Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 - Webcast do dia 19 de março de 2013

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Apresentação do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017. Webcast
realizado no dia 19 de março de 2013

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Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 - Webcast do dia 19 de março de 2013

  1. 1. Plano de Negócios e Gestão 2013 – 2017 1
  2. 2. Plano de Negócios e Gestão 2013 – 2017 Webcast 19 de março de 2013 2
  3. 3. 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 2013 em diante são estimativas ou metas. 3
  4. 4. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração. 5,000 • NE de Tupi Produção de óleo e LGN (milhões bpd) (P-72) • Lula Ext. Sul • Iara NW  Piloto (P-68) (P-71) • Espadarte III • Júpiter Sapinhoá • Lula Alto • Lula Oeste • SE Águas (Cid. São Paulo) (P-69) Profundas • Bonito • Florim • Lula Central • Sul Pq. Baleias • Franco Sul  Baúna • Lula Sul (P-76) • Maromba • Franco Leste 4,2 4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga • Espadarte I • Piloto Lula NE Verde e Mestiça • Carcarámilhões bpd (Cid. Paraty) • Franco 1 • Iara Horst • Entorno de (P-74) (P-70) Iara (P-73) • Papa-Terra • Roncador IV (P-63) • Carioca • Parque dos (P-62) Doces • Roncador III • Sapinhoá • Lula Norte • Franco NW 3,000 (P-55) Norte (P-67) (P-77) • Iracema (Cid. Ilhabela) • Norte Pq. Norte • Franco SW Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) (P-75) 2,75 (Cid. • Papa-Terra Mangaratiba)  Baleia Azul (P-61) 2,5 (Cid. Anchieta) 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral  UEPs em operação 4
  5. 5. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração. 6,000 Produção de óleo e LGN (milhões bpd) Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe) 5,2 5,000milhões boed 4,000 4,2 3,4 3,0 3,000 2,4 2,4 2,4 ±2% 2,75 2,5 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral 5
  6. 6. Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o Financeiro A realização dos Investimentos em 2012 foi de R$ 84,1 bi, que representou 101% do previsto no Plano Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos 1,6% 2% 0,4% +1% 5%  E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção 84,1 6% de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid. 83,3 de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).R$ Bilhão 51%  Abastecimento: RNEST e Comperj. 34%  G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação da Bahia e UPGN Cabiúnas.  Internacional: Projetos de Desenvolvimento da E&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo. 2012 Previsto 2012 Abastecimento Distribuição PNG 2012-2016 Realizado Internacional Biocombustíveis G&E Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%. 6
  7. 7. Desempenho Físico e Financeiro: RNEST RNEST: Curva de Acompanhamento Físico RNEST: Curva de Acompanhamento FinanceiroConstrução da RNEST – 33 anos após a última refinaria (1980)Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) – fev/13Realização Física Acumulada: 70,6%Realização Financeira Acumulada: US$ 11,7 bilhões 7
  8. 8. Refinaria do Nordeste (RNEST)Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido RNEST: Curva de Acompanhamento Físico 2012 Realizado: 19,9% PNG 12-16: 19,7% dez/12 dez/11 RNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro 2012 Realizado: R$ 4,9 bi* PNG 12-16: R$ 5,0 bi dez/12 dez/11* Considera R$ 100 milhões de pleitos jánegociados. 8
  9. 9. Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 260 2008 2009 2010 2011 2012 2013 900 240 800 220 Volumes Importados (Mil bbl / d) 200 700 180 PerdasPreços (R$/bbl) 600 160 140 Ganhos 500 120 400 100 300 80 60 200 40 100 20 0 0 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 nov/08 mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) Importação de Gasolina PMR Brasil Importação de Diesel (*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 9
  10. 10. Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 260 2008 2009 2010 2011 2012 2013 900 240 800 220 Volumes Importados (Mil bbl / d) 200 700 180 PerdasPreços (R$/bbl) 600 160 1T12 1T13 Ganhos Brent (US$/bbl): 105 +8% 113 500 140 Câmbio (R$/US$): 1,67 +19% 1,99 120 400 100 300 80 60 200 40 100 20 0 0 jan/09 jan/10 jan/11 jan/12 jan/13 nov/08 mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) Importação de Gasolina PMR Brasil Importação de Diesel (*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10
  11. 11. Sucesso Exploratório e Aumento das ReservasMais de 3 Descobertas por Mês entre Janeiro/2012 e Fevereiro/2013 53 descobertas nos últimos 14 meses (jan/12 a fev/13), das quais 25 marítimas sendo 15 no Pré-Sal Brasil  Descobertas: 53 • Mar: 25 • Terra: 28  Índice de Sucesso Exploratório: 64%  Reservas: 15,7 bilhões de boe  IRR¹: 103% pelo 21º ano consecutivo  R/P²: 19,3 anos Pré-Sal  Descobertas: 15, sendo 8 poços pioneiros¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas  Índice de Sucesso Exploratório: 82%² R/P: Razão Reserva / Produção  Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB 11
  12. 12. A Produção no Pré-Sal é uma RealidadeProdução Atingiu 300 mil barris de petróleo por dia em 20/Fev/2013 Dados da Produção no Pré-Sal Desafios Tecnológicos Superados Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd  Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% da Bacia de Campos  Modelagem geológica e numérica: melhor previsão Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6 na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos do comportamento da produção Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta:  Redução do tempo de perfuração de poços de 134 • Bacia de Campos: 11 anos dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos • Porção americana do Golfo do México: 17 anos • Mar do Norte: 9 anos  Seleção de novos materiais: menores custos A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobras  Qualificação de novos sistemas para coleta da será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpd em 2020 produção: maior competitividade  Separação de CO2 do Gás Natural em águas profundas e reinjeção: redução de emissões e aumento do fator de recuperação 12
  13. 13. Refino no Brasil: Produção de Derivados A Produção de Derivados cresce ano a ano e será impulsionada com a entrada em operação das novas refinarias. Sucessivos recordes de processamento de petróleo têm sido batidos. Produção de Derivados no Brasil (milhões bbl / dia) Refinarias em operação Refinarias em construção Refinarias em projeto 3,5 • Premium I Trem 1 • Premium I • Comperj Trem 2 Out/17 Trem 2 Out/20 • Comperj Jan/18 3,0 Recordes de processamento diário Trem 1 de petróleo Abr/15 • Premium II 3,0 Dez/17 • RNEST • RNEST Trem 2 m ilhões bbl / dia 2,11 MMbpd 2,5 (jan) Trem 1 Mai/15 Nov/14 2,4 2,10 MMbpd 2,12 MMbpd (ago) (mar) 2,0 2,0 2,0 1,9 1,5 FUT¹ 92% 96% 93% 93% 93% 1,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020¹FUT: fator de utilização 13
  14. 14. Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN)10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SIN A geração termelétrica, própria e de terceiros¹, superou o patamar de 10.000 MW em outubro/2012. Batemos sucessivos recordes de geração de energia em 2012 e 2013. 2010 2011 2012 2013 12.000 10.485 MWmed 10.149 MWmed (06/fev) (23/nov) 10.000 8.000MWmed 6.000 4.000 2.000 0 8-out 3-out 1-mai 6-abr 2-mar 9-ago 7-dez 5-fev 4-ago 2-dez 6-nov 6-mar 28-out 23-out 17-out 21-mai 30-mai 26-abr 16-mai 10-fev 22-mar 11-abr 17-nov 27-dez 25-fev 17-mar 12-nov 22-dez 20-fev 11-mar 31-mar 20-abr 10-mai 26-nov 16-dez 14-fev 29-ago 24-ago 18-ago 9-jul 20-jul 15-jul 29-jul 7-set 1-jan 5-jun 5-jan 18-set 13-set 27-set 21-jan 10-jun 30-jun 16-jan 25-jun 11-jan 31-jan 19-jun 25-jan Petrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível. 14
  15. 15. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 PRIORIDADE DISCIPLINA DE DESEMPENHO CAPITAL Pressupostos da • Prioridade Financiabilidade para os • Manutenção do Grau de • Gestão focada • Garantir a projetos de Investimento no atendimento expansão dos exploração e das metas negócios da produção de • Não há emissão de novas físicas e óleo e gás Empresa com ações natural no financeiras de indicadores • Convergência com Preços cada projeto financeiros Brasil Internacionais de Derivados sólidos • Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente 2013 2017 15
  16. 16. Investimentos PNG 2013-2017: Aprovado pelo Conselho deAdministração da Petrobras em 15/03/13 Período 2013-2017 US$ 236,7 bilhões Pressupostos da Financiabilidade • Manutenção do Grau de Investimento: 28% 27,4% − Alavancagem menor que 35% (US$ 64,8 bi) E&P − Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x 62,3% 4,2% • Não há emissão de novas ações (US$ 9,9 bi) (US$ 147,5 bi) 2,2% • Convergência com Preços Internacionais de (US$ 5,1 bi) Derivados 1,1% • Desinvestimentos no Brasil e no exterior, (US$ 2,9 bi) principalmente 0,4% 1,0% 1,4% (US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi) (US$ 3,2 bi) E&P G&E Petrobras Biocombustível ETM Abastecimento Internacional BR Distribuidora Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 16
  17. 17. Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação Em Implantação Em Avaliação Total = Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se + Projetos dos demais segmentos, que não E&P, atualmente em Fase I, II e III. encontram em Fase IV US$ 236,7 bilhões US$ 207,1 bilhões US$ 29,6 bilhões 947 projetos 770 projetos 177 projetos 6,1% 1,0% 62,3% 71,2% (US$ 0,3 bi) (US$ 1,8 bi) (US$ 147,5 bi) 27,4% (US$ 147,5 bi) 20,9% 73,0% (US$ 64,8 bi) (US$ 43,2 bi) 6,4% (US$ 21,6 bi) (US$ 1,9 bi) 2,9% 13,5% (US$ 5,9 bi) (US$ 4,0 bi) 1,5% 4,2% (US$ 3,2 bi) (US$ 9,9 bi) 2,2% 0,5% (US$ 5,1 bi) (US$ 1,1 bi) 1,1% 1,4% (US$ 2,9 bi) (US$ 2,9 bi) 0,4% 1,0% 1,4% 0,5% 1,1% (US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi) (US$ 3,2 bi) (US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi) E&P Abastecimento G&E Internacional PBio BR Distribuidora ETM Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços PBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e MateriaisFase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras 17
  18. 18. Plano de Negócios e Gestão 2013-2017:Gestão da Carteira de Projetos INVESTIMENTOS EM IMPLANTAÇÃO A implementação dos Projetos em Avaliação dependerá de:  Resultado dos Estudos de Viabilidade Técnico- Econômica;  Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);  Competição pelos recursos financeiros disponíveis. INVESTIMENTOS EM AVALIAÇÃO* US$ 207,1 bilhões incluem a carteira de investimento da ETM (US$ 2,3 bi) e das demais Áreas (US$ 1,0 bi) 18
  19. 19. Programas de Suporte ao PNG 2013-2017 PNG 2013-2017 US$ 236,7 bilhões PROEF Programa de PROCOP Aumento da PRC-Poço Programa de Eficiência Programa de Otimização de Operacional Redução de Custos Custos de Poços Operacionais UO-BC UO-RIO INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura Logística PRODESIN – Programa de Desinvestimentos Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras PROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia – Gastos Operacionais Gerenciáveis. PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços – Investimentos em Perfuração e Completação. 19
  20. 20. INFRALOG: Otimização do Investimento por meio daGestão Integrada dos Projetos de Logística Incorporadas no PNG 2013-2017 reduções de investimento que somam US$ 2,2 bilhões. Oportunidades adicionais para reduzir até US$ 2,8 bilhões no horizonte 2018-2020 também foram mapeadas. Bases de Apoio Offshore Destinação de Líquidos de Gás Natural E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de ABASTECIMENTO e G&E desenvolvendo soluções para apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo, melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos de Campos e de Santos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal INFRALOG Movimentação e Exportação de Petróleo Suprimento e Distribuição de Derivados e Biocombustíveis ABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoando ABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando produção do E&P para internação em refinarias ou aumento da capacidade de tancagem, de transporte exportação em navios convencionais e de maior porte dutoviário e em bases de distribuição multicliente Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos. 20
  21. 21. PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando MaiorProdutividade e Redução de Custos Unitários A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões. EXEMPLOS DE ALAVANCAS  Exploração e Produção: Consumo de Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas; Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poços Metas Anuais de Redução terrestres;  Abastecimento: Consumo de químicos e catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de 12 9 paradas programadas; Excesso de estadia nos 4 7 portos; Uso da frota marítima; Programação das Gastos Gerenciávies* entregas; R$ bilhão  Transpetro: Intervenções em navios, terminais, oleodutos, gasodutos e tanques;  Gás e Energia: Consumo de GN para produção de amônia; Custo operacional da malha de gasodutos;  Engenharia, Tecnologia e Materiais: Suprimento e estoque de materiais; Custos de TIC 2013 2014 2015 2016 por usuário; Redução Anual proporcionada pelo PROCOP Evolução dos Gastos Gerenciáveis  Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios, viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES.* Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio. 21
  22. 22. Exploração & Produção Período 2013-2017 US$ 147,5 bilhões 16% (24,3) 73% (106,9) 11% (16,3) Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura e Suporte 22
  23. 23. Investimentos no E&P Período 2013-2017 Exploração Desenvolvimento da Produção US$ 24,3 bilhões US$ 106,9 bilhões 6% 25% (1,4) (26,2) 24% 43% (5,8) 70% (46,4) (17,1) Pós-Sal Pré-Sal 32% (34,3) Cessão Onerosa Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$16,3 bilhões. 23
  24. 24. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN • NE de Tupi • Lula Ext. Sul (P-72) 5,000 (P-68) • Lula Alto • Iara NW  Piloto Sapinhoá • Lula Oeste • Júpiter (P-71) • Espadarte III (Cid. São Paulo) • Lula Central (P-69) • SE Águas • Franco Sul • Bonito  Baúna • Lula Sul Profundas • Florim (P-76) • Sul Pq. Baleias (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde • Maromba • Franco Leste 4,000 • Piloto Lula NE e Mestiça (Cid. Paraty) • Roncador IV • Franco 1 • Iara Horst • Espadarte I • Carcará 4,2 (P-62) (P-74) • Papa-Terra (P-70) • Entorno de (P-63) • Sapinhoá • Carioca • Parque dos Iara (P-73)milhões bpd • Roncador III Norte Doces • Lula Norte (Cid. Ilhabela) • Franco NW 3,000 (P-55) • Iracema (P-67) (P-77) • Norte Pq. • Iracema Sul Norte • Franco SW Baleias (P-58) (Cid. (Cid. Itaguaí) (P-75) 2,75  Baleia Azul • Papa-Terra Mangaratiba) (Cid. Anchieta) (P-61) 2,5 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral 2012 2017 2020 2,0 milhões bpd 2,75 milhões bpd 4,2 milhões bpd Pré-sal (concessão) Cessão Onerosa Novas Descobertas (*) 7% 7% 6% Pré-sal (concessão) 35% Cessão Onerosa 19% 44% Pós-sal 58% Pós-sal 93% Pós-sal Pré-sal (concessão) 31% (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 24
  25. 25. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 5,000 • NE de Tupi 2013 • Lula Ext. Sul (P-72) (P-68) • Iara NW • Espadarte III  Piloto • Lula Alto • Lula Oeste (P-71) • Júpiter Sapinhoá (P-69) • SE Águas • Florim (Cid. São Paulo) • Lula Central • Bonito • Franco Sul Profundas • Lula Sul (P-76) • Sul Pq. Baleias  Baúna • Franco Leste 4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde Maromba • 4,2 e Mestiça • Espadarte I • Piloto Lula NE • Franco 1 • Iara Horst • Carcará (Cid. Paraty) (P-74) (P-70) • Entorno demilhões bpd • Papa-Terra • Carioca • Parque dos Iara (P-73) • Roncador IV Doces (P-63) (P-62) • Lula Norte • Franco NW • Roncador III • Sapinhoá (P-67) (P-77) 3,000 (P-55) Norte • Iracema • Franco SW (Cid. Ilhabela) • Norte Pq. Norte (P-75) Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75 (Cid. • Papa-Terra Mangaratiba)  Baleia Azul (P-61) 2,5 (Cid. Anchieta) 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral  UEPs em operação 25
  26. 26. Projeto Piloto de Sapinhoá: Em operação desde 05/01/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpdProjeto Sapinhoá Piloto: Perfuração, completação e interligação de 13 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamentode 120 mil bpd de óleo e 5 MM m3/d de gás. 26 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 59,9% / Realizado: 54,0%FPSO Cidade de São Paulo na locação – mar/13 26 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%
  27. 27. Projeto Baúna: Em Operação desde 16/02/13FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpdProjeto Baúna: Perfuração, completação e interligação de 11 poços a um FPSO afretado à OOG-TK com capacidade de processamento de 80 mil bpd deóleo e 2 MM de m3/d de gás. 27 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 69,8% / Realizado: 53,5%FPSO Cidade de Itajaí na locação - jan/13 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60% 27
  28. 28. Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em 28/05/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpdProjeto Piloto de Lula NE: Perfuração, completação e interligação de 14 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamentode 120 mil bpd de óleo e 5 MM de m3/d de gás. 28 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 99,0% / Realizado: 97,8% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%Integração do FPSO Cidade de Paraty no Estaleiro BrasFELS, Angra dos Reis/RJ - mar/13 28 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%
  29. 29. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em 15/07/13FPSO P-63: 140 mbpdProjeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e à P-63 (FPSO) com capacidadede processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás. 29 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 98,5% / Realizado: 94,1% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65% Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS) - fev/13 29 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
  30. 30. Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em 30/09/13Semissubmersível P-55: 180 mbpdProjeto Roncador Módulo III: Perfuração, completação e interligação de 17 poços à SS P-55 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleoe 6 MM m³/dia de gás. 30 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 87,5% / Realizado: 89,2% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%Integração da SS P-55 no Estaleiro ERG1 em Rio Grande/RS - fev/13 30 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 50%
  31. 31. Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em 30/11/13FPSO P-58: 180 mbpdProjeto Parque das Baleias: Perfuração, completação e interligação de 24 poços ao FPSO P-58 com capacidade de processamento de 180 mil bpd deóleo e 6 MM de m³/d de gás. 31 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 86,0% / Realizado: 90,6% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 62%Integração do FPSO P-58, no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande/RS - mar/13 31 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%
  32. 32. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em 31/12/13TLWP P-61Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e à P-63 (FPSO) com capacidadede processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás. 32 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 94,9% / Realizado: 76,2% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%Topside e casco da P-61 no Estaleiro BrasFELS (RJ) - jan/13 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 32 46%
  33. 33. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN 5,000 • NE de Tupi 2014 • Lula Ext. Sul (P-72) (P-68) • Iara NW • Espadarte III  Piloto • Lula Alto • Lula Oeste (P-71) • Júpiter Sapinhoá (P-69) • SE Águas • Florim (Cid. São Paulo) • Lula Central • Bonito • Franco Sul Profundas • Lula Sul (P-76) • Sul Pq. Baleias  Baúna • Franco Leste 4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde Maromba • 4,2 e Mestiça • Espadarte I • Piloto Lula NE • Franco 1 • Iara Horst • Carcará (Cid. Paraty) (P-74) (P-70) • Entorno demilhões bpd • Papa-Terra • Carioca • Parque dos Iara (P-73) • Roncador IV Doces (P-63) (P-62) • Lula Norte • Franco NW • Roncador III • Sapinhoá (P-67) (P-77) 3,000 (P-55) Norte • Iracema • Franco SW (Cid. Ilhabela) • Norte Pq. Norte (P-75) Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75 (Cid. • Papa-Terra Mangaratiba)  Baleia Azul (P-61) 2,5 (Cid. Anchieta) 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral  UEPs em operação 33
  34. 34. Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14FPSO P-62: 180 mbpdProjeto Roncador Módulo IV: Perfuração, completação e interligação de 17 poços ao FPSO P-62 com capacidade de processamento de 180 mil bpd deóleo e 6 MM m³/dia de gás. 34 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 70,5% / Realizado: 88,4% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 64%Integração da P-62 no cais do Estaleiro Atlântico Sul, Ipojuca (PE) - jan/13 34 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%
  35. 35. Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpdProjeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de150 mil bpd de óleo e compressão de 6 MM m³/dia de gás. 35 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 41% / Realizado: 62% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%Conversão do Casco do FPSO Cidade de Ilhabela, no Estaleiro CSSC, na China - fev/13 35 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%
  36. 36. Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpdProjeto Lula – Área de Iracema Sul: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade deprocessamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 8 MM m³/dia de gás. 36 AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 58,3% / Realizado: 47,7% CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%Conversão do casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China - mar/13 36 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%
  37. 37. PNG 2013-2017: 24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17 Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN • NE de Tupi 5,000 (P-72) (**) • Lula Ext. Sul (P-68) (**) • Iara NW (P-71) (**) • Espadarte III  Piloto • Lula Alto (*) • Lula Oeste • SE Águas • Júpiter Sapinhoá (P-69) (**) • Florim • Lula Central (*) • Franco Sul Profundas (Cid. São Paulo) • Bonito • Sul Pq. Baleias (P-76) (***)  Baúna • Lula Sul • Maromba •Tartaruga • Franco Leste 4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) (**) Verde e Mestiça • Espadarte I 4,2 • Franco 1 • Carcará • Piloto Lula NE (P-74) (***) • Iara Horst • Entorno de (Cid. Paraty) (P-70) (**) Iara (P-73) (**)milhões bpd • Papa-Terra • Carioca • Parque dos • Roncador IV (P-63) (P-62) Doces • Lula Norte • Franco NW • Roncador III • Sapinhoá (P-67) (**) 3,000 (P-77) (***) (P-55) Norte • Iracema • Franco SW (Cid. Ilhabela) • Norte Pq. Norte (P-75) (***) Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75 (Cid. • Papa-Terra Mangaratiba)  Baleia Azul (P-61) 2,5 (Cid. Anchieta) 2,000 2,0 2,0 2,0 ±2% • 24 UEPs contratadas sendo 3 já em operação (**) Casco com construção no Estaleiro Rio Grande (RS) (***) Casco com conversão no Estaleiro Inhaúma (RJ) • 15 novas UEPs a contratar entre 2013-17 1,000 2011 1905ral 2012 1905ral 2013 1905ral 2014 1905ral 2015 1905ral 2016 1905ral 2017 1905ral 2018 1905ral 2019 1905ral 2020 1905ral  UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação 37
  38. 38. Investimentos em Exploração no BrasilObjetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos Consolidação e delimitação das áreas licitadas do Pré-sal e da Cessão Onerosa, além do Pós-sal das bacias de Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo. Investimento seletivo nas Novas Fronteiras: Margem Equatorial e Margem Leste. US$ 24,3 bilhões Consolidação e Delimitação Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, 24% Pré-sal Margem (5,8) Equatorial Novas Fronteiras 6% (1,4) Cessão 70% Onerosa (17,1) Margem Pós-sal Leste Custo da Descoberta (US$ / boe) 1,96 1,56 1,15 0,58 0,64 0,76 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Custo da Petrobras Inferior ao das Majors Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe 38
  39. 39. PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO Realizado Metas PROEFEficiência Operacional 93 94 94 94 94 92 88 90 90 (%) 81 76 72 Eficiência UO-BC Eficiência UO-RIO 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral Ativos UO-RIO 39
  40. 40. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosConstrução de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos 236,7 Demais Áreas 89,2 147,5 16,3 Infraestrutura e Suporte 24,3 Exploração Investimentos em Poços E&P 147,5 Exploratórios e de 106,9 Desenvolvimento da Produção Desenvolvimento da Produção somam US$ 75,0 bilhões Investimentos Investimentos PNG 2013-2017 em E&P Brasil Aumento da frota de sondas e recursos de logística • A Petrobras utiliza, atualmente, 69 sondas flutuantes para construção e manutenção de poços no Brasil A Construção de Poços representa: • 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017 • 51% dos investimentos em E&P no Brasil 40
  41. 41. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosEstrutura, Iniciativas e Ganhos Esperados  O PRC-Poço possui uma governança corporativa com o envolvimento de todos os seus gerentes executivos e grande parte da estrutura técnico- gerencial do E&P, com reportes trimestrais à Diretoria da companhia. Plano de redução de custos composto por um total de 23 iniciativas Custo Unitário Quantidade de Duração de cada atividades atividade Estrutura FRENTE 1 FRENTE 2 FRENTE 3 do Reduzir custos Otimizar escopos Buscar ganhos de PRC-Poço unitários de projetos produtividade 4 iniciativas 7 iniciativas 12 iniciativas priorizadas priorizadas priorizadas  No PNG 2013-2017 já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas a redução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional.  As iniciativas em fase final de estruturação já identificam ganhos adicionais expressivos. Estes ganhos serão quantificados até maio/2013 com o endereçamento destas iniciativas por projeto de investimento. 41
  42. 42. Abastecimento Projetos em Implantação + Avaliação US$ 64,8 bilhões 15% (9,7) 13% 51% (8,4) (33,3) 8% (5,4) 5% 6% (3,3) (4,0) 1% 1% (0,3) (0,4) Ampliação do Parque de Refino Ampliação de Frotas Melhoria Operacional Petroquímica Atendimento do Mercado Interno Logística para Etanol Destinação do Óleo Nacional Corporativo 42
  43. 43. Investimentos no Abastecimento Projetos em Implantação US$ 43,2 bilhões 21% (9,2) DESTAQUES 2013-2017 45% 11% (19,4) (4,9) 9%  Ampliação do Parque de Refino na Carteira em (3,7) 6% 6% Implantação: RNEST (Pernambuco) e COMPERJ (2,4) (2,8) 1% 6% Trem 1 (Rio de Janeiro) (0,3) 1% (2,8) (0,4)  Ampliação do Parque de Refino em fase de Projetos em Avaliação projeto: Premium I (Maranhão) Premium II (Ceará) US$ 21,6 bilhões 2% e COMPERJ Trem 2 (Rio de Janeiro) (0,5)  Carteira de Adequação de Diesel e Gasolina: 16% (3,5) REPLAN, RPBC, REGAP, REFAP e RLAM 64% (13,8) 8%  Ampliação da frota de navios: PROMEF - 45 (1,7) Navios de Transporte de Óleo e Derivados 7% 3% (1,5) (0,5) Ampliação do Parque de Refino Atendimento do Mercado Interno Ampliação de Frotas Logística para Etanol Melhoria Operacional Destinação do óleo nacional Petroquímica Corporativo 43
  44. 44. Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14 Capacidade de Processamento: 230 mbpd 9 5 1 2 8 8 4 1 4 6 3 8 8 6 6 7 6 6 6 7 44 AVANÇO FÍSICO TOTAL- Previsto: 70,3% / Realizado: 70,6%Vista aérea da Refinaria do Nordeste – RNEST – fev/13 CONTEÚDO LOCAL - Meta: 75% / Planejado: 86,5%Legenda: (1) Área de tancagem de petróleo e derivados; (2) Unidade de Destilação Atmosférica; (3) Casa de Força; (4) Unidade de Coqueamento e Pátio de Coque; (5) Tanques deprodutos intermediários; (6) Canteiros das contratadas; (7) Unidade de Tratamento de Águas Ácidas; (8) Tubovias; (9) Unidades de Hidrotratamento 44

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