plano de negócios e gestão 2012 - 2016 - blog infopetro · 8 planos de negócio : metas de...
TRANSCRIPT
25 de Junho de 2012
Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016
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", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2012 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
2
“Historicamente, a Petrobras não cumpre suas metas de produção...”
Plano de Negócios
Plano de Negócios
3
8 Planos de Negócio: Metas de Produção Não Cumpridas
Planejamento do E&P fundamentado em “Metas Ousadas”, que se mostraram, ano a ano, não realistas
Metas de Produção de Óleo (mbpd)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
PN 2003-2007 1.590 1.620 1.820 2.030 2.220
PN 2004-2008 1.550 1.780 1.940 2.140 2.370 2.330 2.300
PN 2006-2010 1.910 2.000 2.100 2.200 2.300
PN 2007-2011 1.979 2.061 2.195 2.368 2.374
PN 2008-2012 1.875 2.050 2.191 2.296 2.374
PN 2009-2013 2.050 2.250 2.430
PN 2010-2014 2.100 2.180
PN 2011-2015 2.100
Produção Realizada 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.004 2.022
Desvio da Meta (78)
4
“Historicamente, os projetos da Petrobras atrasam...”
Plano de Negócios
Plano de Negócios
5
Refinaria do Nordeste (RNEST)
Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)mai/12
AprovaçõesData de Partida
do 1º Trem
InvestimentoTotal da Refinaria
(US$ bilhão)
Marco 0(set/05)
Nov/2011 2,3
Marco 1(dez/06)
Out/2011 4,1
Marco 2(nov/09)
Jul/2012 13,4
Marco 3(mar/12)
Set/2013 17,1
Marco 4(jun/12)
Nov/2014 20,1 (*)
Exemplo: Refinaria Abreu e Lima(2 Trens de 115 mbpd)
Prazos não Cumpridos, com Elevação dos Custos
Marcos de Partida do 1º Trem e Investimento Total da Refinaria
• Não cumprimento integral da Sistemática de Aprovação de Projetos
• Falhas no Acompanhamento Físico e Financeiro
* US$ 3,0 bilhões de pleitos em discussão.3
anos
de
atra
so
9 ve
zes
o cu
sto
inic
ial
6
“A Política de Conteúdo Local provoca atrasos nos projetos...”
Plano de Negócios
Plano de Negócios
7
Sondas de Perfuração Construídas no Exterior: Conteúdo Local Zero
Programação de Entrega para 2012 (LDA > 2.000m)
1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)
3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias)
4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias)
5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias)
6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias)
7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias)
8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul
9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador
10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora
11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41
12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa
13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa
14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa
Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil
Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso)
• Demanda por Bens e Serviços Aquecida Mundialmente
• Cumprimento do Conteúdo Local no Brasil e prazos de execução serão demonstrados mais adiante
8
“A Petrobras não pratica paridade de preços de combustíveis...”
Plano de Negócios
Plano de Negócios
9
Política Comercial de Preços de Derivados da Petrobras é de Longo PrazoVolum
es Importados (M
il bbl/ d)
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo**
(*) considera Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.
2012: defasagem conjuntural dos preços domésticos, com impactos acentuados pelo aumento de importações.
2009-2010: preços domésticos praticados pela Petrobras superiores aos preços internacionais
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização)** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
jan-
12
jan-
11
jan-
10
jan-
09
jan-
08
jan-
07
jan-
06
jan-
05
jan-
04
jan-
03
jan-
02
R$/
bbl
2008 2009 2010 2011 Jan-Abr/12
Importação de Diesel
Importação de Gasolina
PMR Brasil
PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)
Perdas
200720062005200420032002
Ganhos
10
Plano de Negócios
Plano de NegóciosNosso Diferencial: Descobertas no Brasil representam
63% daquelas em águas profundas nos últimos 5 anos
Nosso Diferencial: Nossas reservas estão localizadas a 300 km do principal mercado doméstico
11
Petrobras: Reservas Provadas no Brasil (bilhão boe)
• Reserva/Produção ���� 19,2 anos
• Apropriação de Reservas em 2011
Total: 1,24 bilhão boe
Pré-Sal: 1 bilhão boe
PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo
BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas
Brasil
• Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por63% destas descobertas.
• Projeções indicam que, com o desenvolvimento das reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com maior crescimento de produção dentre os países fora daOPEP até 2030 (PFC Energy).
Outras Descobertas
Águas Profundas
33.989 milhões bblN
ovas
Des
cobe
rtas
200
5-20
10
Brasil32%
19%
49%
15,7115,28
13,23
9,65
7,535,96
+164%
2011
+3%
2010
2005
2000
1995
1991 12
A Região Sudeste representa:� 47% do consumo de derivados� 62% do Consumo de Energia Elétrica� 65% do Consumo de Gás Natural� 55 % do PIB
Nosso Diferencial: O Valor das Nossas Reservas300 km do Mercado
13
Plano de Negócios
Plano de Negócios
Ações Imediatas na Gestão da Companhia para Melhorar os Resultados
14
4.910
3.070
2.022
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
PN 2011-2015
?
REALISMO
15
4.910
3.070
2.022
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
PN 2011-2015
Qual a produção realista possível para o ano de 2012?
E&P revisitou o cronograma de seus projetos durante 3 meses
REALISMO
16
4.910
3.070
2.0222.500
4.200
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
REALISMO
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
Qual a produção realista possível para o ano de 2012?
E&P revisitou o cronograma de seus projetos durante 3 meses
PN 2011-2015
PN 2012-2016
-1.000 mbpd
17
Fase IIdentificação da Oportunidade
Fase IIProjeto
Conceitual
Fase IIIProjeto Básico
Fase IV
Execução
Fase VEncerramento
Iniciação e Planejamento do Projeto
Entrada na Carteira Petrobras
PartidaAprovação do EVTE Fase I
Aprovação do EVTE Conceitual
DISCIPLINA DE CAPITAL
Aprovação do EVTE Básico e liberação
para Execução
Condição para a Contratação dos investimentos no
PN 2012-2016
Projetos de Exploração e Produção no Brasil:
Projetos nas Fases I, II e III poderão ter autorizada a antecipação de recursos quando essa medida comprovadamente contribuir para a
aceleração da produção de petróleo.
Exceção somente para o E&P no Brasil
2ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria: Seguir a Sistemática de Aprovação de Projetos
18
DESEMPENHO
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
set-0
9no
v-09
jan-
10m
ar-1
0m
ai-1
0ju
l-10
set-1
0no
v-10
jan-
11m
ar-1
1m
ai-1
1ju
l-11
set-1
1no
v-11
jan-
12m
ar-1
2m
ai-1
2ju
l-12
set-1
2no
v-12
jan-
13m
ar-1
3m
ai-1
3ju
l-13
set-1
3no
v-13
jan-
14m
ar-1
4m
ai-1
4ju
l-14
set-1
4no
v-14
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
set-0
9no
v-09
jan-
10m
ar-1
0m
ai-1
0ju
l-10
set-1
0no
v-10
jan-
11m
ar-1
1m
ai-1
1ju
l-11
set-1
1no
v-11
jan-
12m
ar-1
2m
ai-1
2ju
l-12
set-1
2no
v-12
jan-
13m
ar-1
3m
ai-1
3ju
l-13
set-1
3no
v-13
jan-
14m
ar-1
4m
ai-1
4ju
l-14
set-1
4no
v-14
(US
$ M
ilhõe
s)
Linha de Base Realizado Projetado
Acompanhamento Físico: Curva S Acompanhamento Financeiro: Curva S
Desvio de avanço físico mensal
Desvio de prazo
Entrada em operação planejada
Entrada em operação projetada
Custo total projetado
Custo total planejado
Desvio de custo
- Justificativas para desvio de prazo12
1
2
1
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras
Plano de Recuperação quando necessário
- Justificativas para desvio de custo1
Autorização para revisão orçamentária
• Todos os projetos do PN 2012-16 possuem Curvas S como referência única de gestão, planejamento e controle
• Criação de três novas gerências executivas nas Diretorias de Engenharia e de E&P, dedicadas exclusivamente à
construção das sondas de perfuração e unidades estacionárias de produção
3ª Ação da Presidente junto com a Nova Diretoria: Gerir Efetivamente os Projetos
19
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia
Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016
• Gestão focada no atendimento
das metas físicas e
financeiras de cada projeto
DESEMPENHO
• Curvas “S”• 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
• Realismo nas metas de
produção
PRIORIDADE
2012 2016
20
Investimentos PN 2012-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 13/06/12
Período 2012-2016US$ 236,5 bilhões
*4,5% de investimentos no exterior, sendo 90% em E&P
• Paridade com Preços de Importação de Derivados
• Manutenção do Grau de Investimento:
- Alavancagem menor que 35%
- Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x
• Não há emissão de novas ações
• Desinvestimentos de US$ 14,8 bilhões, com foco em ativos no exterior
Pressupostos da Financiabilidade
28%
CorporativoBiocombustíveisDistribuiçãoPetroquímicaG&ERTCE&P
60,0%(US$ 141,8 Bi)
27,7%(US$ 65,5 Bi)
1,3%(US$ 3,0 Bi)
1,6%(US$ 3,8 Bi)
1,5%(US$ 3,6 Bi)
2,1%(US$ 5,0 Bi)
5,8%(US$ 13,8 Bi)
E&P
21
Investimentos 2012-2016:Projetos em Implantação x Projetos em Avaliação
Em Implantação
US$ 208,7 bilhões
Em Avaliação
US$ 27,8 bilhões
+=PN 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
28%
** E&P no exterior
CorporativoBiocombustíveisDistribuiçãoPetroquímicaG&ERTCE&P
27,7%(US$ 65,5 Bi)
1,3%(US$ 3,0 Bi)
1,6%(US$ 3,8 Bi)
1,5%(US$ 3,6 Bi)
24,8%US$ 51,7 Bi
1,4%(US$ 3,0 Bi)
0,9%(US$ 1,9 Bi)
1,7%(US$ 3,5 Bi)
1,8%(US$ 3,7 Bi)
3,7%(US$ 7,8 Bi)
17% (**)(US$ 4,6 Bi)
50%(US$ 13,9 Bi)
21%(US$ 6,0 Bi)
5%(US$ 1,3 Bi)
0%(US$ 0,1 Bi)
7%(US$ 1,9 Bi)
Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se
encontram em Fase IV*
Projetos dos demais segmentos atualmente em Fase I, II e III.
833 projetos 147 projetos980 projetos
* Inclui as verbas já comprometidas dos projetos em avaliação de RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição, Biocombustíveis e Corporativo.
60,0%(US$ 141,8 Bi)
2,1%(US$ 5,0 Bi)
5,8%(US$ 13,8 Bi)
65,8%(US$ 137,2 Bi)
22
Em Avaliação: 147 ProjetosRTC, G&E, Petroquímica, Distribuição e Biocombustíveis
Período 2012-2016US$ 27,8 bilhões
* E&P no exterior
17% (*)(US$ 4,6 Bi)
50%(US$ 13,9 Bi)
21%(US$ 6,0 Bi)
5%(US$ 1,3 Bi)
7%(US$ 1,9 Bi)
Corporativo
Biocombustíveis
Distribuição
G&E
Petroquímica
RTC
E&P Internacional
0%(US$ 0,1 Bi)
• A mudança de fase destes projetos dependerá de:
a. Resultado dos Estudos de Viabilidade;
b. Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);
c. Competição pelos recursos financeiros disponíveis
d. Alinhamento dos custos das novas refinarias às métricas internacionais;
e. Disponibilidade de GN nacional para plantas de fertilizantes e novas termelétricas; e
f. outras variáveis.
Composição:Competição pelos recursos financeiros disponíveis
Criatividade � Simplicidade � Redução de CustoCriatividade � Simplicidade � Redução de Custo
23
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campos
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia ���� Segurança e Meio-Ambiente
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
24
Recursos Humanos: Engajamento dos empregados será valorizado
Avaliação do desempenho baseado em metas pessoais de maior peso alinhadas ao PN 2012-2016
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
2020
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquisição de projetos Brownfield
Em Operação
Mil m³ / ano
65,8%(US$ 1 37 ,2 B i )
1,4 %(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%(US$ 1 ,9 B i )
1 ,7 %(US$ 3,5 B i)
1 ,8 %(US$ 3 ,7 Bi )
3,7 %(US$ 7,8 B i)
2 4,8 %
(US$ 5 1,7 Bi )
17,0% (*)(US$ 4,6 B i)
5 0 ,0 %
(US$ 1 3,9 B i)
2 1,0 %(US$ 6,0 B i)
5 ,0 %(US$ 1 ,3 Bi )
7,0 %
(US$ 1,9 B i)
0 ,0%(US$ 0 ,1 B i )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
Biocombustíveis Distribuição
4.210
2.460
2.022
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Mil bpd
Pil oto Lula NE (Cid. Paraty)
Pil oto Sapinhoá(Cid. São Paul o)
Papa-Terra (P-61 e P-63)
Roncador II I (P-55)
Lul a Norte, Sul, Alto, Central
Franco 1 e 2
CariocaBaleia Azul(Cid. Anchieta)
Baúna e Piracaba(Cid. I tajaí)
Sapinhoá Norte (Cid. I lhabel a)
Iracema Sul (Cid. Mangarati ba)
Roncador IV (P-62)
Norte Pq. Baleias (P-58)
Iracema Norte
Aruanã
Iara NW, Horst
F ranco 3
NE Tupi
Júpi ter
Sul de Guará
Carcará
Franco 4 e 5
Espadarte I II
FlorimEntorno de Iara
Maromba
Boni to
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
E&P
Em operação
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
2012 2013 2014 2015 2016 2020
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
Capacidade Instalada = 16 Termelétr icas Próprias (5.158 MW)
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Projetos em Obra: Baixada Fluminense
Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I
Em Operação
MW
65,8%(US$ 1 37,2 B i)
1,4%(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%(US$ 1,9 B i)
1,7%(US$ 3,5 Bi )
1 ,8%(US$ 3,7 B i)
3 ,7%(US$ 7 ,8 Bi )
24,8%(US$ 5 1,7 Bi )
17 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi )
5 0 ,0 %(US$ 13,9 B i)
2 1,0 %(US$ 6,0 Bi )
5 ,0%(US$ 1 ,3 B i )
7,0 %(US$ 1 ,9 Bi )
0 ,0%(US$ 0 ,1 B i )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
G&E
262
462
236
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Nigéria – Egina
Em Produção
Em ImplantaçãoEm Aval iação
Peru Lotes 57 e 58Argentina – Parva Negra
Angola –Ogonga
Tanzania– Bloco 5
Mil boe/dia
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
65,8%(US$ 1 37 ,2 Bi)
1,4%(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%
(US$ 1,9 Bi )
1 ,7%(US$ 3,5 Bi )
1,8%
(US$ 3,7 Bi )
3 ,7%
(US$ 7,8 Bi )
2 4 ,8%(US$ 51 ,7 Bi )
17,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi)
50 ,0%(US$ 1 3,9 Bi )
2 1 ,0%
(US$ 6 ,0 Bi)
5 ,0%
(US$ 1 ,3 Bi)
7,0%
(US$ 1,9 Bi )
0 ,0%
(US$ 0 ,1 Bi )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
Internacional
Mercado de DerivadosMercado de Derivados
Kbpd
2011 2016
901 1.142
8481.011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000 2.758
51293
2.302
46885
Gasolina DestiladosÓleo Combustível e BunkerOutros
Petroquímica RTC
Mercado de DerivadosMercado de Derivados
Kbpd
2011 2016
901 1.142
8481.011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000 2.758
51293
2.302
46885
Gasolina DestiladosÓleo Combustível e BunkerOutros
Corporativo
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campus
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de Negócio
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
2020
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista) , Guarani e Total
Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquis ição de projetos Brow nfield
Em Operação
Mil m³ / ano
6 5,8%(US$ 1 37 ,2 Bi )
1,4%(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%(US$ 1 ,9 Bi )
1 ,7%(US$ 3,5 Bi)
1 ,8%(US$ 3 ,7 Bi )
3,7%(US$ 7,8 Bi)
2 4,8%
(US$ 5 1,7 Bi )
1 7,0% (*)(US$ 4,6 Bi)
5 0 ,0%
(US$ 1 3,9 Bi)
2 1,0%(US$ 6,0 Bi)
5 ,0%(US$ 1 ,3 Bi )
7,0%
(US$ 1,9 Bi)
0 ,0%(US$ 0 ,1 Bi )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
Biocombustíveis Distribuição
4.210
2.460
2.022
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Mil bpd
Pil oto Lula NE (Cid. Paraty)
Pil oto Sapinhoá(Cid. São Paul o)
Papa-Terra (P-61 e P-63)
Roncador II I (P-55)
Lul a Norte, Sul, Alto, Central
Franco 1 e 2
CariocaBaleia Azul(Cid. Anchieta)
Baúna e Piracaba(Cid. I tajaí)
Sapinhoá Norte (Cid. I lhabel a)
Iracema Sul (Cid. Mangarati ba)
Roncador IV (P-62)
Norte Pq. Baleias (P-58)
Iracema Norte
Aruanã
Iara NW, Horst
F ranco 3
NE Tupi
Júpi ter
Sul de Guará
Carcará
Franco 4 e 5
Espadarte I II
FlorimEntorno de Iara
Maromba
Boni to
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
E&P
Em operação
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
2012 2013 2014 2015 2016 2020
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
Capacidade Instalada = 16 Termelétr icas Próprias (5.158 MW)
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Projetos em Obra: Baixada F luminense
Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I
Em Operação
MW
6 5,8%(US$ 1 37,2 B i)
1,4%(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%(US$ 1,9 B i)
1,7%(US$ 3,5 Bi )
1 ,8%(US$ 3,7 B i)
3 ,7%(US$ 7 ,8 Bi )
2 4,8%(US$ 5 1,7 Bi )
17 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi )
5 0 ,0%(US$ 13,9 Bi)
2 1,0%(US$ 6,0 Bi )
5 ,0%(US$ 1 ,3 Bi )
7,0%(US$ 1 ,9 Bi )
0 ,0%(US$ 0 ,1 Bi )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
G&E
262
462
236
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Nigéria – Egina
Em Produção
Em ImplantaçãoEm Aval iação
Peru Lotes 57 e 58Argentina – Parva Negra
Angola –Ogonga
Tanzania– Bloco 5
Mil boe/dia
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
6 5 ,8%
(US$ 1 37 ,2 Bi)
1,4%(US$ 3,0 Bi )
0 ,9%
(US$ 1,9 Bi )
1 ,7%(US$ 3,5 Bi )
1,8%
(US$ 3,7 Bi )
3 ,7%
(US$ 7,8 Bi )
2 4 ,8%(US$ 51 ,7 Bi )
1 7 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi)
50 ,0%(US$ 1 3,9 Bi )
2 1 ,0%
(US$ 6 ,0 Bi)
5 ,0%
(US$ 1 ,3 Bi)
7,0%
(US$ 1,9 Bi )
0 ,0%
(US$ 0 ,1 Bi )
US$ 27,8 biEm Avaliação
US$ 208,7 biEm Implantação
Internacional
Mercado de DerivadosMercado de Derivados
Kbpd
2011 2016
901 1.142
8481.011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000 2.758
51293
2.302
46885
Gasolina DestiladosÓleo Combustível e BunkerOutros
Petroquímica RTC
Mercado de DerivadosMercado de Derivados
Kbpd
2011 2016
901 1.142
8481.011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000 2.758
51293
2.302
46885
Gasolina DestiladosÓleo Combustível e BunkerOutros
Corporativo
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campus
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de Negócio
25
Exploração & Produção
68%(89,9)
12%(16,3)
19%(25,4)
Infraestrutura e Suporte
Exploração
Desenvolvimento da Produção
Período 2012-2016US$ 131,6 bilhões*
* Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional 26
ExploraçãoUS$ 25,4 bilhões
Desenvolvimento da ProduçãoUS$ 89,9 bilhões
Período 2012-2016
Investimentos no E&P
8%(2)
69%(17,5)
24%(6)
Cessão Onerosa
Pós-sal
Pré-sal49%(43,7)
34%(30,2)
18%(16,0)
Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infra-estrutura somam US$16,3 bilhões.27
Realismo: Nova Projeção da Produção de Óleo no Brasil
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de
Negócio
Prioridade para os
projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no
Brasil
FOCO: Realismo
2012 2016
PRINCIPAIS CAUSAS DOS DESVIOS
Projetos com Novas UEPs (36%)a. Cronogramas otimistasb. Curvas de produção otimistasc. Atraso na chegada das sondas importadasd. Tempos otimistas para construção e interligação de poços
(ramp ups não realistas)
Projetos para UEPs existentes (20%)a. Tempos otimistas para construção e interligação de poços
Projetos em Operação (23%)a. Redução de eficiência em alguns Ativos da Bacia de Campos
(Unidade Operacional Bacia de Campos);b. Ajustes de potencial de projetos implantados;
Novas Descobertas (21%)a. Postergações devido ao ainda baixo grau de maturidade
PN 2011-2015(9,2% a.a.)
-17%-710 mbpd
4.910
3.070
2.022
2.500
4.200
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
-1.000 mbpd
2014-2016(4 a 6% a.a.)
28
Curva de Produção Brasil – Pós-Sal, Pré-Sal e Cessão Onerosa
Pré-sal (concessão)
5%
Pós-sal
95%
Cessão Onerosa
1%Pré-sal (concessão)
30%
Pós-sal69%
Novas Descobertas (*)
12%Cessão Onerosa
19%
Pré-sal (concessão)
28%
Pós-sal42%
20112.022 mbpd
20162.500 mbpd
20204.200 mbpd
(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas
4.200
2.500
2.022
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Piloto Sapinhoá(Cid. São Paulo)Piloto Lula NE (Cid. Paraty)
Papa-Terra (P-61 e P-63)
Roncador III (P-55)
Baleia Azul(Cid. Anchieta)
Baúna e Piracaba(Cid. Itajaí)
Iracema Norte
Espadarte III
FlorimMaromba
Bonito
Entorno de Iara
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
UEPs19 até 2016
38 até 2020
Norte Pq. Baleias (P-58)
Roncador IV (P-62)
Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela)
Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)
Lula Alto
Lula Central
Lula Sul
Franco 1
Carioca 1
Lula Norte
Franco 2
Lula Ext. Sul
Iara Horst
NE Tupi
Carimbé
Aruanã
Iara NW
Franco 3
Franco 4
Sul de Guará
Júpiter
Carcará
Sul Pq. Baleias
Franco 5
Espadarte I
29
Disponibilidade de Sondas: Atraso nas EntregasAs sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior
Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO
Sondas previstas para 2011: 16Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso) 4242424140
26
16
875
+1 +1
20142013
+1+2
2012
+8 +10
201120082007 2010
+14
2009Núm
ero
de S
onda
s (L
DA
> 2
.000
m)
Sondas que chegarão em 20121. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)
3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias)
4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias)
5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias)
6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias)
7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias)
8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul
9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador
10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora
11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41
12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa
13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa
14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa
Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil
2015 2016
Sondas a contratar
30
Disponibilidade de Sondas: Atendimento à Demanda de Médio/Longo PrazoAs sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil
7 Sondas da Sete Brasil (estaleiro EAS)• Contratos assinados• Em negociação entrada de parceiro tecnológico (conclusão em jul/12)
21 Sondas Sete Brasil• Licitação concluída• Realizando auditoria nos estaleiros para assinatura dos contratos
• Previsão de aprovação dos contratos: jul/12, ago/12 e set/12
5 Sondas Ocean Rig• Em negociação Ocean Rig com Estaleiro
• Os estaleiros fornecem mensalmente para a Sete Brasil as Curvas S física e financeira de cada unidade a ser construída
• ENGENHARIA presta serviço à Sete Brasil de fiscalização de execução da obra
• E&P/PGSU (Programa de Gestão de Investimentos em Sondas e UEPs)
• gerencia o contrato de afretamento junto a Sete Brasil,
• controla o andamento da obra, • avaliando a exequibilidade das curvas S • toma as ações necessárias para garantir as metas de acordo com o Plano de Negócios
33 Novas Sondas Nacionais a Partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65%
Núm
ero
de S
onda
s (L
DA
> 2
.000
m)
+8
2018
+6+2
2020201920172012
+9
2016
ESTRATÉGIA DE CONTRATAÇÃO SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO
31
Projeto Baleia Azul: Desenvolvimento do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, através da perfuração, completação e interligação submarina de 10 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo
FPSO (Anchieta) afretada junto a SBM, escoando o gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.
Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em Agosto/12FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd
Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 44%
Pico de produção: mar/13
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 77,9%Realizado: 71,6%
32
Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção FPSO Anchieta
Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
fev-
10
mar
-10
abr-
10
mai
-10
jun-
10
jul-1
0
ago-
10
set-1
0
out-1
0
nov-
10
dez-
10
jan-
11
fev-
11
mar
-11
abr-
11
mai
-11
jun-
11
jul-1
1
ago-
11
set-1
1
out-1
1
nov-
11
dez-
11
jan-
12
fev-
12
mar
-12
abr-
12
mai
-12
jun-
12
jul-1
2
ago-
12
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)
2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12)
3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12)
4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12)
5 - Ancoragem do FPSO (ago/12)
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
Entrada em Operação Projetado: Ago/12
Entrada em Operação Planejado: Jul/12
1
3
54
UEP: Acompanhamento da construção e integração de uma UEP Afretada do tipo FPSO (Anchieta), com capacidade de processamento de 100 mbpd de óleo e de 3,5 milhões de m3/d de gás natural.
2
Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos das obras deadaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO do campo de Espadarte.
Just. 1Just. 2:
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 95,3%
Realizado: 98,4%
2012
33
Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Atraso na realização física até 30/abr/12 devido a reprogramação dacampanha de poços e por atraso na campanha de pré-lançamento dos dutos flexíveis.
Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul – Poços e Interligações
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ago-1
0se
t-10
out-1
0no
v-10
dez-1
0jan
-11fev
-11mar-
11ab
r-11
mai-11
jun-11 jul-11
ago-1
1se
t-11
out-1
1no
v-11
dez-1
1jan
-12fev
-12mar-
12ab
r-12
mai-12
jun-12 jul-12
ago-1
2se
t-12
out-1
2no
v-12
dez-1
2jan
-13fev
-13mar-
13
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
1 – Conclusão da Completação do 1º Poço Produtor (fev/12)
2 – Conclusão da Instalação dos Torpedos de Ancoragem (mar/12)
3 – Conclusão do Pré-Lançamento das Linhas do 1º Poço Produtor (abr/12)
4 – Interligação do Gasoduto Sul Norte Capixaba (set/12)
12
3
4
Poços e Interligações: Perfuração, completação e interligação submarina de 7 poços produtores e 3 poços injetores. Escoamento do gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
Just. 2:
Campanha de Poços
Total de Poços: 10
Já perfurados: 8
Poços a perfurar
jul/12: 1
out/12: 1Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 69,4%
Realizado: 59,7%
2012
34
1º óleo: Ago/12
Projeto Baúna e Piracaba: Desenvolvimento dos campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto Sídon). Perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. Construção e instalação de uma UEP do tipo
FPSO (Cidade de Itajaí) afretada junto à OOG-TK (Odebrecht e Teekay), com capacidade de processamento de 80 mbpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender ambos os campos.
Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em Outubro/12FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd
FPSO Cidade de Itajaí no estaleiro Jurong, em Cingapura – Mar/2012
Pico de produção: jan/14
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 60%Previsão de realização: 81%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 48,5%Realizado: 38,7%
35
Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em Setembro/13SS P-55: 180 mbpd
Projeto Roncador Módulo III: Desenvolvimento do Módulo III do campo de Roncador (pós-sal),(100% Petrobras) através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (P-55) e instalação de dois oleodutos e um gasoduto submarinos
Casco da P-55 no Pólo Naval de Rio Grande, no Brasil – mai/12
Pico de produção: abr/15
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 65%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 72,9%Realizado: 46,5%
36
Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração e completação de 13 poços e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de produção de 120 mil bpd de petróleo e 5 MM m3/d de gás natural
Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo em Janeiro/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd
FPSO Cidade de São Paulo no estaleiro Brasfels no Brasil – fev/12
Pico de produção: mai/14
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 50%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 31,1%Realizado: 30,6%
37
Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em Maio/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd
Projeto Piloto de Lula NE: Desenvolvimento da área Nordeste do campo de Lula. Perfuração e completaçãode 14 poços e interligação de um total de 15 poços ao FPSO Cidade de Paraty, afretado junto a QGOG/SBM e construção de um gasoduto de 20 km até a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba.
FPSO Cidade de Paraty no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – mar/12
Pico de produção: fev/15
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 30%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 30,0%Realizado: 22,9%
38
Conversão do Casco da P-63 no estaleiro Cosco, na China– Fev/12
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 65%
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em Julho/13FPSO P-63: 140 mbpd
Pico de produção: out/16
Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poços produtores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 FPSO com capacidade de
processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás.
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 65,3%Realizado: 52,1%
39
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em Outubro/13 TLWP P-61: 140 mbpd
Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poços produtores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 - FPSO com capacidade
de processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás.
Topside da P-61 no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura – fev/12
Pico de produção: out/16
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 65%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 65,3%Realizado: 52,1%
40
Projeto Parque das Baleias: Desenvolvimento dos campos de Baleia Franca (pré e pós-sal), Cachalote (pós-sal), Jubarte (pré-sal), Baleia Azul (pré-sal) e Baleia Anã (pós-sal), através da perfuração, completação e interligação de
24 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (P-58), em LDA de 1.399 m (unidade própria), com capacidade de processamento de 180 mbpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás
Conversão do Casco da P-58 no estaleiro Rio Grande, no Brasil – Mar/12
Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Janeiro/14FPSO P-58: 180 mbpd
Pico de produção: jan/15
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 58%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 41,7%Realizado: 34,1%
41
Atracação da P-62: Estaleiro Atlântico Sul, no Brasil - Jan/12
Projeto Roncador Módulo IV: Desenvolver a produção do Módulo 4 do campo de Roncador através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (FPSO P-62) e
instalação de um oleoduto e um gasoduto submarinos
Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14FPSO P-62: 180 mbpd
Pico de produção: jun/15
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 65%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 61,9%Realizado: 37,4%
42
Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpdProjeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços (8 produtores e 7 injetores) e na instalação
de uma UEP afretada (Cidade de Ilhabela) com capacidade de processamento de 150 mbpd e compressão de 6 MM m³/dia de gás.
Pico de produção: mar/16
Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro CSCC, na China– Mai/12
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 47%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 2,9%Realizado: 0,2%
43
Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd
Projeto Completo: Construção e interligação de 15 poços do tipo Big Bore, sendo 8 produtores e 7 injetores, e na instalação de UEP afretada com capacidade de processamento de 150 mil bpd e compressão de 8MM m³/dia de gas,
Pico de produção: fev/16
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 47%
Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China– Mai/12
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 5,1%Realizado: 4,3%
44
Investimentos em Exploração no Brasil:Ênfase em Novas Fronteiras
Pré-sal24%(6,0)
69%(17,5)
Cessão Onerosa
Pós-sal
8%(2,0)
Investimentos focados nas Novas Fronteiras (Margem Equatorial e Margem Leste), visando garantir R/P maior que 15, e na consolidação e delimitação das áreas do Pré-sal e da Cessão Onerosa.
Con
solid
ação
e
Del
imita
ção
Novas Fronteiras
1,561,15
0,760,640,58
2007 2008 2009 2010 2011
Custo da Descoberta (US$ / boe)
Custo da Petrobras Inferior ao das Majors
Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe
Margem Equatorial
Margem Leste
45
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia ���� Segurança e Meio-Ambiente
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campos
46
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campos
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia ���� Segurança e Meio-Ambiente
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
47
Visão geral:áreas de foco e
potencial de redução
Detalhamento e quantificação
ConsolidaçãoIIII II
8 semanas(junho-julho)
16 semanas(agosto-novembro)
4 semanas(dezembro)
• Estruturação• Definição de escopo• Avaliação inicial de oportunidades
• Definição do Portfolio de Iniciativas • Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis, marcos, metas e impactos)• Comunicação
MotivaMotivaçção:ão: Os gastos gerenciáveis respondem por 30% do desembolso anual da Petrobras.- Os gastos gerenciáveis foram de US$ 32 bilhões em 2011, equivalentes à geração operacional (US$ 33 bilhões) e 33% superior à captação realizada no período (US$ 24 bilhões).
PreparaPreparaçção do Programa ão do Programa –– Plano de APlano de Açção 2012ão 2012
Programa de Otimização de Custos Operacionais
Objetivo do ProgramaObjetivo do ProgramaIdentificar as oportunidades de redução de custo com impacto relevante e perene, em duas visões: ativos de produção (por exemplo: plataformas, refinarias e usinas termelétricas) e linhas de custo (por exemplo, estoques de materiais e combustível, logística e gestão da manutenção).
48
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campos
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia ���� Segurança e Meio-Ambiente
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
49
88
80
71 72
94 95 94 93
86879092
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
E&P: Eficiência Operacional
1T 2012201120102009
Eficiência Operacional - UO-BC
Eficiência Operacional - sem UO-BC
%
Eficiência Operacional - E&P
50
Melhoria dos níveis de eficiência operacional
da UO-BC
Aumento da confiabilidade de entrega da curva de óleo
prevista no PN 12-16
Objetivos do PROEF
Metas de eficiência
operacional para UO-BC
(%)
Melhoria de integridade dos sistemas de produção
89 88
80
7174
76
81
8890
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Eficiência Operacional da Bacia de Campos
Realizado Metas PROEF
Petrobras Está Lançando o PROEF nas Atividades de E&P da Bacia de CamposPROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
51
PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional
Estrutura do PROEF
15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas...
... com foco tanto em aumento de eficiência no curto prazo (2012-13), via
ações específicas e de suporte
... como na manutenção do desempenho no longo prazo (após
2013), via ações estruturantes
Campanha intensiva de recuperação em poços com incrustação
Aumentar disponibilidade de equipamentos críticos para UEPs
Exemplos
Simplificação e padronização de equipamentos
Substituição de sistemas de produção e projetos de revitalização
Exemplos
Recursose VPL
estimados
Dispêndios do PROEF:• Intervenções em poços, sistemas submarinos e plataformas via UMS's:
US$ 5,1 Bi (2012-16)
VPL estimado do PROEF:• De US$ 1,6 Bi a US$ 3,3 Bi
52
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa deOtimização de
Custos
Programa de Aumento daEficiência
Operacional da Bacia de Campos
Programa de Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia ���� Segurança e Meio-Ambiente
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
53
Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo Local
ObjetivoObjetivoAproveitar ao máximo a capacidade competitiva da indústria nacional de bens e serviços para o atendimento das demandas do PN 2012-2016 com prazos e custos adequados às melhores práticas de mercado
Planejamento do Conteúdo Local Mínimo dos Projetos do
PN 2012 - 2016
Monitoramento do Conteúdo Local
Registro do Conteúdo LocalIIII II
• Informações sobre a Capacidade da Indústria• Identificação de bens e serviços importados• Identificação de itens já nacionalizados
• Implantação de Indicadores de Conteúdo Local• Acompanhamento do conteúdo local nos projetos• Ações para recuperação de eventuais desvios de preço e prazo
• Elaboração dos Relatórios de Realização de Conteúdo Local por projeto (previsto x realizado)• Atualização da base de dados para futuros projetos
MotivaMotivaçção:ão: Maior eficiência em serviços de manutenção e pós venda, acesso aos fornecedores, otimização de custos logísticos, redução do tempo de transporte e prazo de entrega
Plano de APlano de Aççãoão
54
Longa História de Liderança Tecnológica e Operacional em Águas Profundas
Projetos Offshore no Mundo
Petrobras: Posição dominante na indústria offshore global
Fonte: PFC Energy Service Sector team, Junho/2012
Nota: Considera projetos offshore que estão em fase conceitual, FEED, em licitação ou em construção
• Necessidade de aumentar a
capacidade offshore
mundial para atender a
demanda da Petrobras
• Construções no Brasil:
ganhos de escala e de
padronização
55
56
Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil
Produtos Projetos no Brasil
Dutos Submarinos
• NKT Flexibles• Nova planta de dutos flexíveis no Brasil em 2013.
• Grupo Technip• Instalação de nova planta.
• Wellstream• Em 2013, planta atual terá expansão de 60% na capacidade.
• Prysmian• Expansão da planta para produção de dutos flexíveis.
• Butting• Construção de nova planta para a produção de dutos.
Umbilicais
• Duco e Nexans• Construção de novas plantas no Brasil em discussão.
• Oceaneering (MSD) • Capacidade de produção atual irá dobrar em início de 2013.
• MFX • 80% de expansão da capacidade de produção em 2013.
EquipamentosSubmarinos
• Aker• Crescimento da capacidade de produção.
• FMC• Crescimento da capacidade de produção e construção de novo centro tecnológico.
• GE• Expansão da planta de Jandira e construção de nova unidade.
• Cameron• Expansão Industrial.
56
Produtos Projetos no Brasil
Turbo-máquinas
•. Rolls-Royce• Construção de nova unidade em Santa Cruz (Turbo-geradores).
• Dresser-Rand• Construção de nova unidade em Santa Bárbara do Oeste (Turbo-compressores).
Guindastes offshore• MEP Pellegrini
• Atuando em parceria e em discussão para estabelecer planta no Brasil.
Dutos paraperfuração
• V&M do Brasil• Adaptando instalações atuais para produzir dutos.
Tubing CRA• V&M do Brasil
• Com capacidade de produzir ligas resistentes à elevada corrosão
Dutos de elevadodiâmetro
• USIMINAS• Qualificando nas instalações atuais.
Estruturas de açoofhore
• Metasa• Expansão Industrial.
Automação• Emerson
•Expansão Industrial para a montagem de equipamentos no Brasil.
57
Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil
57
Atração de Centros de Tecnologia para o Brasil
50 Redes Temáticas
No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção/operação 9 centros de P&D de importantes fornecedores de equipamentos e serviços:
Outras Companhias com planos de desenvolvimento de centros tecnológicos no Brasil:
• Weatherford
• Wellstream
• FMC Technologies
• Usiminas
• TenarisConfab
• Schlumberger
• Baker Hughes
• Halliburton
• General Electric
• Vallourec & Mannesman
• Cameron• IBM• Technip
Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 28/mai/12.
Parcerias da Petrobras com mais de 120 universidades e centros de pesquisa levam o Brasil a ter um complexo de pesquisa aplicada de relevância mundial
Expansão do CENPES (mar/2012)
58
FPSO Replicante (150 mbpd) - 1º óleo em Lula Alto em jan/2016Oito FPSOs a serem utilizados como UEPs em projetos do Pré-Sal nos blocos BMS-9 e BMS-11:Fabricação dos cascos e aquisição dos equipamentos críticos – OKConstrução dos módulos e integração das UEPs – assinatura dos contratos em julho/2012
FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascos no Estaleiro Rio Grande – ECOVIX - março/12
CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 73%Integração + Pacote I
8x
Casco - ok
Eq. Críticos Pacotes de Módulos
II+V III IVok
Equipamentos Críticos: - Guindastes - MEP- Turbo Geradores – ROLLS ROYCE- Compressores – DRESSER- Permutadores de Circuito Impresso - MEGGIT- Remoção de CO2 por membrana – UOP- Sist. de Queimador Apagado - HAMWORTH
59
InternacionalEm Implantação + Em Avaliação
US$ 10,7 bilhões
90%(9,7)
Corporativo
Distribuição
Petroquímica
R&M
G&E
E&P
1%(0,1)
4%(0,4)2%
(0,2)
1%(0,1)
2%(0,2)
60
Área de Negócio Internacional - Investimentos PN 2012-2016
Projetos em ImplantaçãoUS$ 6,0 bilhões
Projetos em Avaliação: US$ 4,7 bilhões
� Projetos Auto-financiáveis
� Fluxo de Caixa positivo para a
Petrobras
� Investimentos em projetos com alta
rentabilidade
� Complementaridade com os
negócios no Brasil
� 85% dos investimentos em projetos
de E&P
DESTAQUES 2012-2016
7%(0,4)
85%(5,1)
Corporativo
E&P
G&E
R&M Distribuição
Petroquímica
2%(0,1)
4%(0,2)
1%(0,1)
1%(0,1)
61
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Internacional: Perfil da Produção de Óleo e Gás Natural
Carteira em Implantação
Carteira emAvaliação
Projetos Exploratórios
Mil boe/dia
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
US$ 4,7 biEm Avaliação
US$ 6 biEm Implantação
85%(US$ 5,1 Bi)
1%(US$ 0,1 Bi)
2%(US$ 0,1 Bi)
4%(US$ 0,2 Bi)
1%(US$ 0,1 Bi)
7%(US$ 0,4 Bi)
97%(US$ 4,6 Bi)
3%(US$ 0,1 Bi)
230
168
236262
462
62
Abastecimento
21%(15,2)
44%(31,2)
17%(12,1)
8%(5,6)
4%(2,9 )
Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 71,6 bilhões
5%(3,5)
Biocombustíveis
Petroquímica
Ampliação de FrotasAmpliação do Parque de Refino
Destinação do Óleo Nacional
Atendimento ao Mercado Interno
Melhoria Operacional
1%(1,0)
63
Área de Negócios Abastecimento – Investimentos PN 2012-2016
9%(4,8)
17%(9,4)
20%(11,0)
45%(24,9)
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
201620152012 20142013
Biocombustíveis
Petroquímica
Destinação do Óleo Nacional
Ampliação de Frotas
Atendimento ao Mercado Interno
Melhoria Operacional
Ampliação do Parque de Refino
Projetos em ImplantaçãoUS$ 55,8 bilhões
Projetos em Avaliação: US$ 15,8 bilhões
Perfil de Investimentos 2012-2016US$ bilhão
1%(0,5)
� Alto fator de utilização dos ativos atuais,
conciliando flexibilidade e melhores margens
� Conclusão do 1º ciclo de investimentos em
qualidade
� Conclusão da refinarias RNEST e COMPERJ Trem 1
� Novas refinarias mantidas em avaliação (Fase I)
DESTAQUES 2012-2016
5%(2,9)
4%(2,4)
64
Abastecimento – Capacidade de Processamento
Capacidade de Processamento no Brasil
0
400
800
1.200
1.600
2.000
2.400
2.800
3.200
3.600
4.000
2012 2013 2014 2015 2016 2020
Mil bbl/dia
12 Refinarias em operação
=
Capacidade de 2.000 mil bbl / dia
Projetos em Obra: Refinaria RNEST, Comperj / 1º Trem
Fase I: Refinaria Premium IRefinaria Premium IIComperj / 2º Trem
Projetos em Avaliação(não serão concluídos antes de 2017)
Em Operação
Nenhuma nova refinaria será implantada até que tenhamos confiança de atingir menor CAPEX e retorno adequado (alinhamento às métricas internacionais)
US$ 15,8 biEm Avaliação
US$ 55,8 biEm Implantação
17%(US$ 9,4 Bi)
9%(US$ 4,8 Bi)
5%(US$ 2,9 Bi)
17%(US$ 9,4 Bi)
20%(US$ 11,0 Bi)
45%(US$ 24,9 Bi)
9%(US$ 4,8 Bi)
5%(US$ 2,9 Bi)
4%(US$ 2,4 Bi)
0,9%(US$ 0,5 Bi)
37%(US$ 5,8 Bi)
8%(US$ 1,2 Bi)
41%(US$ 6,4 Bi)
5%(US$ 0,8 Bi)
7%(US$ 1,1 Bi)
3%(US$ 0,5 Bi)
65
Complexidade de Refino – Média Petrobras(Metodologia Solomon)
44%+3pp
50%+6pp
20161T122006
41%
Rendimento Destilados Médios
16%
-6pp
22%+2pp
20161T122006
20%
9%
-3pp12%
-3pp
20161T122006
15%
Rendimento Óleo CombustívelRendimento Gasolina(Diesel e QAV )
9,6
+1,38,3
+1,2
201620122006
7,1
Os investimentos no refino vêm dotando o parque de maior complexidade, resultando em mix de derivados de maior valor agregado.
Melhoria no Perfil de Produção de Derivados
66
Refinaria do Nordeste (RNEST): A Implantação de uma nova refinaria no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Pernambuco, para processamento de 230 mbpd de petróleo. A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com a maior
taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).
Refinaria do Nordeste (RNEST): 1º Trem em Novembro/14
Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)– mai/12
CONTEÚDO LOCALMeta: 75%Realizado: 90%
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 94,5%Realizado: 57,5%
67
Curva S de Acompanhamento Físico: Refinaria do Nordeste (RNEST)
Justif 2: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidadede rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interligaçõeselétricas), impactos de chuvas e greves (linha de base EVTE não considera impactos),desempenho inferior ao previsto na linha de base dos contratos, atrasos na aquisiçãode equipamentos críticos.
Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).
Justif 1: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidade de rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interlig. elétricas), chuvas/greves durante 2011, atraso na aquisição de equipamentos pela Petrobras, atraso na implantação das tubovias de interligações, SNOX, Faixa de Dutos, ETDI, hidrorefino, caldeiras OC (desembaraço alfandegário e na montagem).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
set-0
5
dez-
05
mar
-06
jun-
06
set-0
6
dez-
06
mar
-07
jun-
07
set-0
7
dez-
07
mar
-08
jun-
08
set-0
8
dez-
08
mar
-09
jun-
09
set-0
9
dez-
09
mar
-10
jun-
10
set-1
0
dez-
10
mar
-11
jun-
11
set-1
1
dez-
11
mar
-12
jun-
12
set-1
2
dez-
12
mar
-13
jun-
13
set-1
3
dez-
13
mar
-14
jun-
14
set-1
4
dez-
14
mar
-15
jun-
15
set-1
5
dez-
15
mar
-16
jun-
16
set-1
6
dez-
16
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
1 - Conclusão das obras no Píer (abr/11)2 - Conclusão da montagem dos tanques de Água Bruta (jul/11)3 - Energização da Subestação de Entrada (dez/12)4 - Partida da ETDI (dez/13)5 - Partida da ETA (mar/14)6 - Partida das Caldeiras OC (abr/14)7 - Partida SNOX (out/14)8 - Partida do Trem 1 (nov/14)9 - Partida do Trem 2 (mai/15)
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
1
2
5
4
97
6Partida Projetado -Trem 1: Nov/14
Partida Planejado -Trem 1: Jul/12
8Justif. 1
Justif. 2
3
Previsto: 94,5%
Acumulado até 30/04/2012:
Realizado: 57,5%
Partida Planejado –Trem 2: Abr/13
Partida Projetado -Trem 2: Mai/15
68
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
set-0
5de
z-05
mar
-06
jun-
06se
t-06
dez-
06m
ar-0
7ju
n-07
set-0
7de
z-07
mar
-08
jun-
08se
t-08
dez-
08m
ar-0
9ju
n-09
set-0
9de
z-09
mar
-10
jun-
10se
t-10
dez-
10m
ar-1
1ju
n-11
set-1
1de
z-11
mar
-12
jun-
12se
t-12
dez-
12m
ar-1
3ju
n-13
set-1
3de
z-13
mar
-14
jun-
14se
t-14
dez-
14m
ar-1
5ju
n-15
set-1
5de
z-15
mar
-16
jun-
16se
t-16
dez-
16
(US$
Milh
ões)
Linha de Base Realizado Projetado
Curva S de Acompanhamento Financeiro: Refinaria do Nordeste (RNEST)
Justif 2: valorização cambial dos valores realizados, apropriação de juros do financiamento do BNDES – não previstos no EVTE, reajustes contratuais realizados –não previstos no EVTE, aditivos assinados e realizados – não previstos no EVTE.
Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).
Justif 1: Variação cambial, pagamento de reajustes contratuais, escopos não orçados, aditivos assinados, outros impactos e ganhos de REPENEC e Ex-tarifário.
Investimento Total Planejado:US$ 13.362 MM
Justif. 1
Justif. 2
Investimento Total Projetado: US$ 17.116 MM
Previsto: US$ 8821,8 MM
Acumulado até 30/04/2012:
Realizado: US$ 8350,4 MM
Aprovações DataInvestimento(US$ milhões)
Fase I 29/09/05 2.307
Fase II 21/12/06 4.056
Fase III 25/11/09 13.362
43 Pleito(s) totalizando US$ 2066,56 milhões
Pleitos Oficiais
11 Pleito(s) totalizando US$ 920,56 milhões
Pleitos Potenciais
69
72%(US$ 1,84 Bi)
Etanol
Biodiesel
Suprimento Agrícola
Corporativo
11%(US$ 0,28 Bi)
16%(US$ 0,41 Bi)
BiocombustíveisEm Implantação + Em Avaliação
US$ 2,5 bilhões
0,4%(US$ 0,01 Bi)
70
Biocombustíveis - Investimentos PN 2012-2016
6%(0,07)
90%(1,05)
Projetos em ImplantaçãoUS$ 1,2 bilhões
Projetos em Avaliação: US$ 1,4 bilhões
1%(0,01) 3%
(0,03)
Suprimento Agrícola
Corporativo
Etanol
Biodiesel
� Ampliação da produção de Etanol no Brasil
� Implantação de usina de biodiesel no Pará
� Operação de planta de Etanol 2G e de usina
de BioQAV em 2015
� Construção de uma planta de greendiesel em
Portugal
DESTAQUES 2012-2016
71
72
PBio: Capacidade de Produção de Etanol (mil m³ / ano)
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
2020
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquisição de projetos Brownfield
Em Operação
Mil m³ / ano
US$ 1,4 biEm Avaliação
US$ 1,2 biEm Implantação
90%(US$ 1,05 Bi)
6%(US$ 0,07 Bi)
3%(US$ 0,03 Bi)1%
(US$ 0,01 Bi)
57%(US$ 0,8 Bi)
21%(US$ 0,3 Bi)
21%(US$ 0,3 Bi)
1%(US$ 0,01 Bi)
72
Gás & Energia
12%(1,6)
17%(2,3)
4%(0,5)
42%(5,7)
11%(1,5)
14%(1,9)
Outros
Manutenção
Expansão - Transformação Gás-Química
Expansão - Regaseificação
Expansão - Movimentação de Gás Natural
Expansão - Geração de Energia Elétrica
Projetos em Implantação + Em AvaliaçãoUS$ 13,5 bilhões
73
� Conversão do gás natural em fertilizantes e
outros produtos gás-químicos (UFN III)
� Ampliação do processamento e
movimentação de gás natural
� Manutenção do parque industrial:
termelétricas, fábricas de fertilizantes, estações
de compressão, etc.
� Geração de energia
� Novo terminal de regaseificação de GNL
DESTAQUES 2012-2016
Área de Negócio Gás & Energia - Investimentos PN 2012-2016
6%(0,5)
20%(1,5)
32%(2,5)
7%(0,6)
24%(1,9)
10%(0,7)
Projetos em ImplantaçãoUS$ 7,7 bilhões
Projetos em Avaliação: US$ 5,9 bilhões
Outros
Expansão - Geração de Energia Elétrica
Expansão - Logística de Gás Natural
Expansão - Regaseificação de GNL
Manutenção
Expansão - Transformação Gás-Química
74
G&E: Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica a Gás Natural
Em operação
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
2012 2013 2014 2015 2016 2020
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW)
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Projetos em Obra: Baixada Fluminense
Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia II e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I
Em Operação
MW
US$ 5,9 biEm Avaliação
US$ 7,7 biEm Implantação
32%(US$ 2,5 Bi)
24%(US$ 1,9 Bi)
20%(US$ 1,5 Bi)
6%(US$ 0,5 Bi)
10%(US$ 0,7 Bi)
7%(US$ 0,6 Bi)
8%(US$ 0,5 Bi)
54%(US$ 3,2 Bi)
15%(US$ 0,9 Bi)
23%(US$ 1,3 Bi)
75
UTE Baixada Fluminense: Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW. Esta usina abastecerá o Sistema Interligado Nacional (SIN), comercializando um total 344 MW a partir de
mar/14 e 430 MW (Garantia Física) a partir de nov/14. A instalação será constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado.
UTE Baixada Fluminense: Entrada em operação em Novembro/14
Construção da UTE Baixada Fluminense – Jun/12
CONTEÚDO LOCAL: 61%(Bens: 31%; Serviços: 96%)
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 6,1%Realizado: 5,6%
76
Curva S de Acompanhamento Físico: UTE Baixada Fluminense
Just.2: não há desvio de realização fisica acumulada
Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW, constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado.
Just. 1: não há desvio de prazo.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
jan-
10fe
v-10
mar
-10
abr-
10m
ai-1
0ju
n-10
jul-1
0ag
o-10
set-1
0ou
t-10
nov-
10de
z-10
jan-
11fe
v-11
mar
-11
abr-
11m
ai-1
1ju
n-11
jul-1
1ag
o-11
set-1
1ou
t-11
nov-
11de
z-11
jan-
12fe
v-12
mar
-12
abr-
12m
ai-1
2ju
n-12
jul-1
2ag
o-12
set-1
2ou
t-12
nov-
12de
z-12
jan-
13fe
v-13
mar
-13
abr-
13m
ai-1
3ju
n-13
jul-1
3ag
o-13
set-1
3ou
t-13
nov-
13de
z-13
jan-
14fe
v-14
mar
-14
abr-
14m
ai-1
4ju
n-14
jul-1
4ag
o-14
set-1
4ou
t-14
nov-
14de
z-14
jan-
15fe
v-15
mar
-15
abr-
15m
ai-1
5ju
n-15
jul-1
5ag
o-15
set-1
5ou
t-15
nov-
15de
z-15
2010 2011 2012 2013 2014 2015
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
1- Início construção do canteiro de obras (jan/12) 2- Aprovação mapa de suprimentos (fev/12)3- Conclusão proj. básico (mar/12)4- Primeira estaca UTE (mar/12)5- Primeira estaca SE/LT (abr/12)6- Primeira estaca do prédio elétrico (abr/12)7- Início da cravação da primeira estaca da base do TGV (out/12) 8-Término da construção bases do TGGs 1 e 2 (dez/12)9- Operação Comercial Ciclo Simples (mar/14)
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
1
9
2
4
35
6 7
8
Data Partida (C. Combinado) -Projetado: Nov/14
Data Partida (C. Combinado) -Planejada: Nov/14
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 6,1%
Realizado: 5,6%
77
G&E: Capacidade Instalada de Produção de Fertilizantes - Uréia
A capacidade instalada de ureia das fábricas existentes desconta o volume consumido para a produção de ARLA 32.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Capacidade Instalada de Produção de Uréia no Brasil
2020
2 Fábricas de Fertilizantes = Capacidade de 1.109 mil ton / ano
Projetos em Obra: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS)
Projetos em AvaliaçãoFase III: UFN IV – Complexo Gás Químico (ES)
Em Operação
Mil ton / ano
US$ 7,7 biEm Implantação
32%(US$ 2,5 Bi)
24%(US$ 1,9 Bi)
20%(US$ 1,5 Bi)
6%(US$ 0,5 Bi)
10%(US$ 0,7 Bi)
7%(US$ 0,6 Bi)
US$ 5,9 biEm Avaliação
8%(US$ 0,5 Bi)
54%(US$ 3,2 Bi)
15%(US$ 0,9 Bi)
23%(US$ 1,3 Bi)
78
Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III: Implantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para atender à demanda crescente de fertilizantes nitrogenados no Brasil. Além da produção de 1.223 mil t/ano de
uréia, será ofertado ao mercado 70 mil t/ano de amônia.
Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III
Construção da UFN III – Jun/12
CONTEÚDO LOCAL: 67%(Bens: 47%; Serviços: 92%)
AVANÇO FÍSICOPrevisto: 29,3%Realizado: 24,4%
79
Curva S de Acompanhamento Físico: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III
Just. 2: A linha de base não contempla o planejamento dos contratos assinados (em31/08/11 após aprovação da Fase III).
Implantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para produção de 1.223 mil t/ano de uréia, com um excedente de 70 mil t/ano de amônia que será ofertado ao mercado
Just. 1: Não há desvio de prazo.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
jan-
09
mar
-09
mai
-09
jul-0
9
set-0
9
nov-
09
jan-
10
mar
-10
mai
-10
jul-1
0
set-1
0
nov-
10
jan-
11
mar
-11
mai
-11
jul-1
1
set-1
1
nov-
11
jan-
12
mar
-12
mai
-12
jul-1
2
set-1
2
nov-
12
jan-
13
mar
-13
mai
-13
jul-1
3
set-1
3
nov-
13
jan-
14
mar
-14
mai
-14
jul-1
4
set-1
4
nov-
14
jan-
15
mar
-15
mai
-15
jul-1
5
set-1
5
nov-
15
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Realizado Projetado
Data de Partida Projetado: Set/14
Data de Partida Planejada: Set/14
1 - Terraplenagem e drenagem do terreno (jan/12)2 - Início da montag.de estrut. metálica do Forno Reformador (mai/12)3 - Conclusão da linha de transmissão (mai/12)4 - Início da oper. do duto de descarte de efluentes líquidos (jul/12);5 - Chegada dos 1os equip. tagueados do Consórcio na obra (out/12)6 - Conclusão da fabric. do turbocompressor de Amônia (dez/12)7 - Comissionamento e partida da Unid. de Amônia (jun/14)8 - Comissionamento e partida das Unid. de Uréia e Granulação (jul/14)
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
12
3
4 56
7
8
Just. 2
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 29,3%
Realizado: 24,4%
80
21%(US$ 0,7 Bi)
Segmento Automotivo
Corporativo e TI
Segmento Consumidor
Subsidiárias e Aportes
Operações e Logística
13%(US$ 0,4 Bi)
21%(US$ 0,7 Bi)
Em Implantação + Em AvaliaçãoUS$ 3,3 bilhões
43%(US$ 1,4 Bi)
3%(US$ 0,1 Bi)
Distribuição
81
Distribuição - Investimentos PN 2012-2016
21%(0,67)
43%(1,39)
13%(0,42)
21%(0,70)
Projetos em ImplantaçãoUS$ 3,2 bilhões
Projetos em Avaliação: US$ 0,1 bilhões
1%(0,01)
Corporativo e TI
Subsidiárias e Aportes
Operações e LogísticaSegmento Consumidor
Segmento Automotivo
� Construção duas novas bases de distribuição
(Norte e Centro-Oeste)
� Ampliação e modernização da Fábrica de
Lubrificantes de Duque de Caxias
� 1.275 novas lojas de conveniência BR Mania
� Expansão de 142 km de gás canalizado no
Espírito Santo
DESTAQUES 2012-2016
82
83
Distribuição: Participação no Mercado (%)
Participação da BR no Mercado (%)
US$ 0,1 biEm Avaliação
US$ 3,2 biEm Implantação
21%(0,67)
43%(1,39)
13%(0,42)
21%(0,70)
1%(0,01)
100%(0,81)
39,139,039,4 40,339,539,1
0
10
20
30
40
50
2013 20142012 2015 20202016
34,233,032,831,9 33,2 33,4
%
Mercado Automotivo Mercado Global
83
Financiabilidade
84
Premissas de Planejamento Financeiro
Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento
Preço do Brent (bbl) US$ 110,82 em 2012, diminuindo para US$ 90 no longo prazo
Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 1,90 em 2012, valorizando para R$ 1,73 no longo prazo
Alavancagem < 35%
Dívida Líquida / Ebitda < 2,5x
Preço dos derivados no Brasil Paridade Internacional
Projetos em Implantação Contemplados no planejamento financeiro
Projetos em Avaliação Serão incorporados no planejamento financeiro à medida que sejam aprovados em suas fases
Desinvestimentos US$ 14,8 bilhões (maior parte em 2012 e o restante em 2013)
Uso de Caixa US$ 15 bilhões
Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento robusto
Captações anuais durante o período do plano:
Bruta - US$ 16 bilhões / Líquida - US$ 8,7 bilhões85
136
209
80
1515
37
Fontes Usos
Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento
Desinvestimentos e ReestruturaçõesUso do CaixaCaptações (Dívida)Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)InvestimentosAmortizações
US$
bilh
ões
Preço do Brent
Variação de US$ 5/bbl no preço do Brent resulta em uma variação de R$ 4,3 bilhões na geração operacional/ano
Produção
Variação de 100 mil bpd na produção de petróleo resulta em uma variação de R$ 3,3 bilhões na geração operacional/ano
Análise de sensibilidade:
A partir de 2016, a Companhia passa a ter fluxo de caixa livre positivo (antes dos dividendos)
US$ 246 US$ 246
86
37.498
21.78123.951
10.594
25.506
10.434
15.201
3.424
2009 2010 2011 2012 (Jan-Maio)
Bruta Líquida
Captações Anuais de Dívida
O montante requerido de dívida anual no período 2012-2016 está em linha com o das captações realizadas recentemente
Captações Líquidas e Brutas (US$ milhões)
CaptaçõesLíquidasPN12-16:US$ 8,7 bi/ano
CaptaçõesBrutasPN12-16:US$ 16 bi/ano
Obs: Captações Líquidas: Captações – Amortizações do principal. Valores de maio de 2012 são estimativas 87
Perfil da Dívida: Diversificação, Longo Prazo e Atrelada ao Dólar
Maturidade Categoria Moeda Taxa
Dívida Total (US$ 82 bilhões em 31/12/2011)
BNDES23%
Debent.2%
Créd. Exp.6%
Instituições Financeiras35%
Mercado de Capitais Int.
32%
Outros2%
Dólar72%
Yen2% Real
22%
GBP1%
Euro3%
Fixa 48%
Flutuante 52%Longo Prazo
89%
Curto Prazo11%
Cronograma de amortização de dívida de longo prazo
US$ 3,7 bi
88
25 de Junho de 2012
Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016
FIM