O documento apresenta os resultados financeiros e operacionais da Petrobras no 1o trimestre de 2013, destacando: 1) Lucro líquido de R$7,6 bilhões; 2) Produção total de petróleo e gás natural no Brasil de 1,9 milhões de barris por dia; 3) Novas descobertas e entrada em operação de novos equipamentos de produção.
O documento resume os resultados financeiros da empresa no 3o trimestre de 2013, incluindo:
1) A produção de petróleo e gás natural no Brasil se manteve estável em relação ao trimestre anterior.
2) Novas unidades de produção serão concluídas no 4o trimestre, contribuindo para o crescimento da produção em 2014.
3) As vendas de derivados no Brasil cresceram 2% no trimestre, impulsionadas principalmente pelo aumento nas vendas de diesel.
Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018Petrobras
O documento apresenta o plano estratégico 2030 e o plano de negócios e gestão 2014-2018 da Petrobras. É feito um aviso sobre previsões e estimativas contidas no documento, além de um aviso aos investidores norte-americanos sobre termos utilizados. O plano estratégico 2030 é contextualizado em relação ao plano anterior de 2020, considerando mudanças no ambiente de negócios e no marco regulatório brasileiro desde então. São apresentadas premissas sobre oferta e demanda mundial e nacional de
1) O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 4o trimestre e exercício de 2010, com destaque para recordes de produção de petróleo no Brasil, investimentos de R$76,4 bilhões e lucro líquido de R$35,2 bilhões.
2) No pré-sal da Bacia de Santos, foram perfurados 20 poços em 2010 e há expectativa de perfuração de até 33 poços em 2011.
3) As reservas provadas totalizaram 15,986 bilhões de boe, com índice de reposição de 240%
Fato Relevante: Plano de Negocios e Gestao - 2013-2017Petrobras
FATO RELEVANTE: Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
Rio de Janeiro, 15 de março de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras comunica que seu Conselho de Administração aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 (PNG 2013-17), com investimentos totalizando US$ 236,7 bilhões, mantendo o mesmo nível de investimentos do último Plano, sendo US$ 207,1 bilhões referentes à carteira em implantação.
Dando continuidade ao PNG 2012-16, a elaboração do PNG 2013-17 teve por fundamento:
• Manutenção das metas de produção de óleo e gás natural;
• Não inclusão de novos projetos, exceto para exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil;
• Incorporação dos resultados dos programas estruturantes PROCOP, PROEF, PRCPoço e INFRALOG;
• Ampliação do escopo do Programa de Desinvestimentos (PRODESIN).
O documento discute a necessidade de investimentos no setor de petróleo devido à crescente demanda mundial. Apresenta dados mostrando que a demanda global por líquidos deve chegar a 110 milhões de barris por dia até 2020, exigindo 38 milhões de barris adicionais por dia. Também destaca o Brasil como o sétimo maior consumidor mundial de petróleo e a importância de desenvolver a cadeia local de fornecedores para a indústria de petróleo e gás.
1) A Petrobras divulgou seus resultados financeiros do 4o trimestre e do exercício de 2009, apresentados pelo presidente José Sergio Gabrielli. 2) Em 2009, a Petrobras manteve a trajetória sustentada de crescimento da produção e reposição de reservas no Brasil e no exterior. 3) A produção total de petróleo e gás natural aumentou 5% em 2009, com crescimento de 6% na produção nacional.
Divulgação de Resultados do 2° trimestre de 2011 - IFRSPetrobras
O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 2o trimestre de 2011, com destaque para o lucro líquido de R$10,9 bilhões. A produção total de petróleo e gás teve aumento de 2% em relação ao mesmo período do ano anterior. A companhia também detalha o desenvolvimento de projetos no pré-sal, com a perfuração de novos poços, e a estratégia de conteúdo local para a indústria nacional.
O documento resume o desempenho operacional da Petrobras no 2o trimestre de 2013, destacando:
1) A produção de petróleo e gás natural foi 1,1% maior do que no trimestre anterior, impulsionada por novos sistemas de produção no pré-sal.
2) Quatro novos sistemas de produção iniciaram operações no pré-sal no semestre.
3) A produção total deve se manter estável no 3o trimestre, com crescimento mais acentuado no 4o trimestre devido à entrada de mais sistemas.
Apresentação Webcast Plano de Negócios 2011-2015 Petrobras
1) O documento é um relatório da Petrobras sobre seu plano de investimentos para 2011-2015.
2) O plano prevê investimentos totais de US$ 224,7 bilhões, concentrados principalmente em exploração e produção.
3) Apresenta as principais alterações em relação ao plano anterior, com realocação de investimentos do refino para a exploração.
O documento resume os resultados financeiros e operacionais da Petrobras no 3o trimestre de 2010. Destaca-se o crescimento de 10% no lucro líquido em relação ao mesmo período de 2009, os investimentos de R$56,5 bilhões e a entrada em operação do primeiro FPSO no campo de Tupi. A produção total cresceu 2% no ano, impulsionada por novas unidades, e as vendas internas de derivados aumentaram 11% com a retomada da economia.
Webcast: Divulgação de Resultados - 1º trimestre de 2007Petrobras
O documento resume os resultados do 1o trimestre de 2007 da Petrobras. Houve queda na produção nacional de óleo e LGN de 1,2% devido a uma parada programada de produção. A produção total caiu 1,2% e a internacional caiu 3%. O lucro líquido caiu 20,6% em relação ao trimestre anterior devido à queda na receita líquida e nos preços do petróleo.
Plano de Negocios-e-gestao-2015-2019-apresentacao-a-imprensaPetrobras
O documento apresenta o Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 de uma companhia para os próximos 5 anos, com foco em desalavancagem financeira, geração de valor para acionistas, redução de investimentos e metas de produção de petróleo e gás natural no Brasil e exterior. O plano prevê US$ 42,6 bilhões em desinvestimentos e reestruturações de negócios para reduzir a alavancagem líquida abaixo de 40% até 2018 e 35% até 2020.
O documento descreve a história do petróleo no Brasil desde sua descoberta até os dias atuais, incluindo a criação da Petrobras, a abertura do setor para a iniciativa privada, e os planos atuais da Petrobras para investimentos e expansão internacional.
O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 3o trimestre de 2009. Destaca o crescimento da produção nacional e internacional de petróleo e gás. Apresenta novos campos e plataformas que contribuíram para o aumento da produção doméstica. Discutem a queda no desconto do petróleo brasileiro em relação ao Brent e a estabilidade nos custos de extração.
O documento fornece um resumo das operações e desempenho financeiro da Petrobras em 2013. A produção total de petróleo e gás natural foi de 2,32 milhões de barris por dia, com foco em expansão de produção no pré-sal. Nove novas unidades de produção foram concluídas em 2013, aumentando a capacidade em 1 milhão de barris por dia. A Petrobras também atua em refino, transporte, distribuição, gás natural, biocombustíveis e geração de energia.
Edição 36 - Petrobras em Ações - nº 01/2011Petrobras
1) A Petrobras recebeu prêmios no Chile e nos EUA pelo seu desempenho e investimentos. A produção total aumentou 3% com novos projetos de gás e teste de longa duração no pré-sal.
2) Lucros recordes de R$10,9 bilhões no primeiro trimestre, 42% a mais que no ano passado, impulsionados pela alta do petróleo. Investimentos de R$15,8 bilhões.
3) A Petrobras adquiriu novos blocos na África e iniciará produção no Golfo do
Divulgação de Resultados do 3o. trimestre de 2011 - IFRSPetrobras
Este documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 3o trimestre de 2011. A produção de petróleo e gás caiu 1% devido a paradas programadas e não programadas. O lucro operacional e EBITDA foram estáveis, enquanto o lucro líquido caiu 42% impactado pela desvalorização cambial. A companhia continua investindo no pré-sal, com novos poços confirmando o potencial da região.
Este documento apresenta os resultados financeiros da empresa no 3o trimestre de 2012, com destaque para:
1) Lucro líquido de R$5,6 bilhões e EBITDA de R$14,4 bilhões.
2) Produção de petróleo no Brasil de 1,9 milhões de barris/dia, com queda de 3% em relação ao trimestre anterior.
3) Início da produção do FPSO Cidade de Anchieta em outubro, com previsão de pico de 100 mil barris/dia em março de 2013.
Este documento descreve:
1) As previsões contidas na apresentação envolvem riscos e incertezas e não são garantias de resultados futuros.
2) A companhia não se obriga a atualizar previsões com novas informações.
3) Alguns indicadores financeiros não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS e não devem ser usados isoladamente.
Edição 38 - Petrobras em Ações - Junho de 2013Petrobras
O documento apresenta o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Petrobras, com investimentos previstos de US$ 236,7 bilhões. Os maiores investimentos serão na área de Exploração e Produção, totalizando US$ 147,5 bilhões, concentrados principalmente no pré-sal. Os recursos para os investimentos virão da geração de caixa operacional, desinvestimentos, emissão de dívida e captações no mercado.
Edição 41 - Petrobras em Ações - Março 2014Petrobras
O documento resume o Plano Estratégico 2030 da Petrobras, que prevê o crescimento da produção de petróleo até 2020 e sua manutenção em 4 milhões de barris por dia até 2030, posicionando a empresa entre as cinco maiores do mundo. Também traça as estratégias para expansão da capacidade de refino no Brasil e atuação internacional com foco na América Latina, África e EUA.
Lucro líquido da petrobras foi de r$ 7 bilhões e 693 milhõesJosé Ripardo
O lucro líquido da Petrobras no primeiro trimestre de 2013 foi de R$ 7,7 bilhões, estável em relação ao trimestre anterior. A produção total de petróleo e gás natural foi de 2,6 milhões de barris por dia, 2% menor que no trimestre anterior. Os investimentos totalizaram R$ 19,8 bilhões, priorizando projetos de exploração e produção.
O documento descreve: 1) Um plano de demissão voluntária da Petrobras para adequar seu quadro de funcionários aos objetivos do plano de negócios 2014-2018; 2) O recorde de entrega de gás natural pela Petrobras em março de 2014; 3) O início da construção de uma fábrica de fertilizantes em Minas Gerais.
Relatório de Análise Setorial da Indústria Baiana | Março 2013Sistema FIEB
O Relatório de Análise Setorial da Indústria Baiana é uma publicação trimestral da FIEB. O documento está divido em 3 seções:
Destaques apresenta, de forma concisa, comentários sobre o resultado mais recente da Pesquisa Industrial Mensal Produção Física Regional (PIMPF-R) do IBGE e os pontos de destaque dos principais segmentos da indústria de transformação da Bahia;
Análise dos Segmentos Industriais Selecionados traz informações mais detalhadas sobre o desempenho dos segmentos: Refino de Petróleo e Produção de Álcool, Produtos Químicos/Petroquímicos; Alimentos e Bebidas; Veículos Automotores; Celulose e Papel; e Metalurgia Básica;
Anexos compostos por tabelas e gráficos das pesquisas industriais mensais do IBGE (PIMPF-R e Pesquisa Industrial Mensal de Emprego e Salário - PIMES) e das exportações baianas por seção NCM.
O documento apresenta os resultados da Petrobras no 2o trimestre de 2014, incluindo o aumento da produção de petróleo e gás natural no Brasil para 2,072 milhões de barris por dia. Detalha novos sistemas de produção no pré-sal que contribuíram para o crescimento, como o FPSO Cidade de São Paulo, e projeta manutenção do aumento da produção ao longo de 2014.
O Conselho de Administração da Petrobras aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2015-2019, com objetivos de desalavancagem da companhia e geração de valor para acionistas. O plano prevê reduzir a alavancagem líquida para menos de 40% até 2018 e 35% até 2020, com desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões em 2015-2016 e US$ 42,6 bilhões em 2017-2018. A produção total esperada é de 3,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia em 2020, com o pré
O Conselho de Administração da Petrobras aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2015-2019, com objetivos de desalavancagem da companhia e geração de valor para acionistas. O plano prevê reduzir a alavancagem líquida para menos de 40% até 2018 e 35% até 2020, com desinvestimentos de US$ 15,1 bilhões em 2015-2016 e US$ 42,6 bilhões em 2017-2018. A produção total esperada é de 3,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia em 2020, com o pré
Webcast: Resultados do 2º trimestre de 2008Petrobras
1. Apresentação da diretoria financeira da companhia sobre os resultados do 2o trimestre de 2008, incluindo produção, vendas, preços e lucros.
2. Houve aumento de 2% na produção de petróleo e 6% em gás natural, impulsionado por novas plataformas.
3. O lucro líquido consolidado aumentou com os maiores preços e volumes de petróleo e derivados, apesar das maiores despesas financeiras.
Estrategia, Crescimento e Resultados - Petrobras - AtivaAtiva Corretora
Palestra com Paulo Campos, Gerente de Relacionamento com Investidores da Petrobras, na Ativa Corretora (Março - 2011).
Paulo Campos aborda as perspectivas da empresa e os projetos relacionados à exploração e refino de petróleo no Brasil.
O documento resume a teleconferência de resultados do 3T13 da Braskem. As principais informações incluem: 1) A taxa média de utilização dos crackers foi de 92%, menor que no trimestre anterior devido a interrupções no fornecimento de energia; 2) O EBITDA do trimestre atingiu R$1,65 bilhões, um aumento de 57% em relação ao trimestre anterior; 3) Os projetos de expansão como o complexo petroquímico no México seguem avançando dentro do cronograma e orçamento planejados.
O documento discute a retomada da indústria do petróleo e gás no Brasil. Apresenta o cenário global de energia e a necessidade de impulsionar a exploração e produção no Brasil para aproveitar as reservas enquanto ainda são valiosas. Detalha medidas implementadas como novas rodadas de licitação e projetos em andamento para aumentar o conhecimento geológico e atrair novos investimentos.
O documento resume os resultados financeiros da Braskem no quarto trimestre e ano de 2013. As principais informações incluem: 1) o EBITDA do 4T13 foi de R$1,2 bilhões, 20% acima do 4T12; 2) o EBITDA de 2013 foi de R$4,8 bilhões, um aumento de 22% em relação a 2012; 3) a dívida líquida/EBITDA foi de 2,87x em dólares em 2013, abaixo dos 3,25x de 2012.
Apresentação de Pedro Parente no Investor Day São PauloPetrobras
1) O documento apresenta avisos sobre previsões e estimativas contidas no material.
2) É informado que termos como "descobertas" não podem ser usados nos relatórios arquivados da companhia segundo as diretrizes da SEC.
3) Há um aviso para investidores norte-americanos sobre indicadores financeiros não reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS.
[1] A Petrobras divulgou seus resultados do 4o trimestre e ano de 2010, apresentando recordes históricos de produção no Brasil.
[2] Em 2010, a Petrobras investiu R$ 76,4 bilhões e ampliou sua capacidade de produção em 375 mil barris de petróleo por dia.
[3] A produção total média diária da Petrobras em 2010 foi de 2,583 milhões de barris, 2% acima de 2009, impulsionada por novos projetos de produção.
Este documento apresenta o plano estratégico e de negócios da Petrobras para 2017-2021. O plano visa reduzir custos operacionais em 18% e a dívida líquida da empresa através de parcerias e desinvestimentos. O plano também prevê aumentar a produção de petróleo e gás natural por meio de novos projetos de exploração e produção, principalmente no pré-sal.
1. A produção de petróleo e gás natural atingiu 2,64 MMboed no 2T23, 1,5% abaixo do trimestre anterior, devido principalmente a maiores paradas para manutenção. A produção recorde no pré-sal foi de 2,06 MMboed.
2. Novos projetos de produção como os FPSOs Anna Nery e Almirante Barroso entraram em operação no 2T23.
3. As refinarias atingiram recorde de fator de utilização de 93% no 2T23, com destaque para
Semelhante a Webcast sobre Resultados do 4T13 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 (20)
Strategic Plan 2040 || Business and Management Plan 2019-2023Petrobras
The presentation contains forward-looking statements about future events that are not based on historical facts and are not assurances of future results. Such statements merely reflect the Company’s current views and estimates of future economic circumstances, industry conditions, company performance and financial results. Readers are cautioned that these statements are only projections and may differ materially from actual future results or events. The document also contains certain financial measures that are not recognized under Brazilian GAAP or IFRS and may not be comparable to similarly-titled measures provided by other companies.
Plano Estratégico 2040 || Plano de Negócios e Gestão 2019-2023Petrobras
Este documento descreve a jornada da companhia até o momento, suas ambições para o futuro e os planos para alcançá-las. A companhia busca reduzir custos, dívida e riscos, enquanto aumenta a produção, rentabilidade e investimentos em novas áreas, como renováveis. Seus principais objetivos incluem reduzir acidentes, dívida e aumentar retorno sobre capital empregado.
Petrobras provides an overview and highlights of its operations in the first half of 2018. Key points include a net income of $17 billion, an 18% increase in operating income, and starting production from the first system in the Transfer of Rights area of the Buzios field. Petrobras also anticipates increasing production through 2022 by starting up 19 new production units and expanding its exploratory portfolio by 31% since 2017. The company aims to reduce debt levels through divestments and maintain its 2018-2022 capex at $74.5 billion, focusing investments on pre-salt areas and projects with higher profitability.
Apresentação Investor Day, São Paulo, 2018Petrobras
O documento apresenta as informações da reunião anual com investidores da Petrobras em 2018. Nele, o presidente da Petrobras discute os principais destaques da companhia no ano, incluindo a redução da dívida líquida, aumento do fluxo de caixa livre e entrega consistente das metas de produção. Além disso, o documento aborda a melhoria da governança corporativa e da gestão de riscos da Petrobras.
- Petrobras held its annual investor day in 2018 to discuss the company's performance and future plans
- The CEO highlighted improvements in safety, debt reduction, cash generation, governance, and exploration successes in recent years
- Executives provided details on ongoing debt management initiatives, production increases, cost savings, and new deepwater project startups
- The company aims to further strengthen its financial position while preparing for a low-carbon future through technology investments and portfolio optimization
O documento fornece informações sobre as atividades e desempenho da Petrobras em 2017, incluindo sua transição para uma economia de baixo carbono, transformação digital, desempenho operacional e financeiro, segurança e saúde dos trabalhadores, e contribuições para a sociedade e meio ambiente. A mensagem do presidente destaca os compromissos da empresa com a sustentabilidade, como investimentos em novas tecnologias de baixo carbono e redução de emissões.
FORWARD-LOOKING STATEMENTS:
DISCLAIMER
The presentation may contain forward-looking statements about future events within the meaning of Section 27 A of the Securities Act of 1933, as amended, and Section 21 E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, that are not based on historical facts and are not assurances of future results. Such forward-looking statements merely reflect the Company’s current views and estimates of future economic
circumstances, industry conditions, company performance and
financial results. Such terms as "anticipate", "believe", "expect",
"forecast", "intend", "plan", "project", "seek", "should", along with similar or analogous expressions, are used to identify such forward-looking statements. Readers are cautioned that these statements are only projections and may differ materially from
actual future results or events. Readers are referred to the documents filed by the Company with the SEC, specifically the Company’s most recent Annual Report on Form 20-F, which identify important risk factors that could cause actual results to differ from those contained in the forward-looking statements,
including, among other things, risks relating to general economic
and business conditions, including crude oil and other commodity prices, refining margins and prevailing exchange rates, uncertainties inherent in making estimates of our oil and
gas reserves including recently discovered oil and gas reserves,
international and Brazilian political, economic and social developments, receipt of governmental approvals and licenses and our ability to obtain financing.
Apresentação de Pedro Parente no Investor Day Nova YorkPetrobras
Petrobras CEO Pedro Parente presented at an event in New York on October 2, 2017. The presentation included disclaimers about forward-looking statements and non-SEC compliant reserves data. It discussed Petrobras' strengths in deepwater production, integrated operations across Brazil's energy industry, and ongoing work to improve governance, reduce costs and leverage through partnerships and divestments. The Business Plan aims to lower leverage, reduce injury rates, focus capital expenditures, and lower production costs.
Apresentação de Pedro Parente no Investor Day LondresPetrobras
1. The document contains a disclaimer stating that any forward-looking statements are based on estimates and are subject to risks and uncertainties.
2. It then outlines an agenda for a Petrobras Day presentation, including discussing Petrobras at a glance, the oil and gas industry, Brazil's regulatory framework, Petrobras' strengths, recent results, and future planning.
3. The document provides several cautions about non-SEC compliant data and financial measures included in the presentation.
Petrobras presents its Strategic Plan for 2017-2021 which focuses on oil and gas production. Key goals include reducing total recordable injury rate by 36% and reducing leverage (net debt to EBITDA ratio) to 1.4 by 2018. The plan prioritizes cost reductions through operational efficiencies, partnerships and divestments. Planned investments total $74.1 billion, with 81% directed towards exploration and production. The plan expects to increase oil and gas production to 3.34 million boe/day by 2021 through development of pre-salt and post-salt assets. Financial measures aim to fund investments without taking on additional net debt over the period.
Strategic Plan and 2017-2021 Business & Management PlanPetrobras
This document outlines Petrobras' strategic plan for 2017-2021. It discusses where the company is currently, with high debt levels and operating costs, and where it wants to be - an integrated energy company focused on oil and gas. The plan details how Petrobras will get there through initiatives like cost reductions, partnerships and divestments, and lower capital expenditures. It establishes metrics to measure success in areas like safety, financial leverage, and production levels. The strategies discussed include optimizing the exploration and production portfolio, increasing efficiency in deepwater production, and strengthening refining and natural gas operations.
Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão 2017-2021Petrobras
Este documento apresenta o Plano Estratégico e de Negócios da empresa para o período de 2017-2021, com o objetivo de guiar a empresa rumo à sua visão de longo prazo. O plano descreve onde a empresa está atualmente, enfrentando desafios como endividamento e preços baixos de petróleo, e onde deseja chegar, com métricas focadas em segurança e redução da alavancagem. O plano também explica como a empresa pretende alcançar seus objetivos por meio de iniciativas de redução de custos, par
1) A Petrobras divulgou seus resultados do primeiro trimestre de 2016, apresentando prejuízo líquido de R$ 1,2 bilhão.
2) Os resultados foram impactados negativamente pela queda nos preços do petróleo e câmbio desfavorável.
3) A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior caiu 1% em relação ao trimestre anterior.
The document summarizes Petrobras' 1st quarter 2016 results. Net income decreased 123% to a loss of R$1.2 billion due to lower oil prices, weaker demand, and higher financial expenses. Oil and gas production declined 6% to 2.6 million boed. Lifting costs fell 21% in Brazil and 37% abroad. Refining costs decreased slightly. Downstream sales volumes declined 5-8% while refining utilization remained stable. Cash flow from operations fell 2% to US$6 billion. Investments declined 13% to R$15.6 billion.
Este documento resume os resultados financeiros da empresa no 4o trimestre e exercício de 2015. Apresenta dados sobre receita, custos, lucros, investimentos e produção. Destaca o fluxo de caixa positivo de R$15,6 bilhões em 2015, após anos negativos, e o EBITDA ajustado 25% maior que 2014. Contém também detalhes sobre impairment de ativos.
The document provides results highlights for Petrobras' 3rd quarter 2015. Key points include:
- Oil, natural gas, and NGL production increased 1% compared to the previous quarter.
- Free cash flow was R$3.8 billion for the quarter.
- Net income declined significantly to a loss of R$3.8 billion due to higher exchange rate losses on foreign debt and higher legal contingencies.
- Domestic oil product sales volumes increased slightly while oil product exports declined.
- Petrobras provides an update and adjustments to its 2015-2019 Business and Management Plan.
- Key targets include reducing net debt, lowering net leverage below 40% by 2018 and 35% by 2020, prioritizing oil production in Brazil with a focus on pre-salt layers, and generating value for shareholders through capital discipline.
- Investments are reduced by 37% compared to the previous plan, with most funds going to exploration and production, particularly in pre-salt areas of Brazil. Production is expected to increase through new offshore systems coming online over the next few years.
Webcast sobre Resultados do 4T13 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
1. 1
Divulgação de Resultados 2013,
Plano Estratégico 2030 e
Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
Maria das Graças Silva Foster
Presidente
Teleconferência/Webcast
26 de Fevereiro de 2014
2. 22
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 2014 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:
Aviso
4. 44
Principais Descobertas no Brasil em 2013
IRR Brasil: 131% (acima de 100% pelo 22º ano consecutivo)
Relação R/P = 20 anos
Poços perfurados offshore: Pós-sal (14) + Pré-sal (17)
R$ 17,3 bilhões investidos em exploração em 2013
Reservas Provadas alcançaram 16,6 bilhões de boe. No Brasil, IRR* acima de 100% pelo 22º ano consecutivo.
Destaque para as descobertas em novas fronteiras exploratórias (Sergipe-Alagoas e Potiguar).
Espírito Santo
Pós-sal
Arjuna
Bacia de Campos
Pós-sal
Mandarim
Bacia de Santos
Pré-sal
Sul de Tupi / Florim / Sagitário
Iara Extensão 4 / Entorno de Iara
Iguaçu Mirim / Franco Leste
Iara Alto Ângulo / Jupiter Bracuhy
Potiguar
Pós-sal
Pitú
Sergipe - Alagoas
Pós-sal
Farfan 1 / Muriú 1 / Moita Bonita 1
Destaques Brasil - 2013
Atividade Exploratória
16,6 bilhões de boe
Reservas Provadas 2013
4%
96%Brasil
Internacional
2013
Óleo + LGN
Gás Natural
2013
85%
15%
59%
64%
75%
2011 2012 2013
Pré-sal: 100%
Índice de Sucesso Brasil
*IRR: Índice de Reposição de Reservas
5. 55
A produção de Óleo e LGN foi de 1.931 mpbd em 2013, 2,5% abaixo do realizado em 2012.
O declínio natural observado durante os últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%.
1.9311.980
-2,5%
20132012
Produção de Óleo e LGN no Brasil em 2013: 1.931 mbpd
2.300
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
1.850
50
dez-13
1.964
nov-13
1.957
out-13
1.960
set-13
1.979
ago-13
1.908
jul-13
1.888
jun-13
1.979
mai-13
1.892
abr-13
1.924
mar-13
1.846
fev-13
1.920
jan-13
1.965
dez-12
2.032
nov-12
1.968
out-12
1.940
set-12
1.843
ago-12
1.928
jul-12
1.940
jun-12
1.960
mai-12
1.989
abr-12
1.961
mar-12
1.993
fev-12
2.098
jan-12
2.110
Mil bpd 2013: 1.931 mbpd2012: 1.980 mbpd
1T12
Média 2.066
2T12
Média 1.970
3T12
Média 1.904
4T12
Média 1.980
1T13
Média 1.910
2T13
Média 1.931
3T13
Média 1.924
4T13
Média 1.960
Principais fatores que impactaram a produção em 2013
P-63/Papa-Terra: necessidade de alterações no arranjo submarino, postergando o 1º óleo (jul/13 para nov/13).
Cidade de São Paulo/Sapinhoá e Cidade de Paraty/Lula NE: atraso na entrega dos boiões (China), bem como pelas
dificuldades na instalação dos mesmos, atrasando o ramp-up das UEPs (BSR1 jul/13 para fev/14).
P-55/Roncador Módulo III: atraso na entrega da UEP, postergando o 1º óleo (set/13 para dez/13).
P-58/Parque das Baleias: atraso na entrega da UEP, postergando o 1º óleo (nov/13 para mar/14).
TLD-Franco: cancelado pela não obtenção das autorizações necessárias dentro dos prazos originalmente previstos.
Limitação de navios PLSVs (Pipe-Laying Support Vessels) afetando o ritmo de interligação de poços, devido à decisão
tardia de contratá-los no exterior (deveriam ser contratados até final de 2011, mas foram contratados a partir de Abr/2013).
6. 66
As vendas de derivados cresceram 4% em 2013. O maior crescimento da produção (6%), especialmente diesel (+8,6%) e gasolina (+12,1%)
reduziu a necessidade de importação de derivados.
Vendas (2.383 mbpd) e Produção de Derivados (2.124 mbpd) no Brasil
Vendas de Derivados no Brasil Produção de Derivados
937 984
106106
9884
+4%
Diesel
Gasolina
GLP
Nafta
QAV
OC
Outros
2013
2.383
590
231
171
203
2012
2.285
570
224
165
199
Mil bbl/d
+3,5%
+5,0%
Gasolina (+3,5%): Crescimento da frota de veículos, vantagem do preço da
gasolina frente ao etanol e aumento do teor de etanol anidro na gasolina C.
Diesel (+5,0%): Crescimento da atividade de varejo, maior consumo em
termelétricas, aumento da safra de grãos e maior frota de veículos leves a diesel.
Óleo Combustível (+16,7%): Maior consumo em termelétricas e aumento do
consumo em algumas indústrias para disponibilizar gás natural às termelétricas.
782 850
90
106
96
93
2.124
491
137
255
206
2012
1.997
438
143
238
196
Diesel
Gasolina
GLP
Nafta
QAV
OC
Outros
2013
+6%
Melhor performance obtida devido à entrada em funcionamento de novas
unidades de qualidade e conversão de derivados desde 2012, otimização dos
processos de refino e remoção de gargalos na infra-estrutura. O Fator de
Utilização do Parque de Refino (FUT) foi de 97% frente a 94% em 2012, com
82% de participação de petróleo nacional na carga.
+12,1%
+8,6%
Mil bbl/d
7. 77
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
dez/13
nov/13
out/13
set/13
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
jan/13
dez/12
nov/12
out/12
set/12
ago/12
jul/12
jun/12
mai/12
abr/12
mar/12
fev/12
jan/12
Importação de Gasolina Importação de Diesel
Preço Médio de Venda Brasil
Preço Médio de Vendas
Golfo Americano
Preços(R$/bbl)
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).
** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.
25/Jun
Reajustes
16/Jul
Reajustes
30/Jan
06/Mar
VolumesImportados(Milbbl/d)
30/Nov
Reajustes
2012 2013
Total de 3 reajustes de preço de diesel e 2 de gasolina em 2013, totalizando 20% e 11% de aumento, respectivamente.
A desvalorização do Real contribuiu de forma significativa para a não convergência dos preços ao longo do ano.
Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional
8. 88
milhão m³/dia
Nacional
Bolívia
GNL
OFERTADEMANDA
40,2
37,0
11,7
39,3
Maior demanda termelétrica (+52%) devido à menor afluência verificada no período, atendida principalmente com importações de GNL
e de gás natural da Bolívia.
14,58,4
+15%
2013
85,9
30,5
40,8
2012
74,9
27,0
39,5
11,912,1
85,4
2012 2013
38,6
+15%
34,9
74,5
23,0
39,3
Fonte: GAS E ENERGIA CORPORATIVO, 23/01/14
+52%
2013 x 2012
Maior demanda termelétrica devido à menor afluência.
A geração termelétrica a Gás Natural foi de 6 GWmed em 2013, 58% acima dos 3,8 GWmed em 2012.
O atendimento ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) foi de 100% em 2013 e 2012.
+13%
+73%
Oferta e Demanda de Gás Natural
Maior demanda de Gás Natural em função do aumento da demanda termelétrica
Não-Termelétrico
Termelétrico
Fertilizantes*
* Outros usos internos da Petrobras
9. 99
PROCOP 2013
Programa de Otimização de Custos Operacionais
PRODESIN 2013
Programa de Desinvestimentos
PROEF 2013
Programa de Aumento da Eficiência Operacional
A otimização das atividades
operacionais gerou níveis de
produtividade e redução de custos unitários
acima do esperado.
Conclusão de 21 operações de
desinvestimentos desde outubro/12,
totalizando US$ 10,7 bilhões, sendo US$ 3,4
bilhões em 2012 e US$ 7,3 bilhões em 2013.
Ganho de +63 mbpd de produção, sendo
+21 mbpd na UO-BC e +42 mbpd na UO-
RIO, devido ao maior patamar de eficiência
operacional.
UO-BC: +7,5 p.p.
UO-RIO: +2,5 p.p.
6,6
3,9
+68%
2013 Realizado2013 Meta
7,3
3,4
+115%
20132012
+2,5 p.p.
Com
PROEF
92,4
Sem
PROEF
89,8
Resultados dos Programas Estruturantes em 2013
PROCOP, PRODESIN e PROEF
Operações Realizadas: US$ 7,3 bilhões
Contribuição ao Caixa: R$ 8,5 bilhões
Custos Evitados: R$ 6,6 bilhões
Eficiência Operacional (%)
75,4
Sem
PROEF
67,9
+7,5 p.p.
Com
PROEF
0,6
0,3
+34%
Ativos
Reestruturação
Financeira*
2013*
8,5
8,2
2012*
6,4
5,8
* Ativos financeiros da Petrobras e da BR.
Eficiência Operacional (%)
Os ganhos acima do previsto foram obtidos em
diversas alavancas tais como: integração energética,
produtividade de pessoal próprio, transporte
marítimo e estoques.
R$ bilhão
R$ bilhão
US$ bilhão
10. 1010
Investimentos de R$ 104,4 bilhões em 2013, 24% superior a 2012, incluindo o bônus de Assinatura de Libra (R$ 6 bilhões).
R$Bilhão
Investimento Anual
104,4
84,1
+24%
20132012
29%
6%
5%
57%
E&P
Biocombustíveis
Distribuição
Corporativo
G&E
Internacional
Abastecimento
1,1%
1,1%
0,3%
Investimento por Área
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 158 projetos, que representam 73% dos investimentos (Curvas S):
realização física média de 91% e financeira de 101%.
Investimentos 2013: R$ 104,4 bilhões
11. 1111
Resultados 2013
Crescimento de 6% no Lucro Operacional e de 11% no Lucro Líquido
O aumento do Lucro Operacional em 2013 foi função, principalmente, dos reajustes dos preços dos derivados e da venda de ativos
(PRODESIN). A extensão da prática da contabilidade de hedge a partir de Mai/13 contribuiu para a elevação de 11% do Lucro Líquido do ano.
23,6
34,4
21,2
32,4
+11%
+6%
R$ bilhão
2012 2013
Destaques no Resultado de 2013 x 2012
Maiores preços de venda de derivados (destaque para o diesel e gasolina
a partir do 2S12 e ao longo de todo 2013);
Maior carga processada no parque de refino reduzindo a participação do
derivado importado nas vendas;
Ganho na venda de ativos no âmbito do PRODESIN – Programa de
Desinvestimentos;
Menores despesas com baixa de Poços Secos/Subcomerciais;
Extensão da prática da contabilidade de hedge a partir de Mai/13;
Menor volume exportado de petróleo decorrente da menor produção, bem
como pelo maior refino com petróleo nacional;
Permanência da defasagem dos preços domésticos frente aos preços
internacionais devido à depreciação cambial;
Menor receita financeira em função de ganho na venda de títulos NTN-B e
atualização de depósitos judiciais ocorridas em 2012; e
Maiores despesas financeiras devido ao maior endividamento.
12. 1212
Resultado 2013
EBITDA de R$ 63,0 bilhões em 2013, 18% superior ao realizado em 2012
Em 2013, o EBITDA foi 18% superior ao de 2012, devido principalmente aos reajustes dos preços dos derivados, da venda de ativos no âmbito
do PRODESIN e por menores despesas com baixa de poços secos/subcomerciais.
63,0
23,6
34,4
53,4
21,2
32,4 +6%
+11%
+18%
2012 2013
R$ bilhão
EBITDA 2013 x 2012
Maiores preços de venda de derivados (destaque para o diesel e
gasolina a partir do 2S12 e ao longo de todo 2013);
Maior carga processada no parque de refino reduzindo a
participação do derivado importado nas vendas;
Ganho na venda de ativos no âmbito do PRODESIN – Programa
de Desinvestimentos;
Menores despesas com baixa de Poços Secos/Subcomerciais;
Menor volume exportado de petróleo decorrente da menor
produção, bem como pelo maior refino com petróleo nacional; e
Permanência da defasagem dos preços domésticos frente aos
preços internacionais devido à depreciação cambial.
13. 1313
Lucro Líquido 2013: Sem Programas Estruturantes
Programas Estruturantes: impacto positivo de R$ 9,7 bilhões no Lucro Líquido
PROCOP (R$ 4,3 bilhões), PRODESIN (R$ 3,3 bilhões) e PROEF (R$ 2,1 bilhões) impactaram positivamente o Lucro Líquido em 41%.
13,9
23,6
R$ -9,7 bilhões
(-41%)
Lucro Líquido 2013
sem Programas
Estruturantes
PROEF
2,1
PRODESIN
3,3
PROCOP
4,3
Lucro Líquido 2013
Ganho dos Programas Estruturantes
corresponde ao resultado da exportação de
+293 mbpd de óleo
Programas Estruturantes +63 mbpd
+100 mbpd
+130 mbpd
Programa de
Desinvestimentos
Programa de
Otimização de Custos
Operacionais
Programa de Aumento da
Eficiência Operacional na
UO-BC e UO-RIO
R$ Bilhão
14. 1414
Caixa 2013: Programas Estruturantes
Programas Estruturantes: R$ 14,7 bilhões a mais no caixa
Impacto positivo no caixa: programas estruturantes PRODESIN (R$ 8,9 bilhões), INFRALOG (R$ 0,8 bilhão), PRC-Poço (R$ 0,7 bilhão) e
PROCOP (R$ 4,3 bilhões) possibilitaram um caixa 47% superior.
Não foi atribuído CAPEX evitado ao PRC-SUB em 2013
*Valor de venda + CAPEX evitado. **Ganho descontado de IR
R$ Bilhão
4,30,70,8
8,9
R$ +14,7 bilhões
(+47%)
Caixa Final sem
Programas
Estruturantes
31,6
PROCOP**PRC PoçoINFRALOGPRODESIN*Caixa Final 2013
46,3
Programa de
Desinvestimentos
Gestão Integrada
dos Projetos
de Logística
Programa de
Redução de Custos
de Poços
Programa de
Otimização de Custos
Operacionais
15. 1515
R$ Bilhões 31/12/12 31/12/13
Endividamento de Curto Prazo 15,3 18,8
Endividamento de Longo Prazo 181,0 249,0
Endividamento Total 196,3 267,8
(-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 46,3
= Endividamento Líquido 147,8 221,6
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 72,3 94,6
2,77
2,32
2,57
3,05
3,52
31% 31%
34% 36%
39%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
1,5
2,5
3,5
4,5
4T12 1T13 2T13 3T13 4T13
Endividamento Líquido / EBITDA Endividamento Líquido / Capitalização Líquida
21
1) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
Indicadores de Endividamento
EL/EBITDA
ALAVANCAGEM
O Indicador Endividamento Líquido/EBITDA alcançou 3,52 em 2013 (2,77 em 2012), em função de um maior endividamento, em decorrência de
novas captações e do efeito da depreciação cambial do real frente ao dólar sobre o endividamento líquido. Alavancagem foi de 39%.
16. 1616
Metas 2014
Maior produção de óleo e derivados, eficiência operacional e otimização de custos direcionarão os resultados de 2014
PROCOP – Meta 2014 (R$ bilhão)Investimentos (R$ bilhão)
Produção de Derivados (mbpd)
850 908
480
760
2013
2.124
491
783
+1%
2014
2.148
Diesel
Gasolina
Outros
+11%
+68%
2014
7,3
2013
Real
6,6
2103
Meta
3,9
Produção de Óleo (mbpd)
94,6
104,4
-9%
20142013
57%
E&P Brasil 64%
E&P Brasil
UO-BC
+5,6
p.p.
2014
81,0
2013
75,4
20142013
1.931
UO-RIO +0,7
p.p.
2014
93,1
2013
92,4
PROEF
(Efic. Operacional %)
Máximo
Meta
Mínimo
7,5%
+/- 1p.p.
+7%
18. 18
Agenda
1. Contextualização 2007 (PE2020) x 2013 (PE2030): Motivadores da Revisão do Plano
2. Mudanças no Ambiente de Negócios
3. Oferta x Demanda x Preços
4. Oportunidades no Brasil na Visão da Petrobras
5. Grandes Escolhas e Estratégias da Petrobras
• Exploração e Produção
• Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP)
• Distribuição
• Gás, Energia e Gás-Química
• Biocombustíveis
• Área Internacional
6. Desafios das Funções Corporativas
7. Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos
19. 19
Plano Estratégico 2030
• Elaborado em: 2013
• Motivadores: mudança do marco regulatório no Brasil -
criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha,
crescimento da produção americana de shale gas e tight
oil e crise econômica mundial de 2008.
• Horizonte de 17 anos: a elevação da produção de
petróleo após 2020 requer, além do desenvolvimento do
potencial exploratório existente em 2013, a incorporação
de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e
Partilha).
Plano Estratégico da Petrobras: Histórico Recente
Principais Motivadores da Revisão do Planejamento 2013 Visão 2030
2005 2006
2006
Descoberta do Pré-sal:
Lula (Jul)
2008
1º Óleo – Pré-sal:
TLD Jubarte (Set)
2009
1º Óleo – Pré-Sal de
Santos: TLD Lula (Mai)
2014
Recordede produção
no Pré-sal 407 mbpd (fev)
2011
Descoberta de Libra
2013
Pré-sal: 300 mbpd apenas
7 anos após a descoberta*
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Plano Estratégico 2020
• Elaborado em: 2007
• Motivadores: descoberta do pré-sal e crescimento
do mercado de derivados no Brasil.
• Horizonte de 13 anos: estratégias definidas para
2020, tendo por base o desenvolvimento do
potencial exploratório existente em 2007, sem
considerar a realização de futuros BIDs.
2013
Leilão de Libra (Out)
1º leilão sob Partilha
2007
Último BID com
áreas marítimas
2010
Lei 12.276: Cessão Onerosa
Lei 12.304: Criação da PPSA
Lei 12.351: Regime de Partilha
*GOM=17 anos, B.
Campos=11 anos,
M. Norte=9 anos
2008
Shale Gas - início do
crescimento da produção de
Shale Gas americano
2008
Crise Econômica Mundial
Brent cai a US$ 34,00/bbl
2013
TightOil - produção alcança
2,4 milhõesde bpd
20. 20
2007 – ano de elaboração do PE 2020 2013 – ano de elaboração do PE 2030
Perspectiva positiva da economia mundial. Manutenção
de elevadas taxas de crescimento.
(PIB esperado de 2008-2012: 5% a.a. – Fonte: FMI,
Out/2007)
Crise econômica de 2008 reduz as expectativas do
crescimento econômico mundial.
(PIB esperado mundial de 2014-2030 = 3,6% a.a. – Fonte:
Global Insight, 2013)
Forte crescimento da economia chinesa causando
elevação dos preços das commodities. (Crescimento
econômico da China 2000-2013: 9,8% a.a. – Fonte: FMI,
Out/2013)
Incertezas com relação ao ritmo do crescimento da China e
os impactos sobre os preços. (Crescimento econômico da
China 2014-2030: 4,8 – 6,5% a.a. – Fonte: EIU e Global
Insight, 2013)
Forte crescimento da demanda de petróleo.
(1,8% a.a. 2003-2007 – Fonte: IEA, Nov/2007)
Arrefecimento do crescimento da demanda de petróleo
(0,7% a.a. 2013-2030 – Fonte: IEA, Nov/2013)
Projeções do preço de petróleo sendo elevadas a cada
ano, em função do crescimento da demanda e da visão do
esgotamento da produção não OPEP. (Preço médio
projetado para o período 2007-2020: 55 US$/bbl em 2007
e 75 US$/bbl em 2008 – Fonte: Pira, 2007 e 2008)
Preço do petróleo estável com perspectivas de pequena
queda no médio prazo (incremento da produção dos não
convencionais dos EUA, Iraque e Brasil). (Preço projetado
para 2013-2030: 100 US$/bbl. Fonte: Pira, 2013)
Grande entusiasmo com os biocombustíveis. Revolução dos não convencionais. Produção em 2030: tight
oil de 5,8 MMbpd e shale gas de 745 bi m³ (Fonte: IEA, 2013)
Perspectiva do aumento da dependência norte-
americana da importação de petróleo e gás (aumento
importação GNL).
Perspectiva da autossuficiência de gás dos EUA em 2019 e
redução da necessidade de importação de petróleo de 7,9
para 3,6 MMbpd em 2030 (Fonte: IEA, 2013)
11
22
33
44
55
66
Plano Estratégico da Petrobras: MUNDO – Ambiente de Negócios 2007 x 2013
5
21. 21
2007 – ano de elaboração do PE 2020 2013 – ano de elaboração do PE 2030
Perspectivas de crescimento da produção de óleo no Brasil com as
descobertas do Pré-sal. Questionamento sobre a existência e
a viabilidade das tecnologias para produção no Pré-sal.
Exemplos: movimentação do sal; teor de H2S; tratamento e
reinjeção de CO2.
Maior conhecimento do Pré-sal, com sucessivos recordes de produção. Já
temos 10 UEPs operando na camada do Pré-sal.
Experiência na exploração e produção do Pré-sal e na performance dos
reservatórios nos trouxe à fase de otimização de custos.
A atuação em E&P no Brasil era regulamentada somente pelo
regime de concessão.
Três marcos regulatórios – Negócios de óleo e gás convivendo com três
regimes: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha.
Mapeadosos itens críticos visando a atração de fornecedores
estrangeiros para o Brasil. Havia incertezas sobre a capacitaçãoda
indústrianaval em atender as demandas do Pós-Sal + Pré-sal.
A política de Conteúdo Local é uma realidade.Aindústria nacional segue
sua curva de aprendizado, sobretudo no segmento naval, com perspectivas
de competitividade.
Perspectiva de crescimento da demanda de derivados para o
período 2007-2011 era de 2,8% a.a.:
- Esperava-se um crescimento da frota de veículos de 4,1% a.a., no ritmo
da evolução da renda;
- Mandato de biodiesel evoluindo para B5 em 2010 até 2020.
Perspectiva de crescimento da demanda de derivados de 2,5% a.a de
2014-2018 e de 2,2% a.a de 2019-2030
- 2007-2011 o crescimento foi de 4,5% a.a. e da frota de veículos de 7,4% a.a.
- Espera-se um crescimento da frota de veículos de 5,8% de 2014-2018 e de
4,2% em 2019-2030.
- Perspectiva de evolução do mandato de biodiesel dos atuais B5 para B8 até
2018 e B10 até 2023, permanecendo até 2030.
Existia umagrande expectativade forte expansão da produção de
etanol, com o anúnciode mais de 100 novos projetos. (Fonte:
ConsultoriaIdeia/2007)
Menor expectativa para expansão do etanol, focada na recuperação da
produtividade agrícola. Crescimento da demanda de etanol de 5,4% a.a no
período 2014-2030, sendo atendida, até 2016, por ocupação da capacidade
ociosa.
Plano Estratégico da Petrobras: BRASIL – Ambiente de Negócios 2007 x 2013
11
22
33
44
55
Fonte: Petrobras, jan/2014
6
22. 22
50
60
70
80
90
100
110
120
2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Projeção de Demanda e Declínio Esperado da
Produção Mundial de Petróleo
Desafio da Oferta
NovosProjetos
Produção
Existente
2020
Total23,1MMbpd
101,5 MM bpd
78,4 MM bpd
DemandaMundialdeLíquidos(MMbpd)
Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2020
Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo
224
514
1.558
1.593
1.118
453
824
1.012
231
1.209
1.358
29
365
486
938
960
1.032
977
814
2.069
1.233
1.377
2.727
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Europe Others
Caspian
Russia and East Europe
North Sea
Asia Others
Australia
China
Middle East Others
Saudi Arabia
Iran
Iraq
EUA (Alasca)
Canadá
México
EUA (Golfo do México)
Canadá Oil Sands
EUA (Onshore)
Africa Others
North Africa
West Africa
Latin Am. Others
Venezuela
Brazil
Volume de produção dos novos projetos (mil barris por dia)
Am Latina
5.337
África
3.859
Am. Norte
3.810
Oriente
Médio
3.809
Ásia
2.394
Europa + FSU
3.888
Total 23,1 MM bpd
Fonte: Dados Wood Mackenzie - Global Oil Supply Tool (maio/2013), elaboração Petrobras, com
exceção dos dados para Brasil, onde a Fonte é uma estimativa interna Petrobras (jul/2013).
Contribuição do Tight
Oil (382 Mbpd)
Volume de Produção em 2020 de Novos Projetos com início de
produção a partir de 2013 na visão da WoodMackenzie
23. 23
Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2030
Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo
50
60
70
80
90
100
110
120
2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Produção
Existente
DemandaMundialdeLíquidos(MMbpd)
Projeção de Demanda e Declínio Esperado da
Produção Mundial de Petróleo
Desafio da Oferta
Desafios dos Novos Projetos de Produção de Petróleo no
entorno de 2030
• Cada país tem desafios específicos para sustentar ou fazer crescer
sua produção no horizonte até 2030:
–EUA: No Tight Oil americano, as fronteiras mais rentáveis serão
exploradas mais rapidamente até 2020, elevando os custos dos projetos
na próxima década. Permanecem as incertezas quanto às restrições
ambientais.
–Brasil: Foco em águas profundas, em que o ritmo dos leilões, as
oportunidades e obrigações serão as variáveis que as empresas levarão
em conta para decidir suas participações nos certames e consórcios.
–Canadá: Custos de produção elevados fazem do país um dos produtores
marginais e, portanto, exigindo contínua busca de ganhos de eficiência
–Rússia: Produção atual em fase adiantada de declínio, necessitando de
investimentos expressivos no desenvolvimento de novos campos, tanto
em áreas maduras como em novas fronteiras de produção.
–Iraque: sustentar o incremento da produção mediante a solução dos
conflitos internos.
• Desafio comum: Gestão dos projetos individuais reduzindo Capex e
Opex.
50,8MMbpd
NovosProjetos
Projectsemoperação
Fonte: Elaboração Petrobras, consultando o World Energy Outlook/IEA 2013; World Oil Outlook/OPEC 2013;
CERA 2013; WoodMakcenzie 2013.
24. 24
Premissas do Plano Estratégico 2030
Preço do Brent e do Gás Natural no Henry Hub
A visão Petrobras para o preço do Brent encontra-se na porção mais conservadora do conjunto de projeções do mercado.
A previsão de preço da Petrobras para o gás natural no Henry Hub situa-se próxima à média dos previsores no longo prazo.
2013 2014 2015-2017 2018-2030
US$ 107/bbl US$ 105/bbl US$ 100/bbl US$ 95/bbl
Preços de Petróleo em US$/bbl (2010 – 2030)
* Previsores: AIE (nov/2013), PIRA (maio/2013) ,
WoodMackenzie (março/2013), IHS (jul/2013), AEO (abril/2013).
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
GásNaturalnoHenryHubemUS$/MMBtu
(ValoresemUS$de2014)
* Previsores: Previsores: IEA/DOE (jun/2012), PIRA (jan/2013) e
CERA (out/20123), Barclays Capital (nov/2012)
Preços de Gás Natural no Henry Hub em US$/MMBtu
Petrobras
2013 2014 2015-2017 2018-2030
3,51 US$/MMBtu 4,00 US$/MMBtu 4,60 US$/MMBtu 5,88 US$/MMBtu
Previsores*
25. 25
Bacias Sedimentares Brasileiras: Áreas sob Outorga da Petrobras em 2007 e 2013
Áreas Outorgadas para Exploração da
Petrobras no Brasil :
2007: 140 mil km²
2013: 76 mil km²
Em 2007, a Petrobras possuía uma área outorgada
para exploração 84% superior à de 2013.
OBS: Posição em 2013 não inclui as áreas de Libra e dos BIDs 11 e 12.
26. 26
INTERNACIONAL
DISTRIBUIÇÃO
GÁS, ENERGIA e
GÁS-QUÍMICA
BIOCOMBUSTÍVEIS
Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob
titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas
que viabilizem este objetivo
Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor
e a preferência pela marca Petrobras
Agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do
Pré-sal e das bacias interiores do Brasil
Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado
doméstico de gasolina e diesel
RTCP
Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9
milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico
Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA
E&P
E&P
Estratégia da Petrobras: Escolhas de uma Empresa Integrada de Energia
27. 27
Exploração e Produção
Produzir em média 4,0 milhões de
barris de óleo por dia no período
2020—2030, sob titularidade da
Petrobras no Brasil e no exterior,
adquirindo direitos de exploração
de áreas que viabilizem este
objetivo.
28. 28
Fonte: Petrobras – Dezembro/2013 – E&P-CORP
Cenários para a Produção de Óleo e LGN no Brasil
Petrobras e Previsores: 2013, 2020 a 2035
Média 2020-2030
milhãobpd
Em 2035, segundo previsores, a produção de petróleo do Brasil variará de 4,7 a 6,6 milhões de barris de petróleo por dia.
Agência Internacional de Energia aponta o Brasil como 6º maior produtor de petróleo em 2035.
Fonte: AIE 2013, DOE 2013, WoodMackenzie 2013, IHS - CERA 2013 (The use of this content was authorized in advance by IHS.
Any further use or redistribution of this content is strictly prohibited without a written permission by IHS. All rights reserved).
* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos
de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).
Previsor
Produção de Petróleo no Brasil
Média 2020-2030
Produção de Petróleo no Brasil
2035
1. Petrobras - Brasil* 5,2 milhões de bpd fora horizonte PE 2030
2. DOE 5,0 milhões de bpd 6,6 milhões de bpd
3. WoodMackenzie 4,9 milhões de bpd 5,4 milhões de bpd
4. CERA 4,4 milhões de bpd 4,7 milhões de bpd
5. AIE 5,4 milhões de bpd em 2025 6,0 milhões de bpd
2035
1.
2.
3.
4.
Produção Média de Petróleo no Brasil 2020-2030: 5,2 milhões bpd
Visão Petrobras*
29. 29
4,2
Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P
Produção Média de 4 milhões bpd: 2020 a 2030, Brasil e Exterior
A Petrobras escolhe ser uma companhia com potencial para produzir 4 milhões de barris de petróleo por
dia em suas atividades no Brasil* e no exterior, maximizando sua rentabilidade.
Produção Média da Petrobras
no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd
Média 2020-2030
milhãobpd
Produção Média da Petrobras no
Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpd
Produção Média de Petróleo no Brasil *
Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030:
5,2 milhões de bpd
Produção Média da
Petrobras no Brasil* e no
Exterior 2013-2020:
3,0 milhões de bpd
Produção Média da Petrobras
no Brasil 2013-2020:
2,9 milhões de bpd
* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos
de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).
30. 30
Descobrir e apropriar reservas no Brasil, mantendo uma relação reserva/produção
superior a 12 anos
Desenvolver esforço exploratório de gás natural nas bacias sedimentares
terrestres no Brasil
Maximizar, com rentabilidade, a recuperação de petróleo e gás nas concessões em
produção no Brasil
Desenvolver a produção do Pólo Pré-sal no Brasil
1
2
3
4
Desenvolver esforço exploratório nas bacias sedimentares no Brasil, de forma
seletiva e com compartilhamento de riscos
5
Estratégias – Segmento E&P: 2013-2030
31. 31
Refino, Transporte, Comercialização e
Petroquímica (RTCP)
Suprir o mercado brasileiro de
derivados, alcançando uma
capacidade de refino de 3,9
milhões de bpd, em sintonia
com o comportamento do
mercado doméstico
32. 32
Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados
Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).
milhãobpd
3,7
Produção Média de Petróleo no Brasil *
Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030:
5,2 milhões de bpd
* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).
Demanda Média por Derivados no Brasil
2020-2030: 3,4 milhões de bpd
33. 33
Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados
Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).
milhãobpd
Demanda Média por Derivados no Brasil
2020-2030: 3,4 milhões de bpd
3,7
Produção Média de Petróleo da
Petrobras no Brasil 2013-2020:
2,9 milhões de bpd
Produção Média de Petróleo da
Petrobras no Brasil 2020-2030:
3,7 milhões de bpd
Produção Média de Petróleo no Brasil *
Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030:
5,2 milhões de bpd
* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).
34. 34
Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados
Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico
OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST).
PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo.
milhãobpd
PROMEGA
Aumento de Capacidade em 195 mbpd
Produção Média de Petróleo no Brasil*
Petrobras+Terceiros+ Governo 2020-2030:
5,2 milhões de bpd
Demanda Média por Derivados no Brasil
2020-2030: 3,4 milhões de bpd
Autossuficiência em Derivados:
Processamento total = demanda total
Produção Média de Petróleo da
Petrobras no Brasil 2020-2030:
3,7 milhões de bpd
Autossuficiência Volumétrica:
Produção de petróleo = consumo de derivados
Produção Média de Petróleo da
Petrobras no Brasil 2013-2020:
2,9 milhões de bpd
A capacidade de processamento da Petrobras está planejada para atingir 3,9 milhões de barris por dia em 2030.
*
* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).
35. 35
Estratégias - Segmento Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP)
Assegurar a melhor alternativa de valor para comercialização do petróleo
excedente à capacidade de absorção econômica do refino doméstico
1
2
Suprir o mercado brasileiro de derivados, através da expansão do parque de
refino considerando parcerias nas refinarias já planejadas e importações para
complementar a oferta doméstica
Manter a atuação em Petroquímica através de parcerias, de forma integrada com
os demais negócios do Sistema Petrobras
3
36. 36
Distribuição
Manter a liderança no
mercado doméstico de
combustíveis, ampliando a
agregação de valor e a
preferência pela marca
Petrobras.
37. 37
Mercados de Distribuição de Derivados e Market Share Petrobras
Manutenção da Participação em Mercado Crescente
A Petrobras crescerá organicamente seu market share para 38% em 2030 com base em um programa de investimentos
em Logística. O mercado brasileiro de derivados de petróleo crescerá 74% neste período.
47 62 73
79 82 95 101 119
5647
38%38%37%36%37%
0
100
200
300
400
0%
10%
20%
30%
40%
2018
151
2014
129
2013
126
191
2020
163
Média
2020-2030
Mercado Revendedor de Derivados no Brasil
Participação da BR Distribuidora
(milhão m³/ano e %)
Market-Share BR DistribuidoraBR DistribuidoraOutros
Crescimento Regional
(2013-2030)
Norte
+3,4%a.a.
Norte
+3,4%a.a. Nordeste
+4,0%a.a.
Nordeste
+4,0%a.a.
Centro-Oeste
+3,3%a.a.
Centro-Oeste
+3,3%a.a.
Sudeste
+2,6%a.a.
Sudeste
+2,6%a.a.
Sul
+3,6%a.a.
Sul
+3,6%a.a.
milhão m³ %
38. 38
Liderar o mercado brasileiro de distribuição de derivados de petróleo e
biocombustíveis, sustentando sua participação no mercado
Estratégias – Segmento Distribuição
1
Ampliar as vendas em segmentos de mercado que proporcionem maior agregação
de valor
2
Ampliar a capacidade logística para atender, de forma otimizada, o crescimento
dos mercados-alvo
3
Fazer da marca Petrobras a preferida dos seus públicos de interesse, oferecendo
excelência na qualidade de produtos e serviços
4
39. 39
Gás, Energia e Gás-Química
Agregar valor aos negócios da
cadeia de gás natural,
garantindo a monetização do
gás do Pré-sal e das bacias
interiores do Brasil
40. 40
Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: 2013 - 2030
(milhão m³/dia)
Oferta Demanda
Regaseificação de GNL
Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros
33 35 35 35 35
1111121212
42
2018
47
2014
47
2013
45
Média
2020-2030
50
2020
49
A Contratar
Inflexível
Flexível
Demanda Distribuidoras de GN
57
5249
4139
Média
2020-2030
2020201820142013
Demanda
Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias
21 22 27
139
555
3
3
311
Média
2020-2030
35
2014
16
2013
12
2020
28
2018
27
Refino
Fertilizantes
Fertilizantes
em Avaliação
96 124 129 14398 146 157 168118 105 Total
20 20 20 20 20
14 14 14 14
77777
Média
2020-2030
41
2020
41
2013
27
2018
41
2014
41
Baía de
Guanabara
Pecém
TRBA
Importação da Bolívia
24 24 24 24 24
6 6 6 6 6
30
2014
30
2013
30
Média
2020-2030
30
2020
30
2018
Firme
Flexível
Oferta Doméstica de GN¹
41 47
75 86 89
8
2018
75
2014
41 47
2013
86
2020 Média
2020-2030
97
Oferta E&P
Novos BIDs
Oferta E&P
Total
¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros.
** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL.
**
**
A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030*.
* Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural.
41. 41
Agregar valor ao uso do GN na monetização das reservas da Petrobras
Assegurar flexibilidade e confiabilidade no suprimento de gás natural
Consolidar o negócio de energia elétrica, atuando na geração, de forma integrada,
e na comercialização
Atuar na transformação química agregando valor ao GN, priorizando fertilizantes
nitrogenados
1
2
3
4
Estratégias – Segmento G&E e Gás-Química
43. 4343
Participação nos Mercados de Biocombustíveis: 2013 - 2030
Aumento da produção de etanol e biodiesel, acompanhando o crescimento do mercado nacional de gasolina e diesel.
1.501
1.275
1.175
986934
822
642559
422395
0
500
1.000
1.500
2.000
Média
2020-2030
2020201820142013
Mercado de Gasolina A e Etanol ¹
(mil bpd)
¹ Compreende gasolina A, etanol anidro e etanol hidratado.
Mercado
de Etanol
Mercado de
Gasolina A
e Etanol
Etanol
PBIO
Etanol PBIO
+ Parceiros
119
92
61
2218
60
43
26
0
40
80
120
20202018 Média
2020-2030
2014
9
2013
8
Participação da PBIO na Produção de Etanol
(mil bpd)
1.618
1.380
1.289
1.0831.054
1521071005450
0
500
1.000
1.500
2.000
Média
2020-2030
2020201820142013
Mercado de Diesel e Biodiesel ²
(mil bpd)
Mercado de Biodiesel
Mercado de Diesel
e Biodiesel
² Apenas mercado Brasil
36
25
18
1110
32
23
16
98
0
10
20
30
40
2013 Média
2020-2030
202020182014
Biodiesel
PBIO
Biodiesel
PBIO +
Parceiros
Participação da PBIO na Produção de Biodiesel
(mil bpd)
44. 44
Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o
mercado doméstico de gasolina e diesel, de forma integrada no Sistema Petrobras
Estratégias – Segmento Biocombustível
1
46. 46
Produção de Óleo e Gás Internacional: 2013 - 2030
mil boed
Investimento por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA, notadamente a
partir de 2019. Atuar na sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e em não convencionais na Argentina e EUA.
Produção Média de Óleo e Gás Natural da
Petrobras no Exterior 2013-2020: 229 mboe
Produção Média de Óleo da Petrobras no
Exterior 2013-2020: 123 mbpd
Média 2020-2030
Produção Média de Óleo e Gás Natural da
Petrobras no Exterior 2020-2030: 479 mboe
Produção Média de Óleo da Petrobras no
Exterior 2020-2030: 267 mbpd
47. 47
Investir em exploração no exterior para descobrir e apropriar reservas,
complementando volumes para a Petrobras
1
2
Estratégias - Segmento Internacional
Monetizar reservas de gás natural no exterior, complementando o suprimento do
gás natural da Petrobras no Brasil
Manter a integridade operacional e otimizar a gestão e eficiência dos ativos de
refino e distribuição no exterior
3
48. 48
Desafios das Funções Corporativas
Recursos Humanos (RH)
Responsabilidade Social (RS)
Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES)
Tecnologia
49. 49
Ter modelo de gestão de pessoas inovador e flexível, tendo como base a
valorização dos empregados e que contribua para a sustentabilidade da Petrobras
Desafio de Responsabilidade Social (RS)
Desafio de Recursos Humanos (RH)
Desafios das Funções Corporativas
Assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos
decisórios e na gestão do negócio
Desafio de Tecnologia
Desafio de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES)
Manter o sistema tecnológico reconhecido por disponibilizar tecnologias que
contribuam para o crescimento sustentável da Companhia
Consolidar as questões de SMES como princípio das operações da Companhia e
compromisso permanente da força de trabalho
50. 50
Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos
Ser uma das cinco maiores empresas
integradas de energia do mundo¹ e a preferida
dos seus públicos de interesse.
¹ Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem
ações em bolsa. (Fonte para apuração: Relatório Anual da Petroleum Intelligence Weekly - PIW)
Crescimento Integrado
Direcionadores Corporativos
Rentabilidade
Responsabilidade Social e
Ambiental
Missão
Atuar na indústria de petróleo e gás de forma
ética, segura e rentável, com responsabilidade
social e ambiental, fornecendo produtos
adequados às necessidades dos clientes e
contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e
dos países onde atua.
Visão 2030
52. 52
Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas
Brasil
Descobertas: 46
• Mar: 24
• Terra: 22
Índice de Sucesso Exploratório: 75%
Reservas: 16,0 bilhões de boe
IRR¹: 131%
> 100% pelo 22º ano consecutivo
R/P²: 20,0 anos
Pré-Sal
Descobertas: 14, sendo 5 poços pioneiros
Índice de Sucesso Exploratório: 100%
Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB
52
¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas
² R/P: Razão Reserva / Produção
TANGO(CES-161)
PITU(RNS-158)
PAD FARFAN-1(SES-176D
PAD MURIÚ-1(SES-175D)
PAD MOITA BONITA(SES-178)
SÃO BERNARDO(ESS-216)
ARJUNA(ESS-211)
RIO PURUS(CXR-1DA)
PAD TAMBUATÁ SANTONIANO(GLF-35)
EXT DE FORNO(AB-125)
EXT DE BRAVA (VD-19)
MANDARIM(MLS-105)
BENEDITO(BP-8)
FRANCO NORDESTE(RJS-724)
FRANCO LESTE(RJS-723)
FRANCO SUL(RJS-700)
FLORIM(RJS-704)
IARA ALTO ÂNGULO(RJS-715)
ENTORNO DE IARA-1(RJS-711)
PAD IARA EXT-4(RJS-706)
NE TUPI-2(RJS-721)
JÚPITER BRACUHI(RJS-713)
SUL DE TUPI(RJS-698))
SAGITÁRIO(SPS-98)
46 descobertas nos últimos 14 meses (jan/13 a fev/14), das quais 24 marítimas sendo 14 no Pré-Sal.
53. 53
Versão 20/02 22:00
53Versão 20/02 22:00
Crescimento em 2014:
7,5% ± 1p.p.
PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil
OBS: A produção de óleo e LGN operada
pela Petrobras em 2020 será de 4,9 milhões de bpd.
54. 54
Versão 20/02 22:00
54Versão 20/02 22:00
Crescimento em 2014:
7,5% ± 1p.p.
PNG 2014-2018: Curva de Óleo, LGN e Gás Natural da Petrobras no Brasil
55. 5555
• Norte Pq. Baleias
(P-58) 1º trim.
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo)
Baúna
(Cid. Itajaí)
• Iracema Sul
(Cid. Mangaratiba)
• Roncador IV
(P-62) 2º trim.
• Sapinhoá Norte
(Cid. Ilhabela)
• Papa-Terra
(P-61 + TAD ) 2º trim.
• Florim
• Júpiter• Lula Alto
• Lula Central
• Lula Sul
(P-66)
• Búzios I
(P-74)
• Lapa
• Lula Norte
(P-67)
• Búzios II
(P-75)
• Lula Ext. Sul
e CO Sul de Lula
(P-68)
• Lula Oeste
(P-69)
• Búzios III
(P-76)
•Tartaruga Verde e
Mestiça
• Maromba I
• Iara Horst
(P-70)
• Búzios IV
(P-77)
• Entorno de Iara
(P-73)
• NE de Tupi
(P-72)
• Iara NW
(P-71)
• Sul Pq. Baleias
• ES Águas
Profundas
• Carcará
• Búzios V
• Espadarte III
UEPs em operação
• SE Águas
Profundas I
• Revitalização
Marlim I
• SE Águas
Profundas II
• Libra
• Revitalização
Marlim IIPiloto Lula NE
(Cid. Paraty)
Papa-Terra
(P-63)
Roncador III
(P-55)
--- UEPs não licitadas até fev/2014
Previsão de 1º Óleo
3º trim.
4º trim.
• Iracema Norte
(Cid. Itaguaí)
3º trim.
Previsão de 1º Óleo9 Unidades
Concluídas
• Norte Pq. Baleias
(P-58)
• Roncador IV
(P-62)
• Papa-Terra
(P-61)
• Papa-Terra
(TAD)
• UEPs concluídas em 2013
Crescimento
em 2014:
7,5% ± 1p.p.
PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil
Produção de Óleo e LGN (milhões bpd)
2014 - 2015 2016 - 2020
56. 5656
2014 2015 2016 2017 20182013
1.000 mil bpd 300 mil bpd
Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras
150 mil bpd 1.000 mil bpd 900 mil bpd 1.050 mil bpd
Cid. Ilhabela
Cid. Mangaratiba
P-75
P-67
P-74
P-66
P-68
P-69
P-76
P-77
P-72
P-71
P-73
P-67
Cid. Itaguaí
Cid. Maricá
Cid. Saquarema
Cid. Caraguatatuba
Cid. São Paulo
Cid. Itajaí
Cid. Paraty
P-63
P-55
P-61
P-58
P-62
TAD
UEPs a serem licitadas:
• ES Águas Profundas
• Revitalização Marlim I
• SE Águas Profundas I
• Maromba I
• Sul do Pq. das Baleias
• Carcará
+ 600 mil bpd
UEP em licitação:
• Tartaruga Verde e
Mestiça
+ 150 mil bpd
P-70
Em Processo de Licitação:
• Tartaruga Verde e Mestiça
• ES Águas Profundas
• Revitalização Marlim I
• SE Águas Profundas I
• Maromba I
• Sul do Pq. das Baleias
• Carcará
UEPsConcluídas,emConstruçãoeemProcessodeLicitação
57. 5757
2014 20162014
Frota Atual = 11 PLSVs + 2
19 Novos PLSVs para atendimento à curva de Óleo
+ 8 ao longo de 2014 + 9
P-58
2017
Sunrise 270t
Deep Constructor 125t
Skandi Vitória 300t
Skandi Niterói 270t
Kommandor 3000 135t
Normand7 340t
Seven Mar 340t
Seven Seas 430t
Seven Condor 230t
Seven Phoenix 340t
McDermott
Agile 200t
North Ocean 102 210t
Polar Onyx 275t
Coral do Atlântico 550t Estrela do Mar 550t
Lay Vessel 105 300t
Seven Waves 550t
1 PLSV de 300t
(Holanda)
Sapura Diamante 550t
Sapura Topázio 550t
3 PLSVs de 550t
(Holanda)
2 PLSVs de 650t
(Noruega)
1 PLSV de 300t
(Suape)
1 PLSV de 550t
(Holanda)
1 PLSV de 300t
(Suape)
2 PLSVs de 550t
(Holanda)
PLSV: Pipe Laying Support Vessel
PLSVsemOperaçãoeConstrução
58. 5858
Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados
Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico
RNEST
Trem 1
4º Trim
RNEST
Trem 2
2º Trim
Comperj
Trem 1
Premium I
Trem 1
Premium II
OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST).
PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo.
milhãobpd
PROMEGA
Aumento de Capacidade
em 195 mbpd
Capacidade de processamento da Petrobras deverá alcançar 3,3 milhões de barris por dia em 2020, em sintonia
com o crescimento do mercado doméstico.
60. 6060
Gás Natural, Energia e Gás-Química
6,0 6,0 6,0 6,0
1,20,80,3
0,0
2,5
5,0
7,5
+20%
2020
7,2
2018
6,8
2014
6,3
2013
6,0
Capacidade Instalada
de GeraçãoTermelétrica
(GW) Capacidade Atual
Novas UTEs
5249
4139
0
20
40
60
20182013 2014 2020
+33%
Demanda
Distribuidoras de GN
(milhão m³/d)
1,6
2,7 2,8
0,8 0,7
1,1
0,2
0,2
0,0
1,5
3,0
4,5
3,5
2020
3,5
20182014
+169%
1,8
2013
1,3
Oferta ao Mercado de
Amônia e Ureia
(milhão ton/ano)
Ureia
Amônia
Projetos de UTEs:
UTE Baixada Fluminense Fev/2014
UTE Azulão 2017
UTE Bahia II 2020
UTE Sudeste VI 2020
Projetos de Fertilizantes:
Sulfato de Amônio Fev/2014
UFN III (MS) 4º Trim - 2014
UFN V (MG) 2017
Projetos de Infraestrutura de GN:
Pontos de Entrega ao longo do GASBOL e
das Malhas NE e SE
Monetização das reservas de gás natural por meio da expansão da capacidade de geração termelétrica, da capacidade de produção de
fertilizantes nitrogenados e do consumo de GN pelas distribuidoras.
61. 6161
Internacional: Produção de Óleo e Gás Natural
Crescimento da Produção por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA.
Sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e atuação minoritária em não convencionais na Argentina e EUA.
294
253
177
152140
92
202020192017 201820162014 2015
Produção de Óleo e Gás Natural Petrobras Exterior Produção de Óleo Petrobras Exterior
mil boed
Taxa de crescimento 2014-2020: 8,9 % a.a.
Taxa de crescimento 2014-2020: 8,7 % a.a.
62. 6262
• Gestão focada
no atendimento
das metas
físicas e
financeiras de
cada projeto
DESEMPENHO
• Garantir a
expansão dos
negócios da
Empresa com
indicadores
financeiros
sólidos
DISCIPLINA DE
CAPITAL
• Prioridade
para os
projetos de
exploração e
produção de
óleo e gás
natural no
Brasil
PRIORIDADE
2014 2018
Pressupostos da
Financiabilidade
• Manutenção do Grau de Investimento
• Não haverá emissão de novas ações
• Convergência com Preços
Internacionais de Derivados
• Parcerias e Reestruturações nos
Modelos de Negócio
Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
63. 6363
PNG 2014-2018
US$ 220,6 bilhões
Investimentos PNG 2014-2018
Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 25/02/2014
• Manutenção do Grau de Investimento:
− Retorno dos indicadores de
endividamento e alavancagem aos
limites em até 24 meses (*)
− Alavancagem menor que 35%
− Dívida Líquida/Ebitda menor que 2,5x
• Não haverá emissão de novas ações
• Convergência com Preços Internacionais de
Derivados
• Parcerias e Reestruturações nos Modelos de
Negócio
Pressupostos da Financiabilidade
38,7
(18%)
153,9
(70%)
Distribuição
Biocombustíveis
Abastecimento
Demais Áreas*Internacional
Gás&Energia Engenharia, Tecnologia e Materiais
E&P
2,2
(1%)
1,0
(0,4%)
2,7
(1,2%)
2,3
(1,0%)
9,7
(4%)
10,1
(5%)
(*) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013
* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços
64. 6464
Investimentos do PNG 2014-2018: US$ 220,6 bilhões
Implantação, Processo de Licitação e Avaliação
Em Implantação
• Projetos em Execução
(Obras)
• Projetos já licitados
• Recursos para
Estudos dos Projetos
em Avaliação
=
38,7
(18%)
153,9
(70%)
2,2
(1%)
1,0
(0,4%)
2,7
(1,2%)
2,3
(1,0%)
Demais Áreas*
Gás&Energia
Abastecimento
Engenharia, Tecnologia e Materiais
E&P
Distribuição
Biocombustíveis
Internacional
9,7
(4%)
10,1
(5%)
InvestimentoTotal
US$ 220,6 bilhões
Carteira em Avaliação
US$ 13,8 bilhões
• Projetos em Estudos
nas Fases I, II ou III
(exceto E&P no Brasil)
Produção Petróleo 2020
4,2 milhões bpd
Sem impacto na produção de
Petróleo 2020
+
* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços
Carteira em Implantação + Carteira em Processo
de Licitação¹
US$ 206,8 bilhões
¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de
contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que
terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.
Em Processo de Licitação
• Projetos de E&P no Brasil
• Refinaria Premium I
• Refinaria Premium II
65. 6565
112,5
(73%)
18,0
(12%)
23,4
(15%)
Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões
Total E&P
US$ 153,9 bilhões
Desenvolvimento da ProduçãoExploração Infraestrutura e Suporte
E&P Petrobras
US$ 153,9 bilhões
(77%)
=+
E&P Parceiros
US$ 44,8 bilhões
(23%)
Total com Parceiros
US$ 198,7 bilhões
(100%)
Pré-SalPós-Sal
Desenvolvimento da Produção + Exploração
US$ 135,9 bilhões
Pré-Sal (Concessão)
Cessão Onerosa
Partilha (Libra)
53,9
(40%) 82,0
(60%)
66. 6666
9,0
92%
0,05
0,5%
0,6
6%
0,01
0,1% 0,05
0,5%
0,1
0,7%
Abastecimento
Gás, Energia e
Gás Química
Internacional
US$ 38,7 bilhões
US$ 10,1 bilhões
US$ 9,7 bilhões
Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões
Abastecimento – Gás, Energia e Gás Química – Internacional
Logística para Etanol
Corporativo
Petroquímica
Ampliação de Frotas
Destinação do Óleo Nacional
Atendimento do Mercado Interno
Melhoria Operacional
Ampliação do Parque de Refino
Distribuição
Plantas de Gás Química (Nitrogenados)
Regás - GNL
Malhas
Energia
Distribuição
Corporativo
G&E
Refino & Marketing
E&P
Petroquímica
1,3
13%
2,6
25%
6,1
61%
0,1
1%
16,8
43%
9,4
24%
5,5
14%
1,4
3%
3,3
9%
1,4
4%
0,4
1%
0,3
1%
0,3
1%
Carteira em Implantação
RNEST (Pernambuco)
COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)
PROMEF - 45 Navios de Transporte
de Óleo e Derivados
Carteira em Processo de Licitação
Premium I – Trem 1 (Maranhão)
Premium II (Ceará)
Carteira em Implantação
UFN III (Mato Grosso do Sul)
UFN V (Minas Gerais)
Rota 2: Gasoduto e UPGN
Rota 3: Gasoduto e UPGN
Carteira em Implantação
E&P EUA - Saint Malo
E&P EUA – Cascade e Chinook
E&P EUA – Lucius
E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas
E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio
E&P Nigéria - Egina
OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação.
67. 6767
PNG 2014-2018: Gestão dos Investimentos e dos Custos Operacionais
PNG 2014-2018
US$ 220,6 bilhões
PRC-Poço
Programa de Redução
de Custos de Poços
PRC-Sub
Programa de Redução
de Custos de
Instalações Submarinas
PROEF
Programa de Aumento
da
Eficiência Operacional
UO-BC
UO-RIO
PROCOP
Programa de
Otimização de Custos
Operacionais
INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura Logística
Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras
Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde
PROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia – Gastos Operacionais Gerenciáveis.
PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços – Investimentos em Perfuração e Completação.
PRC Sub: Atua no CAPEX dedicado à construção de sistemas submarinos.
68. 6868
PNG 2014-2018
Incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo PROCOP
* UEDC = Capacidade de destilação equivalente utilizada. Período 2014-18 projetado com valores nominais.
CustodeExtração
(R$/boe):
27,3
34,8
24,2
32,7
20182014
-7,2% a.a.
-5,9% a.a.
10,83
10,50
10,1110,06
20182014
+0,12% a.a.
+0,78% a.a.
1.240
1.177
1.013
1.029
20182014
-0,40% a.a.
+1,32% a.a.
Redução de custos entre 2013 e 2016 com economia potencial em valores nominais de R$ 37,5 bilhões
CustodeLogísticado
Abastecimento(R$/bbl):
CustodeRefino
(R$mil/UEDC*):
Sem PROCOP
Com PROCOP
Sem PROCOP
Com PROCOP
Sem PROCOP
Com PROCOP
Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Logística:
Redução dos custos marítimos: simplificação de procedimentos aduaneiros;
otimização do consumo de combustível; e implantação de novas ferramentas
de gestão.
Otimização do nível de estoques de petróleo e derivados.
Redução da água armazenada no sistema de logística.
Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Extração:
Otimização dos processos de rotina e dos recursos utilizados no processo de
produção de óleo & gás.
Alcance da excelência na gestão de materiais e sobressalentes.
Adequação do overhead.
Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Refino:
Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias.
Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada.
Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos.
69. 6969
PNG 2014-2018: Análise da Financiabilidade – US$ 206,8 bilhões
Em Implantação
• Projetos em Execução
(Obras)
• Projetos já licitados
• Recursos para
Estudos dos Projetos
em Avaliação
=
153,9
(70%)
38,7
(18%)
2,2
(1%)
1,0
(0,4%)
2,7
(1,2%)
2,3
(1,0%)
Engenharia, Tecnologia e Materiais
Biocombustíveis
Gás&Energia
Demais Áreas*Internacional
DistribuiçãoAbastecimento
E&P
9,7
(4%)
10,1
(5%)
InvestimentoTotal
US$ 220,6 bilhões
Carteira em Avaliação
US$ 13,8 bilhões
Em Processo de Licitação
• Projetos de E&P no Brasil
• Refinaria Premium I
• Refinaria Premium II
• Projetos em Estudos
nas Fases I, II ou III
(exceto E&P no Brasil)
Produção Petróleo 2020
4,2 milhões bpd
Sem impacto na produção de
Petróleo 2020
+
Financiabilidade
US$ 206,8 bilhões
* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços
¹ Tal como ocorreu em 2012 (PNG 2012-2016) e em 2013 (PNG 2013-2017).
Baixa maturidade dos
projetos: não considerados
na análise da financiabilidade¹
Carteira em Implantação + Carteira em Processo
de Licitação¹
US$ 206,8 bilhões
¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de
contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que
terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.
70. 70
Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios
Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014
* Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio , Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços
Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio.
14%
30%
56%
PN 2011-2015
15%
33%
52%
PN 2010-2014
17%
35%
PNG 2013-2017
Carteira Total
11%
27%
62%
PNG 2012-2016
Carteira Total
48%
12%
PNG 2014-2018
Carteira Total
18%
70%
E&P
Abast
Demais
Áreas*
CarteiraTotal
deInvestimentos
US$ 224,0 bilhõesInvestimento US$ 224,7 bilhões US$ 236,5 bilhões US$ 236,7 bilhões US$ 220,6 bilhões
71. 7171
PNG 2014-2018: Premissas de Planejamento Financeiro
Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhões
Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento
O PNG 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014.
Preço do Brent (US$/bbl) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo
Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo
Alavancagem Limite: < 35% │ Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014
Dívida Líquida / EBITDA
Limite: < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015
e abaixo de 2,0x no fim do período
Preço dos derivados no Brasil
Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços
de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013
Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento
72. 7272
PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento
61,3
165,0
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos
Captações (Dívida)
Uso do Caixa
Reestruturações nos Modelos de Negócio
207,1
39,8
Amortizações
Investimentos
Necessidade Anual de Captação 2014-2018
Bruta – US$ 12,1 bilhões │Líquida – US$ 1,1 bilhão
Os recursos adicionais necessários para o financiamento do
Plano serão captados exclusivamente através da contratação de
novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações.
Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015.
Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior
devido a:
• Crescimento da geração operacional decorrente do aumento
da produção e expansão da capacidade de refino,
substituindo importação de derivados.
• Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a
necessidade de caixa no horizonte do Plano.
182,2
60,5
9,1
9,9
206,8
54,9
261,7 261,7
Fontes Usos
US$bilhão
73. 7373
PNG 2014-2018: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA
Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015
Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2015
Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA