56 1,15 0,64 0,76 0,58 2007 2008 2009 2010 2011 Custo da Petrobras Inferior ao das Majors Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe 45
  • 46. Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016 Plano de Negócios 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Programa de Programa de Aumento da Programa de Otimização de Eficiência Gestão de Custos Operacional da Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 46
  • 47. Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016 Plano de Negócios 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Programa de Programa de Aumento da Programa de Otimização de Eficiência Gestão de Custos Operacional da Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 47
  • 48. Programa de Otimização de Custos OperacionaisMotivação: Os gastos gerenciáveis respondem por 30% do desembolso anual daPetrobras.- Os gastos gerenciáveis foram de US$ 32 bilhões em 2011, equivalentes à geração operacional (US$ 33 bilhões) e 33% superior à captaçãorealizada no período (US$ 24 bilhões).Objetivo do ProgramaIdentificar as oportunidades de redução de custo com impacto relevante e perene, em duasvisões: ativos de produção (por exemplo: plataformas, refinarias e usinas termelétricas) e linhasde custo (por exemplo, estoques de materiais e combustível, logística e gestão da manutenção).Preparação do Programa – Plano de Ação 2012 8 semanas 16 semanas 4 semanas (junho-julho) (agosto-novembro) (dezembro) Visão geral: Detalhamento e I áreas de foco e II quantificação III Consolidação potencial de redução • Estruturação • Definição do Portfolio de Iniciativas • Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis, • Definição de escopo marcos, metas e impactos) • Avaliação inicial de oportunidades • Comunicação 48
  • 49. Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016 Plano de Negócios 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Programa de Programa de Aumento da Programa de Otimização de Eficiência Gestão de Custos Operacional da Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 49
  • 50. E&P: Eficiência Operacional Eficiência Operacional - sem UO-BC Eficiência Operacional - E&P Eficiência Operacional - UO-BC % 94 95 94 93 10092 90 90 88 87 86 80 80 70 71 72 60 50 40 30 20 10 02009 2010 2011 1T 2012 50
  • 51. Petrobras Está Lançando o PROEF nas Atividades de E&P da Bacia de CamposPROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Melhoria dos níveis de Aumento da confiabilidade deObjetivos do Melhoria de integridade dos eficiência operacional entrega da curva de óleo PROEF sistemas de produção da UO-BC prevista no PN 12-16 Eficiência Operacional da Bacia de Campos Realizado Metas PROEF 89 90 88 88 Metas de 80 81 (%) eficiência 76operacional 74para UO-BC 71 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 51
  • 52. PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional 15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas... ... com foco tanto em aumento de ... como na manutenção do eficiência no curto prazo (2012-13), via desempenho no longo prazo (após ações específicas e de suporte 2013), via ações estruturantes Estrutura do PROEF Exemplos Exemplos Campanha intensiva de recuperação em Simplificação e padronização de poços com incrustação equipamentos Aumentar disponibilidade de Substituição de sistemas de produção e equipamentos críticos para UEPs projetos de revitalização Dispêndios do PROEF: • Intervenções em poços, sistemas submarinos e plataformas via UMSs: Recursos US$ 5,1 Bi (2012-16) e VPL estimados VPL estimado do PROEF: • De US$ 1,6 Bi a US$ 3,3 Bi 52
  • 53. Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016 Plano de Negócios 2012-2016 US$ 236,5 bilhões Programa de Programa de Aumento da Programa de Otimização de Eficiência Gestão de Custos Operacional da Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 53
  • 54. Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo LocalMotivação: Maior eficiência em serviços de manutenção e pós venda, acesso aos fornecedores,otimização de custos logísticos, redução do tempo de transporte e prazo de entregaObjetivo Aproveitar ao máximo a capacidade competitiva da indústria nacional de bens e serviços para o atendimento das demandas do PN 2012-2016 com prazos e custos adequados às melhores práticas de mercadoPlano de Ação Planejamento do ConteúdoI Monitoramento do Conteúdo Local Mínimo dos Projetos do II Local III Registro do Conteúdo Local PN 2012 - 2016 • Informações sobre a Capacidade da Indústria • Implantação de Indicadores de Conteúdo Local • Elaboração dos Relatórios de Realização de • Identificação de bens e serviços importados • Acompanhamento do conteúdo local nos projetos Conteúdo Local por projeto (previsto x realizado) • Identificação de itens já nacionalizados • Ações para recuperação de eventuais desvios de • Atualização da base de dados para futuros projetos preço e prazo 54
  • 55. Longa História de Liderança Tecnológica eOperacional em Águas Profundas Petrobras: Posição dominante na indústria offshore global Projetos Offshore no Mundo • Necessidade de aumentar a capacidade offshore mundial para atender a demanda da Petrobras • Construções no Brasil: ganhos de escala e de padronização Nota: Considera projetos offshore que estão em fase conceitual, FEED, em licitação ou em construção Fonte: PFC Energy Service Sector team, Junho/2012 55
  • 56. Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil Produtos Projetos no Brasil • NKT Flexibles • Nova planta de dutos flexíveis no Brasil em 2013. • Grupo Technip • Instalação de nova planta. • Wellstream Dutos Submarinos • Em 2013, planta atual terá expansão de 60% na capacidade. • Prysmian • Expansão da planta para produção de dutos flexíveis. • Butting • Construção de nova planta para a produção de dutos. • Duco e Nexans • Construção de novas plantas no Brasil em discussão. • Oceaneering (MSD) Umbilicais • Capacidade de produção atual irá dobrar em início de 2013. • MFX • 80% de expansão da capacidade de produção em 2013. • Aker • Crescimento da capacidade de produção. • FMC Equipamentos • Crescimento da capacidade de produção e construção de novo centro tecnológico. Submarinos • GE • Expansão da planta de Jandira e construção de nova unidade. • Cameron • Expansão Industrial. 56 56
  • 57. Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil Produtos Projetos no Brasil •. Rolls-Royce • Construção de nova unidade em Santa Cruz (Turbo-geradores). Turbo-máquinas • Dresser-Rand • Construção de nova unidade em Santa Bárbara do Oeste (Turbo- compressores). • MEP Pellegrini Guindastes offshore • Atuando em parceria e em discussão para estabelecer planta no Brasil. Dutos para • V&M do Brasil perfuração • Adaptando instalações atuais para produzir dutos. • V&M do Brasil Tubing CRA • Com capacidade de produzir ligas resistentes à elevada corrosão Dutos de elevado • USIMINAS diâmetro • Qualificando nas instalações atuais. Estruturas de aço • Metasa ofhore • Expansão Industrial. • Emerson Automação •Expansão Industrial para a montagem de equipamentos no Brasil. 57 57
  • 58. Atração de Centros de Tecnologia para o Brasil Parcerias da Petrobras com mais de 120 universidades e centros de pesquisa levam o Brasil a ter um complexo de pesquisa aplicada de relevância mundial No parque tecnológico da UFRJ já estão em 50 Redes Temáticas construção/operação 9 centros de P&D de importantes fornecedores de equipamentos e serviços: • Schlumberger • FMC Technologies • Baker Hughes • Usiminas • Halliburton • TenarisConfab • General Electric • Vallourec & Mannesman Outras Companhias com planos de desenvolvimento de centros tecnológicos no Brasil: • Cameron • Weatherford Expansão do CENPES (mar/2012) • IBM • Wellstream • Technip 58Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 28/mai/12.
  • 59. FPSO Replicante (150 mbpd) - 1º óleo em Lula Alto em jan/2016Oito FPSOs a serem utilizados como UEPs em projetos do Pré-Sal nos blocos BMS-9 e BMS-11:Fabricação dos cascos e aquisição dos equipamentos críticos – OKConstrução dos módulos e integração das UEPs – assinatura dos contratos em julho/2012 Casco - ok CONTEÚDO LOCAL ok II+V III IV 8x Compromisso ANP: 30% Eq. Críticos Pacotes de Módulos Integração + Pacote I Previsão de realização: 73% Equipamentos Críticos: - Guindastes - MEP - Turbo Geradores – ROLLS ROYCE - Compressores – DRESSER - Permutadores de Circuito Impresso - MEGGIT - Remoção de CO2 por membrana – UOP - Sist. de Queimador Apagado - HAMWORTHFPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascos no Estaleiro Rio Grande – ECOVIX - março/12 59
  • 60. Internacional Em Implantação + Em Avaliação US$ 10,7 bilhões 1% 4% 1% 2% (0,1) (0,4) (0,1) 2% (0,2) (0,2) 90% (9,7) E&P R&M Distribuição G&E Petroquímica Corporativo 60
  • 61. Área de Negócio Internacional - Investimentos PN 2012-2016 Projetos em Implantação US$ 6,0 bilhões 1% DESTAQUES 2012-2016 1% (0,1) 4% (0,1) (0,2) 7% Projetos Auto-financiáveis 2% (0,1) (0,4) Fluxo de Caixa positivo para a Petrobras Investimentos em projetos com alta rentabilidade 85% Complementaridade com os (5,1) negócios no Brasil E&P R&M Distribuição 85% dos investimentos em projetos G&E Petroquímica Corporativo de E&P Projetos em Avaliação: US$ 4,7 bilhões 61
  • 62. Internacional: Perfil da Produção de Óleo e Gás Natural Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural 3% (US$ 0,1 Bi)Mil boe/dia 500 462 450 400 97% (US$ 4,6 Bi) 350 US$ 4,7 bi Projetos Exploratórios 300 Em Avaliação 262 236 250 Carteira em 200 230 Avaliação 1% 7% 1% (US$ 0,1 Bi) (US$ 0,4 Bi)(US$ 0,1 Bi) 4% 150 168 (US$ 0,2 Bi) 2% (US$ 0,1 Bi) 100 50 Carteira em Implantação 85% 0 (US$ 5,1 Bi) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 US$ 6 bi Em Implantação 62
  • 63. Gás & Energia Projetos em Implantação + Em Avaliação US$ 13,5 bilhões 4% 12% 11% (0,5) (1,6) (1,5) 17% (2,3) 42% 14% (5,7) (1,9) Expansão - Geração de Energia Elétrica Manutenção Expansão - Movimentação de Gás Natural Outros Expansão - Regaseificação Expansão - Transformação Gás-Química 63
  • 64. Área de Negócio Gás & Energia - Investimentos PN 2012-2016 Projetos em Implantação DESTAQUES 2012-2016 US$ 7,7 bilhões 6% 10% Conversão do gás natural em fertilizantes e (0,5) (0,7) outros produtos gás-químicos (UFN III) 20% (1,5) Ampliação do processamento e 24% movimentação de gás natural (1,9) Manutenção do parque industrial: termelétricas, fábricas de fertilizantes, estações 7% de compressão, etc. 32% (0,6) (2,5) Geração de energia Expansão - Geração de Energia Elétrica Manutenção Novo terminal de regaseificação de GNL Expansão - Logística de Gás Natural Outros Expansão - Regaseificação de GNL Expansão - Transformação Gás-Química Projetos em Avaliação: US$ 5,9 bilhões 64
  • 65. G&E: Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica a Gás Natural Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil 15% (US$ 0,9 Bi) 8% (US$ 0,5 Bi) 54% MW (US$ 3,2 Bi)9.000 23% (US$ 1,3 Bi)8.000 US$ 5,9 bi Projetos em Avaliação Em Avaliação7.000 Fase I: Bahia II e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I6.000 Projetos em Obra: Baixada Fluminense 6% (US$ 0,5 Bi) 10% (US$ 0,7 Bi) 20% (US$ 1,5 Bi)5.000 24% (US$ 1,9 Bi)4.000 Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW) 32% (US$ 2,5 Bi) 7% (US$ 0,6 Bi)3.000 11 Participações em Termelétricas (690 MW)2.000 Em operação US$ 7,7 bi Em Implantação1.000 Em Operação 0 2012 2013 2014 2015 2016 2020 65
  • 66. UTE Baixada Fluminense: Entrada em operação em Novembro/14 UTE Baixada Fluminense: Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW. Esta usina abastecerá o Sistema Interligado Nacional (SIN), comercializando um total 344 MW a partir de mar/14 e 430 MW (Garantia Física) a partir de nov/14. A instalação será constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL: 61% Previsto: 6,1% (Bens: 31%; Serviços: 96%) Realizado: 5,6%Construção da UTE Baixada Fluminense – Jun/12 66
  • 67. Curva S de Acompanhamento Físico:UTE Baixada Fluminense Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW, constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado. 100 MARCOS DE IMPLANTAÇÃO Data Partida (C. Combinado) - 90 Planejada: Nov/14 1- Início construção do canteiro de obras (jan/12) 80 2- Aprovação mapa de suprimentos (fev/12) 9 3- Conclusão proj. básico (mar/12) 70 4- Primeira estaca UTE (mar/12) 5- Primeira estaca SE/LT (abr/12) Data Partida (C. Combinado) - 60 Projetado: Nov/14 6- Primeira estaca do prédio elétrico (abr/12)% Acumulado 50 7- Início da cravação da primeira estaca da base do TGV (out/12) 8-Término da construção bases do TGGs 1 e 2 (dez/12) 40 9- Operação Comercial Ciclo Simples (mar/14) 30 8 20 Acumulado até 30/04/2012: 2 3 6 7 Previsto: 6,1% 10 Realizado: 5,6% 0 mar-10 mai-10 set-10 out-10 mar-11 mai-11 set-11 out-11 mar-12 mai-12 set-12 out-12 mar-13 mai-13 set-13 out-13 mar-14 mai-14 set-14 out-14 mar-15 mai-15 set-15 out-15 jan-10 fev-10 abr-10 jun-10 jul-10 ago-10 dez-10 jan-11 fev-11 abr-11 jun-11 jul-11 ago-11 dez-11 jan-12 fev-12 abr-12 jun-12 jul-12 ago-12 dez-12 jan-13 fev-13 abr-13 jun-13 jul-13 ago-13 dez-13 jan-14 fev-14 abr-14 jun-14 jul-14 ago-14 dez-14 jan-15 fev-15 abr-15 jun-15 jul-15 ago-15 dez-15 nov-10 nov-11 nov-12 nov-13 nov-14 nov-15 5 1 4 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Linha de Base Realizado Projetado Just. 1: não há desvio de prazo. Just.2: não há desvio de realização fisica acumulada 67
  • 68. G&E: Capacidade Instalada de Produção de Fertilizantes - Uréia Capacidade Instalada de Produção de Uréia no Brasil 15% (US$ 0,9 Bi) 8%Mil ton / ano 54% (US$ 0,5 Bi) (US$ 3,2 Bi) 3.500 23% (US$ 1,3 Bi) 3.000 US$ 5,9 bi Projetos em Avaliação Fase III: UFN IV – Complexo Gás Químico (ES) Em Avaliação 2.500 2.000 6% 10% (US$ 0,5 Bi) (US$ 0,7 Bi) Projetos em Obra: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS) 1.500 20% (US$ 1,5 Bi) 24% 1.000 (US$ 1,9 Bi) 500 2 Fábricas de Fertilizantes = Capacidade de 1.109 mil ton / ano 32% 7% (US$ 2,5 Bi) (US$ 0,6 Bi) Em Operação 0 US$ 7,7 bi 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2020 Em Implantação A capacidade instalada de ureia das fábricas existentes desconta o volume consumido para a produção de ARLA 32. 68
  • 69. Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III: Implantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para atender à demanda crescente de fertilizantes nitrogenados no Brasil. Além da produção de 1.223 mil t/ano de uréia, será ofertado ao mercado 70 mil t/ano de amônia. AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL: 67% Previsto: 29,3% (Bens: 47%; Serviços: 92%) Realizado: 24,4%Construção da UFN III – Jun/12 69
  • 70. Curva S de Acompanhamento Físico:Unidade de Fertilizantes Nitrogenados IIIImplantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para produção de 1.223 mil t/ano de uréia, com um excedente de 70 mil t/ano de amônia que será ofertado ao mercado 100 Data de Partida MARCOS DE IMPLANTAÇÃO Planejada: Set/14 Data de Partida 90 1 - Terraplenagem e drenagem do terreno (jan/12) 8 Projetado: Set/14 2 - Início da montag.de estrut. metálica do Forno Reformador (mai/12) 80 7 3 - Conclusão da linha de transmissão (mai/12) 70 4 - Início da oper. do duto de descarte de efluentes líquidos (jul/12); 5 - Chegada dos 1os equip. tagueados do Consórcio na obra (out/12) 60 6 - Conclusão da fabric. do turbocompressor de Amônia (dez/12) % Acumulado 7 - Comissionamento e partida da Unid. de Amônia (jun/14) 50 8 - Comissionamento e partida das Unid. de Uréia e Granulação (jul/14) 40 3 30 Just. 2 20 6 Acumulado até 30/04/2012: 4 5 Previsto: 29,3% 2 10 1 Realizado: 24,4% 0 mar-09 mai-09 set-09 mar-10 mai-10 set-10 mar-11 mai-11 set-11 mar-12 mai-12 set-12 mar-13 mai-13 set-13 mar-14 mai-14 set-14 mar-15 mai-15 set-15 jan-09 jul-09 jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 nov-13 nov-14 nov-15 Linha de Base Realizado Projetado Just. 1: Não há desvio de prazo. Just. 2: A linha de base não contempla o planejamento dos contratos assinados (em 31/08/11 após aprovação da Fase III). 70
  • 71. Biocombustíveis Em Implantação + Em Avaliação US$ 2,5 bilhões 16% 11% (US$ 0,41 Bi) (US$ 0,28 Bi) 0,4% (US$ 0,01 Bi) 72% (US$ 1,84 Bi) Biodiesel Corporativo Etanol Suprimento Agrícola 71
  • 72. Biocombustíveis - Investimentos PN 2012-2016 Projetos em Implantação US$ 1,2 bilhões 1% DESTAQUES 2012-2016 (0,01) 6% 3% (0,07) (0,03) Ampliação da produção de Etanol no Brasil Implantação de usina de biodiesel no Pará Operação de planta de Etanol 2G e de usina de BioQAV em 2015 Construção de uma planta de greendiesel em Portugal 90% (1,05) Biodiesel Corporativo Etanol Suprimento Agrícola Projetos em Avaliação: US$ 1,4 bilhões 72
  • 73. PBio: Capacidade de Produção de Etanol (mil m³ / ano) 21% 21% (US$ 0,3 Bi) Capacidade de Produção de Etanol no Brasil (US$ 0,3 Bi) 1% (US$ 0,01 Bi)Mil m³ / ano 57% 8.000 (US$ 0,8 Bi) US$ 1,4 bi 7.000 Em Avaliação 6.000 Projetos em Avaliação 6% 5.000 Fase I: 3% 1% (US$ 0,07 Bi)(US$ 0,03 Bi) Aquisição de projetos Brownfield (US$ 0,01 Bi) 4.000 3.000 90% (US$ 1,05 Bi) 2.000 Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total US$ 1,2 bi 1.000 Em Implantação Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total Em Operação 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2020 73 73
  • 74. Abastecimento Projetos em Implantação + Avaliação US$ 71,6 bilhões 5% 1% 4% (3,5) (1,0) (2,9 ) 8% (5,6) 44% (31,2) 21% (15,2) 17% (12,1) Ampliação do Parque de Refino Ampliação de Frotas Melhoria Operacional Petroquímica Atendimento ao Mercado Interno Biocombustíveis Destinação do Óleo Nacional 74
  • 75. Área de Negócios Abastecimento – Investimentos PN 2012-2016 Projetos em Implantação Perfil de Investimentos 2012-2016 US$ bilhão US$ 55,8 bilhões 16,0 14,0 4% 1% 5% (2,4) (0,5) 12,0 (2,9) 10,0 8,0 9% (4,8) 6,0 45% 4,0 (24,9) 2,0 17% (9,4) 0,0 2012 2013 2014 2015 2016 20% DESTAQUES 2012-2016 (11,0) Alto fator de utilização dos ativos atuais, Ampliação do Parque de Refino Ampliação de Frotas conciliando flexibilidade e melhores margens Melhoria Operacional Petroquímica Conclusão do 1º ciclo de investimentos em Atendimento ao Mercado Interno Biocombustíveis qualidade Destinação do Óleo Nacional Conclusão da refinarias RNEST e COMPERJ Trem 1 Novas refinarias mantidas em avaliação (Fase I) Projetos em Avaliação: US$ 15,8 bilhões 75
  • 76. Abastecimento – Capacidade de Processamento Nenhuma nova refinaria será implantada até que tenhamos confiança de atingir menor CAPEX e retorno adequado (alinhamento às métricas internacionais) 7% 3% (US$ 1,1 Bi) (US$ 0,5 Bi) Capacidade de Processamento no Brasil 5% (US$ 0,8 Bi) 41% (US$ 6,4 Bi)Mil bbl/dia4.000 37% (US$ 5,8 Bi)3.600 8% (US$ 1,2 Bi) Fase I:3.200 Refinaria Premium I US$ 15,8 bi Projetos em Avaliação Em Avaliação Refinaria Premium II2.800 (não serão concluídos antes de 2017) Comperj / 2º Trem 4% 0,9%2.400 5% (US$ 2,4 Bi) (US$ 0,5 Bi) (US$ 2,9 Bi) Projetos em Obra: Refinaria RNEST, Comperj / 1º Trem 9% (US$ 4,8 Bi)2.000 45% (US$ 24,9 Bi)1.600 17% (US$ 9,4 Bi) 12 Refinarias em operação1.200 20% = (US$ 11,0 Bi) 800 US$ 55,8 bi Capacidade de 2.000 mil bbl / dia Em Implantação 400 Em Operação 0 2012 2013 2014 2015 2016 2020 76
  • 77. Melhoria no Perfil de Produção de Derivados Os investimentos no refino vêm dotando o parque de maior complexidade, resultando em mix de derivados de maior valor agregado. Complexidade de Refino – Média Petrobras (Metodologia Solomon) 9,6 8,3 +1,3 7,1 +1,2 2006 2012 2016 Rendimento Destilados Médios Rendimento Gasolina Rendimento Óleo Combustível (Diesel e QAV ) +6pp 50% +2pp 22% 15% -3pp 20% -6pp 12% -3pp +3pp 44% 16% 9% 41% 2006 1T12 2016 2006 1T12 2016 2006 1T12 2016 77
  • 78. Refinaria do Nordeste (RNEST): 1º Trem em Novembro/14 Refinaria do Nordeste (RNEST): A Implantação de uma nova refinaria no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Pernambuco, para processamento de 230 mbpd de petróleo. A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com a maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%). AVANÇO FÍSICO CONTEÚDO LOCAL Previsto: 94,5% Meta: 75% Realizado: 57,5% Realizado: 90%Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)– mai/12 78
  • 79. Curva S de Acompanhamento Físico:Refinaria do Nordeste (RNEST) Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%). Justif. 1 5 8 Partida Planejado - 100 MARCOS DE IMPLANTAÇÃO Trem 1: Jul/12 90 9 Partida Projetado 1 - Conclusão das obras no Píer (abr/11) 7 -Trem 2: Mai/15 3 80 2 - Conclusão da montagem dos tanques de Água Bruta (jul/11) 4 6 3 - Energização da Subestação de Entrada (dez/12) Partida Projetado -Trem 1: Nov/14 70 4 - Partida da ETDI (dez/13) Justif. 2 5 - Partida da ETA (mar/14) Partida Planejado – 60 6 - Partida das Caldeiras OC (abr/14) Trem 2: Abr/13% Acumulado 7 - Partida SNOX (out/14) 50 8 - Partida do Trem 1 (nov/14) 40 9 - Partida do Trem 2 (mai/15) 30 2 1 20 Acumulado até 30/04/2012: 10 Previsto: 94,5% Realizado: 57,5% 0 set-05 mar-06 set-06 mar-07 set-07 mar-08 set-08 mar-09 set-09 mar-10 set-10 mar-11 set-11 mar-12 set-12 mar-13 set-13 mar-14 set-14 mar-15 set-15 mar-16 set-16 dez-05 jun-06 dez-06 jun-07 dez-07 jun-08 dez-08 jun-09 dez-09 jun-10 dez-10 jun-11 dez-11 jun-12 dez-12 jun-13 dez-13 jun-14 dez-14 jun-15 dez-15 jun-16 dez-16 Linha de Base Realizado Projetado Justif 1: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidade Justif 2: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidade de rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interlig. elétricas), de rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interligações chuvas/greves durante 2011, atraso na aquisição de equipamentos pela Petrobras, elétricas), impactos de chuvas e greves (linha de base EVTE não considera impactos), atraso na implantação das tubovias de interligações, SNOX, Faixa de Dutos, ETDI, desempenho inferior ao previsto na linha de base dos contratos, atrasos na aquisição hidrorefino, caldeiras OC (desembaraço alfandegário e na montagem). de equipamentos críticos. 79
  • 80. Curva S de Acompanhamento Financeiro:Refinaria do Nordeste (RNEST) Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%). 18.000 Investimento Aprovações Data (US$ milhões) 16.000 Fase I 29/09/05 2.307 Justif. 1 14.000 Fase II 21/12/06 4.056 Fase III 25/11/09 13.362 12.000 Pleitos Oficiais Investimento(US$ Milhões) Investimento 10.000 Total Projetado: 43 Pleito(s) totalizando US$ 2066,56 milhões Total Planejado: US$ 17.116 MM Justif. 2 US$ 13.362 MM 8.000 Pleitos Potenciais 11 Pleito(s) totalizando US$ 920,56 milhões 6.000 4.000 Acumulado até 30/04/2012: Previsto: US$ 8821,8 MM 2.000 Realizado: US$ 8350,4 MM 0 set-05 mar-06 set-06 mar-07 set-07 mar-08 set-08 mar-09 set-09 mar-10 set-10 mar-11 set-11 mar-12 set-12 mar-13 set-13 mar-14 set-14 mar-15 set-15 mar-16 set-16 dez-05 jun-06 dez-06 jun-07 dez-07 jun-08 dez-08 jun-09 dez-09 jun-10 dez-10 jun-11 dez-11 jun-12 dez-12 jun-13 dez-13 jun-14 dez-14 jun-15 dez-15 jun-16 dez-16 Linha de Base Realizado Projetado Justif 1: Variação cambial, pagamento de reajustes contratuais, escopos não orçados, Justif 2: valorização cambial dos valores realizados, apropriação de juros do aditivos assinados, outros impactos e ganhos de REPENEC e Ex-tarifário. financiamento do BNDES – não previstos no EVTE, reajustes contratuais realizados – não previstos no EVTE, aditivos assinados e realizados – não previstos no EVTE. 80
  • 81. Distribuição Em Implantação + Em Avaliação US$ 3,3 bilhões 13% (US$ 0,4 Bi) 43% (US$ 1,4 Bi) 21% (US$ 0,7 Bi) 3% (US$ 0,1 Bi) 21% (US$ 0,7 Bi) Subsidiárias e Aportes Segmento Automotivo Segmento Consumidor Operações e Logística Corporativo e TI 81
  • 82. Distribuição - Investimentos PN 2012-2016 Projetos em Implantação US$ 3,2 bilhões 13% DESTAQUES 2012-2016 (0,42) Construção duas novas bases de distribuição 43% (1,39) 21% (Norte e Centro-Oeste) (0,70) Ampliação e modernização da Fábrica de Lubrificantes de Duque de Caxias 1.275 novas lojas de conveniência BR Mania 1% 21% (0,01) Expansão de 142 km de gás canalizado no (0,67) Espírito Santo Subsidiárias e Aportes Segmento Automotivo Segmento Consumidor Operações e Logística Corporativo e TI Projetos em Avaliação: US$ 0,1 bilhões 82
  • 83. Distribuição: Participação no Mercado (%) Participação da BR no Mercado (%) %50 100% (0,81) 39,4 39,0 39,1 39,1 39,5 40,340 US$ 0,1 bi30 Em Avaliação20 31,9 32,8 33,0 33,2 33,4 34,2 13% (0,42)10 43% (1,39) 21% (0,70) 0 21% 1% (0,01) (0,67) 2012 2013 2014 2015 2016 2020 US$ 3,2 bi Mercado Automotivo Mercado Global Em Implantação83 83
  • 84. Financiabilidade 84
  • 85. Premissas de Planejamento Financeiro Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento robusto Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento Preço do Brent (bbl) US$ 110,82 em 2012, diminuindo para US$ 90 no longo prazo Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 1,90 em 2012, valorizando para R$ 1,73 no longo prazo Alavancagem < 35% Dívida Líquida / Ebitda < 2,5x Preço dos derivados no Brasil Paridade Internacional Projetos em Implantação Contemplados no planejamento financeiro Projetos em Avaliação Serão incorporados no planejamento financeiro à medida que sejam aprovados em suas fases Desinvestimentos US$ 14,8 bilhões (maior parte em 2012 e o restante em 2013) Uso de Caixa US$ 15 bilhões Captações anuais durante o período do plano: Bruta - US$ 16 bilhões / Líquida - US$ 8,7 bilhões 85
  • 86. Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento US$ 246 US$ 246 15 A partir de 2016, a Companhia passa a ter fluxoUS$ bilhões 15 37 de caixa livre positivo (antes dos dividendos) 80 Análise de sensibilidade: Preço do Brent 209 Variação de US$ 5/bbl no preço do Brent resulta em uma variação de R$ 4,3 bilhões na geração operacional/ano 136 Produção Variação de 100 mil bpd na produção de petróleo resulta Fontes Usos em uma variação de R$ 3,3 bilhões na geração operacional/ano Desinvestimentos e Reestruturações Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) Investimentos Amortizações 86
  • 87. Captações Anuais de Dívida Captações Líquidas e Brutas (US$ milhões) 37.498 25.506 23.951 21.781 Captações Brutas PN12-16: 15.201 US$ 16 bi/ano Captações 10.434 10.594 Líquidas 7.170 PN12-16: US$ 8,7 bi/ano 2009 2010 2011 2012 (Jan-Maio) Bruta Líquida O montante requerido de dívida anual no período 2012-2016 está em linha com o das captações realizadas recentementeObs: Captações Líquidas: Captações – Amortizações do principal. Valores de maio de 2012 são estimativas 87
  • 88. Perfil da Dívida: Diversificação, Longo Prazo e Atrelada ao Dólar Dívida Total (US$ 82 bilhões em 31/12/2011) Maturidade Categoria Moeda Taxa Curto Prazo Outros GBPEuro Mercado de 2% Yen 1% 3% 11% BNDES Capitais Int. 2% Fixa 48% 23% Real 32% 22% Debent. Dólar 2% 72% Créd. Exp. 6% FlutuanteLongo Prazo 52% 89% Instituições Financeiras 35% Cronograma de amortização de dívida de longo prazo US$ 3,7 bi 88
  • 89. FIMPlano de Negócios e Gestão 2012 - 2016 25 de Junho de 2012

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