plano de negócios e gestão 2013-2017 - webcast do dia 19 de março de 2013

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Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017

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19 de março de 2013

Plano de Negócios e Gestão2013 – 2017

Webcast

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Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, dentre outros. Os termos “antecipa","acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

Aviso

4

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral

PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida

• Roncador III (P-55)

• Iracema Norte (Cid. Itaguaí)

• Norte Pq. Baleias (P-58)

Baleia Azul(Cid. Anchieta)

25 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-17 ou38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Baúna(Cid. Itajaí)

• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)

• Papa-Terra (P-63)

• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)

• Roncador IV (P-62)

• SapinhoáNorte

(Cid. Ilhabela)


2,02,0

milh

ões b

pd

Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração.

2,0 ±2%

• Florim

• Júpiter• Lula Alto

• Lula Central

• Lula Sul (P-66)

• Franco 1 (P-74)

• Carioca

• Lula Norte (P-67)

• Franco SW (P-75)

• Lula Ext. Sul (P-68)

• Lula Oeste(P-69)

• Franco Sul (P-76)

•Tartaruga Verde e Mestiça

• Parque dos Doces

• Maromba

• Iara Horst(P-70)

• Franco NW (P-77)

• Entorno deIara (P-73)

• NE de Tupi (P-72)

• Iara NW (P-71)

• Sul Pq. Baleias

• Espadarte I

• SE ÁguasProfundas

• Carcará

• Bonito

• Franco Leste

• Espadarte III

UEPs em operação

2,5

4,2

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Produção de óleo e LGN (milhões bpd)

2,75

5

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000


PNG 2013-2017: Curva de Produção Mantida

2,02,0

milh

ões

boed

Metas de produção mantidas de acordo com o PNG 2012-2016. Meta para 2013 segue ±2% de 2.022 mbpd em função das manutenções e da performance dos novos ativos: UEP e sondas de perfuração.

2,0 ±2%

4,2

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2,5

2,4 2,4

3,0

5,2

Produção de óleo e LGN (milhões bpd)Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe)

2,4 ±2% 2,75

3,4

6

A realização dos Investimentos em 2012 foi de R$ 84,1 bi, que representou 101% do previsto no Plano

R$ B

ilhão

Investimento Anual

Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.

84,183,3

+1%

2012Realizado

2012 PrevistoPNG 2012-2016

34%51%

DistribuiçãoAbastecimentoCorporativo

G&EInternacional Biocombustíveis

E&P

6%5%

2%1,6%

0,4% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção

de Baleia Azul (Cid. De Anchieta), Sapinhoá (Cid.de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 eP-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63).

Abastecimento: RNEST e Comperj. G&E: UFN III, Terminal de Regaseificação da

Bahia e UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento da

Produção de Cascade e Saint-Malo.

Investimento por Área Principais Projetos

Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro2012: Aderência Entre o Realizado e o Previsto: Avanço Físico Acompanhando o Financeiro

7

Desempenho Físico e Financeiro: RNEST

Construção da RNEST – 33 anos após a última refinaria (1980)Complexo Industrial Portuário de Suape (PE) – fev/13Realização Física Acumulada: 70,6%Realização Financeira Acumulada: US$ 11,7 bilhões

RNEST: Curva de Acompanhamento Físico

RNEST: Curva de Acompanhamento FinanceiroRNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro

7

8

RNEST: Curva de Acompanhamento Físico

RNEST: Curva de Acompanhamento FinanceiroRNEST: Curva de Acompanhamento Financeiro

2012Realizado: 19,9%PNG 12-16: 19,7%

dez/1

2

dez/1

1

* Considera R$ 100 milhões de pleitos já negociados.

dez/1

2

dez/1

1

2012Realizado: R$ 4,9 bi*PNG 12-16: R$ 5,0 bi

Refinaria do Nordeste (RNEST)Acompanhamento Físico e Financeiro do Projeto: Planejamento Cumprido

8

9

Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.

(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.

Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina

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jan/09

Volumes Im

portados (Mil bbl/ d)Pr

eços

(R$/b

bl)

Importação de DieselImportação de GasolinaPMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)

PMR Brasil

Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**

Perdas

Ganhos

mar/1

3

2009 2010 2011 2012 20132008

10

Busca de maior convergência com os preços internacionais. Nos últimos 9 meses: 4 reajustes dos preços no diesel, totalizando +21,9%, e 2 na gasolina, com +14,9%.

(*) considera Diesel, Gasolina, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.

Paridade: Busca pela Convergência com os Preços Internacionais9 meses: +21,9% no Diesel e +14,9% na Gasolina

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Volumes Im

portados (Mil bbl/ d)Pr

eços

(R$/b

bl)

Importação de DieselImportação de GasolinaPMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)

PMR Brasil

Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**

Perdas

Ganhos

mar/1

3

2009 2010 2011 2012 20132008

1T12 1T13Brent (US$/bbl):Câmbio (R$/US$):

1051,67

1131,99

+8%+19%

11

Sucesso Exploratório e Aumento das ReservasMais de 3 Descobertas por Mês entre Janeiro/2012 e Fevereiro/2013

53 descobertas nos últimos 14 meses (jan/12 a fev/13), das quais 25 marítimas sendo 15 no Pré-Sal

¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas² R/P: Razão Reserva / Produção

Brasil Descobertas: 53

• Mar: 25• Terra: 28 Índice de Sucesso Exploratório: 64% Reservas: 15,7 bilhões de boe IRR¹: 103% pelo 21º ano consecutivo R/P²: 19,3 anos

Pré-Sal Descobertas: 15, sendo 8 poços pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 82% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB 11

12

A Produção no Pré-Sal é uma RealidadeProdução Atingiu 300 mil barris de petróleo por dia em 20/Fev/2013

Dados da Produção no Pré-Sal Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd

parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% daBacia de Campos

Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos

Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta:• Bacia de Campos: 11 anos• Porção americana do Golfo do México: 17 anos• Mar do Norte: 9 anos

A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobrasserá superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpdem 2020

Desafios Tecnológicos Superados

Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório

Modelagem geológica e numérica: melhor previsão

do comportamento da produção

Redução do tempo de perfuração de poços de 134

dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos

Seleção de novos materiais: menores custos

Qualificação de novos sistemas para coleta da

produção: maior competitividade

Separação de CO2 do Gás Natural em águas

profundas e reinjeção: redução de emissões e

aumento do fator de recuperação

13

2,4

3,0

2,02,01,9

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

milh

ões b

bl / d

ia

Refino no Brasil: Produção de Derivados

Produção de Derivados no Brasil (milhões bbl / dia)

A Produção de Derivados cresce ano a ano e será impulsionada com a entrada em operação das novas refinarias.Sucessivos recordes de processamento de petróleo têm sido batidos.

2,10 MMbpd(ago)

2,11 MMbpd(jan)

2,12 MMbpd(mar)

Recordes de processamento diário

de petróleo

FUT¹96% 93% 93% 93%92%

¹FUT: fator de utilização

• RNEST Trem 1Nov/14

• RNEST Trem 2Mai/15

• ComperjTrem 1Abr/15

• Premium I Trem 1Out/17

• Premium II Dez/17

• ComperjTrem 2Jan/18

• Premium I Trem 2Out/20

Refinarias em operação Refinarias em construção Refinarias em projeto

14

A geração termelétrica, própria e de terceiros¹, superou o patamar de 10.000 MW em outubro/2012. Batemos sucessivos recordes de geração de energia em 2012 e 2013.

Geração Termelétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN)10.000 MW: Petrobras Fornece Combustível para o Atendimento de 16% da Carga do SIN

MWm

ed

¹ Onde a Petrobras tenha participação ou forneça combustível.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

1-jan

21-ja

n10

-fev

2-m

ar22

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11-a

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ai10

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30-ju

n20

-jul

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o29

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et8-

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7-de

z27

-dez

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n5-

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-abr

16-m

ai5-

jun25

-jun

15-ju

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24-a

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3-ou

t23

-out

12-n

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dez

22-d

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n20

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ar31

-mar

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br10

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ai19

-jun

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l18

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t27

-set

17-o

ut6-

nov

26-n

ov16

-dez

5-jan

25-ja

n14

-fev

6-m

ar

Petrobras - Gás Terceiros - Gás Petrobras - Óleo Terceiros - Óleo

2011 20122010 201310.485 MWmed

(06/fev)10.149 MWmed(23/nov)

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Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017

• 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

2013 2017

Pressupostos da Financiabilidade

• Manutenção do Grau de Investimento• Não há emissão de novas ações• Convergência com Preços Internacionais de Derivados• Desinvestimentos no Brasil e no exterior, principalmente

16

Investimentos PNG 2013-2017: Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 15/03/13

Período 2013-2017US$ 236,7 bilhões

• Manutenção do Grau de Investimento:− Alavancagem menor que 35%− Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x

• Não há emissão de novas ações• Convergência com Preços Internacionais de

Derivados• Desinvestimentos no Brasil e no exterior,

principalmente

*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços

Pressupostos da Financiabilidade

28%

InternacionalETMDemais Áreas *

Petrobras BiocombustívelE&PBR DistribuidoraAbastecimento

G&E

E&P62,3%

(US$ 147,5 bi)

27,4%(US$ 64,8 bi)

1,0%(US$ 2,3 bi)

1,4%(US$ 3,2 bi)

1,1%(US$ 2,9 bi)

2,2%(US$ 5,1 bi)

4,2%(US$ 9,9 bi)

0,4%(US$ 1,0 bi)

17

Investimentos no Período 2013-2017: Implantação x Avaliação

Em Implantação

US$ 207,1 bilhões

Em Avaliação

US$ 29,6 bilhões

+=Total

US$ 236,7 bilhões

Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se

encontram em Fase IV

Projetos dos demais segmentos, que não E&P, atualmente em Fase I, II e III.

770 projetos 177 projetos947 projetos

ETMBR DistribuidoraPBioInternacional Demais Áreas *AbastecimentoE&P G&E

62,3%(US$ 147,5 bi) 27,4%

(US$ 64,8 bi)

1,0%(US$ 2,3 bi)

1,4%(US$ 3,2 bi)

1,1%(US$ 2,9 bi)

2,2%(US$ 5,1 bi)

4,2%(US$ 9,9 bi)

0,4%(US$ 1,0 bi)

*Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços PBio: Petrobras Biocombustível ETM: Engenharia, Tecnologia e Materiais

71,2%(US$ 147,5 bi) 20,9%

(US$ 43,2 bi)

1,1%(US$ 2,3 bi)

1,4%(US$ 2,9 bi)

0,5%(US$ 1,1 bi)

1,5%(US$ 3,2 bi)

2,9%(US$ 5,9 bi)

0,5%(US$ 1,0 bi)

73,0%(US$ 21,6 bi)

1,0%(US$ 0,3 bi)

13,5%(US$ 4,0 bi)

6,4%(US$ 1,9 bi)

6,1%(US$ 1,8 bi)

Fase I: Identificação da Oportunidade ; Fase II: Projeto Conceitual ; Fase III: Projeto Básico ; Fase IV: Execução e Obras

18

INVESTIMENTOS EM IMPLANTAÇÃO

INVESTIMENTOS EM AVALIAÇÃO

* US$ 207,1 bilhões incluem a carteira de investimento da ETM (US$ 2,3 bi) e das demais Áreas (US$ 1,0 bi)

Plano de Negócios e Gestão 2013-2017: Gestão da Carteira de Projetos

A implementação dos Projetos em Avaliação dependerá de: Resultado dos Estudos

de Viabilidade Técnico-Econômica;

Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);

Competição pelos recursos financeiros disponíveis.

19

Programas de Suporte ao PNG 2013-2017

PNG 2013-2017US$ 236,7 bilhões

PRC-PoçoPrograma de Redução de

Custos de Poços

PROEFPrograma de Aumento daEficiência

Operacional

UO-BCUO-RIO

PROCOPPrograma de

Otimização de Custos

Operacionais

INFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura LogísticaPRODESIN – Programa de Desinvestimentos

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.

Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras

20

INFRALOG: Otimização do Investimento por meio da Gestão Integrada dos Projetos de Logística

Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos.

Bases de Apoio Offshore

E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo,

de Campos e de Santos

Destinação de Líquidos de Gás Natural

ABASTECIMENTO e G&E desenvolvendo soluções para melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal

Movimentação e Exportação de Petróleo

ABASTECIMENTO e TRANSPETRO escoando produção do E&P para internação em refinarias ou

exportação em navios convencionais e de maior porte

Suprimento e Distribuição de Derivados e Biocombustíveis

ABASTECIMENTO, TRANSPETRO e BR buscando aumento da capacidade de tancagem, de transporte

dutoviário e em bases de distribuição multicliente

INFRALOG

Incorporadas no PNG 2013-2017 reduções de investimento que somam US$ 2,2 bilhões. Oportunidades adicionais para reduzir até US$ 2,8 bilhões no horizonte 2018-2020 também foram mapeadas.

21

20142013 20162015

Metas Anuais de Redução

Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos

A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões.

4 7 912

PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando Maior Produtividade e Redução de Custos Unitários

EXEMPLOS DE ALAVANCAS Exploração e Produção: Consumo de

químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas;Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poçosterrestres;

Abastecimento: Consumo de químicos ecatalisadores; Produção de resíduos, Rotina deparadas programadas; Excesso de estadia nosportos; Uso da frota marítima; Programação dasentregas;

Transpetro: Intervenções em navios, terminais,oleodutos, gasodutos e tanques;

Gás e Energia: Consumo de GN para produçãode amônia; Custo operacional da malha degasodutos;

Engenharia, Tecnologia e Materiais:Suprimento e estoque de materiais; Custos de TICpor usuário;

Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios,viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES.

* Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio.

Redução Anual proporcionada pelo PROCOPEvolução dos Gastos Gerenciáveis

Gasto

s Ger

enciá

vies*

R$ bi

lhão

22

Exploração & Produção

16%(24,3)73%

(106,9)11%

(16,3)

Infraestrutura e SuporteExploraçãoDesenvolvimento da Produção

Período 2013-2017US$ 147,5 bilhões

23

Investimentos no E&P

25%(26,2)

43%(46,4)

32%(34,3)

Desenvolvimento da ProduçãoUS$ 106,9 bilhões

70%(17,1)

24%(5,8)

6%(1,4)

Pós-SalPré-SalCessão Onerosa

ExploraçãoUS$ 24,3 bilhões

Período 2013-2017

Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$16,3 bilhões.

24

1,000

2,000

3,000

4,000

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PNG 2013-2017: Curva de Produção MantidaCurva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN

• Roncador III (P-55) • Iracema

Norte (Cid. Itaguaí)

• Florim

• Júpiter



Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Baúna

(Cid. Itajaí)• Piloto Lula NE (Cid. Paraty)• Papa-Terra (P-63)



• SapinhoáNorte

(Cid. Ilhabela)

• Lula Alto

• Lula Central

• Lula Sul (P-66)

• Franco 1 (P-74)

• Carioca








• Maromba





• Iara NW (P-71)

• Sul Pq. Baleias

• Espadarte I


• Carcará

• Bonito

• Franco Leste

• Espadarte III


2,0 ±2%2,02,0

milh

ões b

pd

20122,0 milhões bpd



Pré-sal (concessão)7%

93%

Cessão Onerosa7%

Pré-sal (concessão) 35%

Pós-sal58%

Novas Descobertas (*)6%

Cessão Onerosa 19%

Pré-sal (concessão) 31%

Pós-sal44%

Pós-sal

(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas


2,5

2,75

4,2

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

25


UEPs em operação

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000


milh

ões b

pd

2013





Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)






• SapinhoáNorte

(Cid. Ilhabela)


2,0 ±2%2,0


• Florim• Júpiter• Lula Alto

• Lula Central

• Lula Sul (P-66)

• Franco 1 (P-74)

• Carioca








• Maromba





• Iara NW (P-71)

• Sul Pq. Baleias

• Espadarte I


• Carcará

• Bonito

• Franco Leste

• Espadarte III

2,0

2,5

2,75

4,2

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

26

Projeto Piloto de Sapinhoá: Em operação desde 05/01/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd

FPSO Cidade de São Paulo na locação – mar/13

Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração, completação e interligação de 13 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM m3/d de gás.

AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 59,9% / Realizado: 54,0%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 30% / Planejado: 57%

26

27

Projeto Baúna: Em Operação desde 16/02/13FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd

FPSO Cidade de Itajaí na locação - jan/13 AVANÇO FÍSICO TOTAL - Previsto: 69,8% / Realizado: 53,5%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 60%

Projeto Baúna: Perfuração, completação e interligação de 11 poços a um FPSO afretado à OOG-TK com capacidade de processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 MM de m3/d de gás.

27

28

Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em 28/05/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd

Integração do FPSO Cidade de Paraty no Estaleiro BrasFELS, Angra dos Reis/RJ - mar/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 99,0% / Realizado: 97,8%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 60%

Projeto Piloto de Lula NE: Perfuração, completação e interligação de 14 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 120 mil bpd de óleo e 5 MM de m3/d de gás.

28

29Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS) - fev/13

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em 15/07/13FPSO P-63: 140 mbpd

AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 98,5% / Realizado: 94,1%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%

Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás.

29

30

Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em 30/09/13Semissubmersível P-55: 180 mbpd

Integração da SS P-55 no Estaleiro ERG1 em Rio Grande/RS - fev/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 87,5% / Realizado: 89,2%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 50%

Projeto Roncador Módulo III: Perfuração, completação e interligação de 17 poços à SS P-55 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás.

30

31Integração do FPSO P-58, no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande/RS - mar/13

Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em 30/11/13FPSO P-58: 180 mbpd

AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 86,0% / Realizado: 90,6%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 62%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 58%

Projeto Parque das Baleias: Perfuração, completação e interligação de 24 poços ao FPSO P-58 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás.

31

32

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em 31/12/13 TLWP P-61

Topside e casco da P-61 no Estaleiro BrasFELS (RJ) - jan/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 94,9% / Realizado: 76,2%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL - Compromisso ANP: 0% / Planejado: 46%

Projeto Papa-Terra: Perfuração, completação e interligação de 30 poços à P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e à P-63 (FPSO) com capacidade de processamento de 140 mil bpd de óleo e 1 MM m³/dia de gás.

32

33


2014





Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)






• SapinhoáNorte

(Cid. Ilhabela)


2,0 ±2%2,02,0

milh

ões b

pd

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000



2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

• Florim• Júpiter• Lula Alto

• Lula Central

• Lula Sul (P-66)

• Franco 1 (P-74)

• Carioca








• Maromba





• Iara NW (P-71)

• Sul Pq. Baleias

• Espadarte I


• Carcará

• Bonito

• Franco Leste

• Espadarte III

2,5

2,75

4,2

UEPs em operação

34Integração da P-62 no cais do Estaleiro Atlântico Sul, Ipojuca (PE) - jan/13

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

AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 70,5% / Realizado: 88,4%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 64%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 0% / Planejado: 56%

Projeto Roncador Módulo IV: Perfuração, completação e interligação de 17 poços ao FPSO P-62 com capacidade de processamento de 180 mil bpd de óleo e 6 MM m³/dia de gás.

34

35

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

Conversão do Casco do FPSO Cidade de Ilhabela, no Estaleiro CSSC, na China - fev/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 41% / Realizado: 62%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 56,3%

Projeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à QGOG/SBM com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 6 MM m³/dia de gás.

35

36

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

Conversão do casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China - mar/13AVANÇO FÍSICO DA UEP- Previsto: 58,3% / Realizado: 47,7%CONTEÚDO LOCAL DA UEP - Planejado: 65%CONTEÚDO LOCAL TOTAL- Compromisso ANP: 30% / Planejado: 68%

Projeto Lula – Área de Iracema Sul: Perfuração, completação e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de processamento de 150 mil bpd de óleo e compressão de 8 MM m³/dia de gás.

36

37

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000


PNG 2013-2017:24 Unidades Contratadas e 15 a Contratar entre 2013-17

Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN

2,0 ±2%2,02,0

milh

ões b

pd


• IracemaNorte

(Cid. Itaguaí)

• Florim• Júpiter



Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)






• SapinhoáNorte

(Cid. Ilhabela)

• Lula Alto (*)

• Lula Central (*)

• Lula Sul (P-66) (**)

• Franco 1 (P-74) (***)

• Carioca

• Lula Norte (P-67) (**)

• Franco SW (P-75) (***)

• Lula Ext. Sul (P-68) (**)

• Lula Oeste(P-69) (**)

• Franco Sul (P-76) (***)



• Maromba

• Iara Horst(P-70) (**)

• Franco NW (P-77) (***)

• Entorno deIara (P-73) (**)

• NE de Tupi (P-72) (**)

• Iara NW (P-71) (**)

• Sul Pq. Baleias

• Espadarte I


• Carcará

• Bonito

• Franco Leste

• Espadarte III


• 24 UEPs contratadas sendo 3 já em operação(**) Casco com construção no Estaleiro Rio Grande (RS)(***) Casco com conversão no Estaleiro Inhaúma (RJ)

• 15 novas UEPs a contratar entre 2013-17

UEPs em operação (*) Unidades em fase final de contratação

2,5

2,75

4,2

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

38

Investimentos em Exploração no BrasilObjetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos

CessãoOnerosa

24%(5,8)

Pré-sal

70%(17,1)

Pós-sal

Consolidação e delimitação das áreas licitadas do Pré-sal e da Cessão Onerosa, além do Pós-sal das bacias de Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo. Investimento seletivo nas Novas Fronteiras: Margem Equatorial e Margem Leste.

Serg

ipe-

Alag

oas,

Espí

rito

Sant

o,

Nova

s Fro

nteir

as

Consolidação e Delimitação

1,961,56

1,150,760,640,58

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Custo da Descoberta (US$ / boe)

Custo da Petrobras Inferior ao das MajorsMajors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe

Margem Equatorial

Margem Leste

US$ 24,3 bilhões

6%(1,4)

39

7276

8188 90 90

92 93 94 94 94 94

1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral 1905ral

Eficiência UO-BC Eficiência UO-RIO

Efici

ência

Ope

racio

nal

(%)

Realizado Metas PROEF

PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO

Ativos UO-RIO

40

PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosConstrução de Poços Compõe Parcela Relevante dos Investimentos

Investimentos em Poços Exploratórios e de

Desenvolvimento da Produção somam US$ 75,0 bilhões

InvestimentosPNG 2013-2017

E&P

Demais Áreas 89,2

147,5

236,7

147,5

106,9

24,3Infraestrutura e Suporte16,3Exploração

Desenvolvimento da Produção

Investimentos em E&P Brasil

Aumento da frota de sondas e recursos de logística• A Petrobras utiliza, atualmente, 69 sondas flutuantes para construção e manutenção

de poços no BrasilA Construção de Poços representa:

• 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017 • 51% dos investimentos em E&P no Brasil

41

PRC-Poço: Programa de Redução de Custos de PoçosEstrutura, Iniciativas e Ganhos Esperados

Estrutura do

PRC-Poço

4 iniciativas priorizadas



FRENTE 1Reduzir custos

unitários

FRENTE 2Otimizar escopos

de projetos

FRENTE 3Buscar ganhos de

produtividade

Duração de cada atividade

Custo Unitário Quantidade de atividades

Plano de redução de custos composto por um total de 23 iniciativas

O PRC-Poço possui uma governança corporativa com o envolvimento detodos os seus gerentes executivos e grande parte da estrutura técnico-gerencial do E&P, com reportes trimestrais à Diretoria da companhia.

No PNG 2013-2017 já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas aredução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional.

As iniciativas em fase final de estruturação já identificam ganhos adicionais expressivos. Estes ganhosserão quantificados até maio/2013 com o endereçamento destas iniciativas por projeto de investimento.

42

Abastecimento

8%(5,4)

13%(8,4)

15%(9,7)

51%(33,3)

Logística para EtanolCorporativo

PetroquímicaAmpliação de Frotas

Destinação do Óleo NacionalAtendimento do Mercado InternoMelhoria OperacionalAmpliação do Parque de Refino

Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 64,8 bilhões

5%(3,3)6%

(4,0)

1%(0,4)

1%(0,3)

43

Investimentos no Abastecimento

Ampliação do Parque de Refino na Carteira em Implantação: RNEST (Pernambuco) e COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)

Ampliação do Parque de Refino em fase de projeto: Premium I (Maranhão) Premium II (Ceará) e COMPERJ Trem 2 (Rio de Janeiro)

Carteira de Adequação de Diesel e Gasolina: REPLAN, RPBC, REGAP, REFAP e RLAM

Ampliação da frota de navios: PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados

DESTAQUES 2013-2017

Projetos em ImplantaçãoUS$ 43,2 bilhões

11%(4,9)

21%(9,2)

45%(19,4)

CorporativoLogística para EtanolAmpliação de Frotas

PetroquímicaDestinação do óleo nacionalAtendimento do Mercado Interno

Melhoria OperacionalAmpliação do Parque de Refino

6%(2,8)

6%(2,4)

1%(0,4)

1%(0,3)

Projetos em AvaliaçãoUS$ 21,6 bilhões

64%(13,8)

16%(3,5)

3%(0,5)

7%(1,5)

2%(0,5)

6%(2,8)

9%(3,7)

8%(1,7)

44

Refinaria do Nordeste RNEST: Entrada em operação em Novembro/14Capacidade de Processamento: 230 mbpd

Vista aérea da Refinaria do Nordeste – RNEST – fev/13 AVANÇO FÍSICO TOTAL- Previsto: 70,3% / Realizado: 70,6%CONTEÚDO LOCAL - Meta: 75% / Planejado: 86,5%

1

1

8

8

9

2

3

8

6

7

8

44

6

5

Legenda: (1) Área de tancagem de petróleo e derivados; (2) Unidade de Destilação Atmosférica; (3) Casa de Força; (4) Unidade de Coqueamento e Pátio de Coque; (5) Tanques de produtos intermediários; (6) Canteiros das contratadas; (7) Unidade de Tratamento de Águas Ácidas; (8) Tubovias; (9) Unidades de Hidrotratamento

6 6

6 6

7

44

45

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

(mil bpd)

Demanda por derivados brasileira cresce 4,2% a.a. entre 2012 e 2020Sem Premium I, Premium II e Comperj Trem 2 o Brasil importará 29% da demanda de derivados.

Mercado de Derivados no Brasil em 2020

Novas Refinariasem Implantação

• Premium I - Trem 1300 mil bpd - Out/17

• Premium II - Trem 1300 mil bpd - Dez/17

• Premium I - Trem 2300 mil bpd - Out/20

• Comperj - Trem 2300 mil bpd - Jan/18• Comperj - Trem 1: Em Obras

165 mil bpd - Abr/15

• RNEST: Em ObrasTrem 1 - 115 mil bpd - Nov/14Trem 2 - 115 mil bpd - Mai/15

Novas Refinariasem Fase de Projeto

Déficit

- 972

Demanda

3.380

Capacidade de Processamento

2.408

46

Gás & Energia

46%(4,6)

8%(0,8)

20%(2,0)

25%(2,5)

Plantas de Gás-QuímicaGNL

MalhasEnergia Elétrica

Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 9,9 bilhões

47

Investimentos no G&EProjetos em Implantação

US$ 5,9 bilhões

43%(2,6)

32%(1,9)

19%(1,1)

6%(0,3)

Plantas de Gás-QuímicaGNLMalhasEnergia Elétrica

Conversão do gás natural em fertilizantes e outros gás-químicos: UFN III em Três Lagoas (Mato Grosso do Sul)

Processamento e movimentação de gás natural: UPGN Cabiúnas (Rio de Janeiro)

Geração de energia elétrica: UTE Baixada Fluminense (Rio de Janeiro)

Regaseificação de GNL: Terminal da Bahia (Bahia)

Unidades de Fertilizantes em Fase de Projeto: UFN IV (Espírito Santo) e UFN V (Minas Gerais)

DESTAQUES 2013-2017

Projetos em AvaliaçãoUS$ 4,0 bilhões

12%(0,5)

34%(1,4)

51%(2,0)

3%(0,1)

48

Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural (milhões m3/d)

49

Financiabilidade

50

Premissas de Planejamento FinanceiroAnálise de Financiabilidade Considera Apenas Projetos em Implantação

Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento

O PNG 2013-17 é baseado em moedas constantes a partir de 2013.

Preço do Brent (US$/bbl) US$ 107 em 2013, diminuindo para US$ 100 no longo prazo

Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 2,00 em 2013, valorizando para R$ 1,85 no longo prazo

Alavancagem Limite: < 35% │ Alavancagem máxima em 2013 e 2014 (34%), baixando a partir de 2015

Dívida Líquida / EBITDA Limite : < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2013 e reduz abaixo de 2,0x a partir de 2015

Preço dos derivados no Brasil Convergência com os preços internacionais.

Desinvestimentos US$ 9,9 bilhões

Retorno dos novos projetos do E&P Breakeven dos projetos do Pré-Sal entre US$ 40-45/barril Grandes projetos do Pós-Sal têm rentabilidade similar aos do Pré-Sal.

Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento

51

Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento

US$ b

ilhão

246,9

61,3

10,79,9

Fontes

165,0

Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)Captações (Dívida)Uso do CaixaDesinvestimentos e Reestruturações

Usos

207,1

39,8

246,9

AmortizaçõesInvestimentos

Necessidade Anual de Captação 2013-2017

Bruta – US$ 12,3 bilhões │Líquida – US$ 4,3 bilhões

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.

Necessidade de captações líquidas 50% inferiores às do Plano anterior devido a:

• Contribuição da produção em 2017, versus 2012, levando a uma maior geração de caixa.

• Desaceleração dos investimentos em Abastecimento

• Preço do Brent de longo prazo de US$ 100,00 (ante US$ 90,00) e taxa de câmbio de longo prazo de R$ 1,85 (ante R$ 1,73)

52

Alavancagem

Alavancagem decrescente, sem ultrapassar o limite imposto pela Companhia

Relação Dívida Líquida/EBITDA ultrapassa o limite em alguns momentos do PNG 2013-2017

Meta PNG (< 35%)

0%

10%

20%

30%

40%

201720162015201420130,00,51,01,52,02,53,03,5

20172016201520142013

Alavancagem Dívida Líquida/EBITDA

Meta PNG (< 2,5x)

53

FIM

plano de negócios e gestão 2013-2017 - webcast do dia 19 de março de 2013

Investor Relations