O documento apresenta o plano de negócios e gestão da empresa para o período de 2013 a 2017. O plano prevê manter a curva de produção de petróleo e gás natural nos próximos anos, com metas de produção de 2,022 milhões de barris por dia em 2013. O documento também destaca o sucesso exploratório da empresa nos últimos 14 meses, com mais de 3 descobertas por mês e aumento das reservas.
3. Aviso
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia sobre
condições futuras da economia, além do setor de
atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da
Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
"acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos A SEC somente permite que as companhias de óleo
similares, visam a identificar tais previsões, as quais, e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por
não pela Companhia e, consequentemente, não são produção ou testes de formação conclusivos que
garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, sejam viáveis econômica e legalmente nas condições
os resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve alguns termos nesta apresentação, tais como
se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC nos
A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
e previsões à luz de novas informações ou de seus
desdobramentos futuros. Os valores informados para
2013 em diante são estimativas ou metas.
3
4. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função
das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração.
5,000 • NE de Tupi
Produção de óleo e LGN (milhões bpd) (P-72)
• Lula Ext. Sul • Iara NW
Piloto (P-68) (P-71) • Espadarte III
• Júpiter
Sapinhoá • Lula Alto • Lula Oeste • SE Águas
(Cid. São Paulo) (P-69) Profundas • Bonito • Florim
• Lula Central • Sul Pq. Baleias
• Franco Sul
Baúna
• Lula Sul (P-76) • Maromba • Franco Leste 4,2
4,000 (Cid. Itajaí)
(P-66) •Tartaruga • Espadarte I
• Piloto Lula NE Verde e Mestiça • Carcará
milhões bpd
(Cid. Paraty) • Franco 1
• Iara Horst • Entorno de
(P-74) (P-70) Iara (P-73)
• Papa-Terra • Roncador IV
(P-63) • Carioca • Parque dos
(P-62) Doces
• Roncador III • Sapinhoá • Lula Norte • Franco NW
3,000 (P-55) Norte (P-67) (P-77)
• Iracema
(Cid. Ilhabela)
• Norte Pq. Norte • Franco SW
Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) (P-75) 2,75
(Cid.
• Papa-Terra Mangaratiba)
Baleia Azul (P-61) 2,5
(Cid. Anchieta)
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2%
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou
38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
UEPs em operação 4
5. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função
das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração.
6,000
Produção de óleo e LGN (milhões bpd)
Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe)
5,2
5,000
milhões boed
4,000 4,2
3,4
3,0
3,000
2,4 2,4 2,4 ±2% 2,75
2,5
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2%
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
5
6. Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro
2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o Financeiro
A realização dos Investimentos em 2012 foi de R$ 84,1 bi, que representou 101% do previsto no Plano
Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos
1,6%
2% 0,4%
+1% 5% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção
84,1 6% de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid.
83,3
de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e
P-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).
R$ Bilhão
51%
Abastecimento: RNEST e Comperj.
34%
G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação da
Bahia e UPGN Cabiúnas.
Internacional: Projetos de Desenvolvimento da
E&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo.
2012 Previsto 2012 Abastecimento Distribuição
PNG 2012-2016 Realizado Internacional Biocombustíveis
G&E
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S):
realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.
6
7. Desempenho Físico e Financeiro: RNEST
RNEST: Curva de Acompanhamento Físico
RNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro
Construção da RNEST – 33 anos após a última refinaria (1980)
Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) – fev/13
Realização 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 Físico
2012
Realizado: 19,9%
PNG 12-16: 19,7%
dez/12
dez/11
RNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro
2012
Realizado: R$ 4,9 bi*
PNG 12-16: R$ 5,0 bi
dez/12
dez/11
* Considera R$ 100 milhões de pleitos já
negociados. 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 2012 2013 900
240
800
220
Volumes Importados (Mil bbl / d)
200 700
180 Perdas
Preços (R$/bbl)
600
160
140 Ganhos 500
120 400
100
300
80
60 200
40
100
20
0 0
jan/09
jan/10
jan/11
jan/12
jan/13
nov/08
mar/13
PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) Importação de Gasolina
PMR Brasil Importação de Diesel
(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 9
10. Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais
9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina
Busca de maior convergência com os preços internacionais.
Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
260 2008 2009 2010 2011 2012 2013 900
240
800
220
Volumes Importados (Mil bbl / d)
200 700
180 Perdas
Preços (R$/bbl)
600
160 1T12 1T13
Ganhos Brent (US$/bbl): 105 +8% 113 500
140
Câmbio (R$/US$): 1,67 +19% 1,99
120 400
100
300
80
60 200
40
100
20
0 0
jan/09
jan/10
jan/11
jan/12
jan/13
nov/08
mar/13
PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil) Importação de Gasolina
PMR Brasil Importação de Diesel
(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro. 10
11. Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas
Mais de 3 Descobertas por Mês entre Janeiro/2012 e Fevereiro/2013
53 descobertas nos últimos 14 meses (jan/12 a fev/13), das quais 25 marítimas sendo 15 no Pré-Sal
Brasil
Descobertas: 53
• Mar: 25
• Terra: 28
Índice de Sucesso Exploratório: 64%
Reservas: 15,7 bilhões de boe
IRR¹: 103% pelo 21º ano consecutivo
R/P²: 19,3 anos
Pré-Sal
Descobertas: 15, sendo 8 poços pioneiros
¹ 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 Realidade
Produção Atingiu 300 mil barris de petróleo por dia em 20/Fev/2013
Dados da Produção no Pré-Sal Desafios Tecnológicos Superados
Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd
Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório
parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% da
Bacia de Campos Modelagem geológica e numérica: melhor previsão
Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6
na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos do comportamento da produção
Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta: Redução do tempo de perfuração de poços de 134
• Bacia de Campos: 11 anos dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos
• Porção americana do Golfo do México: 17 anos
• Mar do Norte: 9 anos Seleção de novos materiais: menores custos
A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobras Qualificação de novos sistemas para coleta da
será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpd
em 2020 produção: maior competitividade
Separação de CO2 do Gás Natural em águas
profundas e reinjeção: redução de emissões e
aumento do fator de recuperação
12
13. Refino no Brasil: Produção de Derivados
A Produção de Derivados cresce ano a ano e será impulsionada com a entrada em operação das novas refinarias.
Sucessivos recordes de processamento de petróleo têm sido batidos.
Produção de Derivados no Brasil (milhões bbl / dia)
Refinarias em operação Refinarias em construção Refinarias em projeto
3,5
• Premium I
Trem 1 • Premium I
• Comperj Trem 2
Out/17
Trem 2 Out/20
• Comperj Jan/18
3,0 Recordes de
processamento diário Trem 1
de petróleo Abr/15 • Premium II 3,0
Dez/17
• RNEST
• RNEST Trem 2
m ilhões bbl / dia
2,11 MMbpd
2,5 (jan) Trem 1 Mai/15
Nov/14 2,4
2,10 MMbpd 2,12 MMbpd
(ago) (mar)
2,0
2,0 2,0
1,9
1,5 FUT¹
92% 96% 93% 93% 93%
1,0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
¹FUT: 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 SIN
A geração termelétrica, própria e de terceiros¹, superou o patamar de 10.000 MW em outubro/2012.
Batemos sucessivos recordes de geração de energia em 2012 e 2013.
2010 2011 2012 2013
12.000 10.485 MWmed
10.149 MWmed (06/fev)
(23/nov)
10.000
8.000
MWmed
6.000
4.000
2.000
0
8-out
3-out
1-mai
6-abr
2-mar
9-ago
7-dez
5-fev
4-ago
2-dez
6-nov
6-mar
28-out
23-out
17-out
21-mai
30-mai
26-abr
16-mai
10-fev
22-mar
11-abr
17-nov
27-dez
25-fev
17-mar
12-nov
22-dez
20-fev
11-mar
31-mar
20-abr
10-mai
26-nov
16-dez
14-fev
29-ago
24-ago
18-ago
9-jul
20-jul
15-jul
29-jul
7-set
1-jan
5-jun
5-jan
18-set
13-set
27-set
21-jan
10-jun
30-jun
16-jan
25-jun
11-jan
31-jan
19-jun
25-jan
Petrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo
¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível. 14
15. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
PRIORIDADE
DISCIPLINA DE
DESEMPENHO CAPITAL
Pressupostos da • Prioridade
Financiabilidade para os
• Manutenção do Grau de • Gestão focada • Garantir a projetos de
Investimento no atendimento expansão dos exploração e
das metas negócios da produção de
• Não há emissão de novas físicas e óleo e gás
Empresa com
ações natural no
financeiras de indicadores
• Convergência com Preços cada projeto financeiros Brasil
Internacionais de Derivados sólidos
• Desinvestimentos no Brasil
e no exterior, principalmente
2013 2017
15
16. Investimentos PNG 2013-2017: Aprovado pelo Conselho de
Administração da Petrobras em 15/03/13
Período 2013-2017
US$ 236,7 bilhões Pressupostos da Financiabilidade
• Manutenção do Grau de Investimento:
28%
27,4% − Alavancagem menor que 35%
(US$ 64,8 bi)
E&P − Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x
62,3% 4,2% • Não há emissão de novas ações
(US$ 9,9 bi)
(US$ 147,5 bi)
2,2% • Convergência com Preços Internacionais de
(US$ 5,1 bi) Derivados
1,1% • Desinvestimentos no Brasil e no exterior,
(US$ 2,9 bi) principalmente
0,4% 1,0% 1,4%
(US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi) (US$ 3,2 bi)
E&P G&E Petrobras Biocombustível ETM
Abastecimento Internacional BR Distribuidora Demais Áreas *
*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 16
17. Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação
Em Implantação Em Avaliação
Total = Todos os projetos de E&P no Brasil e os
projetos dos demais segmentos que se
+ Projetos dos demais segmentos, que não
E&P, atualmente em Fase I, II e III.
encontram em Fase IV
US$ 236,7 bilhões US$ 207,1 bilhões US$ 29,6 bilhões
947 projetos 770 projetos 177 projetos
6,1% 1,0%
62,3% 71,2% (US$ 0,3 bi)
(US$ 1,8 bi)
(US$ 147,5 bi) 27,4% (US$ 147,5 bi) 20,9% 73,0%
(US$ 64,8 bi) (US$ 43,2 bi) 6,4% (US$ 21,6 bi)
(US$ 1,9 bi)
2,9% 13,5%
(US$ 5,9 bi) (US$ 4,0 bi)
1,5%
4,2%
(US$ 3,2 bi)
(US$ 9,9 bi)
2,2% 0,5%
(US$ 5,1 bi) (US$ 1,1 bi)
1,1% 1,4%
(US$ 2,9 bi) (US$ 2,9 bi)
0,4% 1,0% 1,4% 0,5% 1,1%
(US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi) (US$ 3,2 bi) (US$ 1,0 bi) (US$ 2,3 bi)
E&P Abastecimento G&E Internacional PBio BR Distribuidora ETM Demais Áreas *
*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços PBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e Materiais
Fase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras 17
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 de
Eficiência Programa de
Otimização de
Operacional Redução de
Custos
Custos de Poços
Operacionais
UO-BC
UO-RIO
INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura Logística
PRODESIN – Programa de Desinvestimentos
Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras
PROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia – Gastos Operacionais Gerenciáveis.
PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços – Investimentos em Perfuração e Completação.
19
20. INFRALOG: Otimização do Investimento por meio da
Gestão Integrada dos Projetos de Logística
Incorporadas no PNG 2013-2017 reduções de investimento que somam US$ 2,2 bilhões.
Oportunidades adicionais para reduzir até US$ 2,8 bilhões no horizonte 2018-2020 também foram mapeadas.
Bases de Apoio Offshore Destinação de Líquidos de Gás Natural
E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de ABASTECIMENTO e G&E desenvolvendo soluções para
apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo, melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos
de Campos e de Santos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal
INFRALOG
Movimentação e Exportação de Petróleo Suprimento e Distribuição de Derivados e
Biocombustíveis
ABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoando ABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando
produção do E&P para internação em refinarias ou aumento da capacidade de tancagem, de transporte
exportação em navios convencionais e de maior porte dutoviário e em bases de distribuição multicliente
Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de
infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos.
20
21. PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando Maior
Produtividade e Redução de Custos Unitários
A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões.
EXEMPLOS DE ALAVANCAS
Exploração e Produção: Consumo de
Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas;
Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poços
Metas Anuais de Redução terrestres;
Abastecimento: Consumo de químicos e
catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de
12
9 paradas programadas; Excesso de estadia nos
4 7 portos; Uso da frota marítima; Programação das
Gastos Gerenciávies*
entregas;
R$ bilhão
Transpetro: Intervenções em navios, terminais,
oleodutos, gasodutos e tanques;
Gás e Energia: Consumo de GN para produção
de amônia; Custo operacional da malha de
gasodutos;
Engenharia, Tecnologia e Materiais:
Suprimento e estoque de materiais; Custos de TIC
2013 2014 2015 2016 por usuário;
Redução Anual proporcionada pelo PROCOP
Evolução dos Gastos Gerenciáveis
Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios,
viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES.
* Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio. 21
22. Exploração & Produção
Período 2013-2017
US$ 147,5 bilhões
16%
(24,3)
73%
(106,9)
11%
(16,3)
Desenvolvimento da Produção
Exploração
Infraestrutura e Suporte
22
23. Investimentos no E&P
Período 2013-2017
Exploração Desenvolvimento da Produção
US$ 24,3 bilhões US$ 106,9 bilhões
6% 25%
(1,4) (26,2)
24% 43%
(5,8) 70% (46,4)
(17,1)
Pós-Sal
Pré-Sal 32%
(34,3)
Cessão Onerosa
Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$16,3 bilhões.
23
24. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
• NE de Tupi
• Lula Ext. Sul
(P-72)
5,000 (P-68)
• Lula Alto • Iara NW
Piloto Sapinhoá • Lula Oeste • Júpiter
(P-71) • Espadarte III
(Cid. São Paulo) • Lula Central (P-69)
• SE Águas
• Franco Sul • Bonito
Baúna • Lula Sul Profundas • Florim
(P-76) • Sul Pq. Baleias
(Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde • Maromba • Franco Leste
4,000 • Piloto Lula NE e Mestiça
(Cid. Paraty) • Roncador IV • Franco 1
• Iara Horst
• Espadarte I
• Carcará
4,2
(P-62) (P-74)
• Papa-Terra (P-70) • Entorno de
(P-63) • Sapinhoá • Carioca • Parque dos Iara (P-73)
milhões bpd
• Roncador III Norte Doces
• Lula Norte
(Cid. Ilhabela) • Franco NW
3,000 (P-55) • Iracema (P-67)
(P-77)
• Norte Pq. • Iracema Sul Norte • Franco SW
Baleias (P-58) (Cid. (Cid. Itaguaí) (P-75)
2,75
Baleia Azul • Papa-Terra Mangaratiba)
(Cid. Anchieta) (P-61) 2,5
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2%
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou
38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
2012 2017 2020
2,0 milhões bpd 2,75 milhões bpd 4,2 milhões bpd
Pré-sal (concessão) Cessão Onerosa Novas Descobertas (*)
7% 7% 6%
Pré-sal (concessão) 35% Cessão Onerosa 19%
44% Pós-sal
58% Pós-sal
93% Pós-sal
Pré-sal (concessão) 31%
(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 24
25. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
5,000 • NE de Tupi
2013 • Lula Ext. Sul (P-72)
(P-68) • Iara NW • Espadarte III
Piloto • Lula Alto • Lula Oeste (P-71) • Júpiter
Sapinhoá (P-69) • SE Águas • Florim
(Cid. São Paulo) • Lula Central • Bonito
• Franco Sul Profundas
• Lula Sul (P-76) • Sul Pq. Baleias
Baúna • Franco Leste
4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde Maromba
• 4,2
e Mestiça • Espadarte I
• Piloto Lula NE • Franco 1 • Iara Horst • Carcará
(Cid. Paraty) (P-74) (P-70) • Entorno de
milhões bpd
• Papa-Terra • Carioca • Parque dos Iara (P-73)
• Roncador IV Doces
(P-63) (P-62) • Lula Norte • Franco NW
• Roncador III • Sapinhoá (P-67) (P-77)
3,000 (P-55) Norte
• Iracema • Franco SW
(Cid. Ilhabela)
• Norte Pq. Norte (P-75)
Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75
(Cid.
• Papa-Terra Mangaratiba)
Baleia Azul (P-61) 2,5
(Cid. Anchieta)
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2%
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou
38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
UEPs em operação 25
26. Projeto Piloto de Sapinhoá: Em operação desde 05/01/13
FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd
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.
26
AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 59,9% / Realizado: 54,0%
FPSO Cidade de São Paulo na locação – mar/13 26
CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%
27. Projeto Baúna: Em Operação desde 16/02/13
FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 69,8% / Realizado: 53,5%
FPSO Cidade de Itajaí na locação - jan/13 CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60% 27
28. Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em 28/05/13
FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 99,0% / Realizado: 97,8%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%
Integração do FPSO Cidade de Paraty no Estaleiro BrasFELS, Angra dos Reis/RJ - mar/13 28
CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%
29. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em 15/07/13
FPSO P-63: 140 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 98,5% / Realizado: 94,1%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%
Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS) - fev/13 29
CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%
30. Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em 30/09/13
Semissubmersível P-55: 180 mbpd
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
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 30/11/13
FPSO P-58: 180 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 86,0% / Realizado: 90,6%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 62%
Integração do FPSO P-58, no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande/RS - mar/13 31
CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%
32. Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em 31/12/13
TLWP P-61
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 94,9% / Realizado: 76,2%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%
Topside e casco da P-61 no Estaleiro BrasFELS (RJ) - jan/13
CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 32
46%
33. PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
5,000 • NE de Tupi
2014 • Lula Ext. Sul (P-72)
(P-68) • Iara NW • Espadarte III
Piloto • Lula Alto • Lula Oeste (P-71) • Júpiter
Sapinhoá (P-69) • SE Águas • Florim
(Cid. São Paulo) • Lula Central • Bonito
• Franco Sul Profundas
• Lula Sul (P-76) • Sul Pq. Baleias
Baúna • Franco Leste
4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) •Tartaruga Verde Maromba
• 4,2
e Mestiça • Espadarte I
• Piloto Lula NE • Franco 1 • Iara Horst • Carcará
(Cid. Paraty) (P-74) (P-70) • Entorno de
milhões bpd
• Papa-Terra • Carioca • Parque dos Iara (P-73)
• Roncador IV Doces
(P-63) (P-62) • Lula Norte • Franco NW
• Roncador III • Sapinhoá (P-67) (P-77)
3,000 (P-55) Norte
• Iracema • Franco SW
(Cid. Ilhabela)
• Norte Pq. Norte (P-75)
Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75
(Cid.
• Papa-Terra Mangaratiba)
Baleia Azul (P-61) 2,5
(Cid. Anchieta)
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2%
25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou
38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
UEPs em operação 33
34. Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14
FPSO P-62: 180 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 70,5% / Realizado: 88,4%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 64%
Integração da P-62 no cais do Estaleiro Atlântico Sul, Ipojuca (PE) - jan/13 34
CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%
35. Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14
FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 41% / Realizado: 62%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%
Conversão do Casco do FPSO Cidade de Ilhabela, no Estaleiro CSSC, na China - fev/13 35
CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%
36. Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14
FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 58,3% / Realizado: 47,7%
CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%
Conversão do casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China - mar/13 36
CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%
37. PNG 2013-2017:
24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
• NE de Tupi
5,000 (P-72) (**)
• Lula Ext. Sul
(P-68) (**) • Iara NW
(P-71) (**) • Espadarte III
Piloto • Lula Alto (*) • Lula Oeste • SE Águas • Júpiter
Sapinhoá (P-69) (**) • Florim
• Lula Central (*) • Franco Sul Profundas
(Cid. São Paulo) • Bonito
• Sul Pq. Baleias
(P-76) (***)
Baúna • Lula Sul • Maromba
•Tartaruga • Franco Leste
4,000 (Cid. Itajaí) (P-66) (**)
Verde e Mestiça
• Espadarte I 4,2
• Franco 1 • Carcará
• Piloto Lula NE
(P-74) (***) • Iara Horst • Entorno de
(Cid. Paraty)
(P-70) (**) Iara (P-73) (**)
milhões bpd
• Papa-Terra • Carioca • Parque dos
• Roncador IV
(P-63) (P-62) Doces
• Lula Norte
• Franco NW
• Roncador III • Sapinhoá (P-67) (**)
3,000 (P-77) (***)
(P-55) Norte
• Iracema • Franco SW
(Cid. Ilhabela)
• Norte Pq. Norte (P-75) (***)
Baleias (P-58) • Iracema Sul (Cid. Itaguaí) 2,75
(Cid.
• Papa-Terra Mangaratiba)
Baleia Azul (P-61) 2,5
(Cid. Anchieta)
2,000
2,0 2,0 2,0 ±2% • 24 UEPs contratadas sendo 3 já em operação
(**) Casco com construção no Estaleiro Rio Grande (RS)
(***) Casco com conversão no Estaleiro Inhaúma (RJ)
• 15 novas UEPs a contratar entre 2013-17
1,000
2011
1905ral 2012
1905ral 2013
1905ral 2014
1905ral 2015
1905ral 2016
1905ral 2017
1905ral 2018
1905ral 2019
1905ral 2020
1905ral
UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação 37
38. Investimentos em Exploração no Brasil
Objetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos
Consolidação e delimitação das áreas licitadas do Pré-sal e da Cessão Onerosa, além do Pós-sal das bacias de Sergipe-Alagoas e
do Espírito Santo. Investimento seletivo nas Novas Fronteiras: Margem Equatorial e Margem Leste.
US$ 24,3 bilhões
Consolidação e Delimitação
Sergipe-Alagoas, Espírito Santo,
24%
Pré-sal Margem
(5,8) Equatorial
Novas Fronteiras
6%
(1,4) Cessão
70% Onerosa
(17,1) Margem
Pós-sal
Leste
Custo da Descoberta (US$ / boe)
1,96
1,56
1,15
0,58 0,64 0,76
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Custo da Petrobras Inferior ao das Majors
Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe
38
40. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de Poços
Construção de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos
236,7
Demais Áreas 89,2
147,5
16,3 Infraestrutura e Suporte
24,3 Exploração
Investimentos em Poços
E&P 147,5 Exploratórios e de
106,9 Desenvolvimento da Produção Desenvolvimento da Produção
somam US$ 75,0 bilhões
Investimentos Investimentos
PNG 2013-2017 em E&P Brasil
Aumento da frota de sondas e recursos de logística
• A Petrobras utiliza, atualmente, 69 sondas flutuantes para construção e manutenção
de poços no Brasil
A Construção de Poços representa:
• 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017
• 51% dos investimentos em E&P no Brasil
40
41. PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de Poços
Estrutura, Iniciativas e Ganhos Esperados
O PRC-Poço possui uma governança corporativa com o envolvimento de
todos os seus gerentes executivos e grande parte da estrutura técnico-
gerencial do E&P, com reportes trimestrais à Diretoria da companhia.
Plano de redução de custos composto por um total de 23 iniciativas
Custo Unitário Quantidade de Duração de cada
atividades atividade
Estrutura FRENTE 1 FRENTE 2 FRENTE 3
do Reduzir custos Otimizar escopos Buscar ganhos de
PRC-Poço unitários de projetos produtividade
4 iniciativas 7 iniciativas 12 iniciativas
priorizadas priorizadas priorizadas
No PNG 2013-2017 já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas a
redução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional.
As iniciativas em fase final de estruturação já identificam ganhos adicionais expressivos. Estes ganhos
serão quantificados até maio/2013 com o endereçamento destas iniciativas por projeto de investimento.
41
42. Abastecimento
Projetos em Implantação + Avaliação
US$ 64,8 bilhões
15%
(9,7)
13%
51% (8,4)
(33,3)
8%
(5,4)
5%
6% (3,3)
(4,0)
1% 1%
(0,3) (0,4)
Ampliação do Parque de Refino Ampliação de Frotas
Melhoria Operacional Petroquímica
Atendimento do Mercado Interno Logística para Etanol
Destinação do Óleo Nacional Corporativo
42
43. Investimentos no Abastecimento
Projetos em Implantação
US$ 43,2 bilhões
21%
(9,2)
DESTAQUES 2013-2017
45% 11%
(19,4) (4,9)
9% Ampliação do Parque de Refino na Carteira em
(3,7)
6% 6% Implantação: RNEST (Pernambuco) e COMPERJ
(2,4) (2,8)
1% 6% Trem 1 (Rio de Janeiro)
(0,3) 1% (2,8)
(0,4) Ampliação do Parque de Refino em fase de
Projetos em Avaliação projeto: Premium I (Maranhão) Premium II (Ceará)
US$ 21,6 bilhões
2% e COMPERJ Trem 2 (Rio de Janeiro)
(0,5)
Carteira de Adequação de Diesel e Gasolina:
16%
(3,5)
REPLAN, RPBC, REGAP, REFAP e RLAM
64%
(13,8) 8% Ampliação da frota de navios: PROMEF - 45
(1,7) Navios de Transporte de Óleo e Derivados
7% 3%
(1,5) (0,5)
Ampliação do Parque de Refino Atendimento do Mercado Interno Ampliação de Frotas Logística para Etanol
Melhoria Operacional Destinação do óleo nacional Petroquímica Corporativo 43
44. Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14
Capacidade de Processamento: 230 mbpd
9 5
1
2
8
8 4
1 4
6
3
8
8
6 6
7
6
6
6
7
44
AVANÇO FÍSICO TOTAL- Previsto: 70,3% / Realizado: 70,6%
Vista aérea da Refinaria do Nordeste – RNEST – fev/13 CONTEÚDO LOCAL - Meta: 75% / Planejado: 86,5%
Legenda: (1) Área de tancagem de petróleo e derivados; (2) Unidade de Destilação Atmosférica; (3) Casa de Força; (4) Unidade de Coqueamento e Pátio de Coque; (5) Tanques de
produtos 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 o
Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados
Mercado de Derivados no
Brasil em 2020
Demanda 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 Implantação em Fase de Projeto
• Premium I - Trem 1
• RNEST: Em Obras 300 mil bpd - Out/17
Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14 2.408 3.380
Trem 2 - 115 mil bpd - Mai/15 • Premium II - Trem 1
300 mil bpd - Dez/17
• Comperj - Trem 2
• Comperj - Trem 1: Em Obras
- 972
300 mil bpd - Jan/18
165 mil bpd - Abr/15
• Premium I - Trem 2
Capacidade de Demanda Déficit
Processamento
300 mil bpd - Out/20
45