Plano de Negócios 2009‐201326 de janeiro, 2009
2
AVISO
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela 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 2009 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.
VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ BilhãoCAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d
UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL
Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS
Fonte: BloombergFonte: PFC Energy WRMS (barris por dia , considerando a participação % de cada
empresa e incluindo Joint ventures)
(bilhõesboe)
(milhõesboe/d)
(US$
bilhões)
(milhares
boe/d)
3,8
3,2
2,5 2,4 2,4 2,31,9 1,8
3,9
XOM BP R DS C VX PBR C OP TO T S T L E NI
299828
2,223 2,083
5,675
2,6002,9173,119
3,905
XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL
3
RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 ‐ Milhão boe/d
Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas
23,0
17,9
11,7 11,2 11,2 10,5 10,2
6,6 5,6
XOM BP RDS PBR CVX TOT COP ENI STL
52,277,296,8 93,6
406,1
128,7143,6150,3161,1
XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL
Anunciamos mais de 10 bilhões de boe em volume recuperável (Blocos do Pré-Sal de Santos – Tupi e Iara, Pré-sal do Espírito Santo e ring-fence de Golfinho)Aumento de 1 milhão de bpd na capacidade instalada de produçãoAumento de 7% na produção total, atingindo 2.436 mil boe/dia21% de aumento na produção de gás54% de aumento na receita líquida1
56% de aumento do lucro líquido1
COM EXCELENTES RESULTADOS...
Desde Agosto de 2007, quando divulgamos nosso último Plano Estratégico…
EXCELENTE DESEMPENHO
1 3T08 vs 3T07 4
...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS
5
0
200
400
600
800
1000
1200
RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP
0%
1%
2%
3%
4%
2007 P&D % da Recei ta
US$ milhões % da Receita
NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D…
Fonte: PFC Energy
10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO SETOR DE ENERGIA
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Internacional
G&E
Corporativo
Downstream
E&P
6
…NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS
2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D)
PBR
23%
XOM15%
RDS13%
STL13%
BP9%
CVX7%
APC6%
TOT6%
BG4%
HESS2%
ENI2%
Fonte: PFC Energ y | Nota: Os vol umes esti mados aci ma r epresentam o que cada operador é responsável por pr oduzir, não o que eles detêm como participação. Águas pr ofundas são consideradas aci ma de 300 m de lâmina d água; os 11 oper adores apresentados aci ma r epr esentam 94% da pr oduç ão mundial em águas profundas em 2007
Petrobras opera 23%da produçãoglobal em águas profundas
7
VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO
2007 Reservas SEC e produção
XOM
RDS
BP
CVXTOT COP
PBR
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500
Produção (mboe/d)
Reservas (m
m boe
)
Meta de produção 2009
Meta de produção 2013
Meta de produção 2020
8
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)
POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE
Fonte: BP Statistical Rev iew 2008, PFC Energy
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)
Brasil é o nono maiormercado consumidor de petróleo do mundo
Consumo de óleo no Brasilcrescendo a 2,4% p.a. Consumo de óleo da OCDE crescendo a 1,0% p.a.
2,4
1,61,71,71,92,02,22,22,32,42,72,7
5,1
0
2
4
6
8
EUA
Chin
a
Japã
o
Índi
a
Rúss
ia
Ale
man
ha
Cor
éia
do S
ul
Cana
dá
Bras
il
A.
Sau
dita
Méx
ico
Fran
ça
Itália
Rei
no U
nido
Irã
100
110
120
130
140
150
160
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Brasil OCDE Mundo
7,920,7
9
Descobertas significativas de óleo leve e gás natural na Bacia do Espírito Santo
Bacia de Campos responde por82% da produção total de petróleo da Petrobras
RoncadorMarlimAlbacoraIaraJupiterTupiCarioca
ThunderHorse
AgbamiAkpo
Kizomba
Girassol, Jaz, Rosa
Dalia
Khurais
Kashagan
KurmangaziShahDeniz Azadegan
Anaran
Sakhalin II
Sakhalin I
PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS PROMISSORAS DO MUNDO...
O Desenvolvimento do pré-sal da Bacia de Santos vai direcionar o crescimento da produção no longo-prazo
O tamanho dos círculos indicam a magnitude das reservas estimadas
10
…E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS(mil boe/d)
Produção equiv alente à participação da Petrobras nos projetos
124 142210
409100 103
131
223
2008 2009 2013 2020
Óleo e L GN Gá s Na tural
8,8% a.a.244224
9,0% a.a.
341
632
11
POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
79%
7%
8%5% 1%
E&P RTCPG&E DistribuiçãoCorporativo
INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL
POR PAÍS
16%
5%
28%
12%
22%
17%
Argentina AngolaEUA NigériaNovas Oportunidades Outros Países
Investimento TotalUS$ 15,9 bilhões
12
INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEISUS$ 2,8 BILHÕES
Atuar no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional e do desenvolvimento de mercados internacionaisAtuar no negócio biodiesel, participando da
cadeia produtiva nacional e atuar seletivamente no exterior, priorizando matérias-primas da agricultura familiar de forma sustentável Assegurar o desenvolvimento de
tecnologias competitivas para a produção de biocombustíveis, a partir, principalmente, de matérias-primas de biomassa residual
ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS
84%
16%
Etanol Biodiesel
Atuar, globalmente, no segmento de biocombustíveis,
com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol
13
QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL
MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL EMETA DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³)EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³)
* Caso base: Demanda Legal B5 em 2013
4.225
1.081
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2009 2013
40,6% a.a.
535(20%)
401 (29% )
2.649
1.372
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2009 2013
17,9% a.a.
Market-sharePetrobras
14
GRANDES INCERTEZASPreço de petróleoCustosDinâmica da demandaDinâmica da oferta Penetração dos biocombustíveisDesenvolvimento de tecnologias automotivas ...
GEOPOLÍTICOSCrise econômica mundial Guerras e conflitos Tensões políticasImplicações ambientaisEleições Nacionalismos ...
RECURSOS CRÍTICOSBens e serviçosRecursos humanos
• Senioridade • Baixa atratividade• Criticidade de pessoal
especializado
DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS
15
DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS
PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL …
Fonte: IEA World Energy Outl ook 2007, EIA Inter national Energy Outlook 2007
Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínioCapacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetadoda demandaRedução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo
Existing production0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Natural decline
Observed decline
Existing production
Declínio natural Declínio observado
Produção existente
MM bpd
Cenários de DemandaGlobal de Óleo
Cenário Alto CrescimentoEIA DOE
Cenário de Referência | IEA
Cenário Baixo CrescimentoEIA DOE
2030 | 75 – 90 MM2020 | 55 – 65 MM
Adição Requerida de Capacidade (bpd)
16
…E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE BAIXO
Fonte: IEA – Outlook 2008
CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Cus
tos
de P
rodu
ção
(US$
/bbl
-200
8)
Reservas (bn bbls)1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000
20
40
60
80
100
120
140
Águas profundas e ultraprofundas
Produzido MENA
OutroÓleos
Convencionais
CO�
-EO
R
EOR Á
rtico
Óleo pesado
eBetume
Xisto Gas-to-liquid(GTL)
Coal-to-liquid
Preço máximo de ‘breakeven’ para a Petrobras
17
ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020
Comprometimento com o desenvolvimento sustentável
Crescimento Integrado Rentabilidade ResponsabilidadeSocial e Ambiental
Ampliar a atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição,
sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia
Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores produtoras de petróleo do mundo
Atuar, globalmente, no segmento de biocombustíveis,com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol
Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico e Extremo Oriente
Consolidar a liderança no mercado brasileiro de gás natural, com atuação internacional, e ampliar o negócio de geração de energia elétrica no Brasil.
Atuar em petroquímica de forma integrada com os demais negócios do Sistema Petrobras
Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia
BiocombustíveisE&PDownstream
(RTC) Distribuição Gás & Energia Petroquímica
18
PN 2008-12 | Período 2008-12
26%
1%2%
6%4%
2%
59%
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
Biocombustív eis
Distribuição
Corporativ o
US$ 112,4 bilhões
65,129,6
6,74,3 2,6
1,52,5
PN 2009-13 | Período 2009-2013
25%
2%2%
7%3%
2%
59%
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
Biocombustív eis
Distribuição
Corporativ o
US$ 174,4 bilhões
104,6 (*)43,4
11,8
5,6 3,02,83,2
(*) US$ 17,0 bi em Exploração
ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS
19
EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013
MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS
(*) Alter ação M od. N egócio, R etirados , D esvio de Cronograma | Nota: Esses Investi mentos não consideram r eduções no custo dos pr ojetos
111.2
174.4
8.12.93.4
47.9
17.1
Investimentos 2009-2013 incluídos no PN
2008-2012
+ Novos Projetos + Aumento de Custos + Mudança noescopo dos projetos
+ Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-2013
US$
bilhõe
s
20
E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P
77%
1%4%12%
6%
E&PRefino Transp. & Comerc.Gás&Energia
BiocombustíveisDemais (PQF, Distrib. E Corp)
US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam sua meta de produção
• Dos novos projetos no Segmento E&P, cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se com o desenvolvimento do Pré-Sal
36,6
3,1
5,72,1
0,4
21
FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013
Uma grande parte dos projetos incluídos em nosso plano de investimentos ainda não foi aprovado e contratado
Apenas projetos com VPL positivo serão efetivamente aprovados e implementados
28,3%
49,2%
6,7%
14,3%
1,5%
Fase I (Aval. Oportunidade)
Fase II (Em Proj. Conceitual)
Fase III (Em Proj. Básico)
Fase IV (Aprov.p/Implantação)
Aquisições
Mais de 530 grandes projetos
85,8
11,7
49,3
24,9
2,7
22
US$ bilhões
Geração de empregoe renda
Fortalecimento do mercado interno
Fortalecimento daeconomia brasileira
AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA PETROBRAS NO LONGO PRAZO
Perspectiva empresarial…
Perspectiva de sustentabilidade...
ConteúdoNacional
Aumento dacapacidade
instalada
Novosfornecedores
Menores preços
Maiordisponibilidade
Mais opções e flexibilidade
23
OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS
Projeto
Contratação
Cultura
• Maior detalhamento menor risco• Simplificação• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal)• Equipamentos padronizados
• menores pacotes participação de empresas de médio porte
• maior acompanhamento físico e financeiro dos empreendimentos
• menor flexibilidade e redundância nas plantas operacionais
Otim
izaç
ãode
C
usto
s
Cultura
Contratação
Projeto
24
774
989 1.0431.213
2.468
2.101
2.822
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS
PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO
Os profissionais de nível superior recentemente admitidos, sem experiência prévia, passam até um ano em salas de aula antes de iniciar suas funções efetivas na Companhia
27.000 novos empregados desde 2002
Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da Petrobras: 112.625 empregados
Engenharia ConstruçãoCivil
Construção &Aquisição Manutenção
5.967 15.020 84.576 7.062
NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS
O Governo Brasileiro, com suporte da Petrobras, tem um programa específico para atender a essa demanda
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
46.72348.798 52.037 53.904
68.93162.266
74.240
Pós-doutorado: 6
Doutorado: 226Mestrado: 1.098
Pós-Graduação: 845
25
ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS…
Histórico de reposição de reservassuperior a 100%, com excelentesperspectivas para o futuro
A estratégia da Petrobras émanter uma relaçãoreservas/produção superior a 15 anos
13,0412,35 13,1712,52
0,880,88
0,921,23
2004 2005 2006 2007 2008
Produção(0.70 bn boe)
13,02 13,23 13,75
Produção(0.67 bn boe)
Índice de Reposição de
Reservas(174%)
Índice de Reposição
de Reservas(131%)
Produção(0.75 bn boe)
Índice de Reposição de
Reservas(123%)
Produção(0.70 bn boe)
Índice de Reposição de
Reservas(124%)
13,92 14,09
26
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
…E DA PRODUÇÃO…
1.335 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 2.0502.680
3.920
232252 251 265
274 277 273 321463
634
1.177
161 168163 142 126 124
142
210
409
131
223
3544
10310010910196
94852324
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020Produção de Ól eo ‐ Bras il Produção de Gás ‐ Bra sil
Produção de Ól eo ‐ Inte rna ciona l Produção de Gás ‐ I nte rnaci onal
8,8% a.a.
2.4002.3082.3052.2232.0272.0421.8121.637
5,6% CAGR
5.729
7,5% a.a.
3.655
2.757
27
A UM CUSTO COMPETITIVO
Fonte: PFC Energ y / Nota: (Aquisições + Gas tos com explor ação e desenvol vi mento)/(Revi sões+ R ecuper ação secundária + D escobertas e extensões + Aquisições); Período de 3 anos
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos)
$0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
LUKO
ILExxonM
obil
EnCa
na
Petro‐Canada
Devon
Woo
dside
Petrob
ras
Can Natl Res
Noble
Hess
BG
Apache
Murph
y
Occidental
Maratho
n
Pioneer
Cono
coPhillips
BHP Billiton
Nexen
Shell
StatoilHyd
ro
Chevron BP
Anadarko
Talisman
OMV
Eni
TOTA
L
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos)
$0
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Petrobras
Outr as Empr esas
28
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
ESTRATÉGIA 2009-2013
Descobrir e apropriar reservas no Brasil e no
exterior, mantendo reserva/produção superior a
15 anos
Delimitar e desenvolver o pólo pré-sal
Desenvolver esforço exploratório em novas
fronteiras
Crescer produção com otimização e
aproveitamento da infra-estrutura instalada
Garantir o acesso a reservas e produção de gás natural de
forma integrada com os mercados da Petrobras
30
INVESTIMENTO FOCADO E DISCIPLINADO
INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES
17%
12%
58%
13%
Exploração
Pré‐sal Santos
Desenvolvimento
Internacional
31
FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007)
$20,28$19,91
$0,00
$5,00
$10,00
$15,00
$20,00
$25,00
Petrobras Média das Peers *
RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007)
GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS
*Peers: Exxon Mobil, C onoco Phillips, Total, Shell, C hevr on e BP
$46,93 $47,92
$0,00
$10,00
$20,00
$30,00
$40,00
$50,00
$60,00
Petrobras Média das Peers *
32
5,334,40 4,38
2,48
7,75
-3,71-2,57-1,79-1,021,36-3,78
Con
ocoP
hilli
ps
Luk
oil
Petro
bras
Pet
roCh
ina
ENI
Che
vron
BP
Exx
onM
obil
Tot
al
RD
Shel
l
Rep
sol Y
PF
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D)
UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA
Evaluate Energy (2006-2008 CAGR)
CrescimentoMédio (2006‐2008) ‐ %
33
2.020
2.217
2.298 2.301
2.400
2004 2005 2006 2007 2008
4.4% CAGR
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
…E DA PRODUÇÃO…
1.335 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 2.0502.680
3.920
232252 251 265
274 277 273 321463
634
1.177
161 168163 142 126 124
142
210
409
131
223
3544
10310010910196
94852324
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020Produção de Ól eo ‐ Bras il Produção de Gás ‐ Bra sil
Produção de Ól eo ‐ Inte rna ciona l Produção de Gás ‐ I nte rnaci onal
8,8% a.a.
2.4002.3082.3052.2232.0272.0421.8121.637
5,6% CAGR
5.729
7,5% a.a.
3.655
2.757
34
ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL
PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd)
Do crescimento de 824 mil bpd na produção nacional de petróleo até 2013, 566 mil bpd virão de campos já com declaração de comercialidade
2008 2009 2013 2015 2020
Óleo Leve ≥ 31º API Ól eo Médio Óleo Pesado ≤ 22º API
1.855
2.6803.340
3.920
2.050
No PN 2008-2012, a estimativa de produção de óleo e LGN no Brasil em 2015 era de 2.812 mil bpd. Houve um aumento de 19% (+528 mil bpd) sobre a estimativa anterior
Do crescimento de 1.240 mil bpd na produção nacional de petróleo entre 2013 e 2020, a maior contrubuição virá do pré-sal
35
PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P NO BRASIL EM 2009
Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural
1.855 51
mil
bpd
Milh
ões
m3/
dia
2.050
2008 2009 2008 2009
Além dos 5 novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o aumento da produção a P-52 e P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou emoperação em dezembro de 2008
73
P51MARLIM SUL
FRADE
TLD Tupi
JABUTI
PARQUE D ASCONCHAS URUCU
CANAPU
CAMARUPIM
LAGOSTA
MANATIexpansão
P53MARLI M LESTE
SIRI 1
10,5% 43,1%
36
PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009‐2013
Pré‐Sal Gás NaturalPós‐Sal
P‐57JUBARTE
CACHALOTE,BALEIA FRANCA,BALEIA ANÃ
TUPIPiloto
BALEIA AZUL
P‐56MARLIM SUL
Óleo
Óleo e gás
URUGUÁTAMBAÚ
MEXILHÃO
JURUÁARACANGA
2,682,58
2,432,25
2,05
3,323,20
3,02
2,79
2,51
2009 2010 2011 2012 2013
milhõe
s bo
e/d P‐62
RONCADOR
P55 RONCADOR
P‐61PAPA‐TERRA
P‐63PAPA‐TERRA
GUARÁ 1 ou IARA 1
TUPI 1Amplição do Piloto
P‐51MARLIM SUL
FRADE
TLD Tupi
JABUTI
PARQUE DASCONCHAS
URUCU
CANAPU
CAMARUPIM
LAGOSTA
MANATIexpansão
37
VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013
180 th bpd
100 th bpd
< 100 th bpd
20092010201120122013
Bacia de Campos tradicional
Bacia do Espírito Santo
Parque das Baleias/Pré-sal do Espírito Santo
Cluster do pré-sal
38
RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS
Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrarnossas Reservas Provadas
~23,5 -28 bn boe
Menor estimativa 9,5
Maior estimativa +4,5
13,920 14,093747 920
ReservasProvadas em
2007*
- ProduçãoAumulada em
2007
+ Incorporaçãode Reservas
Provadas
ReservasProvadas em
2008*
+ DescobertasAnunciadas doPré-Sal (Tupi,Iara e Espírito
Santo)
RecursosAnunciados
Bilhões boe
39*segundo os critérios da Soci ety of Petrol eum Engineers – SPE
ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS PARA OS PROCESSOS DE E&P,USANDO OS CONCEITOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PARA:
OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES
Reduzir a taxa de declínio de produção de petróleoAumentar reservas através damelhoria dos fatores de recuperaçãoOtimizar custos, aumentandoreservas e produção
Produção
Tempo
Projetos para aumentar reservasProjetos para reduzir taxa de declínio
Taxa natural de declíneo
Empregando técnicas de recuperação avançada
40
CASO ALBACORA
P-25
Solução para a Recuperação da Produção:Através do sistema RWI (Raw Water Injection), desenvolvido pelo CENPES, a água do mar é bombeada para o reservatório através de um poço de injeção, aumentando sua capacidade de produçãoO sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações de superfície
Campo de albacora:Referência na utilização de técnicas inovadoras de revitalização da produçãoTécnicos do Recage identificaram complexas limitações tecnológicas nas plataformas P-25 e P-31 (Albacora). Não havia possibilidade de expandir a injeção de água nessas unidades de produção
Injeção Submarina do Mar (RWI)
P-31
41
CASO CARMÓPOLIS
CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em 1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos na adoção de soluções alternativas.
EFEITOS DIRETOS:Aumento da produção;Redução do custo do poço;Aumento do Fator de Recuperação: de 27% para 30% (em 2009);Novo pico de produção esperado: de 25,4 mil bpd (em 1990) para 31,6 mil bpd (em 2009);Acréscimo da Vida Útil em 18 anos: de 2007 para 2025
Neste campo, foi introduzido o conceito de “rigless”, que substitui o uso de sondas de perfuração convencionais por um conjunto de guindastes e equipamentos especiais na atividade de fraturamentohidráulico do poço.
SERGIPE
42
CASO CARMÓPOLIS
43
PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL
ESPÍRITO SANTO
Golfinho
Parque das Baleias/Pré-Sal Espírito Santo
VITÓRIA
150 MM boeOTIMIZAÇÃO DA UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS INSTALADOS NO CAMPO DE GOLFINHO:
Conexão de novos poço antes conectados ao FPSO Capixaba ao FPSO Cidade de Vitória;Desenvolvimento da descoberta no Ring-Fence de Golfinho (150 milhões boe) através do FPSO Cidade de VitóriaDeslocamento do FPSO Capixaba (100
mil bpd) de Golfinho para o antecipar o desenvolvimento do pré-sal do Espírito Santo
44
CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO
29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS
Ocean Yorktown
Pride Mexi co
Borgny Dolphin
Ocean ConcordFalcon-100
28958734Total por ano
9163544941Acumulado
+ 28 novas unidades, a serem construí das no Brasil
Delba V
Delba VI
Scorpion *
Delba VII
Delba VIII
Norbe IX
Schahin TBN2
Norbe VI II
Etesco 8
Delba IV
Schahin TBN1
Sevan Brasil
DS Carolina
Gold Star
Pantana l
Norbe VI
Delba III
West Orion
Lone Star
Amazonia
Petrorig II
Noble Dave Beard
Sevan Driller
West Taurus
West Eminence
SSV Victoria
Sedco 707
Dw. Navigator
N. Roger Eason
O. Cli pper
N. Paul Wolf
≥ 2000m
De 2013 a 2017
1000- 1999m
0-999m
Lâmina d’Água
Petrobras X
Petrobras XXIII
P. South Ameri ca
P. Portland
P. Rio de Janeiro
P. Braz il
P. Carlos Walter
Ocean Yatzi
Ocean Alliance
Petrobras XVI
Petrobras XVII
Alaskan Star
Atlantic Star
Ocean Wittingt on
P. South Atlantic
Operando em 2008
Ocean Winner
T. Driller
Sedco 710
N. Therald Martin
N. Leo Segerius
N. Muravlenko
Loui siana
S.C. Lancer
Peregrine I
Olinda Star
Ocean Worker
Início 2009
Petrobras XIV
Início 2011Início 2010 Início 2012
45
EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS
Potiguar
SEAL& REC & TUC
Bahia Sul
Espírito Santo
Campos
Santos
Ceara & Potiguar AP
Pelotas
Margem Equatorial
Solimões
São Francisco
PetrobrasOutros
Exploração: 2009-13 US$ 13.8 bnÁrea exploratória: 157.587 km²278 blocos exploratórios30 planos de avaliação303 concessões de prod.
46
Taxa de sucessoexploratório
ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO
47
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2.250
2.500
2.750
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009‐2013
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Invstimentoem
exploraçãoUS$ mm
APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
FocoPrincipal
Novas áreas
ÍNDIA
PAQUISTÃO
IRÃ
TURQUIA
LÍBIAPORTUGAL
SENEGAL
NIGÉRIA
ANGOLA MOÇAMBIQUE
TANZÂNIABRASIL
ARGENTINA
BOLÍVIA
PERÚ
EQUADOR
COLÔMBIA
VENEZUELAMÉXICO
CUBA
GOLFO
48
PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
Poços TestadosCampos HCBlocos ExploratóriosReservatórios Pré-sal
MINA GERAIS
SÃO PAULO
PARANÁ
Área da Província: 112.000 km2Área Total Concedida: 41.000 km2 (38%)Área Não Concedida: 71.000 km2 (62%)Área com Participação Petrobras: 35.000 km2 (31%)
RIO DE JANEIRO
ESPIRITO SANTO
49
PRÉ-SAL: VISÃO GERAL
US$ 28 bilhões em investimentos até2013Produção inicial de óleo através de FPSOsProdução inicial de gás natural serátransportada por gasodutos até a costa6 unidades de produção iniciando até2014 em Santo e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração (TLD)Estimativa de produção de óleo em 219 k bpd em 2013
Cerca de 7 MMm3/d de gás natural disponibilizados ao mercado em 2013Diversos sistemas de produção iniciando até 2020Em 2015 a produção de óleo deve atingir 582 k bpdEm 2020 a produção de óleo deve atingir 1.815 k bpd; a disponibilização de gás natural deve atingir o montante de 40 MMm3/d
50
BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL
Rio de Janeiro50 km
Tupi
Carioca
ParatiIara
GuaraBM-S-21BR 80% BM-S-24
BR 80%
BM-S-10BR 65% BM-S-11
BR 65%
BM-S-9BR 45%
BM-S-8BR 66%
BM-S-22BR 20%
Azulão
Bem-te-v i
Caramba
Descobertas: Tupi, Iara, Carioca, Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e CarambaElevado potencial de volumesÓleo de boa qualidade: médio-leveAtividade sísmica e poços de delimitações a caminhoEstimativa de volumes recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi e 3-4 bn boe em Iara 3 sistemas de produção até 2014: Tupi, Iara e Guará
51
TUPI
Rio de Janeiro50 km Teste de Longa Duração (TLD)• Reentrada no poço de Tupi-Sul• Conversão do FPSO completa• Primeiro óleo no 2Q 2009• Até 14.000 bpd
Projeto Piloto• Equipamentos contratados• Óleo 100.000 bpd• Gasoduto de 216 km até Mexilhão • Produção no 4Q 2010
Desenvolvimento de longo prazo• Desenvolvimento de estudos de otimização• Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe• Ampliação do Sistema Piloto em 2013
Tupi
52
2007.....
2012 t.....2009
1º Óleo – TLD Tupi (Mar/09)
2010
1º Óleo– Tupi Piloto (Dez/10)
2017
Nível elevado de produção
ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)
• Delimitação da Área• Análise da vazão dos
reservatórios• Desempenho de poços
fraturados• Completação da
amostragem• Análise de CO2
TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e delimitação de poços
Fase 0
Aquisição de dados
Objetivo
Foco
FasesDesenvolvimento Definitvo
• Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2
• Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2
• Teste de otimização de poços
• Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado nível de produção em 2017
• Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos
Implementação de diversas unidades de produção
Implementação de diversas unidades de produção (FPSOs genérico)
Fase 1A Fase 1B
53
IARA
Volume recuperável estimado: 3-4 bnde boeReservatório de boa qualidadePlano atual
• Reentrada no poço Iara-1 no 1Q/2Q 2009
• Estudos de desenvolvimento • Poços de delimitação em 2010/11• TLD em 2010/11• Inicio de produção até 2014
através de um FPSO
54
Reservatório de boa qualidadePlano atual
GUARA
Rio de Janeiro50 km
Guara
• Reentrada no poço Guará-1, 1Q/2Q 2009• Estudos de desenvolvimento• Poços de delimitação em 2010/11• Possível TLD em 2010/11• Produção através de um FPSO até 2014
55
MG
RJ
Espí
rito
Sant
oPeroá
Camarupim
Carapó
Canapu
JUB
Catuá
Baleia Azul AB A
OST
ARG
PRBCXR
CHT
N AU
Golfinho
UTG Cacimbas
UTG Sul Capixaba
UPGN Lagoa Parda
Cangoá
Baleia Franca
Terminal Barra do Riacho
Uso da infra-estrutura local P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal: excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de óleo FPSO Seillean entrou em operação em dez/08 como piloto de Cachalote (CHT) FPSO Capixaba deve ser movido do campo de Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no 1S10 FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10 como piloto de Baleia Azul (BAZ)Baleia Azul: primeira unidade de produção definitiva no 4T12Produção de gás natural transportada através de gasodutos
Rio Doce
Linhares
Aracruz
Marataizes
Anchieta
Guarapari
Vila Velha
VITÓRI A
Presidente Kennedy
Gasoduto Sul-Norte Capixaba
12 a 24” – 160 km7 a 15 MM m3/d
24” – 66 km25 MM m3/d
PÓLO DO ESPÍRITO SANTO
Gasoduto Sul Capixaba12” – 83 km4,5 MM m3/d
56
ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ-SAL
Produção de óleo no pré-sal Petrobras (mil bpd)
2009 -20202009-2013
98,8 18,6 Pré-Sal Bacia de Santos
111,4 28,9 Investimentos Petrobras no Pré-Sal (Desenv. da Produção)
12,610,3Pré-Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós-Sal)
Investimentos no Pré-sal até 2020
8731.183160
463
632
157 42262
2013 2015 2017 2020Pré‐sal Petrobras Pré‐sal Parceiros
219
1.336
1.815
582
57
ABASTECIMENTO
SISTEMA VERTICALMENTE INTEGRADO CAPTURANDO SINERGIAS E ADICIONANDO VALOR
PetrobrasOutros
Operações do Upstream Operações do Downstream
Dutos ExistentesRefinariasTerminal Mar ítimoTermial Terrestre
59
INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO
A expectativa de crescimento da curva de produção da Companhia torna necessária a ampliação da capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades
1,7791,986TOTAL BRASIL
67Fortaleza - Lubnor (CE)
4253Capuava - Recap (SP)
4146Manaus - Reman (AM)
132151Gabriel Passos - Regap (MG)
153170Pres. Bernardes - RPBC (SP)
169189Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR)
148189Alberto Pasqualini - Refap (RS)
236251Henrique Lage - Revap (SP)
243242Duque de Caxias -Reduc (RJ)
261323Landulpho Alves - Rlam (BA)
348365Paulínia - Replan (SP)
Carga (Tbpd)
Capacidade (Tbpd)Refinarias
RLAM
RECAP
REDUC
REVAP
REPLAN
RECAPRPBCREPAR REFAP
LUBNORREMAN
Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 anos e a crescente demanda do mercado doméstico também apontam para a necessidade de novos investimentos no refino
60
EFEITOS POSITIVOS NA BALANÇA COMERCIAL
Importações (mil barris/dia)Exportações (mil barris/dia)
Apesar do atual superávit em volumes, a Petrobras continua com déficit na balança comercialInvestimentos focados na redução da necessidade de importação de óleo e de aumento das exportações de derivados
352 370 390 373
94 118 148 197
2005 2006 2007 2008
Petróleo Derivados
263335 353
439
260246 262
234
2005 2006 2007 2008P etróleo Derivados
61
ESTRATÉGIA FOCADA PARA ADICIONAR VALOR AO ÓLEO DOMÉSTICO
Expandir a capacidade de refino no Brasil e no
exterior
Melhorar margens,expandindo a
complexidade média
Usar parceiros comerciais e logísticos para expandir
a presença nos mercados-alvo
Aumentar a produção de petroquímicos básicos, capturando sinergias no
Sistema Petrobras
Otimizar qualidade para tornar a Petrobras a marca preferida
de combustíveis para consumidores no Brasil e no
exterior
62
73%
12%7%
8%
Refino
Dutos e Terminais
Tranporte Marítimo
Petroquímica
INVESTINDO PARA REALIZAR ESSES OBJETIVOS
• Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos padrões internacionais;• Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão.
Investimentos na Área de AbastecimentoUS$ 47,8 bilhões
Nota: Não inclui internacional 63
100
120
140
160
180
200
220
240
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Fonte: PFC Energ y
ATENDENDO À NECESSIDADE DE AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO E A COMPLEXIDADE DAS REFINARIAS...
Índice de Complexidade Média PFC
Cap
acid
ade
Méd
ia d
e R
efin
o (tb
/d)
64
BENEFÍCIOS DA INTEGRAÇÃO
R eturn on C apital E mployed
‐15%‐10%‐5%0%5%
10%15%20%25%30%35%
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
C ompanhia In te g radas Em pre s as Ups tream Re finadores
ROCE
Companhia Integradas: BP, RD Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, TOTAL, Eni, Lukoil e Repsol YPFEmpresas de Upstream: Apache, Anadarko, Devon, EnCana, Nexen e TalismanRefinadores: Valero, Reliance Industries, PKN Orlen, Sunoco e Tesoro
Fonte: PFC Energy 65
Fonte: Pl atts
... AUMENTANDO AS MARGENS BRUTAS ...
0
5
10
15
20
25
30
35198
8
198
9
199
0
199
1
199
2
199
3
199
4
199
5
199
6
199
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
US$/BBL of 2008
Declínio Gasolina EUA
Margens Brutas de Refino = Preço do produto menos óleo cru
Margem WTI Craqueamento = Margem USGC usando WTI com rendimento do craqueamento
Margem Maya Coqueamento = Margem USGC usando Mayacom rendimento do coqueamento
Margem WTI Craqueamento Margem Maya Coqueamento
Margens brutas de refino no Golfo do México (EUA)
66
Fonte: Pl atts
... E CAPTURANDO O DIFERENCIAL LEVE/PESADO
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
US$/BBL of 2008
Spread Óleo Leve-Pesado = WTI –Maya
Spread Derivados Leve-Pesado = (Unleaded USG + N2 Diesel USG)/2 – Fuel Oil 3% USG
WTI - Maya Diesel e Gasolina – Óleo Combustível
67
ÓLEO DOMÉSTICO PROCESSADO
95%
78%80%76%79%
75%
2000 2002 2004 2006 2008 2020
O parque de refino da Petrobras seráadaptado para processar mais óleo doméstico, capturando o diferencial
leve/pesado e evitando desconto de petrólqode alta acidez.
DIMINUINDO A NECESSIDADE DE IMPORTAÇÃO DE ÓLEO PARA AS REFINARIAS
68
ADAPTANDO AS REFINARIAS PARA OTIMIZAR PERFORMANCE E ASSEGURAR A SUSTENTABILIDADE
2009 2010 2011 2012 2013
Gasolina regular Transição Gasolina Regular 0,005% S
RECAP Diesel e Gasolina
REDUC Gasolina
REFAP Gasolina
REFAP Gasolina
RLAM Gasolina
RPBC Gasolina
REPAR Gasolina
REPLAN Gasolina
REVAP Gasolina
2009 2010 2011 2012 2013
DieselS-1800
DieselS-500
Diesel S-50
DieselS-10
RECAP Diesel e Gasolina
RLAM Diesel
REFAP Diesel
REPLAN Diesel
REGAP Diesel
RPBC Diesel
REGAP Rev amp HDT
QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL
MELHORAR A QUALIDADE DA GASOLINA E DO DIESEL, REFORÇANDO SEU COMPROMISSO COM A SUSTENTABILIDADE E ATENDENDO AS REGULAÇÕES AMBIENTAIS E REDUZIR AS EMISSÕES
69
Mil b/d
MERCADO DOMÉSTICO CRESCENTE…
230 257326 332 367 419250 218 255 24684 89 118
179738 783
901
1224112
150
182 202
274
400
214208
107119
2007 2008E 2013E 2020E
OutrosOCDieselQAVNaftaGasolinaGLP
1906
3,3% a.a.
3,0% a.a.1945
2257
2876
70
…SERÁ ATENDIDO PELOS INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO
CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD)
1.779 1.791
2.270
3.012
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
71
Clara
o
RNE230 mil bpd
2011
UPB150 mil bpdDez/2012
Premium I600 mil bpd
ePremium II300 mil bpd1ª Fase: 2013
2ª Fase: 2015
REPARRevamp
25 mil bpd2011
Clara Camarão
2010
REVAP10 mil bpd
2010
REPLANRevamp
33 mil bpd2010
ADIÇÃO DE CAPACIDADE DOMÉSTICA DE REFINO
Adição de Capacidade (mil bpd)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2009 ‐ 2010 2010 ‐ 2011 2011 ‐ 2012 2012 ‐ 2013
000 b/d
C apac idade Dis tila ç ão C apac idade C onvers ão C ap ac idade Hidrotratamento
72
Acesso ao mercado de derivados
Acesso a novos mercados internacionais
Acesso às matérias-primas
Potencial Logístico
Infraestrutura compartilhada
Adaptação a questões sociais e ambientais
Disciplina de Capital e retornos sólidos
Adaptação a especificações internacionais de qualidade dos produtos
PRINCIPAIS DIRECIONADORES PARA AS NOVAS REFINARIAS
73
1.607 1.6252.833
800 1.0701.651
2.353
3.212
380436
587
784
990
728699
991
1.663
3.6662.202
1.293526
289310
412
671
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
2000 2005 2010 2015 2020
PS
PVC
PET
PP
PE
ATENDENDO À CRESCENTE DEMANDA DOMÉSTICA POR PETROQUÍMICOS
Mil ton/ano
74
QUATTOR
PRODUÇÃO1.020 kta eteno320kta propeno1.040 kta PE875 kta PP
COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 137,3% Petrobrás/Petroquisa56% UNIPAR | 6,6% BNDES
PQU
QUATTOR
PU
RIOPOL
UDQ
BRASKEM
PRODUÇÃO2.480 kta eteno1.180 kta propeno510 kta PVC 1.975 kta PE1.090 kta PP
COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 23% Petrobrás/Petroquisa38% Grupo Odebrecht36% Outros
COPESUl
IQ
IPQ
Decisões de investimento no segmento são baseadas na necessidade de:
Assegurar um hedge natural entre os ciclos da petroquímica e do refinoDiversificar produtos de maior valor agregado
INTEGRAÇÃO DA CADEIA DE SUPRIMENTO DO DOWNSTREAM ATRAVÉS DE INVESTIMENTOS FOCADOS
Manter flexibilidade e acesso a matérias-primas competitivasGarantir liderança em custosAumentar competitividade
75
DOWNSTREAM
COMPERJ IRÁ CONTRIBUIR PARA A CADEIA DE VALOR DA PETROBRAS
ProdutosProdução
(kty)Polipropileno 850Polietileno 800Estireno 500Etileno glicol 600PTA 500PET 600
BÁSICOS
Produtos Produção(kty)
Combustíveis
Diesel 535Nafta 284Coque 700
Petroquímicos
Etileno 1,300Propileno 881Benzeno 608Butadieno 157p-Xileno 700Enxofre 45
Expansão do mercado doméstico de petroquímicosUtilização do óleo de Marlim como matéria-prima
Captura de sinergias de estruturas existentes na regiãoMelhora na balança comercial na cadeia de petróleo, derivados e petroquímicos
76
GÁS & ENERGIA
ESTRATÉGIA DE GÁS E ENERGIA
Agregar valor ao uso do GN na monetização das
reservas da Petrobras
Assegurar flexibilidade para comercialização de gás natural nos mercados
termelétrico e não termelétrico
Atuar de forma global e verticalizada no mercado
de GNLOfertar de forma flexível
geração energia elétrica e outros mercado
Otimizar a participação brasileira no sistema de
geração elétrica
Compra e Venda de GN e GNL
Transporte e Distribuição
Geração, Compra e Venda de Energia
Investir em geração de energia elétrica a partir de
fontes renováveis
78
ANP
ANEEL
Produção Import. Distribuição
Consumidores Gás Natural
Termelétricas
Hidroeletricidade
Transmissão
Consumidores Energia Elétrica
Distribuição
Trocas
ProcessamentoO sistema elétrico brasileiro éoperado como um “condomínio”, onde o ONS coordena seu funcionamento. As usinas hidrelétricas operam em situações de hidrologia favorável. As térmicas operam quando necessário para reduzir risco de déficit futuro.
CHOVEU: ACUMULA ENERGIA – POUPA ÁGUA
INTEGRAÇÃO ENTRE AS CADEIAS DE GÁS E ENERGIA ELÉTRICA
79
MERCADO DE GÁS NATURAL: EVOLUÇÃO E PROJEÇÃO
Demanda Não-Termelétrica
3634
3128
2520
1417
37
5049
4541
38
0
10
20
30
40
50
6020
00
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Realizado Proj. Petrobras
Demanda atendida Demandaem realização
contratada
Gás Nacional: Contratado junto às Distribuidoras de GN até2012
Gás Boliviano: Contratado junto às Distribuidoras de GN até 2020
IndustrialParidade de preços com OC aceita pelo mercado
AutomotivoFrota flex fuel, kits mais caros, maiores preços de GN
ComercialAcompanha Projeção do PIB Serviços
ResidencialAcompanha crescimento da população urbana
Entr
ega
de G
ás N
atur
al a
o M
erca
do N
ão-T
erm
elét
rico
milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3 6% p.a. crescimento médio esperado: 2009-13
80
CRESCIMENTO DA CARGA DE ENERGIA DO SIN: 4,7% A.A.
55 58 61 64 67 70 73 77 80 84 87 91
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
2009-2013
Carga de Energia Média 2008: 52 GWGWmed
5% crecimento p.a.
Carg
a de
Ene
rgia
(GW
med
)
81
27 30 33 36 40 41
1719
2734
3945
1419
36
4144
49
0
20
40
60
80
100
120
140
2008 2009 2010 2011 2012 2013
O fe rta Na cional Oferta Boliviana G NL : Capacida de R ega s. Ex iste nteAdições GNL Demanda Industrial O utro s UsosDemanda T ermelétrica
68
96
112
123
135
58
Indu
stria
lO
utro
sUs
osGe
raçã
o El
étric
a
OfertaNacional
Bolívia
GNL
GÁS NATURAL: BALANÇO OFERTA X DEMANDA2008 - 2013
milh
ões
m3 /d
@ 9
.400
kca
l/m3
82
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) - CICLOS
1o CICLOCriação da área de
Gás e Energia 2o CICLO
Plano de Negócios2009-13
1o CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das MalhasMotivação:• Atendimento à demanda termoelétrica (PPT) e ao mercado não-térmico (crescimento)• Diversificação das fontes de suprimento: Bolívia e GNL;• Incremento do Parque Gerador (GN, OD, OC e PCH’s).Consequência: • Investimentos no PLANGÁS, integração das malhas de transporte e construção dos terminais de REGAS.
2o CICLO (2011 em diante): Flexibilidade de Suprimento & Opções de OfertaMotivação:• Expansão do fornecimento de gás para geração eletrica, com flexibilidade: Gas Nacional, Boliviano, GNL• Opção para colocacao de Gas nos mercados interno (domestico) e externo(exportacao).Consequência: • Investimentos para escoamento do pré-sal, terminais de Regás Flex e expansão da geração termoelétrica
83
1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(A) Expansão do Sistema de Dutos
Gasbol
GLP duto (jan/09)Urucu - Manaus (set/09)
Urucu
ManausGasforAçu/Serra do MelNordestãoPilar-Ipojuca (set/10)GASALPItaporanga-PilarAtalaia-ItaporangaGASEBCatu-ItaporangaCacimbas-Catu (mar/10)Cacimbas-VitoriaLagoa Parda-Vitoria - GasvitCabiúnas-VitóriaGasduc III (set/09)Gasduc I e IIJaperi-Reduc (mar/09)Campinas-Rio (trecho Taubaté-Japeri) Campinas-Rio(trecho Paulinia – Taubaté)Gastau (out/10)Paulínia – Jacutinga (jul/09)GASPAL II (abr/10)GASAN II (abr/10)GASPAL IGASAN IGasbol - Ampl. T. Sul (mai/10)
Em implantaçãoExistentes
Dutos de Transporte Existentes:2003 – 5.451 km2006 – 5.495 km2007 – 6.157 km2008 – 6.933 km
Dutos Em Implantação:2009 – 7.930 km2010 – 9.265 km
70% expansão 2003-2010
84
TERMINAL DE PECÉM
1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(B) Adicionar Flexibilidade com GNL
Capacidade:7 MM m3/d
Início de operação:Jan/09
Objetivo:Fornecimento flexível de gás para geração ternelétrica no Nordeste
Vista Geral do Terminal com Navio Regaseificador Atracado - 22/jan/09.
85
Baía de Guanabara
1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(B) Adicionar Flexibilidade com GNL
Capacidade:Terminal: 20 MM m3/dNavio Regaseificador: 14 MM m3/d
Término da C&M:Jan/09Comissionamento atéjul/09
Objetivo:Fornecimento flexível de gás para geração ternelétrica no Sudeste
Vista Geral do Terminal – Final da Construção e Montagem - 22/jan/09.
86
1o CICLO: Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(C) Incremento do Parque Gerador
Gover. Leonel Brizola1,043 MW
Fernando Gasparian370 MW
Luís Carlos Prestes252 MW
Sepé Tiaraju 160 MWBI-COMBUSTÍVEL
Juiz de Fora84 MW
Tambaqui89 MW
Jaraqui89 MW
Manauara85 MW
Mário Lago922 MW
Rômulo Almeida138 MW
Celso Furtado185 MW
Aurel. Chaves226 MW
Bahia I31 MW
Santa Fé30 MW
Termocabo 48 MW(leased)
Petrolina 128 MW(aluguel)
Funil22.5 MW
São Joaquim21 MW
Carangola15 MW
Araucária484 MW
Barbosa Lima Sobrinho 386 MWBI-COMBUSTÍVEL
Termoceará 220 MWBI-COMBUSTÍVEL
NG 4.900 MW
OIL 472 MW
PCH 187 MW
BANAÇO 60 MW
Potiguar III 66 MW
Potiguar 52 MW
Jesus S. Pereira 340 MW
Ar embepe 148 MWAr eia 11,4 MW
Água Limpa 14 MW
Brentech 140 MW
Britarumã 60 MW
Irara 30 MW
Jataí 30 MW
Retiro Velho 18 MW
Euzébio Rocha 208 MW
Pira 19 MW
SU APE II 350 MW
Muricy 148 MW
Bonfante19 MW
São Pedro 30 MW
Fumaça 44,5 MW
São Simão27 MW
Calheiros 19 MW
Monte Serrat 25 MW
2008: 24 Usinas: 5.899 MW 2010: 43 Usinas: 7.135 MW
87
2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta(A) Infraestrutura de Transporte
Infra-estrutura de Transporte – Dutos e Terminais
Ampliação da oferta de GN e Flexibilidades: Terminal Regás Flex:
Elevação da oferta para atendimento da demanda termoelétrica;
Opção de suprimento para os mercados internos e externo.
Ampliação da capacidade de transporte de gás natural:
Adição de 307 km de dutos e novas estações de compressões;
Ampliar o fluxo de GN entre as malhas Sudeste e Nordeste (nova Ecomp do Gasene): Escoamento de oferta firme do Sudeste;
Permitir escoamento de novas ofertas de gás natural, incluindo a do pré-sal e do 3º e 4º terminais de GNL.
88
2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta(B) Investimentos em Energia
Investimentos em Energia
Expansão da Geração Termelétrica
Plano Decenal 2008-2017 do governo federal (EPE), em consulta pública desde 24/12/07, indica oportunidades para expansão da oferta de energia elétrica através de usinas a GN;
A Petrobras prevê participar em futuros leilões de energia, assegurando uma receita fixa a priori da realização do investimento;
Essa participação pode se dar nas seguintes posições:
Fornecedor de gás natural
Prestador de serviço de logística (shipping, regas e transporte)
Gerador de energia elétrica
Mix das condições acima citadas
A viabilidade do negócio se dará na medida da competitividade da geração a GN por ocasião dos Leilões
89
PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009-2013
926
1,477
4.528
3.692
Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
Gás Natural
US$ 8,2 bilhões
Energy
US$ 2,4 bilhões
Investimentos G&EUS$ 10.6 bilhões
US$ milhões
90
FINANÇAS
RETORNO TOTAL DAS AÇÕES VS. ROACE
RETORNO TOTAL DAS AÇÕES
GERAÇÃO DE VALOR PARA O ACIONISTA COM DESTAQUE NO RETORNO SOBRE O CAPITAL DA INDÚSTRIA
‐80,0%
‐55,0%
‐30,0%
‐5,0%
20,0%
45,0%
70,0%
95,0%
120,0%
145,0%
2003 2004 2005 2006 2007 2008
MIN
MAX
PBR
Fonte: Bl oomberg/Balanço das Companhi as 92
HES
PBR
BG ENIMRO
OXY
S TOREP
‐20%
‐10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
10% 15% 20% 25% 30%
ROACE (Média 06 ‐08)
RTA (M
édia
06‐
08)
De acordo com a lei brasileira, a Companhia é obrigada a distribuir pelo menos 25% do seu lucro líquido ajustado
AUMENTO DO LUCRO GERANDO INCREMENTO DOS DIVIDENDOS DISTRIBUÍDOS
* Valores em US GAAP e div idendos prov isionados.
US$ Milhões
93
31%
33%
32% 32%
29%
‐
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2004 2005 2006 2007 2008
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
L ucro Líquido Dividendos Dividendo/Lucro líquido (% )
FONTES
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
2 0.000
2 5.000
3 0.000
2004 20 05 2006 2 007 200 8FC Operac ional Dívida L íquida
USOS
INCREMENTO DA GERAÇÃO DE CAIXA VIABILIZANDO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS...
- 5.0 0 00
5.0 0 010 .0 0 015.0 0 0
2 0 .0 0 0
2 5.0 0 03 0 .0 0 0
2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 *
Inve s timento Dividendos Aquis iç õe s
94
Comprometimento com a Manutenção do Grau de Investimento
DÍVIDA DE LP / CAPITAL. LP*
...COM CRESCIMENTO ACOMPANHADO DE BAIXA ALAVANCAGEM E AUMENTO DA CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO
* Fonte: Bal anço das C ompanhias (REP, HES, ENI, BG, OXY, MRO, STO)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
2003 2004 2005 2006 2007
MAXMINPBR
95
0 .670.59
0 .38
0.64
1 .101.16
7.1% 13.7%6.5% 2.7% 4.7% 6.5%0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
2003 2004 2005 2006 2007 2008
D ívi da L íquida/EB ITDA Dí vida CP/Dív ida L P "
DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA E DIV. CP/DIV. LP
DÍVIDA DE LP / CAPITAL. LP*
PROJETADOUS$ 148,6 BI (2009 – 2013)
HISTÓRICOUS$ 85.3 BI (2003 – 2008)
PREMISSAS CONSERVADORAS DE PLANEJAMENTO GERARAM BALANCEAMENTO ENTRE FCO E INVESTIMENTOS - PLANO 2009-2013 SEGUINDO A MESMA LINHA
Fontes Usos
FCO(após dividendos) Investimentos
(US$ 83 bi)
Dívida Líquida
Fontes Usos
FCO(após dividendos)
Dívida Líquida
Investimentos(US$ 174 bi)
Brent médio: 60 (US$/barril)
Produção média óleo: 1,720 (mil boed)
Brent médio (e): 66 (US$/barril)
Produção média óleo (e): 2,398 (mil boed)
96
PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 COM FOCO NA MANUTENÇÃO DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS
INDICADORES 2008-2012
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18
Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl)2008 – 55,002009 – 50,002010 – 45,002011-2012 – 35,00
Fluxo de Caixa Líquido Projetado(Após dividendos) 104,4
Investimentos Projetados 112,4
Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq. (Alavancagem) 20%
Caixa Mínimo (US$ bi)3,8
2009-2013
2,0
148,6
174,4
Até 35%
5
2009 – 58,002010 – 61,002011 – 72,002012 – 74,002013 – 68,00
97
PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013: PREMISSAS DE PREÇOS DE PETRÓLEO (BRENT – US$/BBL)
6060
68
7472
6158
4545454545
4037
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Curva de Referência Curva de Robustez
98
PREMISSAS DE LONGO PRAZO ABAIXO DAS PREVISÕES DE MERCADO. NECESSIDADES DE FINANCIAMENTO DE CURTO PRAZO BASEADAS NO PREÇO DE ÓLEO ABAIXO DA CURVA FUTURA.
A Petrobras está considerando o cenário mais pessimista para projetar suas necessidades de financiamento nos próximos dois anos.
0
20
40
60
80
100
120
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
US$
bbl
B re nt ‐ Curva Futura (23/01/09) PIRA (Jan 09) Petrobras (Ca so Base )
Petrobras (Fi nanci ab il idade 09‐10) WoodMa ckenzi e (De c 08)
CURVA DO BRENT
Fonte: Bloomberg/PIRA/Mackenzie 99
PLANO NÃO CONSIDERA REDUÇÃO DO CUSTO DOS INVESTIMENTOS, APESAR DA REDUÇÃO NO PREÇO DO ÓLEO CRIAR PRESSÃO PARA QUEDA DOS CUSTOS.
Indi
ce(2
000=
100)
0
100
200
300
400
500
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T2007
3T2007
1T2008
3T2008
4T2008
2009 2010 2011 2012 2013
ICC Downstream ICC Upstream WTI
18%
11%
Fonte: CER A / Bloomberg
INDICE CUSTO DE CAPITAL
100
PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA
* Inves timento para 2010 baseado na média anual do Plano
(18,9)(18,1)Necessidade de Captação
2010*2009
35,028,6Investimento16,010,5FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos
4037Brent (US$ / barril)
FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI)
Principais Variáveis• Preço internacional do óleo
e derivados• Preços internos no Brasil• Taxa de câmbio• Percentual de execução do
Investimento Planejado• Custo de Capital
101
FINANCIAMENTO PARA 2009 EFETUADO E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM FINANCIADAS PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS
2009 2010
Necessidades
• US$ 18,10 bi
Fontes
• BNDES: US$ 12,5 bi• Pré-fin. 2008: US$ 2,5 bi• Mercado Capitais: US$ 6 bi
Necessidades
• US$ 18,9 bi
Fontes
• BNDES: US$ 10,0 bi• Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi• 15% de redução no Investimento reduz
a necessidade de captação adicional para menos de US$ 4 bi
102
ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de maio de 2009
Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
1o trimestre de 2009(Legislação Societária)
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela 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.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de 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.
Investidores Norte-Americanos:
AVISO
104
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 4T08
Mil
bpd
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
Recorde de produção diária de petróleo no Brasil alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris
2.195 2.261+3%
2.120
7%
1T08 4T08 1T09
1.816 1.865 1.952
304 330 309
Petróleo e LGN Gás Natural
• O aumento da produção em 3% foi devido a:
• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador) ;
• entrada em operação da P-51, em Marlim Sul, da P-53, em Marlim Leste e da FPSO Cidade de Niterói, em Marlim Leste;
• Em função da redução de demanda no mercado doméstico, a produção de gás natural reduziu 6%. Há uma capacidade instalada de produção de 87 mil boed de gás natural adicionais, caso haja demanda.
105
STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES
106¹ Operated by Chevron² Operated by Shell
P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói
99
12
34
53
MÉDIA 1 T09
(mil bpd)
9 produtores (óleo) e 1 produ tor (gás)
2 produtores
1º poço = 33 kbpd26/02/2009100
FPSO Cid ade de Niteró i / /Marl im Leste
‐
24/01/2009
30/11/2008
DATA PR IMEIRO ÓLEO
‐
10 produtores e 9 in jetores
13 produtores e 8 in jetores
Nº DE POÇOS PREVISTOS
‐
2 produtores e 2 injetores
6 produtores
Nº DE POÇOS INTERLIGADOS
460
180
180
CAPACIDAD E
(mil bpd)
Total
P‐51 / Marlim Su l
P‐53 / Marl im Leste
PLATAFORMA/CAMPO
GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009
MANATIexpansão
107
PARQUE DAS CONCHAS
3T09
2T09
DATA DA ENTRADA EM OPERAÇÃO
35%
30%
PARTICIPAÇÃO DA PETROBRAS
100 mil bpd
100 mil bpd
CAPACIDADE
Parque das Conchas²
Frade¹
CAMPO
FRADE
FPSO FradeFPSO Espírito Santo
¹ Operado pela Chevron² Operado pela Shell
LDA: 2.200m
FPSO BW Cidade de São Vicente
108
DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI
RELOC AÇÃO DA LINHAETAPA 2
POÇO P16 MESES
ETAPA 1POÇO 3-RJS-646
6 MESES
ETAPA 3POÇO 3-RJS-646
3 MESES
PERFURARPOÇO P1
Desafios:•Revestimento de poço especial e risersflexíveis para suportar fluidos agressivos e alta pressão;•Recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás;*•Reinjeção do CO2 associado aos fluidos produzidos no reservatório;*•Árvores de natal molhadas em profundidades nunca antes utilizadas no Brasil;*•Aquisição sísmica de alta resolução em algumas áreas para identificar reservatórios;•Completação de poços em ambiente com alta pressão.(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010
Teste de Longa DuraçãoCapacidade: 30.000 bpdDuração: 15 mesesAPI: 28-30o
Principais Informações a serem coletadas:•comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo;• movimentação ou drenagem de fluídos durante a produção; • escoamento submarino; • geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais e/ou desviados). 108
109
PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS‐SAL *
* 2007 a 2009
161Gás e CondensadoBR(35%), Repsol(40%),
Vale(12,5%), Voodside(12,5%) BM‐S‐48Panoramix
Maio‐09
1.011
763
708
235
1.374
274
2.354
Lâminad`água (m)
Óleo leve
Gás e Condensado
Gás e Condensado
Óleo leve
Óleo leve
Óleo leve
Óleo
Fluidos
BR (100%)
BR (65%), EL PASO (35%)
BR (65%), EL PASO (35%)
BR (100%)
BR (100%)
BR (100%)
BR (60%), STATOIL (40%)
Participação
BC‐60/CaxaréuMar‐2007
BM‐ES‐5Camarupim
Maio‐2007
BM‐ES‐5Camarupim
Dez‐2007
BM‐S‐40/TiroMaio‐2008
GolfinhoJulho‐2008
BM‐S‐40/SidonSet‐2008
BM‐J‐3Jequitinhonha
Nov‐2008
Bloco/CampoData
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOSPREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P (US$ por barril)
47,7957,04
64,4276,75
86,13
105,46
100,58
47,95
32,23
44,40
57,7568,76
74,8788,69
96,9
121,37114,78
54,91
1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Preço médio de venda Brent (média)
Média 4T08
• O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e a cotação média do Brent aumentou de US$ 6,96/bbl no 4T-2008, para US$ 12,17 no 1T-2009.
111
• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a cotação dos preços internacionais;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.
US$/barril R$/barril
24,8231,08 30,27
18,11
43,2051,14 54,40
41,48
14,69
34,24
15,16 16,34 17,61 19,09 17,91
28,0434,80 36,79
22,3916,33
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
8,66 9,88 10,21 8,24 7,82
16,16 21,20 20,069,87 6,87
96,90
121,37114,78
44,4054,91
010
203040
5060
7080
1T08 2T08 3T08 4T08 1T090
20
40
60
80
100
120
140
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo;
• 3 novas unidades recentemente instaladas (que produzem 25% da capacidade) contribuíram para que custo fosse mais elevado, além da redução de 6% na produção de gás natural.
LIFTING COST NO BRASIL
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
112
US$/bbl R$/bbl
0
20
40
60
80
100
120
140
160
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
0
50
100
150
200
250
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
71,64161,89
77,40 176,48163,59
123,7270,53
53,48
4T08 1T09 4T08 1T091T081T08
104,79
93,90
181,83
163,07
• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a cotação dos preços internacionais;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.
297 303
198 195
167 15275 76
166 128
658702
9798
1T08 1T09
Outros*Óleo CombustívelQAVNaftaGLPGasolinaDieselM
il ba
rris
/dia
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
O redução de 6% do volume de vendas do diesel devido a:Redução de vendas para térmicas;Aumento do percentual do biodiesel de 2% para 3%;Retração da produção industrial.
Aumento de 2% na venda de gasolina, devido ao crescimento expressivo da frota de veículos.Queda de 29% do volume de vendas de gás natural, devido a:
Redução do consumo do mercado não-térmico (desaceleração econômica/troca por OC);Retração da demanda térmica (maiores níveis dos reservatórios do Sudeste).
VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO - DERIVADOS E GÁS NATURAL
215302
1T08 1T09
1.6091.703 ‐6%
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. Maiores reduções no comparativo 1T09 vs 1T08 foram em lubrificantes e outros gases e derivados.
‐29%
Mil
boed
DerivadosGás Natural
Mil
barr
is/d
iaIMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
314 352
259 228
Exportação Importação Importação Líquida
573 580
(7)
451 426
215
140
Exportação Importação Exportação Líquida
666566
100
Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2008US$ 775 Milhões
Exportações líquidas positivas impulsionadas pelo aumento da produção nacional;Déficit financeiro resultante do spread leve x pesado entre os produtos exportados (pesados)
e importados (leves);
Investimentos em refino para maximizar o processamento de óleo nacional e capturar esta margem.
Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2009US$ 150 Milhões
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
3.257
11.801
4.703 (9.541)
10.220
4T08Lucro Operacional Receita CPV
Despesas Operacionais
• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas e do menor preço;
• Menor Custo do Produto Vendido reflete menores custos com importação de óleos e derivados e queda da participação governamental;
• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no valor recuperável de ativos e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08;
• Redução de itens recorrentes nas despesas de vendas (redução de fretes) e gerais e administrativas (redução nos gastos com consultorias e processamento de dados).
1T09Lucro Operacional
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
6.189
735
5.517 (3.254)
(1.081)(2.290)
5.816
4T08LL 1T09LLResultado Financeiro
Impostos Part. Acion. Não Control.
• Piora do resultado financeiro devido à perda cambial no 1T09 (- R$ 298) em comparação com o ganho do 4T08 (+ R$ 2.258); e ausência de ganho com hedge ocorrido no 4T08 (R$ 620);• Part. Invest. Relevantes impactada pela provisão para a aquisição de Pasadena (R$ 341);•Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de JCP ocorrido no 4T08 e maior lucro;• Aumento das participações de acionistas não controladores devido ao resultado negativo das SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.
Part. Invest. Relevantes
Lucro Operacional
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
4º Tri - 2008Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
1º Tri – 2009Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
117
• Queda do preço do petróleo nacional (US$ 47 no 4T08 para US$ 32 no 1T09);
• Redução dos volumes vendidos devido a formação de estoques;
• Redução do lifting cost e participações governamentais contribuíram para a diminuição do CPV;
• Redução das despesas operacionais devido à provisão para perda estimada na recuperação de ativos ocorrida no 4T08.
7.818 5.839
1.675 1.909889
591 3.693
Efeito Volume no CPV
ABASTECIMENTO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
118
4º Tri - 2008Prejuízo Operac.
1º Tri - 2009Lucro Operac
• Manutenção da política de preços manteve o PMR relativamente estável em um ambiente de redução dos preços internacionais;
• Menores custos de retenção de estoques e menores custos de aquisição do óleo explicam forte redução do CPV do Abastecimento;
• O efeito líquido da redução de vendas tem impacto mínimo sobre o resultado.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(1.397) 3.827
2.652
11.925
2.555 511 7.115
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 4T08)
119
Gás
& e
nerg
iaIn
tern
acio
nal
Dis
trib
uiçã
o
• Melhora no resultado operacional devido a redução dos custo de aquisição de energia e de importação de gás natural;
• Parcialmente compensados pela redução nos volumes vendidos.
• Produção crescente na Nigéria (Agbami e Akpo);• Redução de custos exploratórios;• Ausência de provisão para perda com recuperação de ativos e menor provisão para desvalorização de estoques em relação ao 4T08.
Resultado Operacional: 1T09(R$ 99 milhões)
4T08(R$ 235 milhões)VS.
Resultado Operacional: 1T09R$ 25 milhões
4T08(R$ 2.243 milhões)VS.
Resultado Operacional: 1T09R$ 386 milhões
4T08R$ 379 milhõesVS.
• Menores margens de comercialização em função dos menores preços de realização dos derivados;
• Atenuado pela redução das despesas com vendas, gerais e administrativas;
•Aumento da participação no mercado de distribuição.
INVESTIMENTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Abastecimento
E&P
Gás e Energia
Internacional
Corporativo
Distribuição
Outros
13.423 14.183
1T09 1T08
EBITDA (R$ milhões)
• Manutenção da forte geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia
Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões
21%
51%
2%
7%
15%
1% 3%
2,2
3,0
0,1 0,4
7,3
0,4
1,0
20%
2%1%
12%
13%
3%
50%
1,3
1,2 5,1
0,3
2,0
Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões
0,10,2
R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
Endividamento de Curto Prazo ¹ 15.609 13.859
Endividamento de Longo Prazo 54.698 50.854
Endividamento Total 70.307 64.713
Disponibilidades 19.532 15.889
Endividamento Líquido ² 50.775 48.824
Estrutura de Capital 49% 50%
ESTRUTURA DE CAPITAL
• Aumento do volume de captações no 1T08 para financiar o programa de investimentos.• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1,5 bilhões em fevereiro de 2009.
• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de endividamento e liquidez da Companhia .
26%
19%
19%18%19%
17%
21%
26%
21%
31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*
End. Líq./Cap. Líq.
US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
Endividamento Total 30.368 27.691
*Após ajustes da Lei 11.638/07² Endividamento Total - Disponibilidades
¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar f inanciamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.
Para mais informações:Relacionamento com Investidoreswww.petrobras.com.br/ri(21) 3224‐[email protected]