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VISÃO DA PETROBRASRelacionamento com InvestidoresFevereiro, 2011                                       1
Aviso  As apresentações podem conter previsões acerca de  eventos futuros. Tais previsões refletem apenas                 ...
COMPANHIA ENERGÉTICA              INTEGRADA DE CLASSE              MUNDIAL COM FOCO NO                    BRASIL          ...
VIÃO GERAL PETROBRAS             Criada em 1953, Cia tinha o monopólio             de todas as atividades envolvendo      ...
VOLUME NEGOCIADO DAS AÇÕES DA PETROBRAS                                   Volume de Negócios NYSE & Bovespa               ...
UMA COMPANHIA INTEGRADA                   EBITDA Ajustado 2009 (US$MM)1                                          2009 Rese...
PETROBRAS: COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADADE CLASSE MUNDIAL                     2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d)     ...
AUMENTO DAS RESERVAS                     Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pre-                     ...
IMPRESSIONANTE RECORDE DE ACELERAÇÃODO CRESCIMENTO                       2.000.000                        1.800.00        ...
UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTODA INDÚSTRIA                                                                  Crescime...
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ADAPTAÇÕES AO PORTFOLIO 2010-2014                       31.6           (17.0)                                         10.3...
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PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL *                                                                 Volume    Lâ...
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IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EMAVALIAÇÃO                         PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor d...
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  1. 1. VISÃO DA PETROBRASRelacionamento com InvestidoresFevereiro, 2011 1
  2. 2. Aviso As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Aviso aos Investidores Norte - Americanos: expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem A SEC somente permite que as companhias de óleo como outros termos similares, visam a identificar tais e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os produção ou testes de formação conclusivos que resultados futuros das operações da Companhia podem sejam viáveis econômica e legalmente nas condições diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A alguns termos nesta apresentação, tais como Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e descobertas, que as orientações da SEC nos previsões à luz de novas informações ou de seus proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. Esta apresentação é de caráter meramente informativo, não constituindo uma oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não devendo ser utilizado como base para qualquer decisão de investimento. 2
  3. 3. COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIAL COM FOCO NO BRASIL ESTRATÉGIA DERESULTADOS CRESCIMENTO SÓLIDOS SUSTENTÁVEL E FORTE PORTFÓLIO LIDER EM TECNOLOGIA E KNOW- HOW EM INDÚSTRIA 3
  4. 4. VIÃO GERAL PETROBRAS Criada em 1953, Cia tinha o monopólio de todas as atividades envolvendo 64% das ações com poder de voto são hidrocarbonetos no Brasil do Governo Brasileiro Estabelecida originalmente como uma refinaria que importava óleo cru O valor de mercado da Cia era de aproximadamente US$ 200 bilhões Tornou-se exportadora líquida em 2006 52% valor econômico da Cia (ordinárias Grau de investimento nas principais e preferenciais) pertence a acionistas agência de risco Moody’s (Baa1), não controladores Standard & Poors (BBB-), e Fitch (BBB). O valor de 2MM bpd, Novo MarcoEmenda Primeiro leilão Petrobras é Desregula Conquistou Brasil se $200MM valor de mercado tornou auto Regulatório.Constitucional de áreas listada na mentação grau de mercado, ultrapassou a suficiente em Pré-Sal eBrasileira exploratórias NYSE investimento Descoberta de marca de óleo um Nova Áreas no Brasil Estratégicas US$100 Fronteira: Pre bilhões Salt (Tupi)Nov 1995 Jun 1999 Ago 2000 Jan 2002 Out 2005 2006 Abr 2006 2007 Ago 2009 4
  5. 5. VOLUME NEGOCIADO DAS AÇÕES DA PETROBRAS Volume de Negócios NYSE & Bovespa (Média diária) Turnover 2009/2005 = 596% (US$ MM) (% categoria e US$MM) 1.930 43% 43% 47% 50% 52% 1.308 Nyse PBR PBR/A 992 Nyse PBR 20% PBR/A 25% 21% 20% 19% 6% 483 6% 5% 5% 6% Bovespa 219 Bovespa PETR3 31% PETR3 PETR4 27% PETR4 25% 26% 23% 2005 2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009 PETR4 (Bovespa) PETR3 (Bovespa) PBR/A (Nyse) PBR (Nyse)o Na Nyse a rotatividade das PBR corresponde a 3 vezes o volume das PBRAo Na Bovespa a rotatividade das PN corresponde a 5 vezes o volume das ONo Provável Explicação: Cultural. Os brasileiros são acostumados com as PN´s e não desejam pagar prêmio pelas ON’s 5
  6. 6. UMA COMPANHIA INTEGRADA EBITDA Ajustado 2009 (US$MM)1 2009 Reservas Provadas no Brasil (SPE) RTC 33.0% G&E Águas Rasas 2.8% (0-300m) $933 Distribuição 10% $10,979 3.4% $1,136 Águas Profundas Em terra Internacional (300-500m) 9% 3.3% 57% $1,118 $19,255 E&P Águas Ultra Profundas 57.6% (>1,500m) 24% Nossos principais segmentos: Importantes Estatísticas e Posições no Mercado (2009) Exploração e RTC (incl. Distribuição Gás e Energia Internacional Bio-Combustíveis Produção Petroquímica)• 11.6 Bn boe de 1P (SEC) • 11 refinarias • 7,221 estação de • 13,996 km (8,698 mi) • 26 países • 3 novas Usínas de• 2.1 mm boed de prod. • 1.9 milhões bpd de serviço de gasodutos • 0.5 Bn boe of 1P(SEC) Biodiesel• 576 áreas de concessão capacidade de refino • 19.2% dos postos de • 5,966 MW de • 228 mil. boed de • Etanol: Abertura de abastecimento capacidade de geração novos mercados• 318 campos de produção • 92% da capacidade produção instalada • 38.6% de participação • 276 mil. bbl/d • Responsável por• 98.5% da produção no volume distribuído capacidade de refino 10% das exportaçõesbrasileira brasileiras de etanol• 20% da produção global •Petroquímica,de águas profundas e atividades de Gás &ultraprofundas Energia 6
  7. 7. PETROBRAS: COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADADE CLASSE MUNDIAL 2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d) 2009 Reservas Provadas – SEC (bln boe) 3.9 3.9 23.0 3.2 GasGas 18.0 2.7 2.6 2.5 2.2 13.9 12.7(1) 11.3 1.7 10.3 10.1Oil Oil 6.4 0.6 5.2 BP XOM RDS CVX COP TOT ENI BG XOM BP RDS CVX COP TOT ENI STL Óleo Gás Óleo Gás 2009 Capacidade de Refino (mm boe/d) Valor de Mercado (US$ bn) – 31 de Dezembro, 2010 369 6.3 237 209 3.6 184 2.9 2.7 2.6 138 2.2 2.2 126 100 67 0.7 44 0.3 XOM RDS COP BP TOT CVX ENI STL XOM PBR RDS CVX BP TOT COP ENI STL Fontes: PFC Energy WRMS (barris por dias úteis, considerando o  % de participação da empresa e incluindo joint ventures) e Bloomberg Nota: As empresas selecionadas acima têm a maioria do capital negociado no mercado aberto; (1) 2010 7
  8. 8. AUMENTO DAS RESERVAS Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pre- sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras. bilhão barril ~ 28-30 bn barril30 525 Estivamtiva alta 1020 14 Estimativa baixa 815 2910 15 5 0 Volume Produção Reservas Potencial Cessão Reservas Provadas Recuperável cumulativa Provadas BR Recuperável (Lula, Onerosa + Provado BR da Petrobras (SPE 2010) Cernambi, Iara, Potencial Recuparável 1953 - 2010 1953 - 2010 Guará e Parque das + Baleias), que vão Cessão Onerosa 8.2 até 9.8*SPE Criteria 8
  9. 9. IMPRESSIONANTE RECORDE DE ACELERAÇÃODO CRESCIMENTO 2.000.000 1.800.00 16 anos 54 anos 1.600.00 22 anos Produção (bpd) 1.200.00 1.000.00 27 anos 12 anos 45 anos 800.00 400.00 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 Número de Anos Criação da Petrobras Descoberta de Garoupa na Descoberta de campos gigantes Descoberta do Pre-sal desde (1953) Bacia de Campos (1974) incluindo Albacora/Marlim Parati (2006) (80´s & 90’s) 9
  10. 10. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTODA INDÚSTRIA Crescimento Médio (2004-2009) - % 6.61 4.56 3,96 3.52 2.44 1.66 0.00 -1.38 -2.59 -3.26 -4.94 RD Shell ConocoPh PetroChin ExxonMo Lukoil Total Repsol BP Chevron Petrobras ENI YPF illips bil a * 9M09 Anualizado Produção deÓleo e Gás da Petrobras (Mil ) 4,6% CAGR 2.525 2.400 2.297 2.301 2.217 2.020 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fonte: Evaluate Energy 10
  11. 11. METAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS A Petrobras tem a meta mais elevada de taxa de crescimento da indústria 6000 Petrobras: 3.9 MM boe/d em 5500 2014 e 5.4 MM boe/d em 2020 5000 ExxonMobil: Taxa de crescimento da produção ~3-4% em 2010; ~2-3% p.y. 4500 até 2013 BP: Taxa de crescimento da 4000 produção ~1-2% p.y. até 2015 mil boe/d Shell: ~3.5 MM boe/d em 2012 3500 e ~3.7 MM boe/d em 2014 3000 Chevron: Taxa de crescimento 2500 da produção ~1% p.y. entre 2010-2014 e 4.5% p.y. entre 2014-2017 2000 1500 1000 500 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Fonte: PFC Energy e Company reports 11
  12. 12. ECONOMIA BRASILEIRA:Crescer com estabilidade e responsabilidade fiscal Crescimento do PIB (%) Previsão Balança Comercial (US$ Bilhões) 8 7,6 Previsão 7 250 Exportação Importação 233 5,7 5,7 216 226 6 5,1 209 4,5 198 195 5 4,5 200 173 179 4,0 161 4 3,2 154 150 138 130 3 119 121 2 1,2 97 91 100 63 74 1 0 50 ‐1 ‐2 ‐1,2 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Déficit Fiscal nominal/ PIB (%) Reservas Internacional (US$ bilhôes) 20 Brazilian Debt (as % of GDP) 60 Dívida Líquida/ PIB %) 52,1 50,0400 47,7 46,6 50 44,2 41,4 40,1 15 39,9 289 40300 239 10 30 207200 180 5,1 20 5 3,3 3,5 3,3 86 2,7 2,6 2,6100 1,9 10 49 53 54 0 0 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 nov/10 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Source: Banco Central Brasileiro – 10.15.2010 12
  13. 13. PLANO DE NEGÓCIOS 2010-14: US$ 224 BILHÕESAumento do investimento para as operações integradas no Brasil Plano de Investimento de Estratégia Corporativa da Capital Total Petrobras até 2020 2010-2014 Crescimento Integrado, rentabilidade e US$ 224.1 bilhões sustentabilidade 1% 2%1%2% A produção de Óleo e Gás cresceu de forma 8% Internacional International 5%  sustentável que irá praticamente dobrar nossa 5% produção nos próximos 10 anos Foco em petróleo, derivados, petroquímico, gás e 53%  energia, biocombustíveis, refino e distribuição, com 33% um modelo de negócios integrado e sustentável Brazil Brasil Consolidar a liderança no mercado brasileiro de gás 95% 95%  natural, geração de eletricidade gás e produtos químicos E&P Distribuição Bio-combustíveis RTM Corporativo G&E Ser reconhecida como uma referência entre as empresas integradas de energia PETROQUÍMICA 13
  14. 14. ADAPTAÇÕES AO PORTFOLIO 2010-2014 31.6 (17.0) 10.3 (6.8) 19.2 224 186.6 CAPEX 2010-2014 Novos Projetos Mudanças no Mudança na Mudança na 2010-2014 em 2009-2013 Projetos Excluidos cronograma do concepçãodo participação Plano de Plano de projeto projeto e custo Negócios Negócios o Novos projetos para o pré-sal, 1% logística, aumentar a utilização do petróleo nacional, e 21% monetização de gás natural. 0.3 0.3 E&P 6.5 6.5 o Mudança na participação Abastecimento parceria refletindo a incerteza Gás e Energia sobre a participação de 19.7 19.7 parceiros em projetos do Corporativo 5.1 5.1 abastecimento. 16% 62% 14
  15. 15. INVESTIMENTOS DA PETROBRAS EXECEDE OS DA MAJORS U$S MM Investimento Trimestral: 1Q07 – 4Q09   Petrobras 10.000 Média das Super  8.000 Majors (Exxon, Shell,  BP) 6.000 Média das Peers (sem 4.000 Petrobras) 2.000 0 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 Investimento Anual: 2009 vs. 2010E  50.000 U$S MM 45.000 40.000 35.000 30.000 2009  25.000 Média sem 20.000 Petrobras 15.000 2010  10.000 Média sem Petrobras 5.000 0 (1) 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010Fonte: Evaluate Energy e Relatórios da Companhias(1) R$ 88,5 bilhões convertidos pela taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (Previsão Petrobras para 2010)  15
  16. 16. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS Justificativa da Capitalização: O pagamento do contrato de cessão Plano de Investimento A EUA $ 42,5 bi EUA $ 27,4 bi Total da Oferta US$ 69.9 bi 1 Oferta Prioritária US$ 49.4 bi Oferta do Mercado US$ 20.5 bi (88% para Investidor Institucional e 12% para o Varejo) Participantes Aproximadamente 145,000 participantes Alocação do Book Brasil (39.3%); US (39.2%); Europa (10.6%), Canadá (5.7%); Asia/ME (2.6%) Alavancagem Alavancagem depois de capitalização: 16%. De acordo com as metas estabelecidas pela Companhia 16
  17. 17. PLANEJAMENTO FINANCEIRO DA PETROBRAS BASEADO NA MANUTENÇÃO DE RATINGS COM ALAVANCAGEM PRUDENTE Dívida Líquida / Capitalização (%) 40% 34% 32% 35% 28% 28% 30% 30% 25% 20% 9% 10% Dívida Líquida / 0% Capitalização alvo: Pós-Oferta 1 2S09 3S09 4S09 1S10 2S10 25% - 35% Pro-forma Dívida Líquida / EBITDA 3,0x 2,5x 2,5x 2,0x 1,5x 1,4x 1,5x 1,2x 1,0x 1,0x 1,0x Límite estabelecido de 0,5x 0,5x Dívida Líquida / EBITDA: 0,0x 2,5x 1 2S09 3S09 4S09 1S10 2S10 Pós-Oferta Pro-forma • Níveis de dívida de acordo com a meta estabelecida pela Companhia Notas: 1. Considera Oferta de US$35 bi, excluindo a cessão onerosa 17
  18. 18. PETROBRAS CAPITALIZAÇÃOMaior oferta de ações na História Maior Oferta de Ações (US$ bilhões) 70.0 +187% 24.4 22.5 22.1 22.0 20.2 19.7 19.4 19.3 19.3 17.6 R BS L loyds  Bank Ag ric ultural    IC B C Barc lays Vis a Inc HS B C Fortis B ank  of C itig roup         Bank of Americ a Inc C hina FO FO FO IPO IPO FO IPO FO FO FO FO (2010) (2008) (2009) (2010) (2006) (2007) (2008) (2009) (2007) (2009) (2009) Petrobras Capitalização do mercado versus Empresas Comparáveis Petrobras Depois Petrobras Antes da da Oferta¹ Oferta² 2o 4th Nota: (1) Capitalização do mercado em 2010/10/01; (2) Valor de Mercado em 2010/09/23 Fonte: Petrobras, Bloomberg e Thompson 18
  19. 19. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS Divisão das participações depois da Oferta Global Million ON % PN % Total % União Federal 3.991 53,6% 66 1% 4.057 31,1% BNDES / BNDESPar 398 5,4% 1.344 24,0% 1.742 13,4% Total 48,4% Fundo Soberanno 344 4,6% 162 2,9% 506 3,9% ADR Nível 3 1.521 20,4% 1.444 25,8% 2.964 22,7% Estrangeiros (Resolução Nº 2689 C.M.N 387 5,2% 747 13,3% 1.134 8,7% Outros 801 11% 1.840 32,8% 2.641 20,2% Total 7.442 100% 5.602 100% 13.044 100% Participações antes da Oferta Global Million ON % PN % Total % União Federal 2.819 55,6% - 0,0% 2.819 32,1% Total BNDESPar 98 1,9% 574 15,5% 673 7,7% 39,8% ADR Nível 3 1.261 24,9% 1.274 34,4% 2.535 28,9% Estrangeiros (Resolução Nº 2689 C.M.N.) 251 4,9% 511 13,8% 762 8,7% Outros 644 12,7% 1.342 36,3% 1.986 22,6% Total 5.073 100,0% 3.701 100,0% 8.774 100,0% • A Petrobras sempre foi e continuará sendo uma empresa controlada pelo governo; • Tem apresentado o PBR pares mais global durante os últimos anos.* Não reflete as transferências de ações do governo federal aos seus filiados, nos termos do Decreto n º 7,295, de 2010/09/08. 19
  20. 20. FUNDAMENTOS DA CAPITALIZAÇÃO:PAGAMENTO DACESSÃO ONEROSA • Aquisição de direitos de realização de pesquisas, atividades de exploração e produção de petróleo Objetivo em áreas específicas do pré-sal que não estão sob concessão. Volume • 5,0 bilhões boe Concessão Área • 3,865 km2 in 7 blocos Preço Médio • US$ 8,51 / boe Valor Incial • US$ 42.5 bilhões / R$ 74.8 bilhões Duração • 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos. 20
  21. 21. ÁREAS - CESSÃO ONEROSA Área Área em volta Volume Cessão Onerosa Valor do Barril Cessão Onerosa (US$ (Mi2) (mmboe) (US$/boe) MM) Tupi Sul 126 128 7,85 1.005 Florim 181 467 9,01 4.207 Tupi Nordeste 181 428 8,54 3.653 Peroba – “Bloco 664 - 8,53 Contingente” Sul de Guará 90 319 7,94 2.554 Franco 780 3.058 9,04 27.644 Iara 380 600 5,82 3.489 Total 2.042 5.000 42.533 ● Não há risco de volume ● Condições semelhantes, mas mais favoráveis do que as atuais áreas de concessão do pré-sal - Os pagamentos de royalties de 10% - Nenhum pagamento de Participação Especial. ● Propriedade dos volumes produzidos ● Aumento de 35% nas atuais reservas provadas ● Aumento do potencial de produção 21
  22. 22. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SOLIDRESULTS SUSTAINABLE GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO EXPLORAÇÃO & TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW PRODUÇÃO 22
  23. 23. 17º ANO CONSECUTIVO DE INTEIRA REPOSIÇÃO DAPRODUÇÃO BRASILEIRA o 240% de taxa de reposição de reservas  o Projeta‐se uma vida útil para as  em 2010. Durante a última década, de  reservas de 18 anos. Em 2010, o  reposição de reservas tem sido  índice R / P foi de 19,2 anos. impulsionado principalmente pelas  adições internas no Brasil 15,28 13,92 14,09 14,17 13,75 1,91 13,23 0,88 0,92 0,86 1,23 Produção Produção Produção Produção Produção (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe) (0.79 bn boe) (0.80 bn boe) Índice de  Índice de  13,04 Índice de  13,17 Índice de  13,31 Índice de  13,37 12,52 Reposição de  Reposição  Reposição de  Reposição de  Reposição de  Reservas de Reservas Reservas Reservas Reservas (174%) (124%)’ (123%) (110%) (240%) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 * De acordo com SPE (Society of Petroleum Engineers) critérios 23
  24. 24. METAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NATURAL 2010-2020 Metas domésticas se mantém porém metas internacionais reduzem o Curva de Produção doméstica se mantém em linha com o Plano Estratégico anterior o Curva de produção Internacional se reduz em função de priorização da produção doméstica o Metas de produção não consideram a Cessão Onerosa 5,382 120 203 7.1% p.y. 1109 3,907 128 4.9% p.y. 9.4% p.y. 176Mil ( boe/day) 2,525 2,723 623 2,301 2,400 93 2,217 2,297 97 2,020 110 100 146 2,037 101 141 1,810 94 96 124 384 85 163 142 126 316 22 277 273 321 3,950 35 161 168 274 252 251 265 2,980 1,971 2,100 1,684 1,778 1,792 1,855 1,500 1,540 1,493 1, 078 Pré-Sal 241 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2014 2020 1.183 Oil Production - Brazil Gas Production - Brazil Oil Production - International Gas Production - International 152 24
  25. 25. PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09:Elevação nos mercados doméstico e internacional Produção Total (Mil bpd) Produção Nacional +2% 2.513 2.568 +2% 2.279 2.322 234 246 Internacional Nacional 316 327 Gás Natural Petróleo e LGN 2.279 2.322 1.963 1.995 9M 09 9M 10 9M 09 9M 10 o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de: - Elevação dos volumes produzidos em unidades como FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de Santos, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade; - Contribuição dos Testes de Longa Duração (Tiro e Tupi); - Maior demanda por gás natural no mercado nacional. Em setembro, produção bateu recorde; o Em relação ao último trimestre, queda de 1% em função de elevação do número de paradas programadas em agosto nas plataformas P-33 e P-35. 25
  26. 26. PETROBRAS CONTINUA A DESENVOLVER O PÓS-SAL, JUNTO COMOS NOVOS DESENVOLVIMENTOS PARA O PRÉ-SAL Principais Projetos Agendados E&P Investimentos Brasil (2010‐2014) 2,980 (2010‐2014) +42%Pré‐Sal: US$ 33.0 bilhões Pós‐Sal: US$ 75.2 bilhões 2,100 Uruguá 15% Tambaú 3% 13% Mexilhão Tupi Produção (milhão boe/d) Pilot 18% Cachalote. Baleia Franca 4 EWT 2 EWT Tupi NE EWT Pre‐salt Pre‐salt 84% 67% FPSO  Tupi NE Guará EWT Espadarte Pilot P‐57 P55  3 EWT P‐62  Jubarte Roncador Pre‐salt Roncador 4 EWT P‐58  Tiro Pilot Pre‐salt Tiro / Sidon Guará Pilot Exploração Desenvolvimento Infra‐estrutura Whales Park P‐56 P‐63 Aruanã EWT Marlim Sul Aruanã EWT Guaiamá Papa‐Terra 2010 2011 2012 2013 2014 Pré‐sal Pós‐Sal Gás Natural Teste prolongado 26
  27. 27. O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTORELATIVAMENTE BAIXO CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 140 Águas profundas e  120 ultraprofundas Custos de Produção (US$/bbl‐2008) 100 Xisto Gas-to- Coal-to- 80 liquid liquid (GTL) - EOR Ártico 60 EOR Óleo pesado CO e 40 Betume Outro Óleos 20 Produzido MENA Convencionais Preço máximo de ‘break even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bilhões bbls) Fonte: IEA – Outlook 2008 27
  28. 28. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação R$/barril US$/barril 140,2 137,2 76,2 78,3 76,9 74,6 134,5 129,7 127,7 68,3 43,82 43,91 24,74 23,73 24,50 24,67 41,62 43,04 42,72 22,86 26,53 26,87 26,37 24,26 15,23 14,33 14,71 14,07 24,78 13,84 16,84 16,51 16,95 17,54 18,46 9,02 9,51 9,40 9,79 10,60 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 Custo de Extração Part. Gov. Brent (em R$) Custo de Extração Part. Gov. Brent (em US$) No comparativo 3T10/2T10: o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração; o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%. 28
  29. 29. DISTRIBUIÇÃO DAS RECEITAS DO E&P Distribuição do preço de realização do barril de óleo doméstico % Preço de $ Preço de Realização Realização por barril $80,00 100,0% $70,00 80,0% $60,00 $50,00 60,0% $40,00 $30,00 40,0% $20,00 20,0% $10,00 $- 0,0% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 $(10,00) -20,0% Produção Outros CPV DD&A IR Outros SG&A Part. Governamental Lucro Líquido R&D Custos Exploratórios 29
  30. 30. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de incremento da capacidade futura Principais Unidades Projetos Capacidade 2T10 3T10 FPSO Cidade de Vitória 100 mil bpd 60,9 mil bpd 51 mil bpd (Golfinho) FPSO Capixaba 100 mil bpd 9,7 mil bpd 58 mil bpd Cachalote e Baleia Franca FPSO Espírito Santo 35 mil bpd 28,2 mil bpd 26 mil bpd Parque das Conchas (1) SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd 15 mil bpd 17 mil bpd FPSO Frade (2) 30 mil bpd 17 mil bpd 18 mil bpd FPSO Cidade de Santos 35 mil bpd e UTB: 15 mil bpd (Uruguá-Tambaú) e - 25 milhões m3/d Mex.: 1T11 Mexilhão(1) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (35%);(2) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (30%); Total: 185 mil  bpd Novas Unidades Projetos Capacidade Expectativa de Início FPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi) 100 mil bpd Out/2010 TLD Guará 30 mil bpd Dez/2010 P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd Jul/2011 P-57 (Jubarte) 180 mil bpd Dez/2010 30
  31. 31. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO Invstimento Taxa de sucesso em exploratório exploração US$ mm 70% 2.750 2.500 60% 2.250 50% 2.000 1.750 40% 1.500 1.250 30% 1.000 20% 750 500 10% 250 0 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009‐2013 31
  32. 32. PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL * Volume Lâmina Data Campo Participação Fluidos Recuperável d´água Estimado (m)Mar-2010 Piranema BR (100%) Óleo leve 15 milhões de 800 barrisFev-2010 Barracuda BR (100%) Óleo 40 milhões de 860 barrisFev-2010 Pampo BR (100%) Óleo 25 milhões de barris 200Nov-2009 Rig Fence Óleo leve 25 milhões de 400 BR(100%) barris MarimbáAgo-2009 BM-C-36 BR (100%) Óleo leve 280 milhões de 976 Aruanã barris BR(35%), BM-S-48 Repsol(40%), Gás NaturalMaio-2009 e Não revelado 161 Panoramix Vale(12.5%),Voodside Condensado (12.5%)Nov-2008 BM-J-3 BR (60%), STATOIL Óleo Não revelado 2.354 Jequitinhonha (40%)Set-2008 BM-S- BR (100%) Óleo leve 150 milhões de 274 Marimbá 40/Sidon barris Aruanã (BM-C-36)Jul-2008 Golfinho BR (100%) Óleo leve 150 milhões de 1,374 barrisMaio-2008 BM-S-40/Tiro BR (100%) Óleo leve Não revelado 235 BM-ES-5/ BR (65%), EL PASO Gás NaturalDez-2007 (35%) e Não revelado 708 Camarupim Condensado BM-ES-5/ BR (65%), EL PASO Gás NaturalMaio-2007 (35%) e Não revelado 763 Camarupim Condensado BC- 570 milhões deMar-2007 BR (100%) Óleo leve barris 1.011 60/Caxaréu * 2007 a 2010 32
  33. 33. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS Margem Equatorial o Exploração:  2009‐13        Ceara & Potiguar AP US$ 13,8 bn Solimões o Área  Potiguar exploratória:  155,0 km² SEAL& REC & TUC o 265 blocos  Bahia Sul exploratórios São Francisco o 35 planos de  Espírito Santo avaliação Campos o 313  Petrobras Santos concessões de  Outros prod.  Pelotas 33
  34. 34. AUMENTANDO O NÚMERO DE CAMPOS EBLOCOS EM PARCERIA o Produção doméstica atual da Petrobras vem principalmente de concessões (97%) pertencentes à Cia. sozinha o Para as áreas em desenvolvimento, o percentual de concessão detidos sem parceiros cai para 62% o Mais da metade (53%) dos blocos em exploração ou em avaliação são joint ventures Concessões em Produção Concessões em áreas de  Concessões em  (247) desenvolvimento de Produção  Exploração + Avaliação  (66) (54) 97% 53% 38% 62% 47% 3% Petrobras (100%) Petrobras e Parceiros 34 companhias de óleo e gás (2008) SINN, Julho 2009 34
  35. 35. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SOLIDRESULTS SUSTAINABLE GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO PANORAMA DO TECHNOLOGY PRÉ-SAL LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 35
  36. 36. PRÉ-SAL • Área Total: 149,000 km2 • Área Total Concedida: 41,772 km2 (28%) • Área Não Concedida: 107,228 km² (72%) • Área Concedida c/ Part. Petrobras: 35,739 km2 (24%) JUBARTE ESS-103 CHL-4 BFR-1 Blocos Consórcio 1-2 Bi boer BAZ-1 BC-60 BR (100%) Jubarte Cachalote Shore Distance = 60 km Balia Franca Total Area = 3.000 km2 Baleia Azul Baleia Anã Blocos Consórcios BMS-8 BR (66%), SH (20%) e PTG (14%) BMS-9 BR (45%), BG (30%) e RPS (25%) BM‐S‐11 BM‐ (Tupi) BMS-10 BR (65%), BG (25%) e PAX (10%) BMS-11 BR (65%), BG (25%) e PTG (10%) BMS-21 BR (80%), PTG (20%) 1.1‐2 bi  BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)Distância da Terra = 300 km boer BMS-24 BR (80%), PTG (20%) Área Total = 15.000 km2 36
  37. 37. BACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM COMPARAÇÃOCOM GOLFO DO MÉXICO USA t 37
  38. 38. NOVIDADES DO PRÉ-SAL Poços em intervenção**: Petrobras Bacia de Santos ANPo Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi; ** Perfuração ou completação ou teste.o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não Libralicitadas do pré-sal; Área Licitadao 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 Cessão Onerosapoços neste ano;o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em Macunaíma Macunaí Macunaíma2010, além das 8 em operação; Tupi NE Tupi Oeste Piloto deo Início do TLD de Guará previsto para o Carioca NE Tupi IG1fim de novembro (FPSO já no Brasil) Tupi Tupi Sul Sudoesteo TLD Tupi NE previsto para o 1T11(FPSO Cidade de São Vicente) 38
  39. 39. GASODUTO PARA O PILOTO DE TUPI UGN UTGCA RPBC 14 5 Km PMXL 170 Km 21 2K URG m To 24 8 se Km rv i ce the PMLZ-1 Pi l ot TUPI Area Existente PlanejadoTEFRA Em Construção N 39 39
  40. 40. DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX:PRÉ-SAL VS. BACIA DE CAMPOS Pré-sal DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX 26% 18% 56% Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades Projetos em água ultra profunda na Bacia de Campos* DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX DISTRIBUIÇ 33,3% 33,3% o A grande diferença entre a distribuição do Capex no Pré-Sal e na Bacia de Campos se deve ao maior % gasto na exploração e completação na área do 33,3% Pré-Sal. Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades * Exemplo genérico. Considera uma média dos campos podendo este % variar campo a campo 40
  41. 41. IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EMAVALIAÇÃO PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal Centro de logística Offshore Centro de Injeção alternativa tratamento de de água e gás (HC fluidos ou CO2) Offshore Armazenamento de Poços CO2 em aqüíferos inclinados de salinos, campos longo alcance maduros e caverna (sal) de sal Desenvolvimento Garantia de fluxo e Bóias em águas controle de Definitivo profundas (CALM) formação de danos do Pré-sal Sistemas de completação a seco Caracterização do (SPAR, TLP, FPDSO, …) Reservatório Armazenamento de GNL Flutuante gás Offshore em caverna de sal Tecnologia de separação / captura de CO2 41
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