Apresentação à Imprensa PN 2011-2015

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Apresentação à Imprensa PN 2011-2015

  1. 1. Conferência com a ImprensaJosé Sergio GabrielliPresidente25 de Julho de 2011 1
  2. 2. AVISO Estas apresentações podem conter previsões acerca de Aviso aos Investidores Norte-Americanos: eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre A SEC somente permite que as companhias de condições futuras da economia, além do setor de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados atuação, do desempenho e dos resultados financeiros reservas provadas que a Companhia tenha da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", comprovado por produção ou testes de formação "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", conclusivos que sejam viáveis econômica e "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos legalmente nas condições econômicas e similares, visam a identificar tais previsões, as quais, operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos nesta apresentação, tais como descobertas, que as ou não pela Companhia e, consequentemente, não são orientações da SEC nos proíbem de usar em garantias de resultados futuros da Companhia. nossos relatórios arquivados. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2011 em diante são estimativas ou metas. 2
  3. 3. Contexto do Ambiente  de Negócios 3
  4. 4. NECESSIDADE DE INVESTIMENTOS DEVIDO À CRESCENTE DEMANDA MUNDIAL POR PETRÓLEO CENÁRIO PARA DEMANDA DE LÍQUIDOS (Demanda mundial de líquidos em MM bpd)110 110 Projetos prováveis, em100 Projetos prováveis e 100 desenvolvimento e em desenvolvimento novas descobertas* 90 90 OPEP 80 Declínio 80 Declínio Projetado OPEP Projetado 70 Não Não-OPEP -O P 70 EP 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 2000 2005 2010 2015 2020 2000 2005 2010 2015 2020 • Adição de capacidade requerida em 2020: 38 MMbpd • Incorporação de Novas Descobertas • Fontes alternativas de energia • Maior  eficiência  energética Fonte: WoodMackenzie 4
  5. 5. O BRASIL É O SÉTIMO MAIOR CONSUMIDOR MUNDIAL DE PETRÓLEO Consumo Total de Petróleo por País* – 2010 (MM bpd) Acima  3 MM bpd Entre  2‐3 MM bpd Abaixo  2 MM bpd 19,15 9,1 Consumo de óleo no Brasil  4,5 3,3 3,2 2,8 cresce a 2,1% a.a; 2,6 2,4 2,4 2,3 2,0 1,8 1,7 1,6 Reino U nido EU A Brasil Coréia do Sul Índia Arábia Saudita Rússia Alem anha Canadá Irã França China  Japão México Consumo Total de Petróleo 230 (Índice 1999 = 100) * Inclui Etanol+Biodiesel 210 Brasil EUA 190 Mundo OCDE 170 Índia Consumo de óleo na OCDE  China 150 decresce a 0,04% a.a. 130 110 90 1999 2001 2003 2005 2007 2009Fonte: BP Statistical Review 2011 55
  6. 6. POLITICA DE DESENVOLVIMENTO DA CADEIA DE FORNECEDORES Maximizar Conteúdo Local Diretrizes Estratégicas Qualificação Política Industrial Performance Industrial Qualificação  Capacidade Financiabilidade Regulação Sustentabilidade Competitividade Tecnológica Industrial Fomentar micro  Saúde, Meio  Qualificação  Política Fiscal e pequenas  Ambiente e  Profissional empresas Segurança Fase I Fase II Fase III Estimular Cadeia de  Demanda Crescente Tecnologia Fornecedor • Reativação Industrial • Consolidação de  • Qualificação  Cadeia Produtiva Profissional • Consolidação dos  Estaleiros • Pesquisa e  • Estabelecimento de  Desenvolvimento  Cadeia de Fornecedor Tecnológico Nível Competitivo  Conteúdo Local > Conteúdo Local Internacional 6
  7. 7. PRODUÇÃO DE ÓLEO, LGN E GN – BRASIL E INTERNACIONAL 6.418 14 2 246 1. 12 0 3.993 12 5 18 0 + 35 Sistemas  2.575 2.772 6 18 2.386 2.516 93 96 + 10 Projetos Pós‐sal 96 14 1 4.910 99 13 2 14 4 + 8 Projetos Pré‐sal 111 334 435 321 3 17Mil boe/dia + 1 Projeto Cessão Onerosa 845 3.070 Cessão Onerosa 1. 8 55 1.9 71 2 .0 0 4 2 . 10 0 Capacidade Adicionada 13 Óleo: 2.300 mil bpd 1.148 543 Pré-Sal 2008 2009 2010 2011 2015 2020 P r o d u ç ã o d e P e t r ó l e o - B r a si l P r o d u ç ã o d e Gá s - B r a si l P r od u ç ã o P e t r ó l e o - I n t e r n a c i o n a l P r o d u ç ã o d e Gá s - I n t e r na c i o n a l • Em 2011‐15 serão realizados 30 TLDs: 13 no Pré‐sal, 7 na Cessão Onerosa e 10 no Pós‐sal • A participação do Pré‐sal na produção de petróleo da Petrobras no país passará dos atuais 2%  em 2011 para 18% em 2015 e para 40,5% em 2020. Nota: Não inclui a parcela de Produção Internacional não Consolidada. 7
  8. 8. AUMENTO DO VOLUME DE VENDAS Volume de Vendas (mil barris/dia) 6,6% a.a. Fertilizantes Cenário A 8000 7.142 79 Energia Elétrica 1417000 401 5,6% a.a. Biocombustíveis6000 906 4.957 38 480 (**)Vendas Internacionais5000 106 3.773 3.847 290 3.464 17 17 7384000 97 2.317 (***)Gás Natural 17 94 94 136 147 436 125 593 6343000 542 997 Exportação 312 320 231 699 5862000 706 1.739 1.453 Outras Distribuidoras 1.204 1.315 1.0971000 899 1.078 Vendas para BR 652 718 731 0 2009 (*) 2010 (*) 2011 2015 2020 PN 2011-15 - Volume de Vendas Totais do Sistema Petrobras (*) Dados do realizado para 2009 e 2010. (**) São as vendas da área internacional mais as vendas offshore da PIFCO livres das eliminações. (***) O Gás Natural foi convertido para boed. 8
  9. 9. Programa de Investimentos 2011‐15 9
  10. 10. INVESTIMENTOS PN 2011‐15 vs. PN 2010‐14 PN 2010‐14 PN 2011‐15 US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões 2% 1% 2% 1% 2% 1% 2% 1% 6% 8% 2,9 2,4 3,5 4,1 17,8 2,4 13,2 3,1 5,1 3,8 118,8 53% 70,6 127,5(*) 73,6 31% 57%33% (*) US$ 22,8 bi em Exploração E&P RTC Gás,Energia & Gás Química Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo • 5%  dos  investimentos  serão  realizados  no  exterior, sendo 85% em E&P 10
  11. 11. PRINCIPAIS VARIAÇÕES: PN 2010‐14 vs. PN 2011‐15230 (US$ Bilhões)225 1,5 220 10,8 8,6 215 213,2 23,7 210 32,1 205 224,0 0,6  224,7200195 6,4  variação  dos mantidos 192,6190 PN 2010‐14  x PN  2011‐15185180 PN 2010‐14 Excluídos Impacto taxa  Alteração do  Alteração de  Alteração do  Alteração  Projetos  PN 2011‐15 de câmbio Orçamento Cronograma Modelo de  de Escopo Novos Negócio • 87% dos novos projetos direcionados para E&P, com destaque para a Cessão Onerosa (US$ 12,4 bilhões) 11
  12. 12. PRINCIPAIS VARIAÇÕES: PN 2010‐14 vs. PN 2011‐15 440 (R$ Bilhões) 420 20.4 400 399,3 11.4 2.9 380 44.0 360 419.7 55.5 1.2 388.9 340 12.2 variação dos mantidos 333,4 PN 2010‐14 x PN 2011‐15 320 300 PN 2010‐14 Excluídos Impacto taxa  Alteração do  Alteração de  Alteração do  Alteração  Projetos  PN 2011‐15 de câmbio Orçamento Cronograma Modelo de  de Escopo Novos Negócio 12
  13. 13. PRINCIPAIS ALTERAÇÕES NO PORTFÓLIORealocação de investimentos concentrados no E&P Exploração & Produção Abastecimento  Gás & Energia (inclui Petroquímica) + US$ 8,7 bilhões ‐ US$ 4,3 bilhão ‐ US$ 4,6 bilhões Novos Projetos Novos Projetos Novos Projetos • Inclusão da Cessão Onerosa • Unidade de lubrificantes  • Novas UTEs (Comperj) • Novas Unidades para Pré‐Sal   (Lula) • Dutos • Infraestrutura Operacional • Ampliação do sistema de  monobóias (São Francisco do Sul) • Novas Descobertas e P&D • Adequação da Revap Projetos Excluídos, Revisados  Projetos Excluídos, Revisados  Projetos Excluídos, Revisados  e/ou Postergados e/ou Postergados e/ou Postergados • Tancagem de OC para térmicas • Revisão de construção de  • Descontinuidade de Projetos com  gasoduto e estação de compressão insucesso na fase exploratória • Logística de QAV para Brasília • Exclusão de projetos de UTEs de  • Revisão de Projetos de  • Postergação da Refinaria  leilões de 2010 Desenvolvimento da Produção Premium I 13
  14. 14. Desafios Corporativos 14
  15. 15. RECURSOS HUMANOS “Ser referência internacional, no segmento de energia, em gestão de  pessoas, tendo seus empregados como seu maior valor.” Planejamento de Recursos Humanos Planejamento de Recursos Humanos Políticas de RH Políticas de RH Gestão de competências Gestão de competências Gestão da prestação de serviços Gestão da prestação de serviços Atração e  Atração e  retenção retenção• Fomento à formação de  Treinamento e  Treinamento e • Fomento à formação de mão de obramão de obra desenvolvimento desenvolvimento• Relacionamento com  • Relacionamento com  Carreira e universidades e escolas  • Desenvolvimento  • Desenvolvimento  Carreira e  universidades e escolas técnicas técnicas gerencial gerencial movimentação movimentação • Formação de novos  • Formação de novos • Remuneração • Remuneração  gerentes /sucessão • Mobilidade interna e  Gestão do  Gestão do competitivacompetitiva gerentes /sucessão • Mobilidade interna e  externa externa conhecimento conhecimento• Programa de retenção • Rodízio técnico e  • Rodízio técnico e • Programa de retenção • Disseminação do  gerencial gerencial • Alocação de novos  • Alocação de novos  • Disseminação do • Sustentabilidade do • Sustentabilidade do  empregados empregados conhecimento conhecimentoplano de saúde e  • Treinamento no local  • Treinamento no local plano de saúde e  • Mentor Petrobras • Mentor Petrobrasprevidenciário de trabalho de trabalho • Plano de carreira • Plano de carreiraprevidenciário • Lições aprendidas • Lições aprendidas Gestão da Ambiência Gestão da Ambiência Comprometimento e  Comprometimento e  Relacionamento com  Relacionamento com  Cultura e valores  Cultura e valores  Comunicação de RH Comunicação de RH satisfação satisfação sindicatos sindicatos 15
  16. 16. RECURSOS HUMANOS Projeção de Efetivo do Sistema Petrobras 103.030 96.953 92.693 89.201 85.417 28.608 27.985 26.722 25.528 24.347 • PN 2011‐2015 requer demanda adicional de  pessoal • 51% do efetivo tem menos de 10 anos de Cia.,  68.968 74.422 61.070 63.673 65.971 enquanto 46% tem tempo superior a 20 anos 2011 2012 2013 2014 2015 Controladora Outras Empresas do Sistema Petrobras 35.000 3000 a a t iv 30.000 E stim 2500 Produção (mil barris/dia)Efetivo E&P 25.000 55% 2000 20.000 1500 • Segmento de E&P será o principal  15.000 responsável pela elevação do efetivo,  1000 acompanhando o aumento da produção  10.000 5.000 500 0 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Posição em Jan/11 Efetivo Produção 16
  17. 17. COMPROMISSO COM EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE  Objetivo Maximizar a eficiência energética e reduzir a intensidade de emissões de gases de efeito  estufa (GEE)  Compromisso  • Reduzir a intensidade energética nas operações de Refino e Gás & Energia em 10% e 5%,  respectivamente; Voluntário • Reduzir em 65% a intensidade da queima de gás natural (em tocha) nas operações de  (2009‐2015) E&P; • Reduzir a intensidade de emissões de GEE nas operações de E&P, Refino e Térmicas, em  15%, 8% e 5% respectivamente. US$ 1,2 bilhão serão investidos em:  Investimentos • Eficiência energética no Abastecimento (US$ 270 milhões) (2010‐2015) • Redução de queima em tocha no E&P (US$ 322 milhões) • Conversão de térmicas para ciclo combinado (US$ 373 milhões) • P&D (US$ 200 milhões) 17
  18. 18. DESAFIOS TECNOLÓGICOS Expansão dos limites Expansão dos limites Exploração de Maximização da Desenvolvimento da Desenvolvimento Caracterização Soluções Otimização e Flexibilização do novas fronteiras recuperação de produção, das de nova geração da rocha e dos logísticas do confiabilidade parque de refino petróleo operações e da de sistemas fluidos do Pré- gás natural operacionais logística do Pré-sal marítimos e sal e de outros submarinos de reservatórios produção complexos Agregação de valor e Sustentabilidade Diversificação dos produtos Gerenciamento Gerenciamento de de água e CO2 e outras Eficiência Inovação em efluentes emissões Energética combustíveis, lubrificantes e Energia de outrasprodutos especiais Petroquímica Gasquímica Biocombustíveis fontes renováveis 18
  19. 19. GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS Instituições de Pesquisa  Internacionais Outros operadores Fornecedores Universidades e  Instituições de  Instituiç Instituições de  Pesquisa Brasileiras Gastos (investimentos e custeio): US$ 1,3 bi / ano• 4 centros de P&D de fornecedores da Petrobras em construção;• Para  atendimento  dos  requisitos  de  conteúdo  local,  diversas  empresas  pretendem  desenvolver centros tecnológicos no país.  19
  20. 20. PARCERIAS ESTRATÉGICAS 50 redes temáticas com 80 instituições  ANP ComitêCENPES Instituição Instituiç Científico Cientí Instituição Instituiç(gestor) Tecnológico parceira 1 Tecnoló parceira 5 Instituição Instituiç Instituição Instituiç parceira 2 Instituição Instituiç parceira 4 MCT parceira 3 FINEP CNPq INSTITUTOS -Infraestrutura física e humana fí UNIVERSIDADES PESQUISA -Treinamento de recursos humanos - P & D Projetos FORNECEDORES - Serviços Tecnológicos INCUBADORAS Serviç Tecnoló 20
  21. 21. Análise de Financiabilidade  do Plano
  22. 22. PREÇOS DE PETRÓLEO 2010‐2015 US$/bbl 250 225 200 175 150 125 100 95 Cenários  75 Petrobras 80 50 25 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 • A premissa de preços da Petrobras está em faixa conservadora no horizonte das previsões  de consultorias e outras instituições Previsões consultadas 2011‐2012: Bancos (Fonte: Bloomberg) Previsões consultadas 2013‐2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA 22
  23. 23. PRINCIPAIS VARIÁVEIS CONTEMPLADAS NO PN 2011‐15 Principais variáveis para Geração de Caixa e Nível de Investimento • Preço do petróleo  • Taxa de Câmbio • Crescimento do Mercado Brasileiro • Preço Médio de Realização (PMR) ‐ Brasil – Paridade Internacional – Margens internacionais por produto • Exportação e importação de petróleo e derivados • Programa de Investimento  • Desinvestimentos e reestruturações de negócios • Captações de recursos de terceiros  Premissas Não realizar nova capitalização Manutenção da classificação de grau de investimento 23
  24. 24. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOSDesinvestimentos e fontes tradicionais de financiamento adequadas para o Plano Cenário A  Cenário B  US$ 256,1 US$ 256,1 US$ 255,6 US$ 255,6 Principais premissas 13,6 13,6 31,4 30,9 Cenário A 26,1 26,1 Cenário B Taxa de câmbio  1,73 1,73 67,0 (R$/US$) 91,4 2011 – 110 2011 – 110 2012 – 80 2012 – 95 224,7 224,7 Brent (US$/bbl) 2013– 80 2013– 95 2014 – 80 2014 – 95 148,9 125,0 2015 – 80 2015 – 95 Alavancagem  29% 26% (Média) Dívida Líquida/  1,9 1,5 Fontes Usos Fontes Usos Ebitda (Média) PMR (R$/bbl) 158 177 Desinvestimento e Reestruturações Amortização Dívida Caixa Investimentos Recursos de Terceiros (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 24
  25. 25. Exploração & Produção  US$ 127,5 bilhões 25
  26. 26. INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL– PN 2011‐15 Exploração Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi 26% Pré‐Sal Pré‐Sal Pós‐Sal US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões 68% Outras áreas 6% Cessão  Onerosa 17% 18% Infraestrutura Exploração Desenvolvimento da Produção 65% Pré‐Sal Desenvolvimento da  Outras áreas 37% Produção 48% 15% Cessão • Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração;  Onerosa • Serão investidos entre 2011‐15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da  Cessão Onerosa;  • No PN 2010‐14 o investimento previsto para o Pré‐Sal era de  US$ 33 bilhões no período 2010‐14 26
  27. 27. GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO Projetos de GNA Projetos do Pré‐sal e  da Cessão Onerosa Lula Piloto FPSO BW Cidade  Juruá GNA Projetos do Pós‐sal Angra dos Reis 100.000 bpd Lula NE TLDs FPSO Cidade de  Franco 1  Cachalote e Mexilhão Paraty 120.000 bpd Cessão Onerosa Baleia Franca  Jaqueta Guará Piloto 2 FPSO  FPSO Capixaba GNA FPSO Cidade  de  150.000 bpd 100.000 bpd São Paulo Parque das Baleias Guará (Norte)  Tambaú 120.000 bpd FPSO  FPSO P‐67  FPSO P‐58 Uruguá FPSO Cidade de  Replicante 2 Mil  FPSO Cidade de  Santos Baleia Azul 180.000 bpd 150.000 bpd 150.000 bpd Santos bpd 35.000 bpd GNA FPSO Cidade  de  Cernambi Sul BMS‐9 ou 11 Anchieta Papa‐Terra  Marlim Sul 100.000 bpd TLWP P‐61 & FPSO 150.000 bpd 3.070 Módulo 3 FPSO P‐63 3000 Jubarte  SS P‐56 (Reaproveita‐ mento  FPSO  150.000 bpd FPSO P‐57 100.000 bpd Espadarte) 180.000 bpd 2500 2.100 FPSO P‐66 Replicante 1 2.004 Baleia Azul 150.000 bpd Pós‐sal BMS‐9 ou 11 2000 Roncador  Módulo 3 Roncador  FPSO TLDs Lula NE  e  Módulo 4   60.000 bpd Maromba SS P‐55 Tiro Piloto Cernambi FPSO P‐62 FPSO  180.000 bpd 1500 SS‐11 FPSO BW Cidade  180.000 bpd 100.000 bpd Atlantic Zephir São Vicente Siri 30.000 bpd Tiro/Sidon 30.000 bpd Aruanã Jaqueta e FPSO 1000 FPSO Cidade   de  Itajaí FPSO  50.000 bpd ESP/Marimbá FPSO  100.000 bpd TLD Guará TLD Carioca  80.000 bpd 40.000 bpd 500 FPSO Dynamic  FPSO Dynamic  Producer Producer 4 TLDs  3 TLDs  5 TLDs  5 TLDs  30.000 bpd 30.000 bpd no Pré‐sal no Pré‐sal no Pré‐sal no Pré‐sal 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 27
  28. 28. PROJETO VARREDURA: DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO E OTIMIZAÇÃO EXPLORATÓRIA Projeto Varredura Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos 2009/10 (VARREDURA) • Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas: • Pós‐sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe; • Pré‐sal:  Barracuda,  Caratinga,  Marlim,  Marlim  Leste,  Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe*.  • Produtividade dos poços supera 20.000 bpd Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios  na Bacia de Campos em áreas de produção Novas tecnologias levam a ganhos de eficiência nos processos de E&P bem como ao crescimento da  produção no período 2011‐2015 Bombeio Elétrico  Captação e Injeção  Separação Submarina  Poços           Submarino em Skid de Água Submarina VASPS Multifraturados TLWP Óleo/Água *Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste 28
  29. 29. DESENVOLVIMENTO DAS ÁREAS DE CESSÃO ONEROSA EM IMPLANTAÇÃO Declaração de Comercialidade Fase de Exploração Fase de Produção Fase de  Desenvolvimento Duração: 4 anos Variável, conforme  Prorrogáveis por mais 2 Plano de Desenvolvimento Duração Total: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos segundo critérios específicos Área 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Franco Recursos já disponíveis  Entorno de lara para: 4 primeiras  • 7 poços Exploratórios Novas tecnologias  Florim unidades de  • 1 poço Exploratório e definição de  produção em  NE de Tupi contingentes alocação de  contratação  • 1 TLD recursos Sul de Guará (*) • 2 TLDs contingentes • Sísmica 3D  Sul de Tupi Não foram considerados as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba *Conversão no estaleiro Inhaúma 29
  30. 30. Refino, Transporte e Comercialização (RTC)  e Petroquímica US$ 74,4 bilhões 30
  31. 31. NOVAS REFINARIAS, QUALIDADE DOS COMBUSTÍVEIS E MODERNIZAÇÃO SOMAM 74% DOS INVESTIMENTOS EM RTC US$ 70,6 Bilhões • Ampliação do parque de refino: Refinaria do  4,9% NE, Premium I e II e Comperj; 4,5% 1,0% 6,2% 1,1% 0,8% • Atendimento ao mercado interno: Projetos de  15,2% modernização, conversão e de  13,9% hidrodessulfurização; 50,1% • Melhoria Operacional: manutenção e  otimização do parque, SMES e P&D; 26,4% 23,9% • Ampliação da Frota; • Destinação do óleo nacional: suprimento de  petróleo das refinarias e infraestrutura para  Ampliação do Parque de Refino Atendimento ao Mercado Interno exportação de óleo. Melhoria Operacional Ampliação de Frotas Destinação do óleo nacional Investimentos em Petroquímica somam US$ 3,8 bi Internacional 31
  32. 32. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL PREMIUM IMil bpd (2ª trem) COMPERJ 300 mil bpd (1º trem)5.000 165 mil bpd (2019) (2013) COMPERJ Refinaria  (2º trem) 165 mil bpd4.000 Abreu e Lima  (2018) (RNE) 230 mil bpd 3.327 (2012) PREMIUM II3.000 2.643 300 mil bpd 3.095 (2017) 4.910 2.536 PREMIUM I2.000 (1ª trem) 3.070 3.217 300 mil bpd (2016) 2.147 2.205 2.208 2.100 2.004 1.971 1.933 1.811 1.798 1.7921.000 0 2009  2010 2011 2015 2020 Produção de Óleo e LGN ‐ Brasil Carga Fresca Processada ‐ Brasil Mercado de Derivados de Petróleo Cenário A • Investimentos em capacidade de refino para atender prioritariamente o mercado brasileiro 32
  33. 33. INVESTIMENTOS NA EXPANSÃO DO REFINO – PN 2011‐15 REPRE I Refinaria Nordeste Comperj REPRE II Capacidade: 230 mil bpd Capacidade: 330 mbpd Fase: Implantação Fase: Implantação Partida: 2012 Partidas: 2013 e 2018 RNE Refinaria Premium I Refinaria Premium II Capacidade: 600 mil bpd Capacidade: 300 mil bpd Comperj Fase: Terraplanagem Fase: Licença Prévia emitida Partida: 2016 e 2019 Partida: 2017 Inauguração das Refinarias da Petrobras PREMIUM II PREMIUM I COMPERJ REPLAN REMAN REDUC  REGAP  REVAP REPARRECAP RNEST REFAPRLAMRPBC  32 anos 50’s 60’s 70’s 80’s 90’s 00’s 10’s• Curva de aprendizagem com as duas novas refinarias (RNEST e Comperj) reduzirão CAPEX das Premiums 33
  34. 34. INVESTIMENTOS NOS PROGRAMAS DE QUALIDADE DE DERIVADOS E CONVERSÃO TOTALIZAM APROXIMADAMENTE US$ 16 BILHÕES* NO PN2011‐15 QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL 2011 2012 2013 2014 2015 2011 2012 2013 2014 2015 Gasolina regular Transição Gasolina Regular Diesel S-18001.000 ppm 50 ppm Diesel S-500 REDUC RECAP REPLAN Gasolina Diesel e Gasolina Gasolina Diesel S-50 REFAP REPAR Gasolina Gasolina Diesel S-10 REVAP Gasolina RECAP REGAP REFAP REDUC REPAR Diesel Diesel e Diesel Diesel Diesel REGAP Gasolina Gasolina RLAM REPLAN RPBC RPBC Diesel Diesel Diesel Gasolina REGAP Revamp RLAM HDT Gasolina • Investimentos em qualidade de derivados atendem à regulação ambiental e redução de emissões; • Melhor qualidade dos derivados possibilita maiores margens. *Considera os investimentos das unidades de Coqueamento  34
  35. 35. Gás Natural, Energia Elétrica  e Fertilizantes US$ 13,2 bilhões 35
  36. 36. INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA  2011‐2015 • Fechado o ciclo de investimentos na  Investimentos 2011‐15 ampliação da malha de transporte de gás  US$  13,2  bilhões natural 6% • Novos pontos de entrega de gás natural,  2% 0,8 0,8 26% gestão junto as Distribuidoras visando  0,3 0,3 aumento das vendas e diversificação das  3,4 modalidades contratuais  3,4 5,9 • Investimentos em geração de energia  5,9 2,8 2,8 termelétrica  45% 21% • Atuação na cadeia de GNL para  escoamento do gás do pré‐sal e  Malha Energia Elétrica atendimento do mercado termelétrico Plantas de gás‐química  Internacional (Nitrogenados) GNL • Maiores investimentos na conversão do  gás natural em uréia, amônia, metanol e  outros produtos gás‐químicos 36
  37. 37. 2º CICLO DE INVESTIMENTOS: MONETIZAÇÃO DAS RESERVAS DO PRÉ‐SAL 2º Ciclo de Investimentos 1º Ciclo de Investimentos PN 2011-2015 2011- REALIZADO 100% GNL GNL Aquisições de UTE Pecém BGUA UFN III (set/14) 90% Cubatão UFN V (set/15) Conversão UTE Bicomb. Sulfato de Amônio (mai/13) Termoaçu 80% ARLA 32 (out/11) 70% UFN IV (jun/17) % do Investimento Total 60% Gasduc III 50% Gasbel II Regás Bahia Gasene (jan/14) 40% Pilar-Ipojuca Novas UTEs GN 30% Cacimbas-Vitória Japeri-Reduc 20% Gastau Catu-Pilar Gascav Gaspal II Gascar UPGN Cabiúnas – 10% Atalaia-Itaporanga Urucu-Manaus Gasan II Rota 2 Pré-Sal (ago/14) Ecomps + Ptos de Entrega + Manutenção Malha 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Adequação da Malha de Gasodutos (US$ 3,34 bi) UTEs Compromissos (US$ 0,94 bi) Novas UTEs a Gás Natural (US$ 1,82 bi) Energia Renovável: Eólica e Biomassa (US$ 0,02 bi) Regaseificação de GNL (US$ 0,74 bi) Liquefação de Gás Natural (US$ 0,10 bi) Transformação Química do GN (US$ 5,85 bi) 37
  38. 38. NOVOS ATIVOS USUFRUINDO DA MAIOR PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL Produção de Fertilizantes Capacidade Instalada de Geração UFN IV (Jun/2017) UFN V (Set/2015)  11.000 70 9.475 4.000 30 UFN III (Set/2014)  581 60 milhões m³/d 9.000 2.936 25 7.114 milhões m³/d 3.000 6.518 44 50mil ton / ano 7.000 420 2.271 20 420 34 40 MW 2.000 13 15 5.000 30 30 1.109 10 6 813 3.000 8.894 1.000 813 20 3 5 6.098 6.694 291 1.000 10 0 - 2011 2015 2020 -1.000 2011 2015 2020 0 Amônia Ureia Consumo GN UTE Renováveis Consumo GN • O Brasil importa atualmente 53% do volume de amônia consumida no País e alcançará a autossuficiência em 2015; • A dependência da uréia importada, que é de 53% em 2011, será reduzida a 28% em 2015, 16% em 2017 e 22% em  2020. 38
  39. 39. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M3/D)PCS 9.400 kcal/m³ OFERTA DEMANDAOferta de GN Nacional ao Mercado Demanda das Térmicas: Petrobras + Terceiros 102 Região Norte 78 9 76 (15,1 GW) 55 9 59 (10,7 GW) 25 A contratar (5,5 GW) 6 93 38 9 Demais Regiões (6,7 GW) 69 49 37 40 Flexível 25 13 13 11 Inflexível 2011 2015 2020 2011 2015 2020Oferta via Terminais de Regaseificação de GNL Demanda Distribuidoras de GN 63 53 41 41 41 14 14 Bahia Não Termelétrico 21 7 7 Pecém 7 14 20 20 Baia de Guanabara 2011 2015 2020 2011 2015 2020Oferta Boliviana Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes 61 13 Fertilizantes 39 30 30 6 16 UPGN 30 6 6 6 Flexível 18 3 8 24 24 24 4 32 Refino Firme 11 25 2011 2015 2020 2011 2015 2020 Oferta Demanda 106 149 173 96 151 200 Total Total 39
  40. 40. DistribuiçãoUS$ 3,1 bilhões 40
  41. 41. INVESTIMENTOS EM DISTRIBUIÇÃO PN 2011‐2015 US$ 3,1 bilhões Mercado Automotivo   Mercado Consumidor 21% 42% Operações e Logística Liquigás  18% Internacional 6%   13% Participação no mercado automotivo e global 50 40,6 38,6 38,8 38,5 40 30 20 30,6 30,9 31,3 33,7 10 0 2009 2010 2011 2015 Mercado Automotivo (%) Mercado Global (%) 41
  42. 42. BiocombustíveisUS$ 4,1 bilhões 42
  43. 43. INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS INVESTIMENTOS 2011‐2015  US$ 4,1 Bilhões 7% 14% 0,3 Etanol 0,6 Logística para Etanol 1,9 47% Biodiesel 1,3 P&D 32% Oferta de Etanol (milhões m3) Oferta de Biodiesel (mil m3)Market‐share Pbio+Parceiros: Market‐share Pbio+parceiros:• 2011: 5,3% • 2011: 28% 5,6• 2015: 12% • 2015: 26% 273% 16%    855 735 1,5 2011 2015 2011 2015 Pbio + Parceiros Pbio + Parceiros 43
  44. 44. InternacionalUS$ 11 bilhões 44
  45. 45. INVESTIMENTOS: ÁREA INTERNACIONAL Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E US$ 11 bilhões Golfo do México 1% Principais Projetos: 7% 3% 2% • Cascade / Chinook E&P G&E • Saint‐Malo RTCP • Tiber Distribuição 87% Corporativo Costa Oeste da África América Latina Principais Projetos: Principais Projetos: • Bolívia • Nigéria San Alberto / San Antonio  Akpo Atendimento ao Mercado  Brasileiro Agbami • Peru Egina Projeto Integrado de Gás – Lotes 57 e 58  Produção de Óleo ‐ Lote X • Angola • Argentina Bloco 26 Manutenção de ativos existentes 45
  46. 46. 46

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