Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016
25 de Junho de 2012
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.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
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.
2
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Plano de Negócios
3
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8 Planos de Negócio: Metas de Produção Não Cumpridas
Metas de Produção
de Óleo
(mbpd)
2003
2004
2005
2006
2007
PN 2003-2007
1.590
1.620
1.820
2.030
2.220
1.550
1.780
1.940
1.910
2008
2009
2010
2.140
2.370
2.330
2.300
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
2.050
2.250
2.430
2.100
2.180
PN 2004-2008
PN 2006-2010
PN 2009-2013
PN 2010-2014
2011
2.100
PN 2011-2015
Produção Realizada
1.540
1.493
1.684
1.778
1.792
1.855
1.971
2.004
Desvio da Meta
2.022
(78)
No Plano Estratégico 1999, a meta de produção para 2005 era de 1.850 mbpd
No Plano Estratégico 2001, a meta de produção para 2005 era de 1.900 mbpd
Em 2005, a produção efetiva foi de 1.684 mbpd devido a atrasos na P-43, P-48 e P-50
Planejamento do E&P fundamentado em “Metas Ousadas”, que se
mostraram, ano a ano, não realistas
4
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Plano de Negócios
5
Refinaria
do Cumpridos,
Nordeste (RNEST)
Prazos não
com Elevação dos Custos
Marcos de Partida do 1º Trem e
Investimento Total da Refinaria
Marco 0
(set/05)
Nov/2011
Marco 1
(dez/06)
Out/2011
Marco 2
(nov/09)
Marco 3
(mar/12)
Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)
mai/12
Marco 4
(jun/12)
Jul/2012
Set/2013
Nov/2014
Investimento
Total da Refinaria
(US$ bilhão)
2,3
9 vezes o custo inicial
Aprovações
Data de Partida
do 1º Trem
3 anos de atraso
Exemplo: Refinaria Abreu e Lima
(2 Trens de 115 mbpd)
4,1
13,4
17,1
20,1 (*)
• Não cumprimento integral da Sistemática de Aprovação de Projetos
• Falhas no Acompanhamento Físico e Financeiro
* US$ 3,0 bilhões de pleitos em discussão.
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Plano de Negócios
7
Sondas de Perfuração Construídas no Exterior: Conteúdo Local Zero
Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso)
Programação de Entrega para 2012 (LDA > 2.000m)
1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)
8.
ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)
9.
Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador
3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias)
10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora
4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias)
11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41
5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias)
12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa
6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias)
13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa
7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias)
14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa
Sonda já recebida e em operação.
Sonda em recebimento. Já no Brasil
• Demanda por Bens e Serviços Aquecida Mundialmente
• Cumprimento do Conteúdo Local no Brasil e prazos de execução serão
demonstrados mais adiante
8
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Plano de Negócios
9
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Política Comercial de Preços de Derivados da Petrobras é de Longo Prazo
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* x Preço Médio no Golfo**
2002
260
2003
2004
2006
2005
2007
2008
2009
2011
2010
JanAbr/12
240
900
800
220
700
200
Ganhos
R$/bbl
180
600
160
500
140
400
120
300
100
200
80
PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)
Importação de Gasolina
PMR Brasil
Importação de Diesel
jan-12
jan-11
jan-10
jan-09
jan-08
jan-07
jan-06
jan-05
0
jan-04
40
jan-03
100
jan-02
60
Volumes Importados (Mil bbl / d)
Perdas
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização)
** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast) (*) considera Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.
10
Plano de Negócios
Plano de Negócios
Nosso 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
BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas
Novas Descobertas 2005-2010
PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo
33.989 milhões bbl
•
Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do
mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por
63% 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 da
OPEP até 2030 (PFC Energy).
19%
49%
32%
Brasil
Brasil
Águas Profundas
Outras Descobertas
Petrobras: Reservas Provadas no Brasil (bilhão boe)
+3%
15,28 15,71
• Reserva/Produção 19,2 anos
13,23
• Apropriação de Reservas em 2011
+164%
9,65
Total: 1,24 bilhão boe
Pré-Sal: 1 bilhão boe
7,53
2010
2011
2005
2000
1995
1991
5,96
12
Nosso Diferencial: O Valor das Nossas Reservas
300 km do Mercado
A Região Sudeste representa:
47% do consumo de derivados
62% do Consumo de Energia Elétrica
65% do Consumo de Gás Natural
55 % do PIB
13
Plano de Negócios
Plano de Negócios
Ações Imediatas na Gestão da Companhia para Melhorar
os Resultados
14
REALISMO
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12):
Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
4.910
5.000
PN 2011-2015
4.000
3.070
3.000
2.022
2.000
?
1.000
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
15
REALISMO
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12):
Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
4.910
5.000
PN 2011-2015
4.000
3.070
3.000
2.022
2.000
1.000
Qual a produção
realista possível
para o ano de
2012?
E&P revisitou o
cronograma de
seus projetos
durante 3 meses
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
16
REALISMO
1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12):
Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
4.910
5.000
PN 2011-2015
4.000
3.000
4.200
-1.000 mbpd
3.070
2.500
PN 2012-2016
2.022
2.000
1.000
Qual a produção
realista possível
para o ano de
2012?
E&P revisitou o
cronograma de
seus projetos
durante 3 meses
0
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
METAS REALISTAS
VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS
17
DISCIPLINA DE CAPITAL
2ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria:
Seguir a Sistemática de Aprovação de Projetos
Iniciação e Planejamento do Projeto
Fase I
Identificação da
Oportunidade
Entrada na
Carteira
Petrobras
Fase II
Projeto
Conceitual
Aprovação
do EVTE
Fase I
Fase III
Projeto Básico
Aprovação
do EVTE
Conceitual
Aprovação
do EVTE
Básico e
liberação
para
Execução
Fase IV
Execução
Fase V
Encerramento
Partida
Condição para a
Contratação dos
investimentos no
PN 2012-2016
Exceção somente para
o E&P no Brasil
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.
18
DESEMPENHO
3ª Ação da Presidente junto com a Nova Diretoria:
Gerir Efetivamente os Projetos
• 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
Acompanhamento Financeiro: Curva S
Acompanhamento Físico: Curva S
100
90
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras
Custo total
projetado
80
50
1
Desvio de prazo
40
30
2
Desvio de avanço físico mensal
- Justificativas para desvio de prazo
1
2
20
10
Custo total
planejado
(US$ Milhões)
Entrada em
operação projetada
Entrada em
operação planejada
60
- Justificativas para desvio de custo
1
Autorização para revisão
orçamentária
1
Plano de Recuperação quando
necessário
Desvio de custo
Linha de Base
Realizado
Projetado
set-09
nov-09
jan-10
mar-10
mai-10
jul-10
set-10
nov-10
jan-11
mar-11
mai-11
jul-11
set-11
nov-11
jan-12
mar-12
mai-12
jul-12
set-12
nov-12
jan-13
mar-13
mai-13
jul-13
set-13
nov-13
jan-14
mar-14
mai-14
jul-14
set-14
nov-14
0
set-09
nov-09
jan-10
mar-10
mai-10
jul-10
set-10
nov-10
jan-11
mar-11
mai-11
jul-11
set-11
nov-11
jan-12
mar-12
mai-12
jul-12
set-12
nov-12
jan-13
mar-13
mai-13
jul-13
set-13
nov-13
jan-14
mar-14
mai-14
jul-14
set-14
nov-14
% Acumulado
70
Linha de Base
Realizado
Projetado
19
Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016
PRIORIDADE
DESEMPENHO
• Curvas “S”
Gestão Integrada do
Portfólio da Companhia
2012
• Gestão focada
no atendimento
das metas
físicas e
financeiras de
cada projeto
DISCIPLINA DE
CAPITAL
• Garantir a
expansão dos
negócios da
Empresa com
indicadores
financeiros
sólidos
• Prioridade
para os
projetos de
exploração e
produção de
óleo e gás
natural no
Brasil
• Realismo
nas metas de
produção
2016
20
Investimentos PN 2012-2016: Aprovado pelo Conselho de
Administração da Petrobras em 13/06/12
Período 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Pressupostos da Financiabilidade
27,7%28%
E&P
•
Paridade com Preços de Importação de
Derivados
•
Manutenção do Grau de Investimento:
(US$ 65,5 Bi)
60,0%
5,8%
(US$ 141,8 Bi)
(US$ 13,8 Bi)
- Alavancagem menor que 35%
2,1%
- Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x
(US$ 5,0 Bi)
1,5%
(US$ 3,6 Bi)
1,6%
1,3%
(US$ 3,8 Bi)
•
Não há emissão de novas ações
•
Desinvestimentos de US$ 14,8 bilhões, com
foco em ativos no exterior
(US$ 3,0 Bi)
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
*4,5% de investimentos no exterior, sendo 90% em E&P
21
Investimentos 2012-2016:
Projetos em Implantação x Projetos em Avaliação
=
PN 2012-2016
Em Implantação
Todos os projetos de E&P no Brasil e os
projetos dos demais segmentos que se
encontram em Fase IV*
US$ 236,5 bilhões
Em Avaliação
+
Projetos dos demais segmentos atualmente
em Fase I, II e III.
US$ 208,7 bilhões
980 projetos
US$ 27,8 bilhões
833 projetos
27,7%
147 projetos
17% (**)
24,8%
(US$ 65,5 Bi)
(US$ 4,6 Bi)
US$ 51,7 Bi
28%
7%
(US$ 1,9 Bi)
0%
60,0%
65,8%
(US$ 141,8 Bi)
(US$ 137,2 Bi)
5,8%
3,7%
1,8%
50%
5%
(US$ 7,8 Bi)
(US$ 13,8 Bi)
(US$ 13,9 Bi)
(US$ 1,3 Bi)
(US$ 3,7 Bi)
2,1%
1,7%
(US$ 3,5 Bi)
(US$ 5,0 Bi)
1,5%
0,9%
(US$ 3,6 Bi)
1,6%
1,3%
(US$ 0,1 Bi)
1,4%
(US$ 3,8 Bi)
21%
(US$ 6,0 Bi)
(US$ 1,9 Bi)
(US$ 3,0 Bi)
** E&P no exterior
(US$ 3,0 Bi)
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
* Inclui as verbas já comprometidas dos projetos em avaliação de RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição, Biocombustíveis e Corporativo.
22
Em Avaliação: 147 Projetos
RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição e Biocombustíveis
Período 2012-2016
Composição:
US$ 27,8 bilhões
Competição pelos recursos financeiros disponíveis
17% (*)
Criatividade
Criatividade Simplicidade
Simplicidade Redução
Reduçãode
deCusto
Custo
(US$ 4,6 Bi)
7%
(US$ 1,9 Bi)
0%
50%
(US$ 0,1 Bi)
(US$ 13,9 Bi)
5%
(US$ 1,3 Bi)
21%
• A mudança de fase destes projetos
dependerá de:
a. Resultado dos Estudos de Viabilidade;
b. Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);
(US$ 6,0 Bi)
c. Competição pelos recursos financeiros disponíveis
d. Alinhamento dos custos das novas refinarias às
métricas internacionais;
* E&P no exterior
E&P Internacional
RTC
G&E
Petroquímica
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
e. Disponibilidade de GN nacional para plantas de
fertilizantes e novas termelétricas; e
f. outras variáveis.
23
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Otimização de
Custos
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
24
Recursos Humanos:
Engajamento dos empregados será valorizado
Avaliação do desempenho baseado em metas pessoais de maior peso alinhadas ao PN 2012-2016
1 7,0 % (*)
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
(US $ 4,6 B )i
5 0 0, %
17 ,0% (*)
(US $ 1 3,9 B )i
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
5.000
Plano de Negócios 2012-2016
2 1,0 %
(U S $ 6,0 B )i
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
5.000
6 5,8 %
2 4,8 %
(US$ 1 37 2, B i )
(US $ 5 1,7 Bi )
Programa de
Otimização de
Custos
2.000
0
3,7 %
(US $ 7,8 B )i
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Em Operação
2012
2015
2016
2017
2020
1 7,0 % (*)
(US$ 4,6 Bi)
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
Papa-Terra
(P-61 e P-63)
Roncador IV
(P-62)
Norte Pq. Baleias
(P-58)
Florim
Corporativo
8.000
7.000
Maromba
Boni to
6.000
4.210
3 ,7%
0
2012
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2015
2016
6 5,8 %
(US$ 1 37 2, Bi )
17 ,0% (*)
(US$ 4 6, Bi )
Programa de
Otimização de
Custos
2 4,8 %
(US$ 5 1,7 Bi )
3,7 %
(US$ 7,8 Bi)
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campus
Pil oto Lula NE
(Cid. Paraty)
4.000
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
1,4 %
(US$ 3,0 Bi )
2020
2017
Biocombustíveis
Sul de Guará
Lul a Norte, Sul, Aruanã
Alto, Central
Iara NW, Horst Carcará
Franco 3
Franco 4 e 5
Carioca
NE Tupi
Baleia Azul
(Cid. Anchieta)
Papa-Terra
(P-61 e P-63)
Baúna e Piracaba Roncador III
(Cid. Itajaí)
(P-55)
Roncador IV
(P-62)
Norte Pq. Baleias
(P-58)
Boni to
6.000
4.210
1,8 %
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Corporativo
2011
Distribuição
2013
2014
2015
2016
E&P
2018
93
512
1.142
901
0
2011
2016
Outros
Óleo Combustível e Bunker
Gasolina
Destilados
Outros
2016
Óleo Combustível e Bunker
Petroquímica
Gasolina
Destilados
RTC
(US$ 3, 5 Bi )
0 9, %
Capacidade Instalada = 16 Ter melétr icas Próprias (5.158 MW)
1,4 %
(US$ 3, 0 Bi )
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Em operação
US$ 208,7 bi
Em Implantação
Mercado de Derivados
Mercado de Derivados
0 ,0%
(US$ 0 1, Bi )
Kbpd
5 ,0 %
300
250
262
236
Em Implantação
1,7 %
2019
500
1.011
85
468
1.000
1.142
901
2011
50 ,0 %
(US$ 1 3,9 Bi )
1 7 0, % (*)
(US$ 4 ,6 Bi)
1 ,8%
Nigéria – Egina
T anzania
– Bloco 5
Angola –
Ogonga
Argentina – Parva Negra
Peru Lotes 57 e 58
Em Avaliação
200
Kbpd
2 1 ,0%
3.000
(US$ 6 ,0 Bi)
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
2.758
2.500
2.302
2.000
848
1.500
6 5 ,8 %
(US$ 1 37 2, Bi)
2 4 ,8%
(US$ 51 7, Bi )
150
3 7, %
(US$ 7,8 Bi )
100
1,8 %
(US$ 3,7 Bi )
500
93
2.758
2.500
2.302
2.000
848
1.500
512
1.142
500
1.011
85
468
1.000
901
0
901
93
512
1.142
0
1 7, %
(US$ 3,5 Bi )
Em Produção
3.000
1.011
85
468
1.000
(US $ 1, 9 B )i
50
2017
848
US$ 208,7 bi
Em Implantação
(US$ 1 ,3 Bi)
350
(US$ 7 ,8 Bi )
1.000
2012
2.302
2.000
1.500
0
(US$ 1,9 Bi )
7,0 %
462
450
2 4,8 %
(US $ 5 1, 7 Bi )
3 ,7%
0
2012
2.758
2.500
(US$ 1,9 Bi )
500
400
(US $ 1 37, 2 B )i
Projetos em Obra: Baixada F luminense
2.000
1.000
93
512
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
Mil boe/dia
6 5,8 %
3.000
2.460
3.000
1.011
85
468
500
1 7, %
(US$ 3,5 Bi )
1,4 %
(US$ 3,0 Bi )
5 0 0, %
(US$ 13,9 Bi)
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
Fase II: Barra do Rocha I
5.000
4.000
Iracema
Norte
848
7,0 %
(US$ 1 ,9 Bi )
2 1,0 %
(US$ 6,0 Bi )
Projetos em A valiação
Fase I: Bahia I e Sudeste VI
(U S $ 3, 7 B )i
2.022
Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por
Área de Negócio
8.000
7.000
2.302
2.000
1.000
3 7, %
(US$ 7,8 Bi )
(US$ 3,7 Bi )
5 ,0%
(US$ 1 3, Bi )
9.000
Florim
Maromba
Franco 1 e 2
2.000
0 ,9%
(US$ 1 9, Bi )
US$ 208,7 bi
Em Implantação
Sapinhoá Norte
(Cid. Ilhabel a)
Pil oto Sapinhoá Iracema Sul
(Cid. São Paul o) (Cid. Mangarati ba)
3.000
1 ,8 %
(US$ 3 ,7 Bi )
1 7, %
(US$ 3,5 Bi)
2016
2 4 ,8%
U
( S$ 51 7, Bi )
0 ,0%
(US$ 0 1, Bi )
2.000
2015
65,8%
(US$ 1 37 2, Bi)
Em Produção
Internacional
Espadarte III
Entorno de Iara
Júpi ter
2.500
1.500
2020
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
Mil bpd
Kbpd
2.758
3.000
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
100
G&E
5.000
Aquisição de projetos Brow nfield
2014
Em Avaliação
200
2011
2014
MW
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões
4.000
2013
Kbpd
2 1 ,0%
(US$ 6 ,0 Bi)
0
2013
5 0 0, %
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
Em Operação
T anzania
– Bloco 5
Angola –
Ogonga
Argentina – Parva Negra
Peru Lotes 57 e 58
150
Em Operação
(US$ 1 3,9 Bi)
2 1,0 %
(US$ 6,0 Bi)
2012
Nigéria – Egina
2020
7,0 %
0
Em Implantação
0 9, %
E&P
Projetos em Avaliação
Fase I:
3.000
262
236
(US $ 1, 9 B )i
US$ 208,7 bi
Em Implantação
Mercado de Derivados
0 ,0%
5 ,0 %
300
250
50
(US$ 1,9 Bi)
7.000
1.000
0 9, %
1,4 %
(US$ 3, 0 Bi )
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Em operação
2.000
1.000
5 ,0 %
(US$ 1 ,3 Bi )
8.000
5.000
(US$ 3, 5 Bi )
Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW)
3.000
0 ,0%
(US$ 0 1, Bi )
Mil m³ / ano
6.000
1 ,8%
(US$ 0 1, Bi )
(US$ 1 ,3 Bi)
350
(US$ 7 ,8 Bi )
5.000
4.000
Iracema
Norte
1.000
2011
2 4,8 %
(US $ 5 1, 7 Bi )
1,7 %
2.460
Distribuição
462
450
400
6 5,8 %
(US $ 1 37, 2 B )i
Mercado de Derivados
7,0 %
(US$ 1,9 Bi )
500
US$ 27,8 bi
Em Avaliação
Fase II: Barra do Rocha I
Projetos em Obra: Baixada Fluminense
50 ,0 %
(US$ 1 3,9 Bi )
17,0 % (*)
(US$ 4 ,6 Bi)
Mil boe/dia
2 1, 0 %
(US $ 6, 0 Bi )
Projetos em A valiação
Fase I: Bahia I e Sudeste VI
(U S $ 3, 7 B )i
2.022
Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por
Área de Negócio
Biocombustíveis
Baleia Azul
(Cid. Anchieta)
Baúna e Piracaba Roncador III
(Cid. Itajaí)
(P-55)
2.000
0 ,9%
(US $ 1 9, B i )
US$ 208,7 bi
Em Implantação
Pil oto Sapinhoá Iracema Sul
(Cid. São Paul o) (Cid. Mangarati ba)
3.000
1 ,8 %
(US$ 3 ,7 Bi )
1,4 %
(US$ 3,0 Bi )
2014
4.000
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
1 7, %
(US $ 3,5 B )i
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
2013
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campus
Júpi ter
Sul de Guará
Lul a Norte, Sul, Aruanã
Alto, Central
Iara NW, Horst Carcará
Franco 1 e 2
Franco 3
Franco 4 e 5
Carioca
NE Tupi
Sapinhoá Norte
(Cid. Ilhabel a)
5 , 0%
(US$ 1 3, B i )
9.000
Espadarte III
Entorno de Iara
Pil oto Lula NE
(Cid. Paraty)
4.000
1.000
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
Mil bpd
US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões
Projetos em Avaliação
Fase I:
Aquisição de projetos Brownfield
3.000
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
7, 0 %
(US$ 1 , 9 Bi )
0 , 0%
(US $ 0 1, B i )
MW
5 ,0 %
(US$ 1 ,3 Bi )
8.000
7.000
6.000
5 0 0, %
(US$ 13, 9 B )i
(US$ 4 6, Bi )
7,0 %
(US $ 1,9 B )i
0 ,0%
(US $ 0 1, B i )
Mil m³ / ano
2011
2011
2016
2016
0 9, %
0
Em Operação
2011
2013
2014
2015
2016
2020
G&E
2020
1,4 %
(US$ 3,0 Bi )
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
(US$ 1,9 Bi )
Outros
Óleo Combustível e Bunker
Gasolina
Destilados
Outros
Óleo Combustível e Bunker
Gasolina
Destilados
US$ 208,7 bi
Em Implantação
Internacional
Petroquímica
RTC
25
Exploração & Produção
Período 2012-2016
US$ 131,6 bilhões*
19%
(25,4)
12%
(16,3)
68%
(89,9)
Desenvolvimento da Produção
Exploração
Infraestrutura e Suporte
* Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional
26
Investimentos no E&P
Período 2012-2016
Exploração
Desenvolvimento da Produção
US$ 25,4 bilhões
US$ 89,9 bilhões
24%
(6)
Pré-sal
Pós-sal
Cessão Onerosa
8%
(2)
69%
(17,5)
34%
(30,2)
49%
(43,7)
18%
(16,0)
Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infra-estrutura somam US$16,3 bilhões.
27
FOCO: Realismo
Realismo: Nova Projeção da Produção de Óleo no Brasil
Prioridade
para os
projetos de
exploração e
produção de
óleo e gás
natural no
Brasil
Gestão Integrada do
Portfólio da Companhia e
não mais por somatório
dos projetos por Área de
Negócio
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
2012
2016
4.910
-17%
-710 mbpd
4.200
-1.000 mbpd
3.070
PN 2011-2015
(9,2% a.a.)
2.500
2.022
2014-2016
(4 a 6% a.a.)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
PRINCIPAIS CAUSAS DOS DESVIOS
Projetos com Novas UEPs (36%)
a. Cronogramas otimistas
b. Curvas de produção otimistas
c. Atraso na chegada das sondas importadas
d. Tempos otimistas para construção e interligação de poços
(ramp ups não realistas)
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
Projetos para UEPs existentes (20%)
a. Tempos otimistas para construção e interligação de poços
28
Curva de Produção Brasil – Pós-Sal, Pré-Sal e Cessão Onerosa
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
Franco 4
Norte Pq.
Baleias (P-58)
Baleia Azul
(Cid. Anchieta)
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo) Roncador IV
(P-62)
Piloto Lula NE
(Cid. Paraty)
Sapinhoá Norte
(Cid. Ilhabela)
Papa-Terra
(P-61 e P-63)
Baúna e Piracaba Roncador III
(P-55)
(Cid. Itajaí)
Iracema Sul
(Cid.
Mangaratiba)
UEPs
2.022
2011
2012
2013
Iracema
Norte
Lula Ext. Sul
Sul de Guará
Lula Alto
Iara Horst
Júpiter
Maromba
Lula Central
NE Tupi
Carcará
Bonito
Lula Sul
Carimbé
Sul Pq. Baleias
Entorno de Iara
Franco 1
Aruanã
Franco 5
Carioca 1
Iara NW
Espadarte I
Lula Norte
Franco 3
Florim
4.200
Franco 2
19 até 2016
2.500
38 até 2020
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2011
2016
2020
2.022 mbpd
2.500 mbpd
4.200 mbpd
Cessão Onerosa
Pré-sal (concessão)
Pré-sal (concessão)
5%
Espadarte III
2020
Novas Descobertas (*)
1%
12%
Cessão Onerosa
30%
42%
19%
Pós-sal
69%
95%
Pós-sal
Pós-sal
28%
Pré-sal (concessão)
29
(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas
Disponibilidade de Sondas: Atraso nas Entregas
As sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior
Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO
Número de Sondas (LDA > 2.000m)
Sondas a contratar
Sondas previstas para 2011: 16
Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso)
40 +1 41
+1 42
42
42
2015
2016
26 +14
+8 16 +10
5
2007
+2
7 +1
2008
8
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Sondas que chegarão em 2012
1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)
8.
ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)
9.
Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 dias) -> Roncador
3. Ocean Rig Mykonos – Coréia do Sul (atraso de 98 dias)
10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora
4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias)
11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41
5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias)
12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa
6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias)
13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa
7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias)
14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa
Sonda já recebida e em operação.
Sonda em recebimento. Já no Brasil
30
Disponibilidade de Sondas: Atendimento à Demanda de Médio/Longo Prazo
Número de Sondas (LDA > 2.000m)
As sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil
33 Novas Sondas Nacionais a Partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65%
+9
+8
+6
+2
2012
2016
ESTRATÉGIA DE CONTRATAÇÃO
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
2017
2018
2019
2020
SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO
• 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
31
Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em Agosto/12
Pico de produção: mar/13
FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd
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.
AVANÇO FÍSICO
Previsto: 77,9%
Realizado: 71,6%
Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012
CONTEÚDO LOCAL
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 44%
32
Curva S de Acompanhamento Físico:
Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção FPSO Anchieta
2012
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.
Just. 1
100
Just. 2:
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
90
1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)
80
2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12)
70
2
Entrada em Operação
Planejado: Jul/12
3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12)
Entrada em Operação
Projetado: Ago/12
1
50
40
30
20
Acumulado até 30/04/2012:
10
Previsto: 95,3%
Realizado: 98,4%
Linha de Base
Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos das obras de
adaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO do campo de Espadarte.
Realizado
ago-12
jul-12
jun-12
mai-12
abr-12
mar-12
fev-12
jan-12
dez-11
nov-11
out-11
set-11
ago-11
jul-11
jun-11
mai-11
abr-11
mar-11
fev-11
jan-11
dez-10
nov-10
out-10
set-10
ago-10
jul-10
jun-10
mai-10
abr-10
mar-10
0
fev-10
% Acumulado
5 - Ancoragem do FPSO (ago/12)
5
3
4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12)
60
4
Projetado
Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.
33
Curva S de Acompanhamento Físico:
Baleia Azul – Poços e Interligações
2012
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.
100
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
1º óleo: Ago/12
90
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)
Just. 2:
80
60
50
3
40
2
1
Campanha de Poços
Total de Poços:
10
Já perfurados:
8
Poços a perfurar
30
20
Acumulado até 30/04/2012:
10
jul/12:
1
out/12:
1
Previsto: 69,4%
Realizado: 59,7%
0
se
t- 1
0
ou
t-1
0
no
v-1
0
de
z-1
0
jan
-1
1
fe
v-1
1
ma
r-1
1
ab
r-1
1
ma
i-1
1
jun
-1
1
jul
-11
ag
o-1
1
se
t- 1
1
ou
t-1
1
no
v-1
1
de
z-1
1
jan
-1
2
fev
-1
2
ma
r-1
2
ab
r-1
2
ma
i-1
2
jun
-1
2
jul
-12
ag
o12
se
t- 1
2
ou
t-1
2
no
v-1
2
de
z-1
2
jan
-1
3
fev
-1
3
ma
r-1
3
0
ag
o-1
% Acumulado
70
4
Linha de Base
Justif 1: Não há desvio de prazo.
Realizado
Projetado
Justif 2: Atraso na realização física até 30/abr/12 devido a reprogramação da
campanha de poços e por atraso na campanha de pré-lançamento dos dutos flexíveis.
34
Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em Outubro/12
FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd
Pico de produção: jan/14
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.
AVANÇO FÍSICO
Previsto: 48,5%
Realizado: 38,7%
FPSO Cidade de Itajaí no estaleiro Jurong, em Cingapura – Mar/2012
CONTEÚDO LOCAL
Compromisso ANP: 60%
Previsão de realização: 81%
35
Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em Setembro/13
Pico de produção: abr/15
SS 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
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 72,9%
Realizado: 46,5%
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 65%
Casco da P-55 no Pólo Naval de Rio Grande, no Brasil – mai/12
36
Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo em Janeiro/13
Pico de produção: mai/14
FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 31,1%
Realizado: 30,6%
Compromisso ANP: 30%
Previsão de realização: 50%
FPSO Cidade de São Paulo no estaleiro Brasfels no Brasil – fev/12
37
Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em Maio/13
Pico de produção: fev/15
FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd
Projeto Piloto de Lula NE: Desenvolvimento da área Nordeste do campo de Lula. Perfuração e completação
de 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.
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 30,0%
Realizado: 22,9%
Compromisso ANP: 30%
Previsão de realização: 30%
FPSO Cidade de Paraty no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – mar/12
38
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em Julho/13
Pico de produção: out/16
FPSO P-63: 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.
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 65,3%
Realizado: 52,1%
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 65%
Conversão do Casco da P-63 no estaleiro Cosco, na China– Fev/12
39
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em Outubro/13
Pico de produção: out/16
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.
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 65,3%
Realizado: 52,1%
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 65%
Topside da P-61 no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura – fev/12
40
Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Janeiro/14
Pico de produção: jan/15
FPSO P-58: 180 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 41,7%
Realizado: 34,1%
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 58%
Conversão do Casco da P-58 no estaleiro Rio Grande, no Brasil – Mar/12
41
Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14
Pico de produção: jun/15
FPSO P-62: 180 mbpd
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
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 61,9%
Realizado: 37,4%
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 65%
Atracação da P-62: Estaleiro Atlântico Sul, no Brasil - Jan/12
42
Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14
Pico de produção: mar/16
FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd
Projeto 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.
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 2,9%
Realizado: 0,2%
Compromisso ANP: 30%
Previsão de realização: 47%
Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro CSCC, na China– Mai/12
43
Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14
Pico de produção: fev/16
FPSO 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,
AVANÇO FÍSICO
Previsto: 5,1%
Realizado: 4,3%
Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China– Mai/12
CONTEÚDO LOCAL
Compromisso ANP: 30%
Previsão de realização: 47%
44
Investimentos em Exploração no Brasil:
Ênfase em Novas Fronteiras
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.
8%
(2,0)
Pré-sal
Margem
Equatorial
24%
(6,0)
69%
(17,5)
Pós-sal
Novas Fronteiras
Consolidação e
Delimitação
Cessão Onerosa
Margem
Leste
Custo da Descoberta (US$ / boe)
1,56
1,15
0,58
0,64
0,76
2007
2008
2009
2010
Custo da Petrobras Inferior ao das Majors
Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe
2011
45
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Otimização de
Custos
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
46
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Otimização de
Custos
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
47
Programa de Otimização de Custos Operacionais
Motivação: 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).
Objetivo do Programa
Identificar 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).
Preparação do Programa – Plano de Ação 2012
I
8 semanas
16 semanas
4 semanas
(junho-julho)
(agosto-novembro)
(dezembro)
Visão geral:
áreas de foco e
potencial de redução
• Estruturação
• Definição de escopo
• Avaliação inicial de oportunidades
II
Detalhamento e
quantificação
• Definição do Portfolio de Iniciativas
III
Consolidação
• Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis,
marcos, metas e impactos)
• Comunicação
48
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Otimização de
Custos
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
49
E&P: Eficiência Operacional
Eficiência Operacional - sem UO-BC
Eficiência Operacional - E&P
Eficiência Operacional - UO-BC
%
94
95
94
93
92
88
90
100
90
87
86
71
72
80
80
70
60
50
40
30
20
10
2009
2010
2011
1T 2012
0
50
Petrobras Está Lançando o PROEF nas Atividades de E&P da Bacia de Campos
PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
Melhoria dos níveis de
eficiência operacional
da UO-BC
Objetivos do
PROEF
Aumento da confiabilidade de
entrega da curva de óleo
prevista no PN 12-16
Melhoria de integridade dos
sistemas de produção
Eficiência Operacional da Bacia de Campos
Realizado
89
88
88
90
81
80
(%)
Metas de
eficiência
operacional
para UO-BC
Metas PROEF
74
76
71
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
51
PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional
15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas...
Estrutura
do PROEF
Recursos
e VPL
estimados
... 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
Exemplos
Exemplos
Campanha intensiva de recuperação em
poços com incrustação
Simplificação e padronização de
equipamentos
Aumentar disponibilidade de
equipamentos críticos para UEPs
Substituição de sistemas de produção e
projetos de revitalização
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
Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016
Plano de Negócios 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Otimização de
Custos
Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
53
Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo Local
Motivação: 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
Objetivo
Aproveitar 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
Plano de Ação
I
Planejamento do Conteúdo
Local Mínimo dos Projetos do
PN 2012 - 2016
• Informações sobre a Capacidade da Indústria
• Identificação de bens e serviços importados
• Identificação de itens já nacionalizados
II
Monitoramento do Conteúdo
III Registro do Conteúdo Local
Local
• 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
54
Longa História de Liderança Tecnológica e
Operacional em Águas Profundas
Petrobras: Posição dominante na indústria offshore global
Projetos Offshore no Mundo
•
Necessidade de aumentar a
capacidade offshore
mundial para atender a
demanda da Petrobras
•
Construções no Brasil:
ganhos de escala e de
padronização
Nota: Considera projetos offshore que estão em fase conceitual,
FEED, em licitação ou em construção
Fonte: PFC Energy Service Sector team, Junho/2012
55
Conteúdo Local
Empresas de Offshore se Instalando no Brasil
Produtos
Projetos no Brasil
• NKT Flexibles
• Nova planta de dutos flexíveis no Brasil em 2013.
• Grupo Technip
• Instalação de nova planta.
Dutos Submarinos
• 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.
• Duco e Nexans
Umbilicais
• 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.
• Aker
• Crescimento da capacidade de produção.
Equipamentos
Submarinos
• 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
56
Conteúdo Local
Empresas de Offshore se Instalando no Brasil
Produtos
Projetos no Brasil
•. Rolls-Royce
• Construção de nova unidade em Santa Cruz (Turbo-geradores).
Turbo-máquinas
• Dresser-Rand
• Construção de nova unidade em Santa Bárbara do Oeste (Turbocompressores).
Guindastes offshore
Dutos para
perfuração
Tubing CRA
• MEP Pellegrini
• Atuando em parceria e em discussão para estabelecer planta no Brasil.
• V&M do Brasil
• Adaptando instalações atuais para produzir dutos.
• V&M do Brasil
• Com capacidade de produzir ligas resistentes à elevada corrosão
Dutos de elevado
diâmetro
• USIMINAS
Estruturas de aço
ofhore
• Metasa
Automação
• Qualificando nas instalações atuais.
• Expansão Industrial.
• Emerson
•Expansão Industrial para a montagem de equipamentos no Brasil.
57
57
Atração de Centros de Tecnologia para o Brasil
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
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:
• Schlumberger
• FMC Technologies
• Baker Hughes
• Usiminas
• Halliburton
• TenarisConfab
• General Electric
• Vallourec & Mannesman
Expansão do CENPES (mar/2012)
Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 28/mai/12.
Outras Companhias com planos de desenvolvimento de
centros tecnológicos no Brasil:
• Weatherford
• Cameron
• IBM
• Wellstream
• Technip
58
FPSO Replicante (150 mbpd) - 1º óleo em Lula Alto em jan/2016
Oito 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 – OK
Construção dos módulos e integração das UEPs – assinatura dos contratos em julho/2012
Casco - ok
ok
Eq. Críticos
II+V
CONTEÚDO LOCAL
III
Pacotes de Módulos
IV
8x
Integração + Pacote I
Compromisso ANP: 30%
Previsão de realização: 73%
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
FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascos no Estaleiro Rio Grande – ECOVIX - março/12
59
Internacional
Em Implantação + Em Avaliação
US$ 10,7 bilhões
1% 4% 1%
2% (0,1) (0,4) (0,1)
2% (0,2)
(0,2)
90%
(9,7)
E&P
G&E
R&M
Petroquímica
Distribuição
Corporativo
60
Área de Negócio Internacional - Investimentos PN 2012-2016
Projetos em Implantação
US$ 6,0 bilhões
2%
(0,1)
1%
4% (0,1)
(0,2)
1%
(0,1)
DESTAQUES 2012-2016
Projetos Auto-financiáveis
Fluxo de Caixa positivo para a
7%
(0,4)
Petrobras
Investimentos em projetos com alta
rentabilidade
Complementaridade com os
85%
(5,1)
E&P
G&E
R&M
Petroquímica
negócios no Brasil
Distribuição
Corporativo
Projetos em Avaliação: US$ 4,7 bilhões
85% dos investimentos em projetos
de E&P
61
Internacional: Perfil da Produção de Óleo e Gás Natural
Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural
3%
(US$ 0,1 Bi)
Mil boe/dia
500
462
450
400
97%
(US$ 4,6 Bi)
350
300
250
US$ 4,7 bi
Em Avaliação
Projetos Exploratórios
262
236
Carteira em
Avaliação
230
200
150
168
7%
1%
1%
(US$ 0,1 Bi) (US$ 0,4 Bi)(US$ 0,1 Bi)
4%
(US$ 0,2 Bi)
2%
(US$ 0,1 Bi)
100
50
0
2011
Carteira em Implantação
2012
2013
85%
(US$ 5,1 Bi)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
US$ 6 bi
Em Implantação
62
Gás & Energia
Projetos em Implantação + Em Avaliação
US$ 13,5 bilhões
4%
11% (0,5)
(1,5)
12%
(1,6)
17%
(2,3)
42%
(5,7)
14%
(1,9)
Expansão - Geração de Energia Elétrica
Expansão - Movimentação de Gás Natural
Expansão - Regaseificação
Expansão - Transformação Gás-Química
Manutenção
Outros
63
Área de Negócio Gás & Energia - Investimentos PN 2012-2016
Projetos em Implantação
US$ 7,7 bilhões
6%
(0,5)
DESTAQUES 2012-2016
Conversão do gás natural em fertilizantes e
10%
(0,7)
outros produtos gás-químicos (UFN III)
20%
(1,5)
Ampliação do processamento e
24%
(1,9)
movimentação de gás natural
Manutenção do parque industrial:
termelétricas, fábricas de fertilizantes, estações
32%
(2,5)
7%
(0,6)
Expansão - Geração de Energia Elétrica
Expansão - Logística de Gás Natural
Expansão - Regaseificação de GNL
Expansão - Transformação Gás-Química
Projetos em Avaliação: US$ 5,9 bilhões
de compressão, etc.
Geração de energia
Manutenção
Outros
Novo terminal de regaseificação de GNL
64
G&E: Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica a Gás Natural
Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil
15%
(US$ 0,9 Bi)
8%
(US$ 0,5 Bi)
54%
MW
(US$ 3,2 Bi)
9.000
23%
(US$ 1,3 Bi)
US$ 5,9 bi
Em Avaliação
8.000
7.000
Projetos em Avaliação
Fase I: Bahia II e Sudeste VI
6.000
Projetos em Obra: Baixada Fluminense
Fase II: Barra do Rocha I
6%
(US$ 0,5 Bi)
10%
(US$ 0,7 Bi)
20%
(US$ 1,5 Bi)
5.000
24%
(US$ 1,9 Bi)
4.000
Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW)
3.000
11 Participações em Termelétricas (690 MW)
Em operação
2.000
32%
7%
(US$ 2,5 Bi)
(US$ 0,6 Bi)
US$ 7,7 bi
Em Implantação
1.000
0
2012
Em Operação
2013
2014
2015
2016
2020
65
UTE Baixada Fluminense: Entrada em operação em Novembro/14
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.
AVANÇO FÍSICO
Previsto: 6,1%
Realizado: 5,6%
Construção da UTE Baixada Fluminense – Jun/12
CONTEÚDO LOCAL: 61%
(Bens: 31%; Serviços: 96%)
66
Curva S de Acompanhamento Físico:
UTE Baixada Fluminense
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.
100
90
80
60
50
40
30
9
Data Partida (C. Combinado) Projetado: Nov/14
8
20
3
2
6
Acumulado até 30/04/2012:
7
Previsto: 6,1%
10
Realizado: 5,6%
0
jan-10
fev-10
mar-10
abr-10
mai-10
jun-10
jul-10
ago-10
set-10
out-10
nov-10
dez-10
jan-11
fev-11
mar-11
abr-11
mai-11
jun-11
jul-11
ago-11
set-11
out-11
nov-11
dez-11
jan-12
fev-12
mar-12
abr-12
mai-12
5
jun-12
jul-12
ago-12
set-12
out-12
nov-12
dez-12
jan-13
fev-13
mar-13
abr-13
mai-13
jun-13
jul-13
ago-13
set-13
out-13
nov-13
dez-13
jan-14
fev-14
mar-14
abr-14
mai-14
jun-14
jul-14
ago-14
set-14
out-14
nov-14
dez-14
jan-15
fev-15
mar-15
abr-15
mai-15
jun-15
jul-15
ago-15
set-15
out-15
nov-15
dez-15
% Acumulado
70
Data Partida (C. Combinado) MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
Planejada: Nov/14
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)
1
2010
4
2011
2012
Linha de Base
Just. 1: não há desvio de prazo.
2013
Realizado
2014
2015
Projetado
Just.2: não há desvio de realização fisica acumulada
67
G&E: Capacidade Instalada de Produção de Fertilizantes - Uréia
Capacidade Instalada de Produção de Uréia no Brasil
15%
(US$ 0,9 Bi)
8%
Mil ton / ano
(US$ 0,5 Bi)
54%
(US$ 3,2 Bi)
3.500
3.000
2.500
23%
(US$ 1,3 Bi)
US$ 5,9 bi
Em Avaliação
Projetos em Avaliação
Fase III: UFN IV – Complexo Gás Químico (ES)
2.000
1.500
6%
(US$ 0,5 Bi)
Projetos em Obra: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS)
10%
(US$ 0,7 Bi)
20%
(US$ 1,5 Bi)
24%
1.000
(US$ 1,9 Bi)
2 Fábricas de Fertilizantes = Capacidade de 1.109 mil ton / ano
500
Em Operação
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2020
A capacidade instalada de ureia das fábricas existentes desconta o volume consumido para a produção de ARLA 32.
32%
7%
(US$ 2,5 Bi)
(US$ 0,6 Bi)
US$ 7,7 bi
Em Implantação
68
Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III
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.
AVANÇO FÍSICO
Previsto: 29,3%
Realizado: 24,4%
Construção da UFN III – Jun/12
CONTEÚDO LOCAL: 67%
(Bens: 47%; Serviços: 92%)
69
Curva S de Acompanhamento Físico:
Unidade de Fertilizantes Nitrogenados 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
100
90
80
% Acumulado
70
60
50
Data de Partida
Planejada: Set/14
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
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)
40
Data de Partida
Projetado: Set/14
8
7
3
Just. 2
30
20
4
2
10
6
5
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 29,3%
Realizado: 24,4%
1
Linha de Base
Just. 1: Não há desvio de prazo.
Realizado
nov-15
set-15
jul-15
mai-15
mar-15
jan-15
nov-14
set-14
jul-14
mai-14
jan-14
mar-14
nov-13
set-13
jul-13
mai-13
jan-13
mar-13
nov-12
set-12
jul-12
mai-12
jan-12
mar-12
nov-11
set-11
jul-11
mai-11
mar-11
jan-11
nov-10
set-10
jul-10
mai-10
mar-10
jan-10
nov-09
set-09
jul-09
mai-09
mar-09
jan-09
0
Projetado
Just. 2: A linha de base não contempla o planejamento dos contratos assinados (em
31/08/11 após aprovação da Fase III).
70
Biocombustíveis
Em Implantação + Em Avaliação
US$ 2,5 bilhões
16%
(US$ 0,41 Bi)
11%
(US$ 0,28 Bi)
0,4%
(US$ 0,01 Bi)
72%
(US$ 1,84 Bi)
Biodiesel
Etanol
Corporativo
Suprimento Agrícola
71
Biocombustíveis - Investimentos PN 2012-2016
Projetos em Implantação
US$ 1,2 bilhões
1%
(0,01)
DESTAQUES 2012-2016
6% 3%
(0,07) (0,03)
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
90%
(1,05)
Biodiesel
Etanol
Corporativo
Suprimento Agrícola
Projetos em Avaliação: US$ 1,4 bilhões
72
PBio: Capacidade de Produção de Etanol (mil m³ / ano)
21%
(US$ 0,3 Bi)
Capacidade de Produção de Etanol no Brasil
21%
(US$ 0,3 Bi)
1%
(US$ 0,01 Bi)
Mil m³ / ano
57%
8.000
(US$ 0,8 Bi)
US$ 1,4 bi
Em Avaliação
7.000
6.000
5.000
Projetos em Avaliação
Fase I:
Aquisição de projetos Brownfield
6%
3%
1% (US$ 0,07 Bi)(US$ 0,03 Bi)
(US$ 0,01 Bi)
4.000
3.000
90%
(US$ 1,05 Bi)
2.000
1.000
0
Em Operação
2012
73
US$ 1,2 bi
Em Implantação
Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total
2013
2014
2015
2016
2017
2020
73
Abastecimento
Projetos em Implantação + Avaliação
US$ 71,6 bilhões
5% 1%
4%
(3,5) (1,0)
(2,9 )
8%
(5,6)
44%
(31,2)
21%
(15,2)
17%
(12,1)
Ampliação do Parque de Refino
Melhoria Operacional
Atendimento ao Mercado Interno
Destinação do Óleo Nacional
Ampliação de Frotas
Petroquímica
Biocombustíveis
74
Área de Negócios Abastecimento – Investimentos PN 2012-2016
Projetos em Implantação
US$ 55,8 bilhões
Perfil de Investimentos 2012-2016
US$ bilhão
16,0
14,0
4% 1%
5% (2,4) (0,5)
(2,9)
12,0
10,0
8,0
9%
(4,8)
6,0
45%
(24,9)
17%
(9,4)
4,0
2,0
0,0
2012
2013
2014
2015
2016
DESTAQUES 2012-2016
20%
(11,0)
Alto fator de utilização dos ativos atuais,
Ampliação do Parque de Refino
Ampliação de Frotas
Melhoria Operacional
Petroquímica
Atendimento ao Mercado Interno
Biocombustíveis
Destinação do Óleo Nacional
Projetos em Avaliação: US$ 15,8 bilhões
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)
75
Abastecimento – Capacidade de Processamento
Nenhuma nova refinaria será implantada até que tenhamos confiança de atingir menor
CAPEX e retorno adequado (alinhamento às métricas internacionais)
7%
3%
(US$ 1,1 Bi) (US$ 0,5 Bi)
Capacidade de Processamento no Brasil
5%
(US$ 0,8 Bi)
41%
(US$ 6,4 Bi)
Mil bbl/dia
4.000
37%
(US$ 5,8 Bi)
3.600
3.200
2.800
8%
Fase I:
Refinaria Premium I
Refinaria Premium II
Comperj / 2º Trem
(US$ 1,2 Bi)
US$ 15,8 bi
Em Avaliação
Projetos em Avaliação
(não serão concluídos antes de 2017)
4%
2.400
0,9%
5% (US$ 2,4 Bi) (US$ 0,5 Bi)
(US$ 2,9 Bi)
Projetos em Obra: Refinaria RNEST, Comperj / 1º Trem
9%
(US$ 4,8 Bi)
2.000
45%
(US$ 24,9 Bi)
1.600
17%
(US$ 9,4 Bi)
12 Refinarias em operação
1.200
20%
=
(US$ 11,0 Bi)
800
US$ 55,8 bi
Em Implantação
Capacidade de 2.000 mil bbl / dia
400
0
2012
Em Operação
2013
2014
2015
2016
2020
76
Melhoria no Perfil de Produção de Derivados
Os investimentos no refino vêm dotando o parque de maior complexidade, resultando em mix de derivados
de maior valor agregado.
Complexidade de Refino – Média Petrobras
(Metodologia Solomon)
9,6
8,3
7,1
+1,2
2006
Rendimento Destilados Médios
+1,3
2012
2016
Rendimento Gasolina
Rendimento Óleo Combustível
(Diesel e QAV )
+6pp 50%
+2pp 22%
20%
16%
41%
1T12
-3pp
12%
-6pp
+3pp 44%
2006
15%
2016
2006
1T12
2016
-3pp
9%
2006
1T12
2016
77
Refinaria do Nordeste (RNEST): 1º Trem em Novembro/14
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%).
AVANÇO FÍSICO
CONTEÚDO LOCAL
Previsto: 94,5%
Realizado: 57,5%
Meta: 75%
Realizado: 90%
Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)– mai/12
78
Curva S de Acompanhamento Físico:
Refinaria do Nordeste (RNEST)
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%).
100
90
80
% Acumulado
70
60
50
40
Justif. 1
Partida Planejado Trem 1: Jul/12
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
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)
Justif. 2
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)
30
8
5
3
4
Partida Projetado
-Trem 2: Mai/15
9
7
6
Partida Projetado
-Trem 1: Nov/14
Partida Planejado –
Trem 2: Abr/13
2
1
20
Acumulado até 30/04/2012:
10
Previsto: 94,5%
Realizado: 57,5%
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).
set-16
Justif 2: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidade
de rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interligações
elétricas), impactos de chuvas e greves (linha de base EVTE não considera impactos),
desempenho inferior ao previsto na linha de base dos contratos, atrasos na aquisição
de equipamentos críticos.
dez-16
jun-16
mar-16
set-15
dez-15
jun-15
mar-15
set-14
dez-14
jun-14
mar-14
set-13
jun-13
dez-13
Projetado
mar-13
set-12
dez-12
jun-12
dez-11
set-11
mar-12
Realizado
jun-11
mar-11
set-10
dez-10
jun-10
mar-10
set-09
dez-09
Linha de Base
jun-09
dez-08
mar-09
set-08
jun-08
dez-07
mar-08
set-07
jun-07
dez-06
mar-07
set-06
jun-06
dez-05
mar-06
set-05
0
79
Curva S de Acompanhamento Financeiro:
Refinaria do Nordeste (RNEST)
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%).
18.000
Aprovações
Data
Investimento
(US$ milhões)
Fase I
29/09/05
2.307
Fase II
21/12/06
4.056
Fase III
25/11/09
13.362
16.000
14.000
(US$ Milhões)
12.000
Justif. 1
Pleitos Oficiais
10.000
8.000
43 Pleito(s) totalizando US$ 2066,56 milhões
Justif. 2
Pleitos Potenciais
Investimento
Total Planejado:
US$ 13.362 MM
Investimento
Total Projetado:
US$ 17.116 MM
11 Pleito(s) totalizando US$ 920,56 milhões
6.000
4.000
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: US$ 8821,8 MM
2.000
Realizado: US$ 8350,4 MM
set-05
dez-05
mar-06
jun-06
set-06
dez-06
mar-07
jun-07
set-07
dez-07
mar-08
jun-08
set-08
dez-08
mar-09
jun-09
set-09
dez-09
mar-10
jun-10
set-10
dez-10
mar-11
jun-11
set-11
dez-11
mar-12
jun-12
set-12
dez-12
mar-13
jun-13
set-13
dez-13
mar-14
jun-14
set-14
dez-14
mar-15
jun-15
set-15
dez-15
mar-16
jun-16
set-16
dez-16
0
Linha de Base
Justif 1: Variação cambial, pagamento de reajustes contratuais, escopos não orçados,
aditivos assinados, outros impactos e ganhos de REPENEC e Ex-tarifário.
Realizado
Projetado
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.
80
Distribuição
Em Implantação + Em Avaliação
US$ 3,3 bilhões
13%
(US$ 0,4 Bi)
43%
(US$ 1,4 Bi)
21%
(US$ 0,7 Bi)
3%
(US$ 0,1 Bi)
21%
(US$ 0,7 Bi)
Subsidiárias e Aportes
Segmento Consumidor
Corporativo e TI
Segmento Automotivo
Operações e Logística
81
Distribuição - Investimentos PN 2012-2016
Projetos em Implantação
US$ 3,2 bilhões
DESTAQUES 2012-2016
13%
(0,42)
Construção duas novas bases de distribuição
43%
(1,39)
21%
(0,70)
(Norte e Centro-Oeste)
Ampliação e modernização da Fábrica de
Lubrificantes de Duque de Caxias
21%
(0,67)
1%
(0,01)
1.275 novas lojas de conveniência BR Mania
Expansão de 142 km de gás canalizado no
Espírito Santo
Subsidiárias e Aportes
Segmento Consumidor
Corporativo e TI
Segmento Automotivo
Operações e Logística
Projetos em Avaliação: US$ 0,1 bilhões
82
Distribuição: Participação no Mercado (%)
Participação da BR no Mercado (%)
%
50
40
39,4
39,0
39,1
39,1
39,5
100%
(0,81)
40,3
US$ 0,1 bi
Em Avaliação
30
20
31,9
32,8
33,0
33,2
33,4
34,2
13%
(0,42)
10
43%
(1,39)
0
2012
2013
2014
Mercado Automotivo
83
2015
2016
Mercado Global
2020
21%
(0,70)
21%
(0,67)
1%
(0,01)
US$ 3,2 bi
Em Implantação
83
Financiabilidade
84
Premissas de Planejamento Financeiro
Não emitir novas ações
Manter classificação de grau de investimento robusto
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
Captações anuais durante o período do plano:
Bruta - US$ 16 bilhões / Líquida - US$ 8,7 bilhões
85
Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento
US$ bilhões
US$ 246
15
15
US$ 246
37
A partir de 2016, a Companhia passa a ter fluxo
de caixa livre positivo (antes dos dividendos)
80
Análise de sensibilidade:
Preço do Brent
209
Variação de US$ 5/bbl no preço do Brent resulta em uma
variação de R$ 4,3 bilhões na geração operacional/ano
136
Produção
Fontes
Usos
Desinvestimentos e Reestruturações
Uso do Caixa
Captações (Dívida)
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)
Investimentos
Amortizações
Variação de 100 mil bpd na produção de petróleo resulta
em uma variação de R$ 3,3 bilhões na geração
operacional/ano
86
Captações Anuais de Dívida
Captações Líquidas e Brutas (US$ milhões)
37.498
25.506
23.951
Captações
Brutas
PN12-16:
US$ 16 bi/ano
21.781
15.201
10.594
10.434
7.170
2009
2010
2011
Bruta
Captações
Líquidas
PN12-16:
US$ 8,7 bi/ano
2012 (Jan-Maio)
Líquida
O montante requerido de dívida anual no período 2012-2016 está em linha com o das
captações realizadas recentemente
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
Dívida Total (US$ 82 bilhões em 31/12/2011)
Maturidade
Curto Prazo
11%
Categoria
Mercado de
Capitais Int.
32%
Outros
2%
Moeda
GBPEuro
Yen 1% 3%
2%
BNDES
23%
Debent.
2%
Créd. Exp.
6%
Taxa
Real
22%
Fixa 48%
Dólar
72%
Flutuante
52%
Longo Prazo
89%
Instituições Financeiras
35%
Cronograma de amortização de dívida de longo prazo
US$ 3,7 bi
88
FIM
Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016
25 de Junho de 2012