Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 - Webcast do dia 19 de março de 2013
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1
Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017
2
19 de março de 2013
Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017
Webcast
3
Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, dentre outros. Os termos “antecipa","acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
Aviso
4
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
• Roncador III (P-55)
• Iracema Norte (Cid. Itaguaí)
• Norte Pq. Baleias (P-58)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo)
Baúna(Cid. Itajaí)
• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)
• Papa-Terra (P-63)
• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV (P-62)
• SapinhoáNorte
(Cid. Ilhabela)
• Papa-Terra (P-61)
2,02,0
milh
ões b
pd
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.
2,0 ±2%
• Florim
• Júpiter• Lula Alto
• Lula Central
• Lula Sul (P-66)
• Franco 1 (P-74)
• Carioca
• Lula Norte (P-67)
• Franco SW (P-75)
• Lula Ext. Sul (P-68)
• Lula Oeste(P-69)
• Franco Sul (P-76)
•Tartaruga Verde e Mestiça
• Parque dos Doces
• Maromba
• Iara Horst(P-70)
• Franco NW (P-77)
• Entorno deIara (P-73)
• NE de Tupi (P-72)
• Iara NW (P-71)
• Sul Pq. Baleias
• Espadarte I
• SE ÁguasProfundas
• Carcará
• Bonito
• Franco Leste
• Espadarte III
UEPs em operação
2,5
4,2
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Produção de óleo e LGN (milhões bpd)
2,75
5
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2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
2,02,0
milh
ões
boed
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.
2,0 ±2%
4,2
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
2,5
2,4 2,4
3,0
5,2
Produção de óleo e LGN (milhões bpd)Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe)
2,4 ±2% 2,75
3,4
6
A realização dos Investimentos em 2012 foi de R$ 84,1 bi, que representou 101% do previsto no Plano
R$ B
ilhão
Investimento Anual
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.
84,183,3
+1%
2012Realizado
2012 PrevistoPNG 2012-2016
34%51%
DistribuiçãoAbastecimentoCorporativo
G&EInternacional Biocombustíveis
E&P
6%5%
2%1,6%
0,4% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção
de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid.de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 eP-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).
Abastecimento: RNEST e Comperj. G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação da
Bahia e UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento da
Produção de Cascade e Saint-Malo.
Investimento por Área Principais Projetos
Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o Financeiro
7
Desempenho Físico e Financeiro: RNEST
Construção 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
RNEST: Curva de Acompanhamento Físico
RNEST: Curva de Acompanhamento FinanceiroRNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro
7
8
RNEST: Curva de Acompanhamento Físico
RNEST: Curva de Acompanhamento FinanceiroRNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro
2012Realizado: 19,9%PNG 12-16: 19,7%
dez/1
2
dez/1
1
* Considera R$ 100 milhões de pleitos já negociados.
dez/1
2
dez/1
1
2012Realizado: R$ 4,9 bi*PNG 12-16: R$ 5,0 bi
Refinaria do Nordeste (RNEST)Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido
8
9
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%.
(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.
Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina
0
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200
300
400
500
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020406080
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Volumes Im
portados (Mil bbl/ d)Pr
eços
(R$/b
bl)
Importação de DieselImportação de GasolinaPMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)
PMR Brasil
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
Perdas
Ganhos
mar/1
3
2009 2010 2011 2012 20132008
10
Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.
(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.
Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina
0
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100120140160180200220240260
nov/0
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jan/13
jan/12
jan/11
jan/10
jan/09
Volumes Im
portados (Mil bbl/ d)Pr
eços
(R$/b
bl)
Importação de DieselImportação de GasolinaPMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)
PMR Brasil
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
Perdas
Ganhos
mar/1
3
2009 2010 2011 2012 20132008
1T12 1T13Brent (US$/bbl):Câmbio (R$/US$):
1051,67
1131,99
+8%+19%
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
¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas² R/P: Razão Reserva / Produção
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 pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 82% 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 Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd
parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% daBacia de Campos
Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos
Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta:• Bacia de Campos: 11 anos• Porção americana do Golfo do México: 17 anos• Mar do Norte: 9 anos
A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobrasserá superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpdem 2020
Desafios Tecnológicos Superados
Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório
Modelagem geológica e numérica: melhor previsão
do comportamento da produção
Redução do tempo de perfuração de poços de 134
dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos
Seleção de novos materiais: menores custos
Qualificação de novos sistemas para coleta da
produção: maior competitividade
Separação de CO2 do Gás Natural em águas
profundas e reinjeção: redução de emissões e
aumento do fator de recuperação
13
2,4
3,0
2,02,01,9
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
milh
ões b
bl / d
ia
Refino no Brasil: Produção de Derivados
Produção de Derivados no Brasil (milhões bbl / dia)
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.
2,10 MMbpd(ago)
2,11 MMbpd(jan)
2,12 MMbpd(mar)
Recordes de processamento diário
de petróleo
FUT¹96% 93% 93% 93%92%
¹FUT: fator de utilização
• RNEST Trem 1Nov/14
• RNEST Trem 2Mai/15
• ComperjTrem 1Abr/15
• Premium I Trem 1Out/17
• Premium II Dez/17
• ComperjTrem 2Jan/18
• Premium I Trem 2Out/20
Refinarias em operação Refinarias em construção Refinarias em projeto
14
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.
Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN)10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SIN
MWm
ed
¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
1-jan
21-ja
n10
-fev
2-m
ar22
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11-a
br1-
mai
21-m
ai10
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30-ju
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9-ag
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18-s
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out
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z27
-dez
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n5-
fev
25-fe
v17
-mar
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r26
-abr
16-m
ai5-
jun25
-jun
15-ju
l4-
ago
24-a
go13
-set
3-ou
t23
-out
12-n
ov2-
dez
22-d
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-jan
31-ja
n20
-fev
11-m
ar31
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br10
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9-jul
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7-se
t27
-set
17-o
ut6-
nov
26-n
ov16
-dez
5-jan
25-ja
n14
-fev
6-m
ar
Petrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo
2011 20122010 201310.485 MWmed
(06/fev)10.149 MWmed(23/nov)
15
Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
• Gestão focada no atendimento
das metas físicas e
financeiras de cada projeto
DESEMPENHO
• Garantir a expansão dos negócios da
Empresa com indicadores financeiros
sólidos
DISCIPLINA DE CAPITAL
• Prioridade para os
projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no
Brasil
PRIORIDADE
2013 2017
Pressupostos da Financiabilidade
• Manutenção do Grau de Investimento• Não há emissão de novas ações• Convergência com Preços Internacionais de Derivados• Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente
16
Investimentos PNG 2013-2017: Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 15/03/13
Período 2013-2017US$ 236,7 bilhões
• Manutenção do Grau de Investimento:− Alavancagem menor que 35%− Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x
• Não há emissão de novas ações• Convergência com Preços Internacionais de
Derivados• Desinvestimentos no Brasil e no exterior,
principalmente
*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços
Pressupostos da Financiabilidade
28%
InternacionalETMDemais Áreas *
Petrobras BiocombustívelE&PBR DistribuidoraAbastecimento
G&E
E&P62,3%
(US$ 147,5 bi)
27,4%(US$ 64,8 bi)
1,0%(US$ 2,3 bi)
1,4%(US$ 3,2 bi)
1,1%(US$ 2,9 bi)
2,2%(US$ 5,1 bi)
4,2%(US$ 9,9 bi)
0,4%(US$ 1,0 bi)
17
Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação
Em Implantação
US$ 207,1 bilhões
Em Avaliação
US$ 29,6 bilhões
+=Total
US$ 236,7 bilhões
Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se
encontram em Fase IV
Projetos dos demais segmentos, que não E&P, atualmente em Fase I, II e III.
770 projetos 177 projetos947 projetos
ETMBR DistribuidoraPBioInternacional Demais Áreas *AbastecimentoE&P G&E
62,3%(US$ 147,5 bi) 27,4%
(US$ 64,8 bi)
1,0%(US$ 2,3 bi)
1,4%(US$ 3,2 bi)
1,1%(US$ 2,9 bi)
2,2%(US$ 5,1 bi)
4,2%(US$ 9,9 bi)
0,4%(US$ 1,0 bi)
*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços PBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e Materiais
71,2%(US$ 147,5 bi) 20,9%
(US$ 43,2 bi)
1,1%(US$ 2,3 bi)
1,4%(US$ 2,9 bi)
0,5%(US$ 1,1 bi)
1,5%(US$ 3,2 bi)
2,9%(US$ 5,9 bi)
0,5%(US$ 1,0 bi)
73,0%(US$ 21,6 bi)
1,0%(US$ 0,3 bi)
13,5%(US$ 4,0 bi)
6,4%(US$ 1,9 bi)
6,1%(US$ 1,8 bi)
Fase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras
18
INVESTIMENTOS EM IMPLANTAÇÃO
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)
Plano de Negócios e Gestão 2013-2017: Gestão da Carteira de Projetos
A implementação dos Projetos em Avaliação dependerá de: Resultado dos Estudos
de Viabilidade Técnico-Econômica;
Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);
Competição pelos recursos financeiros disponíveis.
19
Programas de Suporte ao PNG 2013-2017
PNG 2013-2017US$ 236,7 bilhões
PRC-PoçoPrograma de Redução de
Custos de Poços
PROEFPrograma de Aumento daEficiência
Operacional
UO-BCUO-RIO
PROCOPPrograma de
Otimização de Custos
Operacionais
INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura LogísticaPRODESIN – Programa de Desinvestimentos
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.
Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras
20
INFRALOG: Otimização do Investimento por meio da Gestão Integrada dos Projetos de Logística
Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos.
Bases de Apoio Offshore
E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo,
de Campos e de Santos
Destinação de Líquidos de Gás Natural
ABASTECIMENTO e G&E desenvolvendo soluções para melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal
Movimentação e Exportação de Petróleo
ABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoando produção do E&P para internação em refinarias ou
exportação em navios convencionais e de maior porte
Suprimento e Distribuição de Derivados e Biocombustíveis
ABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando aumento da capacidade de tancagem, de transporte
dutoviário e em bases de distribuição multicliente
INFRALOG
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.
21
20142013 20162015
Metas Anuais de Redução
Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos
A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões.
4 7 912
PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando Maior Produtividade e Redução de Custos Unitários
EXEMPLOS DE ALAVANCAS Exploração e Produção: Consumo de
químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas;Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poçosterrestres;
Abastecimento: Consumo de químicos ecatalisadores; Produção de resíduos, Rotina deparadas programadas; Excesso de estadia nosportos; Uso da frota marítima; Programação dasentregas;
Transpetro: Intervenções em navios, terminais,oleodutos, gasodutos e tanques;
Gás e Energia: Consumo de GN para produçãode amônia; Custo operacional da malha degasodutos;
Engenharia, Tecnologia e Materiais:Suprimento e estoque de materiais; Custos de TICpor usuário;
Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios,viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES.
* Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio.
Redução Anual proporcionada pelo PROCOPEvolução dos Gastos Gerenciáveis
Gasto
s Ger
enciá
vies*
R$ bi
lhão
22
Exploração & Produção
16%(24,3)73%
(106,9)11%
(16,3)
Infraestrutura e SuporteExploraçãoDesenvolvimento da Produção
Período 2013-2017US$ 147,5 bilhões
23
Investimentos no E&P
25%(26,2)
43%(46,4)
32%(34,3)
Desenvolvimento da ProduçãoUS$ 106,9 bilhões
70%(17,1)
24%(5,8)
6%(1,4)
Pós-SalPré-SalCessão Onerosa
ExploraçãoUS$ 24,3 bilhões
Período 2013-2017
Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$16,3 bilhões.
24
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
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PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
• Roncador III (P-55) • Iracema
Norte (Cid. Itaguaí)
• Florim
• Júpiter
• Norte Pq. Baleias (P-58)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Baúna
(Cid. Itajaí)• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)• Papa-Terra (P-63)
• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV (P-62)
• SapinhoáNorte
(Cid. Ilhabela)
• Lula Alto
• Lula Central
• Lula Sul (P-66)
• Franco 1 (P-74)
• Carioca
• Lula Norte (P-67)
• Franco SW (P-75)
• Lula Ext. Sul (P-68)
• Lula Oeste(P-69)
• Franco Sul (P-76)
•Tartaruga Verde e Mestiça
• Parque dos Doces
• Maromba
• Iara Horst(P-70)
• Franco NW (P-77)
• Entorno deIara (P-73)
• NE de Tupi (P-72)
• Iara NW (P-71)
• Sul Pq. Baleias
• Espadarte I
• SE ÁguasProfundas
• Carcará
• Bonito
• Franco Leste
• Espadarte III
• Papa-Terra (P-61)
2,0 ±2%2,02,0
milh
ões b
pd
20122,0 milhões bpd
20172,75 milhões bpd
20204,2 milhões bpd
Pré-sal (concessão)7%
93%
Cessão Onerosa7%
Pré-sal (concessão) 35%
Pós-sal58%
Novas Descobertas (*)6%
Cessão Onerosa 19%
Pré-sal (concessão) 31%
Pós-sal44%
Pós-sal
(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
2,5
2,75
4,2
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
25
PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
UEPs em operação
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
milh
ões b
pd
2013
• Roncador III (P-55)
• Iracema Norte (Cid. Itaguaí)
• Norte Pq. Baleias (P-58)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo)
Baúna(Cid. Itajaí)
• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)
• Papa-Terra (P-63)
• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV (P-62)
• SapinhoáNorte
(Cid. Ilhabela)
• Papa-Terra (P-61)
2,0 ±2%2,0
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
• Florim• Júpiter• Lula Alto
• Lula Central
• Lula Sul (P-66)
• Franco 1 (P-74)
• Carioca
• Lula Norte (P-67)
• Franco SW (P-75)
• Lula Ext. Sul (P-68)
• Lula Oeste(P-69)
• Franco Sul (P-76)
•Tartaruga Verde e Mestiça
• Parque dos Doces
• Maromba
• Iara Horst(P-70)
• Franco NW (P-77)
• Entorno deIara (P-73)
• NE de Tupi (P-72)
• Iara NW (P-71)
• Sul Pq. Baleias
• Espadarte I
• SE ÁguasProfundas
• Carcará
• Bonito
• Franco Leste
• Espadarte III
2,0
2,5
2,75
4,2
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
26
Projeto Piloto de Sapinhoá: Em operação desde 05/01/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd
FPSO Cidade de São Paulo na locação – mar/13
Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração, completação e interligação de 13 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM m3/d de gás.
AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 59,9% / Realizado: 54,0%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%
26
27
Projeto Baúna: Em Operação desde 16/02/13FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd
FPSO Cidade de Itajaí na locação - jan/13 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 69,8% / Realizado: 53,5%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60%
Projeto Baúna: Perfuração, completação e interligação de 11 poços a um FPSO afretado à OOG-TK com capacidade de processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 MM de m3/d de gás.
27
28
Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em 28/05/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd
Integração do FPSO Cidade de Paraty no Estaleiro BrasFELS, Angra dos Reis/RJ - mar/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 99,0% / Realizado: 97,8%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%
Projeto Piloto de Lula NE: Perfuração, completação e interligação de 14 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM de m3/d de gás.
28
29Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS) - fev/13
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em 15/07/13FPSO P-63: 140 mbpd
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 98,5% / Realizado: 94,1%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás.
29
30
Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em 30/09/13Semissubmersível P-55: 180 mbpd
Integração da SS P-55 no Estaleiro ERG1 em Rio Grande/RS - fev/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 87,5% / Realizado: 89,2%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 50%
Projeto Roncador Módulo III: Perfuração, completação e interligação de 17 poços à SS P-55 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás.
30
31Integração do FPSO P-58, no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande/RS - mar/13
Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em 30/11/13FPSO P-58: 180 mbpd
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 86,0% / Realizado: 90,6%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 62%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%
Projeto Parque das Baleias: Perfuração, completação e interligação de 24 poços ao FPSO P-58 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás.
31
32
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em 31/12/13 TLWP P-61
Topside e casco da P-61 no Estaleiro BrasFELS (RJ) - jan/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 94,9% / Realizado: 76,2%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás.
32
33
PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
2014
• Roncador III (P-55)
• Iracema Norte (Cid. Itaguaí)
• Norte Pq. Baleias (P-58)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo)
Baúna(Cid. Itajaí)
• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)
• Papa-Terra (P-63)
• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV (P-62)
• SapinhoáNorte
(Cid. Ilhabela)
• Papa-Terra (P-61)
2,0 ±2%2,02,0
milh
ões b
pd
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
• Florim• Júpiter• Lula Alto
• Lula Central
• Lula Sul (P-66)
• Franco 1 (P-74)
• Carioca
• Lula Norte (P-67)
• Franco SW (P-75)
• Lula Ext. Sul (P-68)
• Lula Oeste(P-69)
• Franco Sul (P-76)
•Tartaruga Verde e Mestiça
• Parque dos Doces
• Maromba
• Iara Horst(P-70)
• Franco NW (P-77)
• Entorno deIara (P-73)
• NE de Tupi (P-72)
• Iara NW (P-71)
• Sul Pq. Baleias
• Espadarte I
• SE ÁguasProfundas
• Carcará
• Bonito
• Franco Leste
• Espadarte III
2,5
2,75
4,2
UEPs em operação
34Integração da P-62 no cais do Estaleiro Atlântico Sul, Ipojuca (PE) - jan/13
Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14FPSO P-62: 180 mbpd
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 70,5% / Realizado: 88,4%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 64%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%
Projeto Roncador Módulo IV: Perfuração, completação e interligação de 17 poços ao FPSO P-62 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás.
34
35
Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd
Conversão do Casco do FPSO Cidade de Ilhabela, no Estaleiro CSSC, na China - fev/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 41% / Realizado: 62%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%
Projeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 6 MM m³/dia de gás.
35
36
Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd
Conversão do casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China - mar/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 58,3% / Realizado: 47,7%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%
Projeto Lula – Área de Iracema Sul: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 8 MM m³/dia de gás.
36
37
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
PNG 2013-2017:24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
2,0 ±2%2,02,0
milh
ões b
pd
• Roncador III (P-55)
• IracemaNorte
(Cid. Itaguaí)
• Florim• Júpiter
• Norte Pq. Baleias (P-58)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo)
Baúna(Cid. Itajaí)
• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)
• Papa-Terra (P-63)
• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV (P-62)
• SapinhoáNorte
(Cid. Ilhabela)
• Lula Alto (*)
• Lula Central (*)
• Lula Sul (P-66) (**)
• Franco 1 (P-74) (***)
• Carioca
• Lula Norte (P-67) (**)
• Franco SW (P-75) (***)
• Lula Ext. Sul (P-68) (**)
• Lula Oeste(P-69) (**)
• Franco Sul (P-76) (***)
•Tartaruga Verde e Mestiça
• Parque dos Doces
• Maromba
• Iara Horst(P-70) (**)
• Franco NW (P-77) (***)
• Entorno deIara (P-73) (**)
• NE de Tupi (P-72) (**)
• Iara NW (P-71) (**)
• Sul Pq. Baleias
• Espadarte I
• SE ÁguasProfundas
• Carcará
• Bonito
• Franco Leste
• Espadarte III
• Papa-Terra (P-61)
• 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
UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação
2,5
2,75
4,2
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
38
Investimentos em Exploração no BrasilObjetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos
CessãoOnerosa
24%(5,8)
Pré-sal
70%(17,1)
Pós-sal
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.
Serg
ipe-
Alag
oas,
Espí
rito
Sant
o,
Nova
s Fro
nteir
as
Consolidação e Delimitação
1,961,56
1,150,760,640,58
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Custo da Descoberta (US$ / boe)
Custo da Petrobras Inferior ao das MajorsMajors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe
Margem Equatorial
Margem Leste
US$ 24,3 bilhões
6%(1,4)
39
7276
8188 90 90
92 93 94 94 94 94
1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral
Eficiência UO-BC Eficiência UO-RIO
Efici
ência
Ope
racio
nal
(%)
Realizado Metas PROEF
PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO
Ativos UO-RIO
40
PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosConstrução de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos
Investimentos em Poços Exploratórios e de
Desenvolvimento da Produção somam US$ 75,0 bilhões
InvestimentosPNG 2013-2017
E&P
Demais Áreas 89,2
147,5
236,7
147,5
106,9
24,3Infraestrutura e Suporte16,3Exploração
Desenvolvimento da Produção
Investimentos 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 BrasilA Construção de Poços representa:
• 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017 • 51% dos investimentos em E&P no Brasil
41
PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosEstrutura, Iniciativas e Ganhos Esperados
Estrutura do
PRC-Poço
4 iniciativas priorizadas
7 iniciativas priorizadas
12 iniciativas priorizadas
FRENTE 1Reduzir custos
unitários
FRENTE 2Otimizar escopos
de projetos
FRENTE 3Buscar ganhos de
produtividade
Duração de cada atividade
Custo Unitário Quantidade de atividades
Plano de redução de custos composto por um total de 23 iniciativas
O PRC-Poço possui uma governança corporativa com o envolvimento detodos os seus gerentes executivos e grande parte da estrutura técnico-gerencial do E&P, com reportes trimestrais à Diretoria da companhia.
No PNG 2013-2017 já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas aredução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional.
As iniciativas em fase final de estruturação já identificam ganhos adicionais expressivos. Estes ganhosserão quantificados até maio/2013 com o endereçamento destas iniciativas por projeto de investimento.
42
Abastecimento
8%(5,4)
13%(8,4)
15%(9,7)
51%(33,3)
Logística para EtanolCorporativo
PetroquímicaAmpliação de Frotas
Destinação do Óleo NacionalAtendimento do Mercado InternoMelhoria OperacionalAmpliação do Parque de Refino
Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 64,8 bilhões
5%(3,3)6%
(4,0)
1%(0,4)
1%(0,3)
43
Investimentos no Abastecimento
Ampliação do Parque de Refino na Carteira em Implantação: RNEST (Pernambuco) e COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)
Ampliação do Parque de Refino em fase de projeto: Premium I (Maranhão) Premium II (Ceará) e COMPERJ Trem 2 (Rio de Janeiro)
Carteira de Adequação de Diesel e Gasolina: REPLAN, RPBC, REGAP, REFAP e RLAM
Ampliação da frota de navios: PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados
DESTAQUES 2013-2017
Projetos em ImplantaçãoUS$ 43,2 bilhões
11%(4,9)
21%(9,2)
45%(19,4)
CorporativoLogística para EtanolAmpliação de Frotas
PetroquímicaDestinação do óleo nacionalAtendimento do Mercado Interno
Melhoria OperacionalAmpliação do Parque de Refino
6%(2,8)
6%(2,4)
1%(0,4)
1%(0,3)
Projetos em AvaliaçãoUS$ 21,6 bilhões
64%(13,8)
16%(3,5)
3%(0,5)
7%(1,5)
2%(0,5)
6%(2,8)
9%(3,7)
8%(1,7)
44
Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14Capacidade de Processamento: 230 mbpd
Vista aérea da Refinaria do Nordeste – RNEST – fev/13 AVANÇO FÍSICO TOTAL- Previsto: 70,3% / Realizado: 70,6%CONTEÚDO LOCAL - Meta: 75% / Planejado: 86,5%
1
1
8
8
9
2
3
8
6
7
8
44
6
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 de produtos intermediários; (6) Canteiros das contratadas; (7) Unidade de Tratamento de Águas Ácidas; (8) Tubovias; (9) Unidades de Hidrotratamento
6 6
6 6
7
44
45
Importância da Expansão do Refino para o Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados
(mil bpd)
Demanda por derivados brasileira cresce 4,2% a.a. entre 2012 e 2020Sem Premium I, Premium II e Comperj Trem 2 o Brasil importará 29% da demanda de derivados.
Mercado de Derivados no Brasil em 2020
Novas Refinariasem Implantação
• Premium I - Trem 1300 mil bpd - Out/17
• Premium II - Trem 1300 mil bpd - Dez/17
• Premium I - Trem 2300 mil bpd - Out/20
• Comperj - Trem 2300 mil bpd - Jan/18• Comperj - Trem 1: Em Obras
165 mil bpd - Abr/15
• RNEST: Em ObrasTrem 1 - 115 mil bpd - Nov/14Trem 2 - 115 mil bpd - Mai/15
Novas Refinariasem Fase de Projeto
Déficit
- 972
Demanda
3.380
Capacidade de Processamento
2.408
46
Gás & Energia
46%(4,6)
8%(0,8)
20%(2,0)
25%(2,5)
Plantas de Gás-QuímicaGNL
MalhasEnergia Elétrica
Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 9,9 bilhões
47
Investimentos no G&EProjetos em Implantação
US$ 5,9 bilhões
43%(2,6)
32%(1,9)
19%(1,1)
6%(0,3)
Plantas de Gás-QuímicaGNLMalhasEnergia Elétrica
Conversão do gás natural em fertilizantes e outros gás-químicos: UFN III em Três Lagoas (Mato Grosso do Sul)
Processamento e movimentação de gás natural: UPGN Cabiúnas (Rio de Janeiro)
Geração de energia elétrica: UTE Baixada Fluminense (Rio de Janeiro)
Regaseificação de GNL: Terminal da Bahia (Bahia)
Unidades de Fertilizantes em Fase de Projeto: UFN IV (Espírito Santo) e UFN V (Minas Gerais)
DESTAQUES 2013-2017
Projetos em AvaliaçãoUS$ 4,0 bilhões
12%(0,5)
34%(1,4)
51%(2,0)
3%(0,1)
48
Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural (milhões m3/d)
49
Financiabilidade
50
Premissas de Planejamento FinanceiroAnálise de Financiabilidade Considera Apenas Projetos em Implantação
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 prazo
Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 2,00 em 2013, valorizando para R$ 1,85 no longo prazo
Alavancagem Limite: < 35% │ Alavancagem máxima em 2013 e 2014 (34%), baixando a partir de 2015
Dívida Líquida / EBITDA Limite : < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2013 e reduz abaixo de 2,0x a partir de 2015
Preço dos derivados no Brasil Convergência com os preços internacionais.
Desinvestimentos US$ 9,9 bilhões
Retorno dos novos projetos do E&P Breakeven dos projetos do Pré-Sal entre US$ 40-45/barril Grandes projetos do Pós-Sal têm rentabilidade similar aos do Pré-Sal.
Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento
51
Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento
US$ b
ilhão
246,9
61,3
10,79,9
Fontes
165,0
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)Captações (Dívida)Uso do CaixaDesinvestimentos e Reestruturações
Usos
207,1
39,8
246,9
AmortizaçõesInvestimentos
Necessidade Anual de Captação 2013-2017
Bruta – US$ 12,3 bilhões │Líquida – US$ 4,3 bilhões
Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações.
Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015.
Necessidade de captações líquidas 50% inferiores às do Plano anterior devido a:
• Contribuição da produção em 2017, versus 2012, levando a uma maior geração de caixa.
• Desaceleração dos investimentos em Abastecimento
• Preço do Brent de longo prazo de US$ 100,00 (ante US$ 90,00) e taxa de câmbio de longo prazo de R$ 1,85 (ante R$ 1,73)
52
Alavancagem
Alavancagem decrescente, sem ultrapassar o limite imposto pela Companhia
Relação Dívida Líquida/EBITDA ultrapassa o limite em alguns momentos do PNG 2013-2017
Meta PNG (< 35%)
0%
10%
20%
30%
40%
201720162015201420130,00,51,01,52,02,53,03,5
20172016201520142013
Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA
Meta PNG (< 2,5x)
53
FIM