Brasil - Petrobras - Relacionamento com Investidor

IBEF
01 de Agosto de 2012
Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016
Aviso
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia sobre
condições futuras da economia, além do setor de
atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da
Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa",
"acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos
similares, visam a identificar tais previsões, as quais,
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou
não pela Companhia e, consequentemente, não são
garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,
os resultados futuros das operações da Companhia
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve
se basear exclusivamente nas informações aqui contidas.
A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações
e previsões à luz de novas informações ou de seus
desdobramentos futuros. Os valores informados para
2012 em diante são estimativas ou metas.
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
MUNDO:
MUNDO:+1,1%
+1,1%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,1%
+5,1%a.a.
a.a.
PRODUÇÃO
PRODUÇÃODE
DEGÁS
GÁSNATURAL
NATURAL
MUNDO:
MUNDO:+2,8%
+2,8%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+4,4%
+4,4%a.a
a.a
RESERVAS
RESERVASDE
DEÓLEO
ÓLEOEEGN
GN
MUNDO:
MUNDO:+3,0%
+3,0%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,1%
+5,1%a.a.
a.a.
Produção de Gás Natural
(milhão m³/dia)
PRODUÇÃO
PRODUÇÃODE
DEÓLEO
ÓLEO
Reservas de Óleo
e GN (bilhão boe)
Entre 2000 e 2011...
Produção de Óleo
(milhão bpb)
Brasil: Crescimento em Óleo e Gás Acima da Média Mundial
BRASIL
MUNDO
+73%
+12%
1,3
2000
2,2
75,2
84,5
2011
2000
2011
+61%
35,1
2000
+36%
56,4
6.606
8.975
2011
2000
2011
+73%
9,9
2000
+38%
17,0
1.958
2.711
2011
2000
2011
3
BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas
Novas Descobertas 2005-2010
PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo
RESERVAS
RESERVASDE
DEÓLEO
ÓLEOEEGN
GN
33.989 milhões bbl
MUNDO:
MUNDO:+3,0%
+3,0%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,1%
+5,1%a.a.
a.a.
19%
49%
•
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).
32%
Brasil
Brasil
Águas Profundas
Outras Descobertas
Petrobras: Reservas Provadas no Brasil
(bilhão boe)
2000 e 2011
+3%
15,28 15,71
13,23
+164%
• Reserva/Produção 19,2 anos
• Apropriação de Reservas em 2011
9,65
Total: 1,24 bilhão boe
Pré-Sal: 1 bilhão boe
7,53
2010
2011
2005
2000
1995
1991
5,96
4
PNG 2012 – 2016: Revisão da Curva de Produção de Óleo & Gás
METAS REALISTAS
Pautadas em Projetos Típicos Já Desenvolvidos pela Petrobras no Exterior e no Brasil
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
4.910
5.000
-700 mbpd
PN 2011-2015
Produção de Óleo + LGN
4.000
4.200
-1.000 mbpd
3.070
2.500
3.000
PNG 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
PRODUÇÃO
PRODUÇÃODE
DEÓLEO
ÓLEO
MUNDO:
MUNDO:+1,1%
+1,1%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,1%
+5,1%a.a.
a.a.
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
PRODUÇÃO
PRODUÇÃODE
DEGÁS
GÁSNATURAL
NATURAL
2000 e 2011
MUNDO:
MUNDO:+2,8%
+2,8%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+4,4%
+4,4%a.a
a.a
2000 e 2011
5
Sondas de Perfuração LDA > 2.000m: Atraso nas Entregas
Sondas de Perfuração Importadas: Conteúdo Local ZERO
Sondas que chegarão ao longo de 2012
1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)
8.
ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 735 dias) -> Marlim Sul
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)
9.
Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 203 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
em pré-inspeção
40
20
5
+2
7
+1
+8
8
16
26
Sonda em navegação para o Brasil.
Sondas 11 e 14
Sonda 8
Sonda 2
Número de Sondas (LDA > 2.000m)
60
Sondas 1, 3, 4, 5, 6,
7, 9, 10, 12 e 13
Sonda em recebimento (já no Brasil).
Sonda já recebida e em operação.
Sondas a contratar
40 +1
+14
41 +1
42
42
42
2014
2015
2016
+10
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
6
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
77
• •1S12
1S12x x1S11:
1S11:+23,5%
+23,5%
CONSUMO
CONSUMODE
DEDIESEL
DIESEL
MUNDO:
MUNDO:+2,3%
+2,3%a.a.
a.a.
BRASIL:
+3,3%
a.a.
BRASIL: +3,3% a.a.
• •1S12
1S12x x1S11:
1S11:+7,0%
+7,0%
CONSUMO
CONSUMODE
DEQAV
QAV
MUNDO:
MUNDO:-0,2%
-0,2%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+4,0%
+4,0%a.a.
a.a.
• •1S12
1S12x x1S11:
1S11:+7,1%
+7,1%
CONSUMO
CONSUMODE
DEÓLEO
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
COMBUSTÍVEL
MUNDO:
MUNDO:-1,8%
-1,8%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:-7,1%
-7,1%a.a.
a.a.
• •1S12
1S12x x1S11:
1S11:-5,4%
-5,4%
Demanda por
Diesel (mbpd)
MUNDO:
MUNDO:+1,3%
+1,3%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+3,7%
+3,7%a.a.
a.a.
Demanda por
QAV (mbpd)
CONSUMO
CONSUMODE
DEGASOLINA
GASOLINA
Demanda por
Óleo Combustível
(mbpd)
Entre 2000 e 2011...
Demanda por
Gasolina (mbpd)
Brasil: Demanda de Derivados Cresce Acima da Média Mundial
BRASIL
MUNDO
+49%
+15%
315
469
19.616
22.533
2000
2011
2000
2011
+43%
+29%
626
896
20.220
26.072
2000
2011
2000
2011
+53%
-2%
79
121
6.506
6.393
2000
2011
2000
2011
-56%
189
2000
-18%
84
2011
9.675
7.958
2000
2011
Fontes: Petrobras para os dados do Brasil e Woodmackenzie para dados internacionais.
8
Mercado de Derivados no
Brasil em 2012
Mercado de Derivados no
Brasil em 2020
Hoje o Brasil importa 15% dos derivados consumidos.
Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
(mil bpd)
(mil bpd)
308
693
Capacidade de
Processamento
Demanda
N, NE e CO
N, NE e CO
Importância da Expansão do Refino para o
Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados
- 385
RNEST
552
1.230
- 678
Capacidade de
Processamento
Déficit
Demanda
Déficit
Já Considerando em
Operação a RNEST e
o Comperj Trem 1
1.562
1.652
S e SE
S e SE
Comperj
Trem 1
1.562
2.166
36
Capacidade de
Processamento
Demanda
Superávit
OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização.
- 514
Capacidade de
Processamento
Demanda
Déficit
9
CONSUMO
CONSUMODE
DEAMÔNIA
AMÔNIA
MUNDO:
MUNDO:+2,1%
+2,1%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+2,6%
+2,6%a.a.
a.a.
CONSUMO
CONSUMODE
DEUREIA
UREIA
MUNDO:
MUNDO:+3,3%
+3,3%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,0%
+5,0%a.a.
a.a.
Demanda por
Ureia² (mil ton)
Entre 2000 e 2011...
Demanda por
Amônia¹ (mil ton)
Brasil: Crescimento em Fertilizantes Acima da Média Mundial
BRASIL
MUNDO
+32%
+26%
414
548
130.077
163.274
2000
2011
2000
2011
+72%
2.620
MUNDO:
MUNDO:+1,6%
+1,6%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+1,9%
+1,9%a.a.
a.a.
CONSUMO
CONSUMODE
DEFERTILIZANTES
FERTILIZANTES
POTÁSSICOS
POTÁSSICOS
MUNDO:
MUNDO:+2,5%
+2,5%a.a.
a.a.
BRASIL:
BRASIL:+5,1%
+5,1%a.a.
a.a.
Demanda Outros
Potássicos4
(mil ton)
CONSUMO
CONSUMODE
DESULFATO
SULFATODE
DE
AMÔNIO
AMÔNIO
Demanda por
Sulfato de Amônio³
(mil ton)
2000
+43%
4.501
107.779
154.437
2011
2000
2011
+23%
+20%
1.908
2.339
17.872
21.363
2000
2011
2000
2011
+73%
2.562
2000
+31%
4.431
22.220
29.200
2011
2000
2011
Fontes: ANDA/MDIC para dados do Brasil e Fertecon, CRU e IFA para dados internacionais.
10
Importância de Novas Fábricas para Reduzir a
Dependência Externa de Fertilizantes Nitrogenados
Mercado de Nitrogenados no
Brasil em 2012
Mercado de Nitrogenados no
Brasil em 2020
Sem novas unidades o Brasil importará
52% da demanda de Ureia e 71% da demanda de amônia.
Hoje o Brasil importa 66% da Ureia e 70% da amônia consumida.
(mil ton/ano)
(mil ton/ano)
Ureia
2.807
UFN III - MS
1.463
Oferta Nacional
4.320
- 2.857
Demanda
Déficit
Oferta Nacional
Já Considerando em
Operação a UFN III Mato Grosso do Sul
261
180
5.872
- 3.064
Demanda
Amônia
Oferta Nacional
Ureia
Déficit
Amônia
UFN III - MS
593
- 413
Oferta Nacional
Demanda
913
- 652
Déficit
Demanda
OBS: Considerando apenas os fertilizantes nitrogenados amônia e ureia.
Déficit
11
Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016
panhia
m
o
C
a
d
Portfólio
o
d
a
d
a
r
t eg
Gestão In
PRIORIDADE
• Todos os projetos do PN
2011-2015 foram mantidos
• Paridade com Preços de
Importação de Derivados
• Manutenção do Grau de
Investimento
• Não há emissão de novas
ações
• Desinvestimentos de ativos
existentes no exterior
DESEMPENHO
• Curvas “S”
• Gestão focada
no atendimento
das metas
físicas e
financeiras de
cada projeto
Seguranç
a
2012
DISCIPLINA DE
CAPITAL
• Prioridade
para os
projetos de
exploração e
produção de
óleo e gás
natural no
Brasil
• Garantir a
expansão dos
negócios da
Empresa com
indicadores
financeiros
sólidos
e Meio Am
biente: Va
zamento Z
e
• Realismo
nas metas de
produção
ro
2016
12
PNG 12-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração 13/06/12
Não houve cortes ou inclusões de projetos no PNG 2012-2016 em relação ao PN 2011-2015
Período 2012-2016: US$ 236,5 bilhões
980 Projetos
27,7%28%
E&P
Refino, Transporte e
Comercialização.
(US$ 65,5 Bi)
60,0%
5,8%
(US$ 141,8 Bi)
(US$ 13,8 Bi)
2,1%
(US$ 5,0 Bi)
1,5%
(US$ 3,6 Bi)
Investir para aumentar a
produção de óleo e, em
consequência, aumentar a
Receita para Investir.
E&P
1,6%
1,3%
(US$ 3,8 Bi)
(US$ 3,0 Bi)
RTC
G&E
Petroquímica
Financiabilidade Aprovada pelo C.A.
US$ 236,5 bilhões
- Indicadores econômico-financeiros que não
podem ser ultrapassados para manutenção
do grau de investimento:
• Nível de Alavancagem Financeira < 35%;
• Indicador Dívida líquida/Ebitda < 2,5x.
- Não haverá emissão de novas ações.
- Desinvestimentos de ativos existentes de
US$ 14,8 bilhões.
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
13
Organização dos Investimentos: Projetos em Avaliação e Implantação
Projetos Em Implantação
Projetos Em Avaliação
INICIAÇÃO E PLANEJAMENTO DO PROJETO
FASE I
Identificação da
Oportunidade
Entrada na
Carteira da
Petrobras
FASE II
Projeto
Conceitual
Aprovação
do EVTE¹
Fase I
FASE III
Projeto Básico
Aprovação
do EVTE¹
Conceitual
Aprovação
do EVTE¹
Básico e
liberação
para
Execução
(início das
obras)
Fase IV
Execução
Obra
Fase V
Operação
Partida
¹EVTE: Estudo de Viabilidade Técnico Econômica
14
Projetos em Implantação e Projetos em Avaliação
=
PNG 2012-2016
Projetos Em Implantação
Projetos com Obras já Iniciadas
US$ 236,5 bilhões
Projetos Em Avaliação
+
Projetos em Fase I, II e III.
US$ 208,7 bilhões
980 projetos
US$ 27,8 bilhões
833 projetos
147 projetos
OBRAS
27,7%
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
15
Curva de Produção Brasil: Projetos em Implantação no E&P
Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN
Projetos Em Implantação
(mbpd)
Projetos com Obras já Iniciadas
US$ 208,7 bilhões
833 projetos
Norte Pq.
Baleias (P-58)
Piloto Sapinhoá
(Cid. São Paulo) Roncador IV
(P-62)
Piloto Lula NE
Sapinhoá Norte
(Cid. Paraty)
(Cid. Ilhabela)
Papa-Terra
Baleia Azul
Iracema Sul
(Cid. Anchieta) (P-61 e P-63)
Iracema
(Cid.
Norte Z1
Roncador III
Baúna e
Mangaratiba)
(P-55)
Piracaba
(Cid. Itajaí)
OBRAS
24,8%
US$ 51,7 Bi
E&P Brasil:
US$ 131,6 bi
Lula Ext.
Sul P-70
Lula Central
P-67
Iara Horst
P-71
Lula Sul
P-68
NE Tupi
P-76
Carcará
P-73
Maromba
Espadarte III
Bonito
Florim
Franco 1
P-74
Carimbé
Sul Pq.
Baleias
Entorno de
Iara
Carioca Z2
Lula Norte
P-69
Franco 2
P-75
2.500
3,7%
(US$ 7,8 Bi)
Franco 4
Lula Alto
P-66
Sul de
Guará
Júpiter
Aruanã
Franco 5
Iara NW
P-72
Franco 3
P-77
Sondas
LDA > 2.000 m
24 entre 2012 e 2016
49 entre 2012 e 2020 ¹
UEPs
19 entre 2012 e 2016
38 entre 2012 e 2020 ²
2.022
1,8%
(US$ 3,7 Bi)
1,7%
(US$ 3,5 Bi)
65,8%
0,9%
(US$ 137,2 Bi)
(US$ 1,9 Bi)
1,4%
(US$ 3,0 Bi)
E&P
2011
2012
2013
2014
2015
2016
¹ 49 Sondas: 16 construídas no exterior e 33 com
construção no Brasil
4.200
Espadarte I
2017
2018
2019
2020
² 38 UEP: 1 unidade com conteúdo local zero e outras
37 com conteúdo local contratado/previsto
Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Sondas e UEPs nas
Diretorias de E&P e ENGENHARIA
RTC
G&E
Petroquímica
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
16
Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:
Projetos em Implantação no Abastecimento
Mercado de Derivados no
Brasil em 2020
Projetos Em Implantação
Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
Projetos com Obras já Iniciadas
US$ 208,7 bilhões
• RNEST
Em Obras
(Trem 1 - 115 mil bpd
Trem 2 – 115 mil bpd)
833 projetos
OBRAS
552
RNEST
1.230
- 678
Capacidade de
Processamento
Demanda
N, NE e CO
(mil bpd)
Déficit
24,8%
US$ 51,7 Bi
1.652
• Comperj - Trem 1
Em Obras
(165 mil bpd)
(US$ 7,8 Bi)
(US$ 137,2 Bi)
1,8%
(US$ 3,7 Bi)
1,7%
(US$ 3,5 Bi)
2.166
- 514
Capacidade de
Processamento
0,9%
1,4%
Comperj
Trem 1
(US$ 1,9 Bi)
S e SE
3,7%
65,8%
Demanda
Déficit
(US$ 3,0 Bi)
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização.
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
17
Refinaria
do Nordeste
(RNEST)
REVAP: Última
Refinaria
Construída Há Mais de 34 Anos
1980 – Construção da REVAP: Projeto elaborado pela Snamprogetti (importado).
ST e
E
u
RN bre
(A
2014
1980
1977
1972
1968
1966
1961
1954
1955
1957
1950
P
CA
E
N
OR AP
R
P
R C AN UC
N
LA
M
e
B
M
D
P
PA EVA
G
B
A
X
P
E
E
E
E
E
L
I
U
R
L
R
R
R
R
R S R R
L im
a)
Datas de inauguração
34 anos
REVAP (fev/08)
São José dos Campos (SP)
Construção da RNEST (jun/12)
Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)
Lições Aprendidas - 2006 a 2012
SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia
18
Aprendizado Organizacional: 2006
SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia
Força
de
Trabalho
COLETA
DE ITENS
DE CONHECIMENTO
REGISTRO
DE CONHECIMENTO
GESTOR
SIGA*
Relatórios
de
acidentes
Relatórios
de
Workshops
RACs
Intranet
Fontes
Validação e
Aprovação de
Itens de
Conhecimento
Documentos
Normativos
NORTEC
MAGES
(Normalização
Ténica
Petrobras)
(Manual de
Gestão da
ETM)
Listas de
Verificação
Treinamento
Diretrizes
contratuais
Rotinas de
Fiscalização
Lições
Lições
Aprendidas
Aprendidas
SINAPSE
Registro, consulta
e interação
Procedimentos
Melhores Práticas
Melhores Práticas
Pontos
Atenção
Pontos dedeAtenção
Mudanças, Melhorias devem ser incluídas no próximo projeto
* Sistema Integrado de Gestão de Anomalias
19
Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:
Projetos em Implantação e Avaliação
Novas Refinarias
em Implantação
Novas Refinarias
em Avaliação
Mercado de Derivados no
Brasil em 2020
Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
(mil bpd)
• RNEST
Em Obras
(Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14
Trem 2 - 115 mil bpd – Mai/15)
552
N, NE e CO
• Premium I - Trem 1
(300 mil bpd - Out/17)
RNEST
1.230
- 678
Capacidade de
Processamento
Demanda
Déficit
• Premium II
(300 mil bpd - Dez/17)
• Premium I - Trem 2
(300 mil bpd - Out/20)
1.652
• Comperj - Trem 1
Em Obras
(165 mil bpd - Abr/15)
Comperj
Trem 1
2.166
S e SE
- 514
Capacidade de
Processamento
Demanda
• Comperj - Trem 2
(300 mil bpd - Jan/18)
Déficit
Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Refinarias nas Diretorias de ABASTECIMENTO e ENGENHARIA
20
Desempenho: Monitoramento das Metas
Gestão dos Projetos em Implantação e Avaliação
Projetos do PNG 12-16 possuem Curvas Ss: ferramenta de gestão, planejamento e controle
Acompanhamento Físico
100
90
Acompanhamento Financeiro
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria da Petrobras
Projetos críticos acompanhados mensalmente pela
Diretoria da Petrobras
Custo total
projetado
80
50
1
Desvio de prazo
40
Custo total
planejado
(U S $ M ilhões)
Entrada em
operação projetada
Entrada em
operação planejada
60
- Justificativas para desvio de custo
1
30
2
Desvio de avanço físico mensal
- Justificativas para desvio de prazo
1
2
20
10
Autorização para revisão
orçamentária
1
Plano de Recuperação quando
necessário
Desvio de custo
Linha de Base
Realizado
Projetado
set-09
nov-09
jan-10
m ar-10
m ai-10
jul-10
set-10
nov-10
jan-11
m ar-11
m ai-11
jul-11
set-11
nov-11
jan-12
m ar-12
m ai-12
jul-12
set-12
nov-12
jan-13
m ar-13
m ai-13
jul-13
set-13
nov-13
jan-14
m ar-14
m ai-14
jul-14
set-14
nov-14
0
set-09
nov-09
jan-10
m ar-10
m ai-10
jul-10
set-10
nov-10
jan-11
m ar-11
m ai-11
jul-11
set-11
nov-11
jan-12
m ar-12
m ai-12
jul-12
set-12
nov-12
jan-13
m ar-13
m ai-13
jul-13
set-13
nov-13
jan-14
m ar-14
m ai-14
jul-14
set-14
nov-14
% Acu m u la d o
70
Linha de Base
Realizado
Projetado
21
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 84,7% e Realizado 78,2%
Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012
22
22
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
Just. 2
100
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
90
80
1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)
2
4
2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (jun/12)
3
5
3 - Início da navegação do FPSO de Cingapura para o Brasil (jun/12)
60
Entrada em Operação
Planejado: Jul/12
4 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)
Entrada em Operação
Projetado: Ago/12
5 - Chegada do FPSO na locação (ago/12)
1
6 - Término da Ancoragem do FPSO. Campo Baleia Azul - ES (ago/12)
50
40
30
20
Acumulado até 30/06/2012:
Previsto: 98,5%
10
Realizado: 99,2%
Linha de Base
Linha Base - PNG 12-16
Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido ao atraso na
desmobilização do FPSO do campo de Espadarte (atraso na licença do IBAMA e
necessidade de remoção do LSA).
Realizado
jan-13
dez-12
nov-12
set-12
out-12
ago-12
jul-12
jun-12
mai-12
abr-12
fev-12
mar-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
out-10
nov-10
set-10
jul-10
ago-10
jun-10
mai-10
abr-10
mar-10
fev-10
jan-10
dez-09
out-09
nov-09
set-09
jul-09
ago-09
0
jun-09
% Acumulado
70
Projetado
Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.
23
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
90
1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12)
2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)
3 - Obtenção da LO (ago/12)
4 - Início da produção de óleo (ago/12)
5 - Início da exportação de gás (out/12)
6 - Início da injeção de água (dez/12)
80
70
60
5
Just. 2:
6
2
3
1
4
Campanha de Poços
50
40
Total de Poços:
10
Já perfurados:
9
Poços a perfurar
30
set/12:
1
20
Acumulado até 30/06/2012:
10
Previsto: 77,9%
Realizado: 70,5%
Linha de Base
Justif 1: Não há desvio de prazo.
Linha Base - PNG 12-16
Realizado
ago-13
jun-13
jul-13
mai-13
fev-13
mar-13
abr-13
jan-13
out-12
nov-12
dez-12
ago-12
set-12
jul-12
jun-12
abr-12
mai-12
mar-12
jan-12
fev-12
dez-11
nov-11
set-11
out-11
ago-11
jul-11
mai-11
jun-11
abr-11
fev-11
mar-11
jan-11
dez-10
set-10
out-10
nov-10
jul-10
ago-10
jun-10
mai-10
mar-10
abr-10
fev-10
dez-09
jan-10
0
nov-09
% Acumulado
1º óleo: Ago/12
Projetado
Justif 2: Avanço físico acumulado abaixo da linha de base do EVTE por conta de
atraso na campanha de construção de poços do projeto e fabricação dos dutos
flexíveis.
24
24
Programas Estruturantes Integrantes do PNG 2012-2016
Plano de Negócios e Gestão 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
PROCOP Programa de
Otimização de
Custos
Operacionais
PROEF Programa de
Aumento da
Eficiência
Operacional da
Bacia de Campos
PROMINP PETROBRAS
Programa de
Gestão de
Conteúdo Local
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
25
PROCOP - 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, segundo duas
visões: ativos, tais como plataformas, refinarias e usinas termelétricas; e linhas de custo, dentre
elas estoques de materiais, combustível, logística e serviços.
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 e Definição do Escopo
• Identificação de Oportunidades
• Quantificação preliminar
II
Detalhamento e
quantificação
• Definição do Portfolio de Iniciativas
III
Consolidação
• Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis,
marcos, metas e impactos)
• Comunicação
26
PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional – UO-BC
Melhoria dos níveis de
eficiência operacional
da UO-BC
Objetivos do
PROEF
Aumento da confiabilidade de
entrega da curva de óleo
prevista no PNG 2012-2016
Melhoria de integridade dos
sistemas de produção
Eficiência Operacional da Bacia de Campos – UO-BC
89
Eficiência Operacional
• Sem UO-BC:
• E&P Total:
Realizado
(%)
Metas de
eficiência
operacional
para UO-BC
88
88
90
Metas PROEF
81
80
74
76
71
2008
2009
2010
2011
94%
90%
95%
87%
94%
86%
2012
2013
2014
2015
2016
27
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
28
PROMINP - PETROBRAS 2012
Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo Local
Para a Petrobras o conteúdo local não é um dogma, mas uma decisão
gerencial que viabiliza ganhos operacionais.
Motivação: Assistência técnica mais eficiente, maior suporte pós venda, maior disponibilidade
operacional dos ativos, redução de estoques, redução do tempo de transporte e de prazo de entrega.
Objetivo
Aproveitar ao máximo a capacidade competitiva da indústria nacional de bens e serviços para o
atendimento das demandas do PNG 2012-2016 com prazos e custos adequados às melhores
práticas do mercado internacional.
Plano de Ação
I
CONCLUÍDO:
Tradução do PNG 2012 I de
2016 em demandas
bens e serviços
• Análise detalhada dos projetos
• Distribuição da demanda na linha
do tempo
• Definição das estratégias de
contratação
II
CONCLUÍDO:
Planejamento do
Conteúdo Local Mínimo
dos Projetos
• Capacidade competitiva da Indústria
• Bens e serviços importados
• Inserção de cláusulas contratuais
III
ATÉ 2016:
Monitoramento do
Conteúdo Local
• Indicadores de Conteúdo Local
• Acompanhamento do conteúdo
local nos projetos
• Ações para recuperação de
eventuais desvios
IV
ATÉ 2016:
Registro do Conteúdo
Local
• Relatórios de Realização de
Conteúdo Local por projeto (previsto
x realizado)
• Atualização da base de dados para
futuros projetos
29
Requisitos de Conteúdo Local Associados aos Investimentos
Entre 2004 e 2011...
ABASTECIMENTO
ABASTECIMENTO
• • Refinarias,
Refinarias,unidades
unidadespetroquímicas,
petroquímicas,navios
naviosdedeóleo
óleo
cru
crue ederivados.
derivados.
GÁS
GÁSEEENERGIA
ENERGIA
• • Gasodutos,
Gasodutos, estações
estações dede compressão,
compressão, usinas
usinas
termelétricas.
termelétricas.
Fontes: PROMINP
Conteúdo Local
E&P
(%)
Conteúdo Local
Abastecimento
(%)
• • Plataformas,
Plataformas,sondas
sondasdedeperfuração,
perfuração,equipamentos
equipamentos
submarinos,
gasodutos
e
oleodutos
de
submarinos, gasodutos e oleodutos deescoamento
escoamento
dadaprodução,
produção,unidades
unidadesdedeprocessamento
processamentodedegás
gás
natural.
natural.
IV
ATÉ 2016:
Registro do Conteúdo
Local
INDICADOR DE CONTEÚDO LOCAL
CONSOLIDADO PELO PROMINP
Conteúdo Local
Gás e Energia
(%)
EXPLORAÇÃO
EXPLORAÇÃOEEPRODUÇÃO
PRODUÇÃO
III
ATÉ 2016:
Monitoramento do
Conteúdo Local
+6 p.p.
55
62
2004
2011
+10 p.p.
82
92
2004
2011
+20 p.p.
70
90
2004
2011
30
FPSO Cid. Anchieta, Estaleiro Keppel Shipyard, Cingapura– jul/12
FPSO Cid. de Itajaí, Estaleiro Jurong, Cingapura – mar/12
CL= 44% (ANP=0)
Projeto Baleia Azul: 1º Óleo Ago/12
FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd
P-55 após operação de deck mating no Estaleiro Rio Grande – jul/12
CL= 65% (ANP=0)
Projeto Roncador Mod III: 1º Óleo Set/13
SS P55: 180 mbpd
CL= 81% (ANP=60)
Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo Out/12
FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd
FPSO Cidade São Paulo, Estaleiro Brasfels – fev/12
CL= 50% (ANP=30)
Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo Jan/13
FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd
31
31
FPSO Cidade de Paraty, Estaleiro Keppel Shipyard, Cingapura – mar/12
Conversão do Casco da P-63, Estaleiro Cosco, China – fev/12
CL= 30% (ANP=30)
Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo Maio/13
FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd
Topside da P-61, Estaleiro Keppel Fels, Cingapura – fev/12
CL= 65% (ANP=0)
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo Jul/13 (P-63)
FPSO P-63 + TLWP P-61: 140 mbpd
Conversão do Casco da P-58, Estaleiro Rio Grande – mar/12
CL= 58% (ANP=0)
CL= 65% (ANP=0)
Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 Out/13
FPSO P-63 + TLWP P-61: 140 mbpd
Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Jan/14
FPSO P-58: 180 mbpd
32
32
Atracação da P-62, Estaleiro Atlântico Sul - Jan/12
Casco do FPSO Cid. de Ilhabela, Estaleiro CSCC, China – Mai/12
CL= 65% (ANP=0)
Projeto Roncador Módulo IV: 1º Óleo Mar/14
FPSO P-62: 180 mbpd
Casco FPSO Cid. de Mangaratiba, Estaleiro Cosco, China – Mai/12
CL= 47% (ANP=30)
CL= 47% (ANP=30)
Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo Set/14
FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpd
FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascos
Estaleiro Rio Grande – ECOVIX - mar/12
CL= 73% (ANP=30)
Lula Alto: 1º Óleo Jan/16
FPSO Replicante: 150 mbpd
Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo Nov/14
FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd
33
33
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
• General Electric ¹
• TenarisConfab
• Halliburton
• Siemens
• Vallourec & Mannesman
Expansão do CENPES (mar/2012)
Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 29/jun/12.
Outras Companhias com planos de desenvolvimento de
centros tecnológicos no Brasil:
• Weatherford
• Cameron
• IBM
• Wellstream
• Technip
¹ Em funcionamento em instalações temporárias até a conclusão da infraestrutura definitiva.
34
IBEF
01 de Agosto de 2012
FIM