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

Investor Relations

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  • 1. Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017 1
  • 2. Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017 Webcast 19 de março de 2013 2
  • 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 termosA 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 sãoprodução 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. 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 TupiProdução de óleo e LGN (milhões bpd) (P-72)• Lula Ext. Sul • Iara NW Piloto (P-68)(P-71) • Espadarte III • JúpiterSapinhoá• 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 Leste4,24,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga• Espadarte I• Piloto Lula NEVerde 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 NW3,000 (P-55)Norte(P-67)(P-77) • Iracema (Cid. Ilhabela)• Norte Pq.Norte• Franco SWBaleias (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 2013-201,000 20111905ral 2012 1905ral 20131905ral20141905ral 2015 1905ral 20161905ral 2017 1905ral 20181905ral20191905ral20201905ral UEPs em operação4
  • 5. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaMetas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em funçãodas 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 4,0004,2 3,4 3,0 3,000 2,4 2,42,4 ±2%2,75 2,5 2,0002,0 2,02,0 ±2% 1,0002011 1905ral2012 1905ral2013 1905ral 20141905ral20151905ral20161905ral20171905ral20181905ral20191905ral20201905ral5
  • 6. Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o FinanceiroA 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 84,16% de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid.83,3de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 eP-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).R$ Bilhão 51% Abastecimento: RNEST e Comperj. 34% G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação daBahia e UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento daE&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo. 2012 Previsto 2012 Abastecimento DistribuiçãoPNG 2012-2016RealizadoInternacional BiocombustíveisG&EAcompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.6
  • 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. Refinaria do Nordeste (RNEST)Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido RNEST: Curva de Acompanhamento Físico2012 Realizado: 19,9% PNG 12-16: 19,7% dez/12dez/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. 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 20122013 900240 800220 Volumes Importados (Mil bbl / d)200700180 PerdasPreços (R$/bbl) 600160140 Ganhos 500120400100 300 80 60200 40 100 2000 jan/09jan/10 jan/11jan/12 jan/13nov/08mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)Importação de Gasolina PMR BrasilImportação de Diesel(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 9
  • 10. Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais.Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**260 2008 2009 2010 2011 20122013 900240 800220 Volumes Importados (Mil bbl / d)200700180 PerdasPreços (R$/bbl) 6001601T12 1T13GanhosBrent (US$/bbl):105 +8%113 500140Câmbio (R$/US$): 1,67+19% 1,99120400100 300 80 60200 40 100 2000 jan/09jan/10 jan/11jan/12 jan/13nov/08mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)Importação de Gasolina PMR BrasilImportação de Diesel(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10
  • 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-SalBrasil 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. 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 exploratórioparcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% daBacia de Campos  Modelagem geológica e numérica: melhor previsão Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Camposdo 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 daserá superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpdem 2020 produção: maior competitividade Separação de CO2 do Gás Natural em águasprofundas e reinjeção: redução de emissões eaumento do fator de recuperação12
  • 13. Refino no Brasil: Produção de DerivadosA 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 projeto3,5• Premium ITrem 1• Premium I • ComperjTrem 2Out/17 Trem 2 Out/20• ComperjJan/183,0Recordes de processamento diário Trem 1de petróleoAbr/15• Premium II 3,0 Dez/17 • RNEST• RNEST Trem 2 m ilhões bbl / dia 2,11 MMbpd2,5(jan)Trem 1 Mai/15Nov/142,42,10 MMbpd 2,12 MMbpd (ago)(mar)2,02,0 2,01,91,5 FUT¹ 92%96% 93%93% 93%1,02011 2012 20132014 20152016 20172018 2019 2020¹FUT: fator de utilização 13
  • 14. Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN)10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SINA 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 201312.00010.485 MWmed 10.149 MWmed (06/fev) (23/nov)10.000 8.000MWmed 6.000 4.000 2.0000 8-out 3-out1-mai6-abr2-mar9-ago7-dez 5-fev4-ago2-dez6-nov6-mar 28-out 23-out 17-out21-mai30-mai 26-abr16-mai 10-fev22-mar11-abr17-nov27-dez 25-fev17-mar12-nov22-dez 20-fev11-mar31-mar 20-abr10-mai26-nov16-dez 14-fev29-ago24-ago18-ago9-jul20-jul15-jul29-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-janPetrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível. 14
  • 15. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 PRIORIDADEDISCIPLINA DE DESEMPENHOCAPITALPressupostos da• PrioridadeFinanciabilidadepara os • Manutenção do Grau de• Gestão focada • Garantir aprojetos de Investimento no atendimento expansão dosexploração e das metasnegócios daprodução de • Não há emissão de novasfísicas e óleo e gás Empresa com açõesnatural no financeiras de indicadores • Convergência com Preçoscada projetofinanceirosBrasil Internacionais de Derivadossólidos • Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente 2013 2017 15
  • 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 2,5x62,3% 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) Derivados1,1% •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&EPetrobras Biocombustível ETM Abastecimento InternacionalBR Distribuidora Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços16
  • 17. Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação Em Implantação Em AvaliaçãoTotal = Todos os projetos de E&P no Brasil e osprojetos dos demais segmentos que se+ Projetos dos demais segmentos, que nãoE&P, atualmente em Fase I, II e III.encontram em Fase IVUS$ 236,7 bilhõesUS$ 207,1 bilhões US$ 29,6 bilhões947 projetos 770 projetos 177 projetos6,1% 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 AbastecimentoG&E InternacionalPBio BR Distribuidora ETM Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-ServiçosPBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e MateriaisFase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras17
  • 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. Programas de Suporte ao PNG 2013-2017 PNG 2013-2017 US$ 236,7 bilhões PROEF Programa de PROCOP Aumento da PRC-Poço Programa deEficiênciaPrograma de Otimização de Operacional Redução deCustos Custos de Poços OperacionaisUO-BCUO-RIO INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura LogísticaPRODESIN – Programa de DesinvestimentosGestão 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. INFRALOG: Otimização do Investimento por meio daGestão Integrada dos Projetos de LogísticaIncorporadas 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 OffshoreDestinação de Líquidos de Gás NaturalE&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 dosde Campos e de Santos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-SalINFRALOGMovimentação e Exportação de Petróleo Suprimento e Distribuição de Derivados e BiocombustíveisABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoandoABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando produção do E&P para internação em refinarias ouaumento da capacidade de tancagem, de transporteexportação 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 deinfraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos. 20
  • 21. PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando MaiorProdutividade e Redução de Custos UnitáriosA 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 poçosMetas Anuais de Reduçãoterrestres; Abastecimento: Consumo de químicos e catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de 129paradas 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 20132014 2015 2016por usuário;Redução Anual proporcionada pelo PROCOPEvolução 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. Exploração & Produção Período 2013-2017US$ 147,5 bilhões16% (24,3) 73%(106,9)11% (16,3)Desenvolvimento da ProduçãoExploraçãoInfraestrutura e Suporte22
  • 23. Investimentos no E&PPeríodo 2013-2017 ExploraçãoDesenvolvimento da ProduçãoUS$ 24,3 bilhões US$ 106,9 bilhões 6%25%(1,4) (26,2)24%43%(5,8) 70% (46,4) (17,1)Pós-SalPré-Sal32%(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. 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 SulProfundas• Florim (P-76)• Sul Pq. Baleias (Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde • Maromba • Franco Leste4,000• Piloto Lula NE e Mestiça (Cid. Paraty)• Roncador IV• Franco 1• Iara Horst • Espadarte I • Carcará4,2(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 NW3,000(P-55) • Iracema (P-67) (P-77) • Norte Pq. • Iracema SulNorte• Franco SW Baleias (P-58)(Cid.(Cid. Itaguaí)(P-75) 2,75 Baleia Azul• Papa-TerraMangaratiba) (Cid. Anchieta) (P-61) 2,52,000 2,02,02,0 ±2%25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,00020111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral20161905ral 2017 1905ral2018 1905ral 20191905ral 2020 1905ral 20122017 20202,0 milhões bpd 2,75 milhões bpd4,2 milhões bpdPré-sal (concessão) Cessão Onerosa Novas Descobertas (*)7% 7% 6% Pré-sal (concessão) 35%Cessão Onerosa 19% 44% Pós-sal58% Pós-sal93% Pós-salPré-sal (concessão)31% (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 24
  • 25. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN5,000 • NE de Tupi2013• 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 Leste4,000(Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde Maromba•4,2e 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)2,0002,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral 20171905ral20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação25
  • 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/1326 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%
  • 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/13CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60%27
  • 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. 28AVANÇO 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/1328CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%
  • 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. 29AVANÇO 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/1329CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
  • 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. 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/1331 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%
  • 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. 32AVANÇO 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/13CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 32 46%
  • 33. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN5,000 • NE de Tupi2014• 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 Leste4,000(Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde Maromba•4,2e 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)2,0002,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral 20171905ral20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação33
  • 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/1334 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%
  • 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. 35AVANÇO 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 35CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%
  • 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. 36AVANÇO 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/1336CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%
  • 37. PNG 2013-2017:24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN• NE de Tupi5,000(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 Leste4,000(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)2,0002,0 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 2013-171,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral2017 1905ral 20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação 37
  • 38. Investimentos em Exploração no BrasilObjetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de InsucessosConsolidação 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)EquatorialNovas Fronteiras6% (1,4) Cessão 70% Onerosa(17,1) Margem Pós-sal Leste Custo da Descoberta (US$ / boe)1,96 1,561,150,580,64 0,7620072008 2009 2010 2011 2012 Custo da Petrobras Inferior ao das Majors Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe38
  • 39. PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO Realizado Metas PROEFEficiência Operacional 93 94 94 949492 88 9090(%)81 7672 Eficiência UO-BCEficiência UO-RIO1905ral1905ral1905ral1905ral1905ral1905ralAtivos UO-RIO 39
  • 40. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosConstrução de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos236,7 Demais Áreas 89,2147,516,3Infraestrutura e Suporte24,3ExploraçãoInvestimentos em Poços E&P147,5Exploratórios e de106,9 Desenvolvimento da Produção Desenvolvimento da Produçãosomam US$ 75,0 bilhõesInvestimentos InvestimentosPNG 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 manutençãode poços no BrasilA Construção de Poços representa:• 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017• 51% dos investimentos em E&P no Brasil40
  • 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 deDuração de cada atividades atividade EstruturaFRENTE 1FRENTE 2 FRENTE 3do Reduzir custosOtimizar escopos Buscar ganhos de PRC-Poço unitários de projetos produtividade4 iniciativas7 iniciativas 12 iniciativaspriorizadaspriorizadaspriorizadas  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. AbastecimentoProjetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 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 FrotasMelhoria OperacionalPetroquímicaAtendimento do Mercado InternoLogística para EtanolDestinação do Óleo Nacional Corporativo 42
  • 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 bilhões2% 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 EtanolMelhoria OperacionalDestinação do óleo nacionalPetroquímicaCorporativo 43
  • 44. Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14 Capacidade de Processamento: 230 mbpd 95 1 28 8 4 1 4 63 886 6 76 66 7 44AVANÇO 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
  • 45. Importância da Expansão do Refino para oEquilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados Mercado de Derivados no Brasil em 2020Demanda por derivados brasileira cresce 4,2% a.a. entre 2012 e 2020 Sem Premium I, Premium II e Comperj Trem 2 o Brasil importará 29% da demanda de derivados.(mil bpd) Novas Refinarias Novas Refinarias em Implantaçãoem Fase de Projeto• Premium I - Trem 1• RNEST: Em Obras300 mil bpd - Out/17Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/142.4083.380Trem 2 - 115 mil bpd - Mai/15 • Premium II - Trem 1300 mil bpd - Dez/17• Comperj - Trem 2• Comperj - Trem 1: Em Obras - 972300 mil bpd - Jan/18165 mil bpd - Abr/15• Premium I - Trem 2Capacidade de Demanda DéficitProcessamento300 mil bpd - Out/2045
  • 46. Gás & EnergiaProjetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 9,9 bilhões20%(2,0) 8% (0,8) 25% (2,5)46%(4,6) Energia Elétrica GNL Malhas Plantas de Gás-Química 46
  • 47. Investimentos no G&E Projetos em ImplantaçãoUS$ 5,9 bilhões 32% (1,9) DESTAQUES 2013-2017 6%(0,3)19%(1,1)  Conversão do gás natural em fertilizantes eoutros gás-químicos: UFN III em Três Lagoas 43%(Mato Grosso do Sul) (2,6) Processamento e movimentação de gásProjetos em Avaliação natural: UPGN Cabiúnas (Rio de Janeiro)US$ 4,0 bilhões 3% Geração de energia elétrica: UTE Baixada(0,1) Fluminense (Rio de Janeiro) 12% (0,5) Regaseificação de GNL: Terminal da Bahia(Bahia)34%(1,4) 51% Unidades de Fertilizantes em Fase de Projeto: (2,0)UFN IV (Espírito Santo) e UFN V (Minas Gerais) Energia Elétrica Malhas GNL Plantas de Gás-Química47
  • 48. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural(milhões m3/d) 48
  • 49. Financiabilidade 49
  • 50. Premissas de Planejamento FinanceiroAnálise de Financiabilidade Considera Apenas Projetos em ImplantaçãoNão emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2013-17 é baseado em moedas constantes a partir de 2013.Preço do Brent (US$/bbl) US$ 107 em 2013, diminuindo para US$ 100 no longo prazoTaxa de Câmbio média (R$/US$)R$ 2,00 em 2013, valorizando para R$ 1,85 no longo prazoAlavancagemLimite: < 35% │ Alavancagem máxima em 2013 e 2014 (34%), baixando a partir de 2015Dívida Líquida / EBITDALimite : < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2013 e reduz abaixo de 2,0x a partir de 2015Preço dos derivados no BrasilConvergência com os preços internacionais.Desinvestimentos US$ 9,9 bilhões Breakeven dos projetos do Pré-Sal entre US$ 40-45/barrilRetorno dos novos projetos do E&P Grandes projetos do Pós-Sal têm rentabilidade similar aos do Pré-Sal.50
  • 51. Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 246,9246,9 9,9  Os recursos adicionais necessários para o financiamento do10,739,8 Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações.61,3  Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015. US$ bilhão Necessidade Anual de Captação 2013-2017 207,1 Bruta – US$ 12,3 bilhões │Líquida – US$ 4,3 bilhões 165,0  Necessidade de captações líquidas 50% inferiores às do Plano anterior devido a: • Contribuição da produção em 2017, versus 2012,Fontes Usoslevando a uma maior geração de caixa.Desinvestimentos e Reestruturações • Desaceleração dos investimentos em AbastecimentoUso do CaixaCaptações (Dívida) • Preço do Brent de longo prazo de US$ 100,00 (ante US$Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 90,00) e taxa de câmbio de longo prazo de R$ 1,85 (anteAmortizações R$ 1,73)Investimentos 51
  • 52. Alavancagem AlavancagemDívida Líquida/EBITDA40%3,5Meta PNG (< 35%) 3,030% Meta PNG (< 2,5x) 2,5 2,020% 1,510%1,0 0,5 0%0,0 2013201420152016 2017 2013 2014 20152016 2017  Alavancagem decrescente, sem ultrapassar o limite imposto pela Companhia  Relação Dívida Líquida/EBITDA ultrapassa o limite em alguns momentos do PNG 2013-2017 52
  • 53. FIM53
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  • 53
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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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    • 1. Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017 1
  • 2. Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017 Webcast 19 de março de 2013 2
  • 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 termosA 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 sãoprodução 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. 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 TupiProdução de óleo e LGN (milhões bpd) (P-72)• Lula Ext. Sul • Iara NW Piloto (P-68)(P-71) • Espadarte III • JúpiterSapinhoá• 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 Leste4,24,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga• Espadarte I• Piloto Lula NEVerde 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 NW3,000 (P-55)Norte(P-67)(P-77) • Iracema (Cid. Ilhabela)• Norte Pq.Norte• Franco SWBaleias (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 2013-201,000 20111905ral 2012 1905ral 20131905ral20141905ral 2015 1905ral 20161905ral 2017 1905ral 20181905ral20191905ral20201905ral UEPs em operação4
  • 5. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaMetas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em funçãodas 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 4,0004,2 3,4 3,0 3,000 2,4 2,42,4 ±2%2,75 2,5 2,0002,0 2,02,0 ±2% 1,0002011 1905ral2012 1905ral2013 1905ral 20141905ral20151905ral20161905ral20171905ral20181905ral20191905ral20201905ral5
  • 6. Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o FinanceiroA 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 84,16% de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid.83,3de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 eP-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).R$ Bilhão 51% Abastecimento: RNEST e Comperj. 34% G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação daBahia e UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento daE&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo. 2012 Previsto 2012 Abastecimento DistribuiçãoPNG 2012-2016RealizadoInternacional BiocombustíveisG&EAcompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.6
  • 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. Refinaria do Nordeste (RNEST)Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido RNEST: Curva de Acompanhamento Físico2012 Realizado: 19,9% PNG 12-16: 19,7% dez/12dez/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. 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 20122013 900240 800220 Volumes Importados (Mil bbl / d)200700180 PerdasPreços (R$/bbl) 600160140 Ganhos 500120400100 300 80 60200 40 100 2000 jan/09jan/10 jan/11jan/12 jan/13nov/08mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)Importação de Gasolina PMR BrasilImportação de Diesel(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 9
  • 10. Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais 9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina Busca de maior convergência com os preços internacionais.Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**260 2008 2009 2010 2011 20122013 900240 800220 Volumes Importados (Mil bbl / d)200700180 PerdasPreços (R$/bbl) 6001601T12 1T13GanhosBrent (US$/bbl):105 +8%113 500140Câmbio (R$/US$): 1,67+19% 1,99120400100 300 80 60200 40 100 2000 jan/09jan/10 jan/11jan/12 jan/13nov/08mar/13 PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)Importação de Gasolina PMR BrasilImportação de Diesel(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10
  • 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-SalBrasil 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. 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 exploratórioparcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% daBacia de Campos  Modelagem geológica e numérica: melhor previsão Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Camposdo 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 daserá superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpdem 2020 produção: maior competitividade Separação de CO2 do Gás Natural em águasprofundas e reinjeção: redução de emissões eaumento do fator de recuperação12
  • 13. Refino no Brasil: Produção de DerivadosA 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 projeto3,5• Premium ITrem 1• Premium I • ComperjTrem 2Out/17 Trem 2 Out/20• ComperjJan/183,0Recordes de processamento diário Trem 1de petróleoAbr/15• Premium II 3,0 Dez/17 • RNEST• RNEST Trem 2 m ilhões bbl / dia 2,11 MMbpd2,5(jan)Trem 1 Mai/15Nov/142,42,10 MMbpd 2,12 MMbpd (ago)(mar)2,02,0 2,01,91,5 FUT¹ 92%96% 93%93% 93%1,02011 2012 20132014 20152016 20172018 2019 2020¹FUT: fator de utilização 13
  • 14. Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN)10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SINA 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 201312.00010.485 MWmed 10.149 MWmed (06/fev) (23/nov)10.000 8.000MWmed 6.000 4.000 2.0000 8-out 3-out1-mai6-abr2-mar9-ago7-dez 5-fev4-ago2-dez6-nov6-mar 28-out 23-out 17-out21-mai30-mai 26-abr16-mai 10-fev22-mar11-abr17-nov27-dez 25-fev17-mar12-nov22-dez 20-fev11-mar31-mar 20-abr10-mai26-nov16-dez 14-fev29-ago24-ago18-ago9-jul20-jul15-jul29-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-janPetrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível. 14
  • 15. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 PRIORIDADEDISCIPLINA DE DESEMPENHOCAPITALPressupostos da• PrioridadeFinanciabilidadepara os • Manutenção do Grau de• Gestão focada • Garantir aprojetos de Investimento no atendimento expansão dosexploração e das metasnegócios daprodução de • Não há emissão de novasfísicas e óleo e gás Empresa com açõesnatural no financeiras de indicadores • Convergência com Preçoscada projetofinanceirosBrasil Internacionais de Derivadossólidos • Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente 2013 2017 15
  • 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 2,5x62,3% 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) Derivados1,1% •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&EPetrobras Biocombustível ETM Abastecimento InternacionalBR Distribuidora Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços16
  • 17. Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação Em Implantação Em AvaliaçãoTotal = Todos os projetos de E&P no Brasil e osprojetos dos demais segmentos que se+ Projetos dos demais segmentos, que nãoE&P, atualmente em Fase I, II e III.encontram em Fase IVUS$ 236,7 bilhõesUS$ 207,1 bilhões US$ 29,6 bilhões947 projetos 770 projetos 177 projetos6,1% 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 AbastecimentoG&E InternacionalPBio BR Distribuidora ETM Demais Áreas **Área Financeira, Estratégica e Corporativo-ServiçosPBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e MateriaisFase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras17
  • 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. Programas de Suporte ao PNG 2013-2017 PNG 2013-2017 US$ 236,7 bilhões PROEF Programa de PROCOP Aumento da PRC-Poço Programa deEficiênciaPrograma de Otimização de Operacional Redução deCustos Custos de Poços OperacionaisUO-BCUO-RIO INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura LogísticaPRODESIN – Programa de DesinvestimentosGestão 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. INFRALOG: Otimização do Investimento por meio daGestão Integrada dos Projetos de LogísticaIncorporadas 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 OffshoreDestinação de Líquidos de Gás NaturalE&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 dosde Campos e de Santos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-SalINFRALOGMovimentação e Exportação de Petróleo Suprimento e Distribuição de Derivados e BiocombustíveisABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoandoABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando produção do E&P para internação em refinarias ouaumento da capacidade de tancagem, de transporteexportação 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 deinfraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos. 20
  • 21. PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando MaiorProdutividade e Redução de Custos UnitáriosA 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 poçosMetas Anuais de Reduçãoterrestres; Abastecimento: Consumo de químicos e catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de 129paradas 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 20132014 2015 2016por usuário;Redução Anual proporcionada pelo PROCOPEvolução 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. Exploração & Produção Período 2013-2017US$ 147,5 bilhões16% (24,3) 73%(106,9)11% (16,3)Desenvolvimento da ProduçãoExploraçãoInfraestrutura e Suporte22
  • 23. Investimentos no E&PPeríodo 2013-2017 ExploraçãoDesenvolvimento da ProduçãoUS$ 24,3 bilhões US$ 106,9 bilhões 6%25%(1,4) (26,2)24%43%(5,8) 70% (46,4) (17,1)Pós-SalPré-Sal32%(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. 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 SulProfundas• Florim (P-76)• Sul Pq. Baleias (Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde • Maromba • Franco Leste4,000• Piloto Lula NE e Mestiça (Cid. Paraty)• Roncador IV• Franco 1• Iara Horst • Espadarte I • Carcará4,2(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 NW3,000(P-55) • Iracema (P-67) (P-77) • Norte Pq. • Iracema SulNorte• Franco SW Baleias (P-58)(Cid.(Cid. Itaguaí)(P-75) 2,75 Baleia Azul• Papa-TerraMangaratiba) (Cid. Anchieta) (P-61) 2,52,000 2,02,02,0 ±2%25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,00020111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral20161905ral 2017 1905ral2018 1905ral 20191905ral 2020 1905ral 20122017 20202,0 milhões bpd 2,75 milhões bpd4,2 milhões bpdPré-sal (concessão) Cessão Onerosa Novas Descobertas (*)7% 7% 6% Pré-sal (concessão) 35%Cessão Onerosa 19% 44% Pós-sal58% Pós-sal93% Pós-salPré-sal (concessão)31% (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 24
  • 25. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN5,000 • NE de Tupi2013• 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 Leste4,000(Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde Maromba•4,2e 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)2,0002,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral 20171905ral20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação25
  • 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/1326 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%
  • 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/13CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60%27
  • 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. 28AVANÇO 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/1328CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%
  • 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. 29AVANÇO 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/1329CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
  • 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. 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/1331 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%
  • 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. 32AVANÇO 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/13CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 32 46%
  • 33. PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN5,000 • NE de Tupi2014• 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 Leste4,000(Cid. Itajaí)(P-66)•Tartaruga Verde Maromba•4,2e 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)2,0002,0 2,0 2,0 ±2% 25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-201,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral 20171905ral20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação33
  • 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/1334 CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%
  • 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. 35AVANÇO 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 35CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%
  • 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. 36AVANÇO 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/1336CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%
  • 37. PNG 2013-2017:24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN• NE de Tupi5,000(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 Leste4,000(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)2,0002,0 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 2013-171,000 20111905ral20121905ral 2013 1905ral2014 1905ral 20151905ral 2016 1905ral2017 1905ral 20181905ral20191905ral 2020 1905ral UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação 37
  • 38. Investimentos em Exploração no BrasilObjetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de InsucessosConsolidação 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)EquatorialNovas Fronteiras6% (1,4) Cessão 70% Onerosa(17,1) Margem Pós-sal Leste Custo da Descoberta (US$ / boe)1,96 1,561,150,580,64 0,7620072008 2009 2010 2011 2012 Custo da Petrobras Inferior ao das Majors Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe38
  • 39. PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO Realizado Metas PROEFEficiência Operacional 93 94 94 949492 88 9090(%)81 7672 Eficiência UO-BCEficiência UO-RIO1905ral1905ral1905ral1905ral1905ral1905ralAtivos UO-RIO 39
  • 40. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosConstrução de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos236,7 Demais Áreas 89,2147,516,3Infraestrutura e Suporte24,3ExploraçãoInvestimentos em Poços E&P147,5Exploratórios e de106,9 Desenvolvimento da Produção Desenvolvimento da Produçãosomam US$ 75,0 bilhõesInvestimentos InvestimentosPNG 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 manutençãode poços no BrasilA Construção de Poços representa:• 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017• 51% dos investimentos em E&P no Brasil40
  • 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 deDuração de cada atividades atividade EstruturaFRENTE 1FRENTE 2 FRENTE 3do Reduzir custosOtimizar escopos Buscar ganhos de PRC-Poço unitários de projetos produtividade4 iniciativas7 iniciativas 12 iniciativaspriorizadaspriorizadaspriorizadas  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. AbastecimentoProjetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 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 FrotasMelhoria OperacionalPetroquímicaAtendimento do Mercado InternoLogística para EtanolDestinação do Óleo Nacional Corporativo 42
  • 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 bilhões2% 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 EtanolMelhoria OperacionalDestinação do óleo nacionalPetroquímicaCorporativo 43
  • 44. Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14 Capacidade de Processamento: 230 mbpd 95 1 28 8 4 1 4 63 886 6 76 66 7 44AVANÇO 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
  • 45. Importância da Expansão do Refino para oEquilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados Mercado de Derivados no Brasil em 2020Demanda por derivados brasileira cresce 4,2% a.a. entre 2012 e 2020 Sem Premium I, Premium II e Comperj Trem 2 o Brasil importará 29% da demanda de derivados.(mil bpd) Novas Refinarias Novas Refinarias em Implantaçãoem Fase de Projeto• Premium I - Trem 1• RNEST: Em Obras300 mil bpd - Out/17Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/142.4083.380Trem 2 - 115 mil bpd - Mai/15 • Premium II - Trem 1300 mil bpd - Dez/17• Comperj - Trem 2• Comperj - Trem 1: Em Obras - 972300 mil bpd - Jan/18165 mil bpd - Abr/15• Premium I - Trem 2Capacidade de Demanda DéficitProcessamento300 mil bpd - Out/2045
  • 46. Gás & EnergiaProjetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 9,9 bilhões20%(2,0) 8% (0,8) 25% (2,5)46%(4,6) Energia Elétrica GNL Malhas Plantas de Gás-Química 46
  • 47. Investimentos no G&E Projetos em ImplantaçãoUS$ 5,9 bilhões 32% (1,9) DESTAQUES 2013-2017 6%(0,3)19%(1,1)  Conversão do gás natural em fertilizantes eoutros gás-químicos: UFN III em Três Lagoas 43%(Mato Grosso do Sul) (2,6) Processamento e movimentação de gásProjetos em Avaliação natural: UPGN Cabiúnas (Rio de Janeiro)US$ 4,0 bilhões 3% Geração de energia elétrica: UTE Baixada(0,1) Fluminense (Rio de Janeiro) 12% (0,5) Regaseificação de GNL: Terminal da Bahia(Bahia)34%(1,4) 51% Unidades de Fertilizantes em Fase de Projeto: (2,0)UFN IV (Espírito Santo) e UFN V (Minas Gerais) Energia Elétrica Malhas GNL Plantas de Gás-Química47
  • 48. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural(milhões m3/d) 48
  • 49. Financiabilidade 49
  • 50. Premissas de Planejamento FinanceiroAnálise de Financiabilidade Considera Apenas Projetos em ImplantaçãoNão emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2013-17 é baseado em moedas constantes a partir de 2013.Preço do Brent (US$/bbl) US$ 107 em 2013, diminuindo para US$ 100 no longo prazoTaxa de Câmbio média (R$/US$)R$ 2,00 em 2013, valorizando para R$ 1,85 no longo prazoAlavancagemLimite: < 35% │ Alavancagem máxima em 2013 e 2014 (34%), baixando a partir de 2015Dívida Líquida / EBITDALimite : < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2013 e reduz abaixo de 2,0x a partir de 2015Preço dos derivados no BrasilConvergência com os preços internacionais.Desinvestimentos US$ 9,9 bilhões Breakeven dos projetos do Pré-Sal entre US$ 40-45/barrilRetorno dos novos projetos do E&P Grandes projetos do Pós-Sal têm rentabilidade similar aos do Pré-Sal.50
  • 51. Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 246,9246,9 9,9  Os recursos adicionais necessários para o financiamento do10,739,8 Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações.61,3  Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015. US$ bilhão Necessidade Anual de Captação 2013-2017 207,1 Bruta – US$ 12,3 bilhões │Líquida – US$ 4,3 bilhões 165,0  Necessidade de captações líquidas 50% inferiores às do Plano anterior devido a: • Contribuição da produção em 2017, versus 2012,Fontes Usoslevando a uma maior geração de caixa.Desinvestimentos e Reestruturações • Desaceleração dos investimentos em AbastecimentoUso do CaixaCaptações (Dívida) • Preço do Brent de longo prazo de US$ 100,00 (ante US$Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 90,00) e taxa de câmbio de longo prazo de R$ 1,85 (anteAmortizações R$ 1,73)Investimentos 51
  • 52. Alavancagem AlavancagemDívida Líquida/EBITDA40%3,5Meta PNG (< 35%) 3,030% Meta PNG (< 2,5x) 2,5 2,020% 1,510%1,0 0,5 0%0,0 2013201420152016 2017 2013 2014 20152016 2017  Alavancagem decrescente, sem ultrapassar o limite imposto pela Companhia  Relação Dívida Líquida/EBITDA ultrapassa o limite em alguns momentos do PNG 2013-2017 52
  • 53. FIM53
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