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Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 - apresentação IBEF

Apresentação do Plano de Negócios e Gestão da Petrobras para o período de 2012 a 2016. IBEF, 1º de agosto de 2012.

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Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 - apresentação IBEF

  1. 1. IBEF01 de Agosto de 2012 Plano de Negócios e Gestão 2012 - 2016
  2. 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. 3. Brasil: Crescimento em Óleo e Gás Acima da Média Mundial BRASIL MUNDOEntre 2000 e 2011... Produção de Óleo (milhão bpb) +73% +12% PRODUÇÃO DE ÓLEO PRODUÇÃO DE ÓLEO 2,2 75,2 84,5 MUNDO: +1,1% a.a. 1,3 MUNDO: +1,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. 2000 2011 2000 2011 Produção de Gás Natural (milhão m³/dia) +61% +36% PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL MUNDO: +2,8% a.a. MUNDO: +2,8% a.a. 56,4 6.606 8.975 35,1 BRASIL: +4,4% a.a BRASIL: +4,4% a.a 2000 2011 2000 2011 Reservas de Óleo e GN (bilhão boe) RESERVAS DE ÓLEO EEGN +73% +38% RESERVAS DE ÓLEO GN MUNDO: +3,0% a.a. MUNDO: +3,0% a.a. 17,0 1.958 2.711 9,9 BRASIL: +5,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. 2000 2011 2000 2011 3
  4. 4. BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo RESERVAS DE ÓLEO EEGN RESERVAS DE ÓLEO GN 33.989 milhões bbl Novas Descobertas 2005-2010 MUNDO: +3,0% a.a. MUNDO: +3,0% a.a. 19% BRASIL: +5,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011 49% • Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do 32% mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por Brasil 63% destas descobertas. Brasil • Projeções indicam que, com o desenvolvimento das Águas Profundas reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com Outras Descobertas maior crescimento de produção dentre os países fora da OPEP até 2030 (PFC Energy). Petrobras: Reservas Provadas no Brasil +3% (bilhão boe) 15,28 15,71 13,23 • Reserva/Produção 19,2 anos +164% 9,65 • Apropriação de Reservas em 2011 7,53 Total: 1,24 bilhão boe 5,96 Pré-Sal: 1 bilhão boe 1991 1995 2000 2010 2005 2011 4
  5. 5. PNG 2012 – 2016: Revisão da Curva de Produção de Óleo & Gás METAS REALISTAS Pautadas em Projetos Típicos Já Desenvolvidos pela Petrobras no Exterior e no Brasil Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 4.910 5.000 -700 mbpd PN 2011-2015 4.000 -1.000 mbpd 4.200 Produção de Óleo + LGN 3.070 3.000 2.500 2.022 PNG 2012-2016 2.000 Qual a produção E&P revisitou o 1.000 realista possível cronograma de para o ano de seus projetos 2012? durante 3 meses 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PRODUÇÃO DE ÓLEO PRODUÇÃO DE ÓLEO PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL MUNDO: +1,1% a.a. MUNDO: +1,1% a.a. MUNDO: +2,8% a.a. MUNDO: +2,8% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011 BRASIL: +4,4% a.a BRASIL: +4,4% a.a 2000 e 2011 5
  6. 6. Sondas de Perfuração LDA > 2.000m: Atraso nas Entregas Sondas de Perfuração Importadas: Conteúdo Local ZERO Sondas que chegarão ao longo de 20121. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 735 dias) -> Marlim Sul2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 203 dias) -> Roncador3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias) 10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias) 11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-415. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias) 12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias) 13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias) 14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa em pré-inspeção Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento (já no Brasil). Sonda em navegação para o Brasil. Sondas 1, 3, 4, 5, 6, Sondas 11 e 14 Número de Sondas (LDA > 2.000m) 7, 9, 10, 12 e 13 Sonda 8 Sonda 2 Sondas a contratar 60 40 +1 41 +1 42 42 42 40 26 +14 +8 16 20 +2 +1 8 +10 5 7 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 6
  7. 7. 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 7 7
  8. 8. Brasil: Demanda de Derivados Cresce Acima da Média Mundial BRASIL MUNDOEntre 2000 e 2011... Gasolina (mbpd) Demanda por +49% +15% CONSUMO DE GASOLINA CONSUMO DE GASOLINA MUNDO: +1,3% a.a. MUNDO: +1,3% a.a. 469 22.533 315 19.616 BRASIL: +3,7% a.a. BRASIL: +3,7% a.a. • • 1S12 x 1S11: +23,5% 1S12 x 1S11: +23,5% 2000 2011 2000 2011 Diesel (mbpd) Demanda por CONSUMO DE DIESEL +43% +29% CONSUMO DE DIESEL MUNDO: +2,3% a.a. MUNDO: +2,3% a.a. 626 896 20.220 26.072 BRASIL: +3,3% a.a. BRASIL: +3,3% a.a. • • 1S12 x 1S11: +7,0% 1S12 x 1S11: +7,0% 2000 2011 2000 2011 +53% -2% Demanda por CONSUMO DE QAV QAV (mbpd) CONSUMO DE QAV MUNDO: -0,2% a.a. MUNDO: -0,2% a.a. 79 121 6.506 6.393 BRASIL: +4,0% a.a. BRASIL: +4,0% a.a. • • 1S12 x 1S11: +7,1% 1S12 x 1S11: +7,1% 2000 2011 2000 2011 Óleo Combustível CONSUMO DE ÓLEO -56% -18% Demanda por CONSUMO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL (mbpd) COMBUSTÍVEL MUNDO: -1,8% a.a. 189 9.675 7.958 MUNDO: -1,8% a.a. 84 BRASIL: -7,1% a.a. BRASIL: -7,1% a.a. • • 1S12 x 1S11: -5,4% 1S12 x 1S11: -5,4% 2000 2011 2000 2011 Fontes: Petrobras para os dados do Brasil e Woodmackenzie para dados internacionais. 8
  9. 9. Importância da Expansão do Refino para oEquilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados Mercado de Derivados no Mercado de Derivados no Brasil em 2012 Brasil em 2020 Hoje o Brasil importa 15% dos derivados consumidos. Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados. (mil bpd) (mil bpd) 552 N, NE e CO N, NE e CO RNEST 308 693 1.230 Capacidade de - 385 Capacidade de - 678 Processamento Processamento Demanda Déficit Demanda Déficit Já Considerando em Operação a RNEST e o Comperj Trem 1 Comperj 1.652 Trem 1 S e SE S e SE 1.562 1.562 2.166 36 Capacidade de Demanda Superávit Capacidade de - 514 Processamento Processamento Demanda DéficitOBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização. 9
  10. 10. Brasil: Crescimento em Fertilizantes Acima da Média Mundial BRASIL MUNDOEntre 2000 e 2011... Amônia¹ (mil ton) Demanda por +32% +26% CONSUMO DE AMÔNIA CONSUMO DE AMÔNIA MUNDO: +2,1% a.a. MUNDO: +2,1% a.a. 414 548 130.077 163.274 BRASIL: +2,6% a.a. BRASIL: +2,6% a.a. 2000 2011 2000 2011 Ureia² (mil ton) Demanda por CONSUMO DE UREIA +72% +43% CONSUMO DE UREIA MUNDO: +3,3% a.a. MUNDO: +3,3% a.a. 4.501 107.779 154.437 BRASIL: +5,0% a.a. 2.620 BRASIL: +5,0% a.a. 2000 2011 2000 2011 Sulfato de Amônio³ CONSUMO DE SULFATO DE CONSUMO DE SULFATO DE +23% +20% Demanda por AMÔNIO AMÔNIO (mil ton) MUNDO: +1,6% a.a. MUNDO: +1,6% a.a. 1.908 2.339 17.872 21.363 BRASIL: +1,9% a.a. BRASIL: +1,9% a.a. 2000 2011 2000 2011 Demanda Outros CONSUMO DE FERTILIZANTES +73% +31% CONSUMO DE FERTILIZANTES Potássicos4 POTÁSSICOS (mil ton) POTÁSSICOS 4.431 22.220 29.200 MUNDO: +2,5% a.a. 2.562 MUNDO: +2,5% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. BRASIL: +5,1% a.a. 2000 2011 2000 2011 Fontes: ANDA/MDIC para dados do Brasil e Fertecon, CRU e IFA para dados internacionais. 10
  11. 11. Importância de Novas Fábricas para Reduzir aDependência Externa de Fertilizantes Nitrogenados Mercado de Nitrogenados no Mercado de Nitrogenados no Brasil em 2012 Brasil em 2020 Sem novas unidades o Brasil importará Hoje o Brasil importa 66% da Ureia e 70% da amônia consumida. 52% da demanda de Ureia e 71% da demanda de amônia. (mil ton/ano) (mil ton/ano) Ureia 2.807 Ureia 1.463 UFN III - MS Oferta Nacional 4.320 5.872 - 2.857 Oferta Nacional - 3.064 Já Considerando em Operação a UFN III - Demanda Déficit Mato Grosso do Sul Demanda Déficit Amônia 261 Amônia 180 UFN III - MS 593 Oferta Nacional - 413 913 Oferta Nacional - 652 Demanda Déficit Demanda DéficitOBS: Considerando apenas os fertilizantes nitrogenados amônia e ureia. 11
  12. 12. Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016 nhia ortfólio da Compa t egrada do P Gestão In PRIORIDADE DISCIPLINA DE CAPITAL • Prioridade • Todos os projetos do PN DESEMPENHO para os 2011-2015 foram mantidos projetos de • Curvas “S” exploração e • Paridade com Preços de • Garantir a Importação de Derivados expansão dos produção de • Gestão focada negócios da óleo e gás • Manutenção do Grau de no atendimento Investimento Empresa com natural no das metas indicadores Brasil • Não há emissão de novas físicas e financeiras de financeiros ações cada projeto sólidos • Realismo • Desinvestimentos de ativos nas metas de existentes no exterior produção Seguranç a e Meio Am biente: Va zam ento Zero 2012 2016 12
  13. 13. PNG 12-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração 13/06/12 Não houve cortes ou inclusões de projetos no PNG 2012-2016 em relação ao PN 2011-2015 Período 2012-2016: US$ 236,5 bilhões 980 Projetos Financiabilidade Aprovada pelo C.A. Refino, Transporte e US$ 236,5 bilhões Comercialização. 27,7%28% - Indicadores econômico-financeiros que não E&P (US$ 65,5 Bi) podem ser ultrapassados para manutenção 60,0% 5,8% do grau de investimento: (US$ 141,8 Bi) (US$ 13,8 Bi) • Nível de Alavancagem Financeira < 35%; 2,1% (US$ 5,0 Bi) • Indicador Dívida líquida/Ebitda < 2,5x. 1,5% (US$ 3,6 Bi) - Não haverá emissão de novas ações.Investir para aumentar aprodução de óleo e, em 1,6% - Desinvestimentos de ativos existentes de 1,3% (US$ 3,8 Bi) US$ 14,8 bilhões.consequência, aumentar a (US$ 3,0 Bi)Receita para Investir. E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo 13
  14. 14. Organização dos Investimentos: Projetos em Avaliação e Implantação Projetos Em Avaliação Projetos Em Implantação Aprovação INICIAÇÃO E PLANEJAMENTO DO PROJETO do EVTE¹ Básico e Fase IV FASE I FASE II FASE III liberação Fase V Execução OperaçãoIdentificação da Projeto Projeto Básico para Execução Obra Oportunidade Conceitual (início das obras) Entrada na Aprovação Aprovação Partida Carteira da do EVTE¹ do EVTE¹ Petrobras Fase I Conceitual¹EVTE: Estudo de Viabilidade Técnico Econômica 14
  15. 15. Projetos em Implantação e Projetos em Avaliação Projetos Em Implantação Projetos Em Avaliação PNG 2012-2016 = Projetos com Obras já Iniciadas + Projetos em Fase I, II e III. US$ 236,5 bilhões US$ 208,7 bilhões US$ 27,8 bilhões 980 projetos 833 projetos 147 projetos OBRAS 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 15
  16. 16. Curva de Produção Brasil: Projetos em Implantação no E&P Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN Projetos Em Implantação (mbpd) Projetos com Obras já Iniciadas Franco 4 Lula Ext. US$ 208,7 bilhões Lula Alto P-66 Sul P-70 Sul de Guará 833 projetos Lula Central Iara Horst P-67 P-71 Júpiter NE Tupi Carcará Maromba Espadarte III Norte Pq. Lula Sul P-68 P-76 P-73 Bonito Florim Baleias (P-58) Piloto Sapinhoá Carimbé Sul Pq. Entorno de Franco 1 (Cid. São Paulo) Roncador IV Baleias OBRAS Piloto Lula NE (P-62) P-74 Aruanã Franco 5 Iara Sapinhoá Norte Carioca Z2 Iara NW 4.200 (Cid. Paraty) 24,8% (Cid. Ilhabela) Lula Norte P-72 Espadarte I Baleia Azul Papa-Terra US$ 51,7 Bi Iracema Sul P-69 Franco 3 (Cid. Anchieta) (P-61 e P-63) Iracema (Cid. Franco 2 P-77 Baúna e Roncador III Norte Z1 Mangaratiba) P-75 Piracaba (P-55) (Cid. Itajaí) Sondas 24 entre 2012 e 2016 2.500 LDA > 2.000 m 49 entre 2012 e 2020 ¹ 3,7% (US$ 7,8 Bi) 2.022 E&P Brasil: 1,8% UEPs 19 entre 2012 e 2016 38 entre 2012 e 2020 ² US$ 131,6 bi (US$ 3,7 Bi) 1,7% (US$ 3,5 Bi) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 65,8% 0,9% ¹ 49 Sondas: 16 construídas no exterior e 33 com ² 38 UEP: 1 unidade com conteúdo local zero e outras(US$ 137,2 Bi) (US$ 1,9 Bi) construção no Brasil 37 com conteúdo local contratado/previsto 1,4% (US$ 3,0 Bi) Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Sondas e UEPs nas Diretorias de E&P e ENGENHARIA E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo 16
  17. 17. Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:Projetos em Implantação no Abastecimento Mercado de Derivados no Projetos Em Implantação Brasil em 2020 Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados. Projetos com Obras já Iniciadas (mil bpd) US$ 208,7 bilhões • RNEST N, NE e CO 552 833 projetos Em Obras RNEST (Trem 1 - 115 mil bpd 1.230 Trem 2 – 115 mil bpd) Capacidade de - 678 Processamento OBRAS Demanda Déficit 24,8% US$ 51,7 Bi 1.652 Comperj 3,7% 65,8% Trem 1 S e SE (US$ 137,2 Bi) (US$ 7,8 Bi) • Comperj - Trem 1 1,8% Em Obras 2.166 (US$ 3,7 Bi) (165 mil bpd) 1,7% (US$ 3,5 Bi) Capacidade de - 514 0,9% Processamento (US$ 1,9 Bi) 1,4% Demanda Déficit (US$ 3,0 Bi) E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis CorporativoOBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização. 17
  18. 18. RefinariaÚltima Refinaria Construída Há Mais de 34 AnosREVAP: do Nordeste (RNEST) 1980 – Construção da REVAP: Projeto elaborado pela Snamprogetti (importado). a) AP T L im EC R N ES u e M e R BC MAN DUC BNO GAP PLA AR AP RN bre A IX P E L S R R E U RE E E P RE V R R L R R (A Datas de inauguração 1966 1968 1972 1980 2014 1955 1961 1977 1954 1957 1950 34 anos REVAP (fev/08) Construção da RNEST (jun/12) São José dos Campos (SP) Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) Lições Aprendidas - 2006 a 2012 SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia 18
  19. 19. Aprendizado Organizacional: 2006SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia Validação e Documentos GESTOR SIGA* Aprovação de Normativos Procedimentos REGISTRO DE DE CONHECIMENTO Itens de Conhecimento COLETA DE ITENS CONHECIMENTO NORTEC Relatórios Relatórios MAGES (Normalização (Manual de de de Lições Ténica Gestão da acidentes Workshops Lições Força Petrobras) ETM) de Aprendidas Aprendidas Trabalho Intranet RACs Listas de Treinamento Verificação Fontes SINAPSE Registro, consulta e interação Diretrizes Rotinas de contratuais Fiscalização Melhores Práticas Melhores Práticas Pontos de Atenção Pontos de Atenção Mudanças, Melhorias devem ser incluídas no próximo projeto * Sistema Integrado de Gestão de Anomalias 19
  20. 20. Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:Projetos em Implantação e Avaliação Novas Refinarias Novas Refinarias em Implantação Mercado de Derivados no em Avaliação Brasil em 2020 Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados. (mil bpd) N, NE e CO • RNEST 552 Em Obras RNEST • Premium I - Trem 1 (Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14 1.230 (300 mil bpd - Out/17) Trem 2 - 115 mil bpd – Mai/15) Capacidade de - 678 Processamento • Premium II Demanda Déficit (300 mil bpd - Dez/17) • Premium I - Trem 2 (300 mil bpd - Out/20) 1.652 Comperj Trem 1 • Comperj - Trem 1 S e SE Em Obras 2.166 (165 mil bpd - Abr/15) Capacidade de - 514 • Comperj - Trem 2 Processamento (300 mil bpd - Jan/18) Demanda DéficitCriadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Refinarias nas Diretorias de ABASTECIMENTO e ENGENHARIA 20
  21. 21. Desempenho: Monitoramento das MetasGestão dos Projetos em Implantação e Avaliação Projetos do PNG 12-16 possuem Curvas Ss: ferramenta de gestão, planejamento e controle Acompanhamento Físico Acompanhamento Financeiro 100 Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Custo total Diretoria da Petrobras Diretoria da Petrobras projetado 90 80 70 Entrada em Entrada em Custo total 60% Acu m u la d o operação planejada operação projetada planejado (U S $ M ilhões) 50 1 Desvio de prazo 40 - Justificativas para desvio de custo 1 30 2 Desvio de avanço físico mensal Autorização para revisão - Justificativas para desvio de prazo orçamentária 1 20 2 10 Plano de Recuperação quando 1 Desvio de custo 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 m ar-10 m ai-10 jul-10 jan-11 m ar-11 m ai-11 jul-11 jan-12 m ar-12 m ai-12 jul-12 jan-13 m ar-13 m ai-13 jul-13 jan-14 m ar-14 m ai-14 jul-14 set-09 jan-10 m ar-10 m ai-10 jul-10 set-10 jan-11 m ar-11 m ai-11 jul-11 set-11 jan-12 m ar-12 m ai-12 jul-12 set-12 jan-13 m ar-13 m ai-13 jul-13 set-13 jan-14 m ar-14 m ai-14 jul-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 21
  22. 22. 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: Previsto 84,7% e Realizado 78,2%Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012 22 22
  23. 23. 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 2 4 1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11) 80 2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (jun/12) 3 5 3 - Início da navegação do FPSO de Cingapura para o Brasil (jun/12) 70 Entrada em Operação 4 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12) Planejado: Jul/12 Entrada em Operação 60 5 - Chegada do FPSO na locação (ago/12) Projetado: Ago/12 1% Acumulado 6 - Término da Ancoragem do FPSO. Campo Baleia Azul - ES (ago/12) 50 40 30 20 Acumulado até 30/06/2012: 10 Previsto: 98,5% Realizado: 99,2% 0 set-09 out-09 mar-10 mai-10 set-10 out-10 mar-11 mai-11 set-11 out-11 mar-12 mai-12 set-12 out-12 jun-09 jul-09 ago-09 dez-09 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 nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido ao atraso na Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado. desmobilização do FPSO do campo de Espadarte (atraso na licença do IBAMA e necessidade de remoção do LSA). 23
  24. 24. 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 Mecânica do FPSO: (jun/12) 6 5 2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12) Just. 2: 80 3 - Obtenção da LO (ago/12) 2 70 4 - Início da produção de óleo (ago/12) 5 - Início da exportação de gás (out/12) 3 60 6 - Início da injeção de água (dez/12) 1% Acumulado 4 Campanha de Poços 50 Total de Poços: 10 40 Já perfurados: 9 Poços a perfurar 30 set/12: 1 20 Acumulado até 30/06/2012: Previsto: 77,9% 10 Realizado: 70,5% 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 dez-09 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 nov-09 nov-10 nov-11 nov-12 Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Avanço físico acumulado abaixo da linha de base do EVTE por conta de atraso na campanha de construção de poços do projeto e fabricação dos dutos flexíveis. 24 24
  25. 25. Programas Estruturantes Integrantes do PNG 2012-2016 Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 US$ 236,5 bilhões PROCOP - PROEF - Programa de PROMINP - Programa de PETROBRAS Aumento da Otimização de Programa de Eficiência Custos Gestão de Operacional da Operacionais Conteúdo Local Bacia de Campos Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente 25
  26. 26. PROCOP - 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, segundo duasvisões: ativos, tais como plataformas, refinarias e usinas termelétricas; e linhas de custo, dentreelas estoques de materiais, combustível, logística e serviços.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 e Definição do Escopo • Definição do Portfolio de Iniciativas • Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis, • Identificação de Oportunidades marcos, metas e impactos) • Quantificação preliminar • Comunicação 26

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