Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 - apresentação IBEF

Plano de Negócios e Gestão

2012 - 2016

01 de Agosto de 2012IBEF

2

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:

3

Produção de Óleo

(milhão bpb

)

Brasil: Crescimento em Óleo e Gás Acima da Média Mundial

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

Entre 2000 e 2011...

PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL

MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a


MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a

RESERVAS DE ÓLEO E GN

MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

56,435,1

20112000

+61% +36%

2011

8.975

2000

6.606

BRASIL MUNDO

Produção de Gás Natural

(milhão m³/d

ia)

2,21,3

+73%

20112000

+12%

2011

84,5

2000

75,2

17,09,9

+73%

20112000 2011

+38%

2.711

2000

1.958

Reservas de Óleo

e GN (b

ilhão boe)

4

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 bbl

Novas Descobertas 2005-2010

Brasil32%

19%

49%

15,7115,28

13,23

9,65

7,535,96

+164%

2011

+3%

2010

2005

2000

1995

1991


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011

5

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

Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN

PNG 2012 – 2016: Revisão da Curva de Produção de Óleo & Gás

Qual a produção realista possível para o ano de 2012?

E&P revisitou o cronograma de seus projetos durante 3 meses

PN 2011-2015

PNG 2012-2016

-1.000 mbpd

-700 mbpd

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.


MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a


MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a

Prod

ução

de

Óle

o +

LGN

METAS REALISTAS

Pautadas em Projetos Típicos Já Desenvolvidos pela Petrobras no Exterior e no Brasil

2000 e 20112000 e 2011

6

Sondas de Perfuração LDA > 2.000m: Atraso nas Entregas

Sondas de Perfuração Importadas: Conteúdo Local ZERO

424242414026

16875

0

20

40

60+1

+2 +1 +10+8

+14

2016201520142013201220112010200920082007

+1

Núm

ero de Sondas (LDA > 2.000m)

Sondas que chegarão ao longo de 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 735 dias) -> Marlim Sul

9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 203 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 Onerosaem pré-inspeção

Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento (já no Brasil).

Sondas a contratar

Sond

a 2

Sond

a 8

Sond

as 1

, 3, 4

, 5, 6

, 7,

9, 1

0, 1

2 e

13

Sond

as 1

1 e

14

Sonda em navegação para o Brasil.

7

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

7

8

Brasil: Demanda de Derivados Cresce Acima da Média Mundial

CONSUMO DE GASOLINAMUNDO: +1,3% a.a.

BRASIL: +3,7% a.a.

• 1S12 x 1S11: +23,5%

CONSUMO DE GASOLINAMUNDO: +1,3% a.a.

BRASIL: +3,7% a.a.

• 1S12 x 1S11: +23,5%

Entre 2000 e 2011...

CONSUMO DE DIESELMUNDO: +2,3% a.a.

BRASIL: +3,3% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,0%

CONSUMO DE DIESELMUNDO: +2,3% a.a.

BRASIL: +3,3% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,0%

CONSUMO DE QAVMUNDO: -0,2% a.a.

BRASIL: +4,0% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,1%

CONSUMO DE QAVMUNDO: -0,2% a.a.

BRASIL: +4,0% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,1%

315 469

+49%

20112000

Dem

anda por

Gasolina (mbpd)

Dem

anda por

Diesel (mbp

d)

626 896

+43%

20112000

Dem

anda por

QAV (mbpd)

79 121

+53%

20112000

Dem

anda por

Óleo Com

bustível

(mbp

d)

-56%

2011

84

2000

189

CONSUMO DE ÓLEOCOMBUSTÍVEL

MUNDO: -1,8% a.a.

BRASIL: -7,1% a.a.

• 1S12 x 1S11: -5,4%

CONSUMO DE ÓLEOCOMBUSTÍVEL

MUNDO: -1,8% a.a.

BRASIL: -7,1% a.a.

• 1S12 x 1S11: -5,4%

Fontes: Petrobras para os dados do Brasil e Woodmackenzie para dados internacionais.

+15%

2011

22.533

2000

19.616

MUNDOBRASIL MUNDO

+29%

2011

26.072

2000

20.220

-2%

2011

6.393

2000

6.506

-18%

2011

7.958

2000

9.675

9

(mil bpd)

Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.

Mercado de Derivados no Brasil em 2020

(mil bpd)

Hoje o Brasil importa 15% dos derivados consumidos.


Importância da Expansão do Refino para o Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados

Déficit

- 514

Demanda

Déficit

- 678

Demanda

1.230

2.16636

SuperávitDemandaCapacidade deProcessamento

1.562

Déficit

- 385

Demanda

308693

1.562

Já Considerando em Operação a RNEST e o Comperj Trem 1

OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização.

N, N

E e CO

S e SE

N, N

E e CO

S e SE

Capacidade de Processamento


552RNEST

1.652ComperjTrem 1


10

Brasil: Crescimento em Fertilizantes Acima da Média Mundial

CONSUMO DE AMÔNIA

MUNDO: +2,1% a.a.

BRASIL: +2,6% a.a.

CONSUMO DE AMÔNIA

MUNDO: +2,1% a.a.

BRASIL: +2,6% a.a.

Entre 2000 e 2011...

CONSUMO DE UREIA

MUNDO: +3,3% a.a.

BRASIL: +5,0% a.a.

CONSUMO DE UREIA

MUNDO: +3,3% a.a.

BRASIL: +5,0% a.a.

CONSUMO DE SULFATO DE AMÔNIO

MUNDO: +1,6% a.a.

BRASIL: +1,9% a.a.

CONSUMO DE SULFATO DE AMÔNIO

MUNDO: +1,6% a.a.

BRASIL: +1,9% a.a.

414 548

+32%

20112000

Dem

anda por

Amôn

ia¹(mil ton)

Dem

anda por

Ureia²(mil ton)

2011

4.501

2000

2.620

+72%

Dem

anda por

Sulfato de Amônio³

(mil ton)

+23%

2011

2.339

2000

1.908Dem

anda Outros

Potássicos

4

(mil ton)

+73%

2011

4.431

2000

2.562

CONSUMO DE FERTILIZANTES POTÁSSICOS

MUNDO: +2,5% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

CONSUMO DE FERTILIZANTES POTÁSSICOS

MUNDO: +2,5% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

Fontes: ANDA/MDIC para dados do Brasil e Fertecon, CRU e IFA para dados internacionais.

163.274

2011

130.077

+26%

2000

MUNDOBRASIL MUNDO

2000 2011

+43%

154.437107.779

2000

17.872 21.363

+20%

2011

+31%

2011

29.200

2000

22.220

11

Importância de Novas Fábricas para Reduzir aDependência Externa de Fertilizantes Nitrogenados

Déficit

- 652

Demanda

Déficit

- 3.064

Demanda

5.872

913

(mil ton/ano)

Sem novas unidades o Brasil importará52% da demanda de Ureia e 71% da demanda de amônia.

Mercado de Nitrogenados no Brasil em 2020

Ureia

Amônia180

Déficit

- 413

Demanda

1.463

Déficit

- 2.857

Demanda

4.320

593

(mil ton/ano)

Hoje o Brasil importa 66% da Ureia e 70% da amônia consumida.

Mercado de Nitrogenados no Brasil em 2012

Ureia

Amônia

Já Considerando em Operação a UFN III -Mato Grosso do Sul

OBS: Considerando apenas os fertilizantes nitrogenados amônia e ureia.

Oferta Nacional

Oferta Nacional

Oferta Nacional

Oferta Nacional

2.807UFN III - MS

261UFN III - MS

12

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

Gestão Integrada do

Portfólio da Companh

ia

Segurança e Meio Ambiente: Vazamento Zero

• Todos os projetos do PN 2011-2015 foram mantidos

• Paridade com Preços de Importação de Derivados

• Manutenção do Grau de Investimento

• Não há emissão de novas ações

• Desinvestimentos de ativos existentes no exterior

13

PNG 12-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração 13/06/12

Período 2012-2016: US$ 236,5 bilhões980 Projetos

- Indicadores econômico-financeiros que não podem ser ultrapassados para manutenção do grau de investimento:

• Nível de Alavancagem Financeira < 35%;

• Indicador Dívida líquida/Ebitda < 2,5x.

- Não haverá emissão de novas ações.

- Desinvestimentos de ativos existentes de US$ 14,8 bilhões.

Financiabilidade Aprovada pelo C.A.US$ 236,5 bilhões

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

Não houve cortes ou inclusões de projetos no PNG 2012-2016 em relação ao PN 2011-2015

Investir para aumentar a produção de óleo e, em consequência, aumentar a Receita para Investir.

Refino, Transporte e Comercialização.

14

Aprovaçãodo EVTE¹Fase I

Fase VOperação

INICIAINICIAÇÇÃO E PLANEJAMENTO DO PROJETOÃO E PLANEJAMENTO DO PROJETO

FASE IIdentificação da Oportunidade

FASE IIProjeto

Conceitual

FASE IIIProjeto Básico

Aprovação do EVTE¹Básico e liberação para

Execução(início das obras)

Aprovaçãodo EVTE¹Conceitual

Entrada naCarteira daPetrobras

Partida

Fase IVExecuçãoObra

Projetos Em Implantação

¹EVTE: Estudo de Viabilidade Técnico Econômica

Organização dos Investimentos: Projetos em Avaliação e Implantação

Projetos Em Avaliação

15

Projetos em Implantação e Projetos em Avaliação

US$ 208,7 bilhões US$ 27,8 bilhões

+=PNG 2012-2016

US$ 236,5 bilhões

28%

** E&P no exterior


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)

833 projetos 147 projetos980 projetos

60,0%(US$ 141,8 Bi)

2,1%(US$ 5,0 Bi)

5,8%(US$ 13,8 Bi)

65,8%(US$ 137,2 Bi)

OBRAS

Projetos Em Implantação Projetos Em Avaliação

Projetos em Fase I, II e III.Projetos com Obras já Iniciadas

16

US$ 208,7 bilhões

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)

833 projetos

65,8%(US$ 137,2 Bi)

OBRAS

Projetos Em ImplantaçãoProjetos com Obras já Iniciadas

Curva de Produção Brasil: Projetos em Implantação no E&P


E&P Brasil:US$ 131,6 bi

Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN(mbpd)

Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Sondas e UEPs nas Diretorias de E&P e ENGENHARIA

¹ 49 Sondas: 16 construídas no exterior e 33 com construção no Brasil

² 38 UEP: 1 unidade com conteúdo local zero e outras 37 com conteúdo local contratado/previsto

UEPs19 entre 2012 e 201638 entre 2012 e 2020 ²

SondasLDA > 2.000 m

24 entre 2012 e 201649 entre 2012 e 2020 ¹

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema Norte Z1

Espadarte III

Florim

Maromba

Bonito

Entorno de Iara

Norte Pq. Baleias (P-58)

Roncador IV (P-62)

Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela)

Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)

Lula Alto P-66

Lula Central P-67

Lula Sul P-68

Franco 1 P-74

Carioca Z2

Lula Norte P-69

Franco 2 P-75

Lula Ext. Sul P-70

Iara Horst P-71

NE Tupi P-76

Carimbé

Aruanã

Iara NW P-72

Franco 3 P-77

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

CarcaráP-73

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I

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)

17

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)

65,8%(US$ 137,2 Bi)

OBRAS

Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda: Projetos em Implantação no Abastecimento

• Comperj - Trem 1 Em Obras

(165 mil bpd)

• RNEST Em Obras

(Trem 1 - 115 mil bpdTrem 2 – 115 mil bpd)

(mil bpd)



OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização.


US$ 208,7 bilhões833 projetos

Projetos Em ImplantaçãoProjetos com Obras já Iniciadas

Déficit

- 514

Demanda

Déficit

- 678

Demanda

1.230

2.166

N, N

E e CO

S e SE


552

1.652


RNEST

ComperjTrem 1

18

Refinaria do Nordeste (RNEST)

1950

RLAM

1954

SIX e RECAP

1955

RPBC

1957

REMAN

1961

REDUC

1966

LUBNOR

1968

REGAP

1972

REPLAN

1977

REPAR

1980

REVAP

1980 – Construção da REVAP: Projeto elaborado pela Snamprogetti (importado).

2014

RNEST

(Abreu e Lim

a)

Construção da RNEST (jun/12)Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)

REVAP (fev/08)São José dos Campos (SP)

REVAP: Última Refinaria Construída Há Mais de 34 Anos

Datas de inauguração

34 anos

SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da EngenhariaLições Aprendidas - 2006 a 2012

19

Aprendizado Organizacional: 2006SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia

Diretrizescontratuais

Rotinas deFiscalização

Listas de Verificação

Treinamento

Força de

Trabalho

Fontes

Relatórios de

Workshops

GESTOR

RACs

SIGA*

Relatórios de

acidentes

Intranet

REG

ISTR

O DE CONHECIMEN

TO NORTEC (Normalização

TénicaPetrobras)

MAGES(Manual de Gestão da ETM)

Documentos Normativos

Procedimentos

Mudanças, Melhorias devem ser incluídas no próximo projeto

Melhores PráticasPontos de AtençãoMelhores PráticasPontos de Atenção

LiçõesAprendidasLições

Aprendidas

COLE

TA DE ITEN

S DE CONHEC

IMEN

TO

SINAPSE Registro, consulta

e interação

Validação e Aprovação de

Itens de Conhecimento

* Sistema Integrado de Gestão de Anomalias

20

• Premium I - Trem 1(300 mil bpd - Out/17)

• Premium II(300 mil bpd - Dez/17)

• Premium I - Trem 2(300 mil bpd - Out/20)

Novas Refinariasem Avaliação

• Comperj - Trem 2 (300 mil bpd - Jan/18)

(mil bpd)



• Comperj - Trem 1Em Obras

(165 mil bpd - Abr/15)

• RNEST Em Obras

(Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14Trem 2 - 115 mil bpd – Mai/15)

Novas Refinariasem Implantação

Déficit

- 514

Demanda

Déficit

- 678

Demanda

1.230

2.166

N, NE e CO

S e SE


552

1.652


RNEST

ComperjTrem 1

Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Refinarias nas Diretorias de ABASTECIMENTO e ENGENHARIA

Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda: Projetos em Implantação e Avaliação

21

Desempenho: Monitoramento das MetasGestão dos Projetos em Implantação e Avaliação

Acompanhamento Físico Acompanhamento Financeiro

Projetos do PNG 12-16 possuem Curvas Ss: ferramenta de gestão, planejamento e controle

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

cumulad

o

Linha de Base Realizado Projetado

Desvio de avanço físico mensal

Desvio de prazo

Entrada em operação planejada

Entrada em operação projetada

- Justificativas para desvio de prazo12

1

2

Projetos críticos acompanhados mensalmente pela

Diretoria da Petrobras

Plano de Recuperação quando necessário

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$ Milh

ões)

Linha de Base Realizado Projetado

Custo total projetado

Custo total planejado

Desvio de custo1

Projetos críticos acompanhados mensalmente pela

Diretoria da Petrobras

- Justificativas para desvio de custo1

Autorização para revisão orçamentária

22

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

Pico de produção: mar/13

22

Avanço Físico: Previsto 84,7% e Realizado 78,2%

23

Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção FPSO Anchieta

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.

2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

jun-

09

jul-0

9

ago-

09

set-0

9

out-0

9

nov-

09

dez-

09

jan-

10

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

set-1

2

out-1

2

nov-

12

dez-

12

jan-

13

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.

1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)

2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (jun/12)

3 - Início da navegação do FPSO de Cingapura para o Brasil (jun/12)

4 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)

5 - Chegada do FPSO na locação (ago/12)

6 - Término da Ancoragem do FPSO. Campo Baleia Azul - ES (ago/12)

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

Entrada em Operação Projetado: Ago/12

Entrada em Operação Planejado: Jul/12

1

3 5

2

Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido ao atraso na desmobilização do FPSO do campo de Espadarte (atraso na licença do IBAMA e necessidade de remoção do LSA).

Just. 1Just. 2

Acumulado até 30/06/2012:

Previsto: 98,5%

Realizado: 99,2%

4

24

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

nov-

09

dez-

09

jan-

10

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

set-1

2

out-1

2

nov-

12

dez-

12

jan-

13

fev-

13

mar

-13

abr-

13

mai

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul – Poços e Interligações

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.

Campanha de Poços

Total de Poços: 10

Já perfurados: 9

Poços a perfurar

set/12: 1

2012

24

Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Avanço físico acumulado abaixo da linha de base do EVTE por conta de atraso na campanha de construção de poços do projeto e fabricação dos dutos flexíveis.

1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12)

2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)

3 - Obtenção da LO (ago/12)

4 - Início da produção de óleo (ago/12)

5 - Início da exportação de gás (out/12)

6 - Início da injeção de água (dez/12) 1

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

Just. 2:

Acumulado até 30/06/2012:

Previsto: 77,9%

Realizado: 70,5%

1º óleo: Ago/12

4

3

2

65

25

Plano de Negócios e Gestão 2012-2016

US$ 236,5 bilhões

PROCOPPROCOP -Programa deOtimização de

Custos Operacionais

PROEFPROEF --Programa de Aumento daEficiência

Operacional da Bacia de Campos

PROMINP PROMINP --PETROBRASPrograma de Gestão de

Conteúdo Local

Gestão Integrada do Portfólio da Companhia �� Segurança e Meio-Ambiente

Programas Estruturantes Integrantes do PNG 2012-2016

26

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 e Definição do Escopo• Identificação de Oportunidades• Quantificação preliminar

• 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

PROCOP - Programa de Otimização de Custos Operacionais

Objetivo do ProgramaObjetivo do ProgramaIdentificar as oportunidades de redução de custo com impacto relevante e perene, segundo duas visões: ativos, tais como plataformas, refinarias e usinas termelétricas; e linhas de custo, dentre elas estoques de materiais, combustível, logística e serviços.

27

Melhoria dos níveis de eficiência operacional

da UO-BC

Aumento da confiabilidade de entrega da curva de óleo prevista no PNG 2012-2016

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 – UO-BC

RealizadoMetas PROEF

PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional – UO-BC

Eficiência Operacional• Sem UO-BC: 94% 95% 94%• E&P Total: 90% 87% 86%

28

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

29

PROMINP - PETROBRAS 2012Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo Local

• Análise detalhada dos projetos• Distribuição da demanda na linha do tempo• Definição das estratégias de contratação

CONCLUÍDO:Planejamento do

Conteúdo Local Mínimo dos Projetos

ObjetivoObjetivoAproveitar ao máximo a capacidade competitiva da indústria nacional de bens e serviços para o atendimento das demandas do PNG 2012-2016 com prazos e custos adequados às melhores práticas do mercado internacional.

ATÉ 2016:Monitoramento do Conteúdo Local

ATÉ 2016:Registro do Conteúdo

LocalIVI III

• Capacidade competitiva da Indústria• Bens e serviços importados• Inserção de cláusulas contratuais

• Indicadores de Conteúdo Local• Acompanhamento do conteúdo local nos projetos• Ações para recuperação de eventuais desvios

• Relatórios de Realização de Conteúdo Local por projeto (previsto x realizado)• Atualização da base de dados para futuros projetos

MotivaMotivaçção:ão: Assistência técnica mais eficiente, maior suporte pós venda, maior disponibilidade operacional dos ativos, redução de estoques, redução do tempo de transporte e de prazo de entrega.

Plano de APlano de AççãoãoCONCLUÍDO:

Tradução do PNG 2012 -2016 em demandas de

bens e serviços

I II

Para a Petrobras o conteúdo local não é um dogma, mas uma decisão gerencial que viabiliza ganhos operacionais.

30

Requisitos de Conteúdo Local Associados aos Investimentos

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO• Plataformas, sondas de perfuração, equipamentos

submarinos, gasodutos e oleodutos de escoamento da produção, unidades de processamento de gás natural.

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO• Plataformas, sondas de perfuração, equipamentos

submarinos, gasodutos e oleodutos de escoamento da produção, unidades de processamento de gás natural.

Entre 2004 e 2011...

ABASTECIMENTO• Refinarias, unidades petroquímicas, navios de óleo

cru e derivados.

ABASTECIMENTO• Refinarias, unidades petroquímicas, navios de óleo

cru e derivados.

GÁS E ENERGIA• Gasodutos, estações de compressão, usinas

termelétricas.

GÁS E ENERGIA• Gasodutos, estações de compressão, usinas

termelétricas.

55 62

+6 p.p.

20112004

INDICADOR DE CONTEÚDO LOCAL CONSOLIDADO PELO PROMINP

Conteúdo Lo

cal

E&P

(%)

Conteúdo Lo

cal

Abastecimento

(%) 82 92

+10 p.p.

20112004

Conteúdo Lo

cal

Gás e Energia

(%)

+20 p.p.

2011

90

2004

70

Fontes: PROMINP

ATÉ 2016:Monitoramento do Conteúdo Local

ATÉ 2016:Registro do Conteúdo

LocalIVIII

31

Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo Out/12FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd

FPSO Cid. de Itajaí, Estaleiro Jurong, Cingapura – mar/12

CL= 81% (ANP=60)

P-55 após operação de deck mating no Estaleiro Rio Grande – jul/12

CL= 65% (ANP=0)

Projeto Roncador Mod III: 1º Óleo Set/13SS P55: 180 mbpd

Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo Jan/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd

FPSO Cidade São Paulo, Estaleiro Brasfels – fev/12

CL= 50% (ANP=30)

31

FPSO Cid. Anchieta, Estaleiro Keppel Shipyard, Cingapura– jul/12

CL= 44% (ANP=0)

Projeto Baleia Azul: 1º Óleo Ago/12FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd

32

Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo Maio/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd

FPSO Cidade de Paraty, Estaleiro Keppel Shipyard, Cingapura – mar/12

CL= 30% (ANP=30)

32

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo Jul/13 (P-63)FPSO P-63 + TLWP P-61: 140 mbpd

Conversão do Casco da P-63, Estaleiro Cosco, China – fev/12

CL= 65% (ANP=0)

Topside da P-61, Estaleiro Keppel Fels, Cingapura – fev/12

CL= 65% (ANP=0)

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 Out/13FPSO P-63 + TLWP P-61: 140 mbpd

Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Jan/14FPSO P-58: 180 mbpd

Conversão do Casco da P-58, Estaleiro Rio Grande – mar/12

CL= 58% (ANP=0)

33

FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascosEstaleiro Rio Grande – ECOVIX - mar/12

CL= 73% (ANP=30)

Projeto Roncador Módulo IV: 1º Óleo Mar/14FPSO P-62: 180 mbpd

Atracação da P-62, Estaleiro Atlântico Sul - Jan/12

CL= 65% (ANP=0)

33

Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo Set/14FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd

Casco do FPSO Cid. de Ilhabela, Estaleiro CSCC, China – Mai/12

CL= 47% (ANP=30)

Casco FPSO Cid. de Mangaratiba, Estaleiro Cosco, China – Mai/12

CL= 47% (ANP=30)

Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo Nov/14FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd

Lula Alto: 1º Óleo Jan/16FPSO Replicante: 150 mbpd

34

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

• Siemens

• Schlumberger

• Baker Hughes

• General Electric ¹

• Halliburton

• Vallourec & Mannesman

• Cameron• IBM• Technip

Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 29/jun/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)

¹ Em funcionamento em instalações temporárias até a conclusão da infraestrutura definitiva.

FIM

01 de Agosto de 2012IBEF

Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 - apresentação IBEF

Investor Relations

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