Apresentação Webcast Plano de Negócios 2011-2015

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Apresentação Webcast Plano de Negócios 2011-2015

  1. 1. José Sergio GabrielliPresidente26 de Julho de 2011 1
  2. 2. AVISO Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos: acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais "deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados. consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2011 em diante são estimativas ou metas. 2
  3. 3. BRASIL NA LIDERANÇA DAS DESCOBERTAS RECENTESDescobertas em águas profundas no Brasil representam 1/3 das descobertas no mundo nos últimos 5 anos Novas Descobertas 2005‐2010 (33.989 milhões bbl) Descobertas em  Águas Profundas Brasil 38% 62% Outros • Nos últimos 5 anos mais de 50% das novas descobertas (no mundo) foram em águas profundas; • Desenvolvimento dessas reservas demandará capacidade adicional da cadeia de fornecedores; • Expansão da cadeia de óleo e gás no Brasil em linha com essa perspectiva. Expectativa de dobrar as reservas provadas até 2020, mantendo o custo da descoberta @ US$ 2/boe Fonte: PFC Energy 3
  4. 4. VOLUME DE VENDAS Volume de Vendas (mil boed)  6,6% a.a. Fertilizantes 8.000 7.142 79 Energia Elétrica 141 7.000 5,6% a.a. 401 6.000 906 Biocombustíveis 4.957 38 480 5.000 106 3.773 3.847 290  (*)Vendas Internacionais 3.464 17 17 738 4.000 17 94 97 2.317 94 136 147 436 125 593 634 Gás Natural 3.000 542 312 320 997 231 699 586 2.000 706 1.739 1.453 Exportação 1.097 1.204 1.315 1.000 652 718 731 899 1.078 Outras Distribuidoras 0 2009 2010 2011 2015 2020  Vendas para BR (*) São as vendas da área internacional mais as vendas offshore da PIFCO livres das eliminações 4
  5. 5. Programa de Investimentos 2011‐15 5
  6. 6. INVESTIMENTOS 2011‐2015Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P PN 2010‐14 PN 2011‐15 US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões 2% 1% 2% 2% 1% 2% 1% 2,4 1% 8% 2,9 6% 2,4 2,3 4,2 4,24,1 3,5 14,73,2 17,8 2,4 14,7 3,2 13,2 3,1 5,1 4,14,1 3,8 118,8 65,5 70,6 (*) 73,6 53% 65,5 127,5 31% 57% 33% E&P RTC (*) US$ 22,8 bi em Exploração Gás,Energia & Gás Química Petroquímica Distribuição Biocombustíveis • 5%  dos  investimentos  serão  realizados  no  exterior, sendo 87% em E&P Corporativo • Nota:  SMES  (US$  4,2  bi),  TIC  (US$  2,7  bi),  Tecnologia  (US$  4,6  bi),  Logística  (US$  17,4  bi)  e  Manutenção  e  Infraestrutura (US$ 20,6 bi) 6
  7. 7. INVESTIMENTO PN 2011‐15 VS. PN 2010‐14Valores em US$ bilhões PN 2010‐14 PN 2011‐15 (R$ 419,7 bilhões) (R$ 388,9 bilhões) US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões 0,3% Retirados 10,8 Novos ‐9,7% 32,1 90,6 82,9 37% 40% Mantidos Mantidos 213,2 192,6 141,1 Alterações em: 134,1 63% Taxa de Câmbio 8,6 60% Orçamento 1,5 Cronograma  (23,7) Modelo de Negócio (0,6) Escopo (6,4) Total em Moeda Estrangeira Total em Moeda Nacional 7
  8. 8. PRINCIPAIS ALTERAÇÕES NO PORTFÓLIORealocação de investimentos concentrados no E&P Exploração & Produção Abastecimento  Gás & Energia (inclui Petroquímica) ‐ US$ 4,3 bilhões ‐ US$ 4,6 bilhões + US$ 8,7 bilhões Novos Projetos • UTE Barra do Rocha I Novos Projetos Novos Projetos • UTE Bahia II • Novas Unidades Comperj Projetos Concluídos em 2010 • Inclusão da Cessão Onerosa • Logística do Óleo • Os  gasodutos  Gasene,  Pilar‐ • Novas Unidades para Pré‐Sal   Ipojuca,  Gasduc III  e  Gasbel II  (Lula) Projetos Concluídos em 2010 iniciaram sua operação em 2010  • Infraestrutura Operacional • Aporte Braskem Projetos  Excluídos,  Revisados  • Novas Descobertas e P&D • Investimentos em Qualidade e/ou Postergados Projetos Excluídos, Revisados  • Postergação dos projetos  UFN IV,  Projetos Excluídos, Revisados  e/ou Postergados UFN V, GTL Parafinas e FSO de Gás e/ou Postergados •Postergação da Refinaria  • Exclusão  do  Gasoduto  Catu‐ • Descontinuidade de Projetos com  Premium I camaçari e da Ecomp Itajuípe insucesso na fase exploratória • Exclusão  das  UTEs previstas  para  • Revisão de Projetos de  os leilões de energia não realizados  Desenvolvimento da Produção em 2010 8
  9. 9. INVESTIMENTOS E DINÂMICA DA APROVAÇÃO DE PROJETOS PN 2011‐15 US$ 224,7 Bilhões 688 projetos US$ bilhões 250 22 projetos 41 projetos 39 projetos 112 projetos 13,5 4,1 200 5,4 2% 2% 33,5 6% 104 projetos 15% 150 41,4 18% 95 projetos 51,0 224,7 100 23% 275 projetos 50 75,7 34% 0 Aprovados 2010 2011 2012 2013 2014 Pós 2014 Total até 2009 9
  10. 10. RETORNOS CONSOLIDADOSE&P impulsiona resultados• Investimentos em E&P (57% do total) garantem crescimento de produção e elevada TIR; • Demais Investimentos (43% do total) agregam valor na cadeia gerando retorno maior ou igual ao custo de capital; • Investimentos em qualidade do combustível é um requerimento legal • TIR do total dos investimentos do PN 2011‐2015 bastante atraente; • Companhia integrada e preparada para acelerar o crescimento da produção • Risco reduzido devido a maior integração dos negócios e a posição dominante em um grande mercado em  crescimento ROCE 35% 30% 25% Companhias integradas  20% apresentam melhores  15% retornos  10% 5% 0% ‐5% 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 Companhias Integradas Companhias de E&P Companhias de Refino Fonte: PFC Energia 10
  11. 11. Análise de Financiabilidade  do Plano 11
  12. 12. PREÇO DO PETRÓLEOPremissas de preço de petróleo dentro das expectativas do mercado  US$/bbl 95 Cenários  Petrobras 80 Previsões consultadas 2011‐2012: Bancos (Fonte: Bloomberg) Previsões consultadas 2013‐2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA 12
  13. 13. VARIÁVEISPrincipais variáveis que impactam o fluxo de caixa e a financiabilidade Premissas Não realizar nova Capitalização Manter classificação de grau de investimento Principais variáveis para Geração de Caixa e Nível de Investimento • Preço do petróleo  • Taxa de Câmbio • Crescimento do Mercado Brasileiro • Preço Médio de Realização (PMR) ‐ Brasil – Paridade Internacional – Margens internacionais por produto • Exportação e importação de petróleo e derivados • Programa de Investimento  • Desinvestimentos e reestruturações de negócios • Captações de recursos de terceiros  13
  14. 14. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOSDesinvestimentos e fontes tradicionais de financiamento adequadas para o Plano Cenário A Cenário B US$ 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) • 40% do Capex em dólar em comparação com  Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 37% no Plano anterior 14
  15. 15. Exploração & Produção  US$ 127,5 bilhões 15
  16. 16. ESTRATÉGIADesenvolvimento das reservas de forma sustentável Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida  pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores  produtoras de petróleo do mundo.Destaques do Plano de Negócios 2011‐15:• 65% do Capex destinado ao desenvolvimento da produção• Instalação de 19 grandes projetos, com adição de 2,3 milhões bpd de capacidade• Perfuração de mais de 1.000 poços offshore, sendo cerca de 40% exploratórios e 60% para  desenvolvimento da produção• Em 2020, a produção do pré‐sal corresponderá a 40,5% da produção de óleo no Brasil 16
  17. 17. 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 17
  18. 18. PRODUÇÃO Com amplo acesso a novas reservas, Petrobras mais que duplicará sua produção  na próxima década 6.418 3.993 + 35 Sistemas 2.575 2.772 2.386 2.516 + 10 Projetos Pós‐sal + 8 Projetos Pré‐sal 4.910Mil boe/dia + 1 Projeto Cessão Onerosa 845 3.070 Cessão Onerosa Capacidade Adicionada 13 Óleo: 2.300 mil bpd Pré-Sal 1.148 543 • Pré‐sal e Cessão Onerosa representarão 69% da produção adicional até 2020; • 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. 18
  19. 19. PRODUÇÃOLongo histórico de implantação de projetos offshore no Brasil 2.004 2000 10% a.a. nos últimos 30 anos 10% a.a. nos ú Águas Profundas 1600 Águas Rasas Terra 1.271 1200 1.601 Mil  bpd Mil bpd 653 749 800 42 400 400 292 187 189 75 211 230 214 0 112 1980 1990 2000 2010 • 123 unidades offshore (45 flutuantes e 78 fixas) • 25 novas unidades instaladas nos últimos 5 anos P‐56 FPSO Cidade de  Angra dos Reis P‐57 FPSO Cidade de  Santos 19
  20. 20. 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  Paraty Franco 1  Cachalote e Mexilhão Cessão Onerosa  Baleia Franca  Jaqueta Guará Piloto 2 120.000 bpd 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  Mil  180.000 bpd 150.000 bpd Replicante 2  FPSO Cidade de  Santos 150.000 bpd  Baleia Azul bpd Santos 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‐633000 Jubarte  SS P‐56 (Reaproveita‐ mento  FPSO  150.000 bpd  FPSO P‐57 100.000 bpd Espadarte) 180.000 bpd2500 2.100 FPSO P‐66 Replicante 1 2.004 Baleia Azul 150.000 bpd  Pós‐sal BMS‐9 ou 112000 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 bpd1500 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 FPSO1000 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 20
  21. 21. NOVOS PROJETOSMaior número de sondas permitirá a aceleração do ramp‐up das novas plataformas Meses 20 Para atingir 50% capacidade 16 Para atingir 75% capacidade 12 8 Previsão 4 0 P‐43 P‐48 P‐50 P‐52 P‐54 P‐53 P‐51 FPSO P‐57 CAPIXABA 2004 2005 2006 2007 2007 2008 2009 2010 2010  A P‐56 terá 1 poço produtor e 1 injetor prontos para serem conectados quando ela iniciar a produção no  3T/11 Lâmina D’água 2006 2008 2010 2011 2012 2013 Até 1.000 metros 6 11 11 Entre 1.000 e 2.000 metros 19 19 21 +2 +1 +1 Acima de 2.000 metros 2 3 15 +10 +13 +1 Entre 2007 e 2012 a Petrobras dobrará sua frota de sondas contratadas, com foco em sondas modernas, recém‐construídas e com capacidade para operar no Pré‐sal 21
  22. 22. RESULTADOS POSITIVOS OBTIDOS NOS TLDs Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano (em relação ao tempo médio combinado de 2006/7) Resultados obtidos nos TLDs 2006/2007 5 poços 100%  Produção constante  Restrição por limitação de queima de gás 2008 4 poços 85%  Bom comportamento dos reservatórios 2009 5 poços 75%  Boa comunicação lateral 2010 6 poços 66%  Sem problemas de garantia de escoamento Cronograma de Realização de TLDs 4 1 4 1 5 5 4 3 3 2011 2012 2013 2014 2015 TLD ‐ Pré‐Sal e Cessão Onerosa TLD ‐ Outras áreas 22
  23. 23. ECONOMICIDADERedução de 45% nos investimentos previstos do Plansal 23
  24. 24. RENTABILIDADENovos projetos de E&P tem taxa de retorno atraente Principais Premissas: • FPSOs de 150 mil bpd • Produção de 500 mil bpd • Ramp‐up em linha com indústria • Taxa de declínio histórica • Valor do Óleo = 95% Brent • Não inclui custos exploratórios e  de aquisição Caso 1 – Capex US$ 12/boe  / Opex US$ 5/boe (cenário esperado) Caso 2 – Capex US$ 15/boe  / Opex US$ 7/boe Caso 3 ‐ Capex US$ 12/boe  / Opex US$ 5/boe  sem Participação Especial (ex: cessão onerosa)• O  gráfico  ilustra  a  economicidade  de  um  desenvolvimento  de  produção  padrão  no  Brasil,  usando  premissas baseadas em experiências anteriores 24
  25. 25. RENTABILIDADE DO E&P NO BRASILProdução no Brasil gera retornos atrativos em um cenário de elevação do preço do petróleo Brent vs. Lucro Líquido por Barril Lucro Líquido do E&P ($/boe)Lucro Líquido por Barril (US$) Peers Petrobras Brent (Média em Dólares) ROCE do E&P • Rentabilidade do E&P tem forte correlação com o  preço do petróleo • Produção no Brasil: 86 % óleo e 14% gás • Maior lucro liquido por barril proporciona  maior retorno do que as peers • Ambiente regulatório estável permite  Peers Petrobras capturar os beneficio do aumento do preço do  petróleo Peers: BP, CVX, XOM,RDS, TOT Fonte: PFC Energy 25
  26. 26. PROJETO VARREDURADesenvolvimento tecnológico e otimização exploratória Descobertas do Pré-sal Projeto Varredura 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 *Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste 26
  27. 27. NOVAS TECNOLOGIAS IRÃO ADICIONAR PRODUÇÃO EM CAMPOS EM DECLÍNIO Solução Tecnológica Tecnologia Situação Atual BCS Submarino Em Operação Sistemas de  Módulo de Bombeio Submarino Em Operação (Jubarte e Golfinho) Bombeamento  Skid BCS (leito marinho) Protótipo em TLD ESP 23 (Out/11) submarino Bomba Multifásica Submarina BMSHA Protótipo em Barracuda (Dez/11) Separação submarina  VASPS Protótipo Testado na P‐08 (2011) gás‐líquido Separação submarina  SSAO Protótipo em Marlim (Final de 2011) água‐óleo Injeção submarina de  SRWI Protótipo em Albacora (Final de 2011) água do mar Transmissão e  Em Qualificação Previsão de Protótipo em 2015 distribuição elétrica  submarina Bombeio Elétrico  Captação e Injeção de  Separação Submarina  VASPS Submarino em Skid Água Submarina Óleo/Água 27
  28. 28. NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSRecursos para crescimento da produção Situação Futura (Contratadas e a Contratar) Situação Atual Recursos Críticos (Dez/10) Valores Acumulados Até 2013 Até 2015 Até 2020 Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 15 39 37 (1) 65 (2) Barcos de Apoio e Especiais 287 423 479 568 Plataformas de Produção SS e FPSO 44 54 61 94 Outros (Jaqueta e TLWP) 78 80 81 83 Plataforma de  Barco de Apoio Sonda de Perfuração Produção  (FPSO) 39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020: 39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍ DAS ATÉ o Até 2013:  16  sondas  contratadas  antes  de  2008  e  2  sondas  realocadas das  operações  internacionais  (1); + 15 novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em  2011, através de licitação internacional; o 2015 a 2020: Das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi  aberta a licitação para afretamento das 21 sondas restantes. (1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020. (2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem  29 sondas cujos contratos vencem até 2020. 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. MECANISMOS DE REVISÃO DO CONTRATO DA CESSÃO ONEROSA • A conclusão da revisão será realizada após a declaração de comercialidade (período de 4 anos) • Revisão com base em laudos técnicos e das premissas estabelecidas no contrato • Premissas para revisão do preço: – Variação do preço do petróleo – Curva de produção – Atualização das premissas de custo – Manutenção da taxa de desconto e data-base da avaliação Valor Final Maior Menor • Pagamento pela Petrobras da diferença do • Pagamento pela União da diferença do valor à União valor à Petrobras • (ou) Solicitação pela Petrobras da redução de volume correspondente à diferença do valor 30
  31. 31. BENEFICIOS COM DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA LOCAL  Fornecedores investindo no Brasil Mão‐de‐Obra Direta Ind. Naval  Dutos flexíveis ‐ Wellstream e Prysmian 60000 56112 46661  Unidades de Bombeio – Weatherford 50000 40000 42000 40000  Válvulas – Cameron 30 x 30000  Turbogeradores ‐ Rolls‐Royce 20000 19000 12500 14000 6500 7500  2 FPSOs inteiramente construídos no Brasil 10000 1900 4900 0  6 Plataformas em construção no Brasil  2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010  Construção de 8 cascos para FPSOs Replicantes (65%  Fonte: Sinaval de Conteúdo Local)  Contratação de 7 sondas de perfuração a custos  competitivos, com outras 21 em curso (55 a 65% de  Conteúdo Local) Plataformas construídas no Brasil com preços competitivos 31
  32. 32. Refino, Transporte e Comercialização (RTC)  e Petroquímica US$ 74,4 bilhões 32
  33. 33. ESTRATÉGIAExpansão, qualidade, logística e comercialização Expandir o refino, assegurando as margens decorrentes do abastecimento do mercado brasileiro, com a qualidade requerida e desenvolvendo mercados para o excedente de petróleoDestaques do Plano de Negócios 2011‐15:• Aumento da capacidade de refino em 395 mil bpd no período 2011‐15 e 1.065 mil bpd no período 2016‐20;• Conclusão do processo de modernização do parque de refino;• Logística integrada com as atividades de E&P, para garantir a comercialização dos excedentes de petróleo;• Ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros. 33
  34. 34. INVESTIMENTOSInvestimentos em Refino, Petroquímica e Logística 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 34
  35. 35. EXPANSÃO DO REFINO Redução da dependência de importações de derivados Crescimento das importações ...e maior dependência do mercado acarretariam maiores custos logísticos... internacional Importações Líquidas como percentual damil bpd 2006 2007 2008 2009 2010 2011E demanda total (%)* EUA 3 Brasil (2010) 5 França 8 118 Alemanha 10 148 152 China 11 197 Japão 16 Espanha 21 México 22 299 328 Indonésia 24 Brasil (2020)** 40 * Fonte: IEA – 2010 World Energy Statistics ** Sem considerar ampliação do Parque de Refino 35
  36. 36. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL Construção de novas refinarias para atender ao mercado doméstico 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 (2 Cenários) • Destaca‐se no PN 2011‐15 os investimentos da RNE, 1º trem do COMPERJ e 1º trem da Premium I 36
  37. 37. 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 37
  38. 38. NECESSIDADE DE REFINO FORA DO EIXO SUL‐SUDESTE Mercado em 2010 Mercado em 2015 299 552 968 763 -464 -416 Capacidade Demanda Déficit Capacidade Demanda Déficit 1.652 1.675 1.466 1.384 82 -23 Capacidade Demanda Superávit Capacidade Demanda Déficit• Crescimento da demanda nas regiões CO, NE e N explica a concentração dos investimentos no Nordeste;• Também contribuem para esta localização os incentivos fiscais combinados a restrições ambientais. 38
  39. 39. PRODUTOSNovas refinarias produzirão derivados de maior valor agregado Rendimentos das refinarias existentes ‐ 2020 Rendimentos das novas refinarias ‐ 2020 65% 43% 50% 36% 38% 21% 21% 19% 4% 15% 10% 4% 9% 7% 15% 15% 11% 5% 6% 4% Destilados Médios Leves Outros Destilados Médios Leves Outros Diesel Gasolina Nafta Óleo Combustível QAV GLP Especial Intermediário • O aumento da demanda global por destilados médios tende a levar a um aumento do preço em relação a  gasolina. 39
  40. 40. OTIMIZAÇÃO DE RECURSOS DAS PREMIUMS  Economias de Escala e novas estratégias de  …e permitem menores custos de refino em  implementação reduzem CAPEX… função de remodelação dos projetos…• “Design competition” determinada em função do menor custo  Custo de Refino do parque atual final  (US$ / bbl em 2010)• Seleção da UOP – Companhia Internacional com vasta  Idade (anos) experiência no setor de refino 70• Design único integrando off‐site e on‐site 60 6,4• Designer participando desde a concepção inicial até o início  das operações técnicas 50 4,7• Economias de Escala (RPRE: módulos de 300mil bpd) 40 2,6• Padronização das especificações técnicas dos equipamentos 30 20 0 100 200 300 400 Escala (mil bpd) 40
  41. 41. NÍVEL DE INVESTIMENTOSInvestimentos decrescentes em qualidade, após a fase de modernização do parqueInvestimentos de US$ 16 bilhões entre 2011‐15 Redução do nível de enxofre 7,0 US$ 16 Bi 3.000 5,9 2.422 2.500 Enxofre Médio - Diesel (ppm) 4,9 4,5 2.000 -15%aa 3,2 1.500 2,3 1.000 500 231 1,1 1,0 1,0 0,1 0,2 0 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 41
  42. 42. MERCADO NO BRASILMercado livre segue os preços internacionais no longo prazo 2002-2011 160 PMR EUA US$/bbl 140 PMR Brasil 120 100 80 60 40 20 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 42
  43. 43. Gás Natural, Energia Elétrica  e Fertilizantes US$ 13,2 bilhões 43
  44. 44. 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 44
  45. 45. 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) 45
  46. 46. NOVOS ATIVOS USUFRUINDO DA MAIOR PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL Produção de Fertilizantes Capacidade Instalada de Geração UFN IV (Jun/2017) 4.000 UFN V (Set/2015)  30 11.000 9.475 70 UFN III (Set/2014)  25 581 60 milhões m³/d 2.936 9.000 3.000 7.114 milhões m³/dm il to n / an o 2.271 20 6.518 44 50 7.000 420 420 2.000 13 15 34 40 MW 5.000 30 1.109 10 30 6 1.000 813 813 3.000 3 8.894 20 5 6.694 291 6.098 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. 46
  47. 47. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M³/D) – CENÁRIO APCS 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 47
  48. 48. Biocombustíveis  Distribuição InternacionalUS$ 18,2 bilhões 48
  49. 49. 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 49
  50. 50. 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 (%) 50
  51. 51. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E US$ 11 bilhões Golfo do México 7% 1% Principais Projetos: 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 51
  52. 52. Considerações Finais 52

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