• 1. Maria das Graças Silva Foster Presidente Teleconferência/Webcast 26 de Fevereiro de 2014Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-20181
  • 2. AvisoEstas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2014 em diante são estimativas ou metas.Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.2
  • 3. Plano Estratégico 2030
  • 4. Agenda 1. Contextualização 2007 (PE2020) x 2013 (PE2030): Motivadores da Revisão do Plano 2. Mudanças no Ambiente de Negócios 3. Oferta x Demanda x Preços 4. Oportunidades no Brasil na Visão da Petrobras5. Grandes Escolhas e Estratégias da Petrobras •Exploração e Produção•Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP)•Distribuição•Gás, Energia e Gás-Química•Biocombustíveis•Área Internacional6. Desafios das Funções Corporativas 7. Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos 4
  • 5. Plano Estratégico da Petrobras: Histórico Recente Principais Motivadores da Revisão do Planejamento 2013 Visão 2030 2010 Lei 12.276: Cessão Onerosa Lei 12.304: Criação da PPSA Lei 12.351: Regime de Partilha2007 2008 Último BID com Shale Gas - início do áreas marítimas crescimento da produção de Shale Gas americano2013 Leilão de Libra (Out) 1º leilão sob Partilha 2013 Tight Oil - produção alcança 2,4 milhões de bpd2008 Crise Econômica Mundial Brent cai a US$ 34,00/bbl 200520062006 Descoberta do Pré-sal: Lula (Jul)200720082008 1º Óleo – Pré-sal: TLD Jubarte (Set)20092009 1º Óleo – Pré-Sal de Santos: TLD Lula (Mai)Plano Estratégico 2020 • Elaborado em: 2007 • Motivadores: descoberta do pré-sal e crescimento do mercado de derivados no Brasil.*GOM=17 anos, B. Campos=11 anos, M. Norte=9 anos2010• Horizonte de 13 anos: estratégias definidas para 2020, tendo por base o desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2007, sem considerar a realização de futuros BIDs.201120122011 Descoberta de Libra201320142014 Recorde de produção no Pré-sal 407 mbpd (fev)2013 Pré-sal: 300 mbpd apenas 7 anos após a descoberta*Plano Estratégico 2030 • Elaborado em: 2013 • Motivadores: mudança do marco regulatório no Brasil criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha, crescimento da produção americana de shale gas e tight oil e crise econômica mundial de 2008. • Horizonte de 17 anos: a elevação da produção de petróleo após 2020 requer, além do desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2013, a incorporação de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e Partilha). 5
  • 6. Plano Estratégico da Petrobras: MUNDO – Ambiente de Negócios 2007 x 2013 2007 – ano de elaboração do PE 2020 2013 – ano de elaboração do PE 2030 Perspectiva positiva da economia mundial. Manutenção Crise econômica de 2008 reduz as expectativas do de elevadas taxas de crescimento. 1 crescimento econômico mundial. (PIB esperado de 2008-2012: 5% a.a. – Fonte: FMI, (PIB esperado mundial de 2014-2030 = 3,6% a.a. – Fonte: Out/2007) Global Insight, 2013) Forte crescimento da economia chinesa causando elevação dos preços das commodities. (Crescimento econômico da China 2000-2013: 9,8% a.a. – Fonte: FMI, Out/2013)Incertezas com relação ao ritmo do crescimento da China e 2 os impactos sobre os preços. (Crescimento econômico da China 2014-2030: 4,8 – 6,5% a.a. – Fonte: EIU e Global Insight, 2013)Forte crescimento da demanda de petróleo. 3 Arrefecimento do crescimento da demanda de petróleo (1,8% a.a. 2003-2007 – Fonte: IEA, Nov/2007) (0,7% a.a. 2013-2030 – Fonte: IEA, Nov/2013) Projeções do preço de petróleo sendo elevadas a cada Preço do petróleo estável com perspectivas de pequena ano, em função do crescimento da demanda e da visão do queda no médio prazo (incremento da produção dos não 4 esgotamento da produção não OPEP. (Preço médio convencionais dos EUA, Iraque e Brasil). (Preço projetado projetado para o período 2007-2020: 55 US$/bbl em 2007 para 2013-2030: 100 US$/bbl. Fonte: Pira, 2013) e 75 US$/bbl em 2008 – Fonte: Pira, 2007 e 2008) Grande entusiasmo com os biocombustíveis. Perspectiva do aumento da dependência norteamericana da importação de petróleo e gás (aumento importação GNL).5 Revolução dos não convencionais. Produção em 2030: tightoil de 5,8 MMbpd e shale gas de 745 bi m³ (Fonte: IEA, 2013) Perspectiva da autossuficiência de gás dos EUA em 2019 e 6 redução da necessidade de importação de petróleo de 7,9 para 3,6 MMbpd em 2030 (Fonte: IEA, 2013) 6
  • 7. Plano Estratégico da Petrobras: BRASIL – Ambiente de Negócios 2007 x 2013 2007 – ano de elaboração do PE 20202013 – ano de elaboração do PE 2030Perspectivas de crescimento da produção de óleo no Brasil com as Maior conhecimento do Pré-sal, com sucessivos recordes de produção. Já descobertas do Pré-sal. Questionamento sobre a existência e temos 10 UEPs operando na camada do Pré-sal. 1 Experiência na exploração e produção do Pré-sal e na performance dos a viabilidade das tecnologias para produção no Pré-sal. Exemplos: movimentação do sal; teor de H2S; tratamento e reservatórios nos trouxe à fase de otimização de custos. reinjeção de CO2. A atuação em E&P no Brasil era regulamentada somente pelo regime de concessão.2Mapeados os itens críticos visando a atração de fornecedores estrangeiros para o Brasil. Havia incertezas sobre a capacitação da indústria naval em atender as demandas do Pós-Sal + Pré-sal.A política de Conteúdo Local é uma realidade. A indústria nacional segue 3 sua curva de aprendizado, sobretudo no segmento naval, com perspectivas de competitividade.Perspectiva de crescimento da demanda de derivados para o período 2007-2011 era de 2,8% a.a.:Três marcos regulatórios – Negócios de óleo e gás convivendo com três regimes: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha.Perspectiva de crescimento da demanda de derivados de 2,5% a.a de 2014-2018 e de 2,2% a.a de 2019-2030- Esperava-se um crescimento da frota de veículos de 4,1% a.a., no ritmo da evolução da renda; - Mandato de biodiesel evoluindo para B5 em 2010 até 2020.- 2007-2011 o crescimento foi de 4,5% a.a. e da frota de veículos de 7,4% a.a. 4 - Espera-se um crescimento da frota de veículos de 5,8% de 2014-2018 e de 4,2% em 2019-2030. - Perspectiva de evolução do mandato de biodiesel dos atuais B5 para B8 até 2018 e B10 até 2023, permanecendo até 2030.Existia uma grande expectativa de forte expansão da produção de etanol, com o anúncio de mais de 100 novos projetos. (Fonte: Consultoria Ideia/2007)Menor expectativa para expansão do etanol, focada na recuperação da produtividade agrícola. Crescimento da demanda de etanol de 5,4% a.a no 5 período 2014-2030, sendo atendida, até 2016, por ocupação da capacidade ociosa. 7
  • 8. Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2020 Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo Desafio da OfertaProjeção de Demanda e Declínio Esperado da Produção Mundial de Petróleo120100 9080 70Total 23,1 MM bpdNovos Projetos101,5 MM bpd78,4 MM bpdProdução Existente2020Demanda Mundial de Líquidos (MM bpd)11060 50 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030Volume de Produção em 2020 de Novos Projetos com início de produção a partir de 2013 na visão da WoodMackenzie Volume de produção dos novos projetos (mil barris por dia) 0Brazil Venezuela Latin Am. Others West Africa North Africa Africa Others EUA (Onshore) Canadá Oil Sands EUA (Golfo do México) México Canadá EUA (Alasca) Iraq Iran Saudi Arabia Middle East Others China Australia Asia Others North Sea Russia and East Europe Caspian Europe Others500 1000 1500 2000 2500 3000 35002.727 1.377 1.233 2.069 814 977 1.032 960 938Am Latina 5.337 África 3.859Contribuição do Tight Oil (382 Mbpd)Am. Norte 3.810486 365 29 1.358 1.209 231 1.012 824Ásia 2.394453 1.118 1.593 1.558514 224Oriente Médio 3.809Europa + FSU 3.888 Total 23,1 MM bpdFonte: Dados Wood Mackenzie - Global Oil Supply Tool (maio/2013), elaboração Petrobras, com exceção dos dados para Brasil, onde a Fonte é uma estimativa interna Petrobras (jul/2013).8
  • 9. Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2030 Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo Desafio da OfertaProjeção de Demanda e Declínio Esperado da Produção Mundial de PetróleoDesafios dos Novos Projetos de Produção de Petróleo no entorno de 2030120• Cada país tem desafios específicos para sustentar ou fazer crescer sua produção no horizonte até 2030:9080 70Novos ProjetosProjects em operação10050,8 MM bpdDemanda Mundial de Líquidos (MM bpd)110Produção Existente60–EUA: No Tight Oil americano, as fronteiras mais rentáveis serão exploradas mais rapidamente até 2020, elevando os custos dos projetos na próxima década. Permanecem as incertezas quanto às restrições ambientais. –Brasil: Foco em águas profundas, em que o ritmo dos leilões, as oportunidades e obrigações serão as variáveis que as empresas levarão em conta para decidir suas participações nos certames e consórcios.–Canadá: Custos de produção elevados fazem do país um dos produtores marginais e, portanto, exigindo contínua busca de ganhos de eficiência –Rússia: Produção atual em fase adiantada de declínio, necessitando de investimentos expressivos no desenvolvimento de novos campos, tanto em áreas maduras como em novas fronteiras de produção.–Iraque: sustentar o incremento da produção mediante a solução dos conflitos internos.50 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030• Desafio comum: Gestão dos projetos individuais reduzindo Capex e Opex. Fonte: Elaboração Petrobras, consultando o World Energy Outlook/IEA 2013; World Oil Outlook/OPEC 2013; CERA 2013; WoodMakcenzie 2013.9
  • 10. Premissas do Plano Estratégico 2030 Preço do Brent e do Gás Natural no Henry Hub A visão Petrobras para o preço do Brent encontra-se na porção mais conservadora do conjunto de projeções do mercado. A previsão de preço da Petrobras para o gás natural no Henry Hub situa-se próxima à média dos previsores no longo prazo.Preços de Gás Natural no Henry Hub em US$/MMBtu 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0Previsores*203020272024202120182015201220092006Petrobras2003Gás Natural no Henry Hub em US$/MM Btu (Valores em US$ de 2014)Preços de Petróleo em US$/bbl (2010 – 2030)201320142015-20172018-2030201320142015-20172018-2030US$ 107/bblUS$ 105/bblUS$ 100/bblUS$ 95/bbl3,51 US$/MMBtu4,00 US$/MMBtu4,60 US$/MMBtu5,88 US$/MMBtu* Previsores: AIE (nov/2013), PIRA (maio/2013) , WoodMackenzie (março/2013), IHS (jul/2013), AEO (abril/2013).* Previsores: Previsores: IEA/DOE (jun/2012), PIRA (jan/2013) e CERA (out/20123), Barclays Capital (nov/2012)10
  • 11. Bacias Sedimentares Brasileiras: Áreas sob Outorga da Petrobras em 2007 e 2013 Em 2007, a Petrobras possuía uma área outorgada para exploração 84% superior à de 2013.Áreas Outorgadas para Exploração da Petrobras no Brasil : 2007: 140 mil km² 2013: 76 mil km²OBS: Posição em 2013 não inclui as áreas de Libra e dos BIDs 11 e 12.11
  • 12. Estratégia da Petrobras: Escolhas de uma Empresa Integrada de EnergiaE&P E&PRTCPProduzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca PetrobrasDISTRIBUIÇÃOGÁS, ENERGIA e GÁS-QUÍMICABIOCOMBUSTÍVEISAgregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUAINTERNACIONAL12
  • 13. Exploração e Produção Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo.13
  • 14. Cenários para a Produção de Óleo e LGN no Brasil Petrobras e Previsores: 2013, 2020 a 2035 Em 2035, segundo previsores, a produção de petróleo do Brasil variará de 4,7 a 6,6 milhões de barris de petróleo por dia. Agência Internacional de Energia aponta o Brasil como 6º maior produtor de petróleo em 2035.milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil 2020-2030: 5,2 milhões bpd Visão Petrobras* 1. 2. 3. 4.PrevisorProdução de Petróleo no Brasil Média 2020-20301. Petrobras - Brasil* 5,2 milhões de bpd 2. DOE 5,0 milhões de bpd 3. WoodMackenzie 4,9 milhões de bpd 4. CERA 4,4 milhões de bpd 5. AIE 5,4 milhões de bpd em 2025 Média 2020-2030Produção de Petróleo no Brasil 2035fora horizonte PE 2030 6,6 milhões de bpd 5,4 milhões de bpd 4,7 milhões de bpd 6,0 milhões de bpd 2035Fonte: Petrobras – Dezembro/2013 – E&P-CORP * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).Fonte: AIE 2013, DOE 2013, WoodMackenzie 2013, IHS - CERA 2013 (The use of this content was authorized in advance by IHS. Any further use or redistribution of this content is strictly prohibited without a written permission by IHS. All rights reserved).14
  • 15. Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Produção Média de 4 milhões bpd: 2020 a 2030, Brasil e Exteriormilhão bpdA Petrobras escolhe ser uma companhia com potencial para produzir 4 milhões de barris de petróleo por dia em suas atividades no Brasil* e no exterior, maximizando sua rentabilidade.Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2013-2020: 3,0 milhões de bpd4,2Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpdProdução Média da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdMédia 2020-2030* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).15
  • 16. Estratégias – Segmento E&P: 2013-20301Descobrir e apropriar reservas no Brasil, mantendo uma relação reserva/produção superior a 12 anos2Desenvolver esforço exploratório nas bacias sedimentares no Brasil, de forma seletiva e com compartilhamento de riscos3Desenvolver esforço exploratório de gás natural nas bacias sedimentares terrestres no Brasil4Maximizar, com rentabilidade, a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção no Brasil5Desenvolver a produção do Pólo Pré-sal no Brasil16
  • 17. Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP) Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico17
  • 18. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpd3,7Demanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).18
  • 19. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpd 3,7Demanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).19
  • 20. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico A capacidade de processamento da Petrobras está planejada para atingir 3,9 milhões de barris por dia em 2030.milhão bpdAutossuficiência em Derivados: Processamento total = demanda totalAutossuficiência Volumétrica: Produção de petróleo = consumo de derivadosProdução Média de Petróleo no Brasil* Petrobras+Terceiros+ Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdDemanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpd OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).20
  • 21. Distribuição Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras.21
  • 22. Mercados de Distribuição de Derivados e Market Share Petrobras Manutenção da Participação em Mercado Crescente A Petrobras crescerá organicamente seu market share para 38% em 2030 com base em um programa de investimentos em Logística. O mercado brasileiro de derivados de petróleo crescerá 74% neste período.Mercado Revendedor de Derivados no Brasil Participação da BR DistribuidoraCrescimento Regional (2013-2030)(milhão m³/ano e %) %milhão m³40037%36%37%38%38%30030%2000191151163101119798295474756627312610040%2013 Outros12920142018BR Distribuidora202020%Norte +3,4%a.a.Centro-Oeste +3,3%a.a.10% 0%Média 2020-2030Nordeste +4,0%a.a.Sudeste +2,6%a.a.Sul +3,6%a.a.Market-Share BR Distribuidora22
  • 23. Gás, Energia e Gás-Química Agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil23
  • 24. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: 2013 - 2030 (milhão m³/dia) A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030*.OfertaDemandaOferta Doméstica de GN¹47201320148 898675 20182020Oferta E&PMédia 2020-2030333535353512121111201420182020Média 2020-2030Importação da Bolívia 30 630 630 630 630 624242424242013201420182020277741 14741 14494139Flexível4A ContratarFlexível Inflexível5752DemandaFirmeMédia 2020-2030 **72Demanda Distribuidoras de GN20132014Regaseificação de GNL 41 1450472013Oferta E&P Novos BIDs474945124741978675 41Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros20182020Média 2020-2030Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias 41 14TRBA720202020202013201420182020Média 2020-2030 **98118146157168Pecém12Baía de Guanabara92013Total96¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros. ** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL.16 313327 1 5 2128 2235 1 5273 5Fertilizantes em Avaliação Fertilizantes Refino201420182020Média 2020-2030105124129143Total* Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural.24
  • 25. Biocombustíveis Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel25
  • 26. Participação nos Mercados de Biocombustíveis: 2013 - 2030 Aumento da produção de etanol e biodiesel, acompanhando o crescimento do mercado nacional de gasolina e diesel. Mercado de Gasolina A e Etanol ¹ (mil bpd)2.000 1.500 9341.000395500986 4221.175 559Mercado de Gasolina A e Etanol 1.5011.275 642Mercado de Diesel e Biodiesel ² (mil bpd)2.0001.6181.500 1.0541.0831.2891.3801.000822Mercado de EtanolMercado de Biodiesel500 54100107152201450 0Mercado de Diesel e Biodiesel20182020Média 2020-203002013201420182020¹ Compreende gasolina A, etanol anidro e etanol hidratado.Participação da PBIO na Produção de Etanol120(mil bpd)80610182282014² Apenas mercado BrasilParticipação da PBIO na Produção de Biodiesel11926Etanol PBIO + Parceiros30 Etanol PBIO20 10 020182020(mil bpd)40920132013609243 40Média 2020-2030Média 2020-203025 18 1011823Biodiesel PBIO + 36 Parceiros32 Biodiesel PBIO9201320141620182020Média 2020-2030 26
  • 27. Área Internacional Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA27
  • 28. Produção de Óleo e Gás Internacional: 2013 - 2030 Investimento por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA, notadamente a partir de 2019. Atuar na sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e em não convencionais na Argentina e EUA. mil boedProdução Média de Óleo e Gás Natural da Petrobras no Exterior 2020-2030: 479 mboeProdução Média de Óleo e Gás Natural da Petrobras no Exterior 2013-2020: 229 mboeProdução Média de Óleo da Petrobras no Exterior 2020-2030: 267 mbpdProdução Média de Óleo da Petrobras no Exterior 2013-2020: 123 mbpdMédia 2020-203028
  • 29. Desafios das Funções Corporativas Recursos Humanos (RH) Responsabilidade Social (RS) Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES) Tecnologia29
  • 30. Desafios das Funções Corporativas Desafio de Recursos Humanos (RH)Ter modelo de gestão de pessoas inovador e flexível, tendo como base a valorização dos empregados e que contribua para a sustentabilidade da Petrobras Desafio de Responsabilidade Social (RS)Assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos decisórios e na gestão do negócio Desafio de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES)Consolidar as questões de SMES como princípio das operações da Companhia e compromisso permanente da força de trabalho Desafio de TecnologiaManter o sistema tecnológico reconhecido por disponibilizar tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da Companhia 30
  • 31. Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos MissãoVisão 2030Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo¹ e a preferida dos seus públicos de interesse.Direcionadores Corporativos Crescimento IntegradoRentabilidadeResponsabilidade Social e Ambiental¹ Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. (Fonte para apuração: Relatório Anual da Petroleum Intelligence Weekly - PIW)31
  • 32. Plano de Negócios e Gestão 2014-201832
  • 33. Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas 46 descobertas nos últimos 14 meses (jan/13 a fev/14), das quais 24 marítimas sendo 14 no Pré-Sal.TANGO(CES-161) PITU(RNS-158)PAD FARFAN-1(SES-176D PAD MURIÚ-1(SES-175D) PAD MOITA BONITA(SES-178)PAD TAMBUATÁ SANTONIANO(GLF-35) SÃO BERNARDO(ESS-216) ARJUNA(ESS-211) RIO PURUS(CXR-1DA) EXT DE FORNO(AB-125) EXT DE BRAVA (VD-19) MANDARIM(MLS-105) BENEDITO(BP-8)FLORIM(RJS-704) PAD IARA EXT-4(RJS-706)SAGITÁRIO(SPS-98)FRANCO NORDESTE(RJS-724) FRANCO LESTE(RJS-723) FRANCO SUL(RJS-700) ENTORNO DE IARA-1(RJS-711) IARA ALTO ÂNGULO(RJS-715)JÚPITER BRACUHI(RJS-713) NE TUPI-2(RJS-721) SUL DE TUPI(RJS-698))Brasil  Descobertas: 46 • Mar: 24 • Terra: 22  Índice de Sucesso Exploratório: 75%  Reservas: 16,0 bilhões de boe  IRR¹: 131% > 100% pelo 22º ano consecutivo  R/P²: 20,0 anosPré-Sal  Descobertas: 14, sendo 5 poços pioneiros  Índice de Sucesso Exploratório: 100%  Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB ¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas ² R/P: Razão Reserva / Produção33 33
  • 34. PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no BrasilCrescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p.OBS: A produção de óleo e LGN operada pela Petrobras em 2020 será de 4,9 milhões de bpd. Versão 20/02 22:0034
  • 35. PNG 2014-2018: Curva de Óleo, LGN e Gás Natural da Petrobras no BrasilCrescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. Versão 20/02 22:0035
  • 36. PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Produção de Óleo e LGN (milhões bpd) Previsão de 1º Óleo 2014 - 20159 Unidades Concluídas  Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo)  Baúna (Cid. Itajaí)  Piloto Lula NE (Cid. Paraty)  Papa-Terra (P-63)  Roncador III (P-55) • Norte Pq. Baleias (P-58) • Roncador IV (P-62)• Norte Pq. Baleias (P-58) 1º trim. • Roncador IV (P-62) 2º trim. • Papa-Terra (P-61 + TAD ) 2º trim. • Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) 3º trim.• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) 4º trim.• Papa-Terra (P-61)Previsão de 1º Óleo 2016 - 2020 • Lula Alto• Iracema Norte (Cid. Itaguaí) 3º trim.• Lula Central• Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68)• Lula Sul (P-66)• Lula Oeste (P-69)• Búzios I (P-74)• Búzios III (P-76)• Lapa• Iara Horst (P-70)• Lula Norte (P-67) • Búzios II (P-75)•Tartaruga Verde e Mestiça • Búzios IV (P-77)• NE de Tupi (P-72) • ES Águas Profundas • Iara NW (P-71) • Revitalização Marlim I• Júpiter • Búzios V• Espadarte III • SE Águas Profundas II • Revitalização Marlim II • Libra • Florim• SE Águas Profundas I • Sul Pq. Baleias • Maromba I • Carcará • Entorno de Iara (P-73)• Papa-Terra (TAD)Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. UEPs em operação • UEPs concluídas em 2013 --- UEPs não licitadas até fev/201436
  • 37. UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação1.000 mil bpdCapacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras 300 mil bpd150 mil bpdP-671.000 mil bpd900 mil bpd1.050 mil bpd P-73TAD P-75 Cid. MangaratibaP-77P-67Cid. ItaguaíP-71P-62Cid. CaraguatatubaP-61P-70 P-72Cid. Ilhabela P-58P-76Em Processo de Licitação: P-55P-63Cid. Paraty• • • • • • •Tartaruga Verde e Mestiça ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias CarcaráP-74UEPs a serem licitadas:P-66 P-69P-68 Cid. SaquaremaCid. Itajaí• Tartaruga Verde e Mestiça Cid. MaricáCid. São Paulo2013UEP em licitação:201420152016• • • • • •ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará+ 600 mil bpd+ 150 mil bpd2017201837
  • 38. 19 Novos PLSVs para atendimento à curva de Óleo Frota Atual = 11 PLSVs+ 8 ao longo de 2014+9+23 PLSVs de 550t (Holanda)1 PLSV de 300t (Holanda)PLSVs em Operação e ConstruçãoSunrise 270tDeep Constructor 125tKommandor 3000 135tNormand7 340tNorth Ocean 102 210tLay Vessel 105 300t1 PLSV de 300t (Suape)1 PLSV de 550t (Holanda)Sapura Diamante 550tSapura Topázio 550t2 PLSVs de 550t (Holanda)P-58Skandi Vitória 300tSeven Mar 340tPolar Onyx 275tSeven Waves 550tSkandi Niterói 270tSeven Seas 430tCoral do Atlântico 550tEstrela do Mar 550t2 PLSVs de 650t (Noruega)McDermottAgile 200tSeven Condor 230t 1 PLSV de 300t (Suape)Seven Phoenix 340t PLSV: Pipe Laying Support Vessel201420142016201738
  • 39. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Domésticomilhão bpdCapacidade de processamento da Petrobras deverá alcançar 3,3 milhões de barris por dia em 2020, em sintonia com o crescimento do mercado doméstico.PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpdRNEST Trem 1 4º TrimRNEST Trem 2 2º TrimComperj Trem 1Premium I Trem 1Premium IIOBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo.39
  • 40. Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida - ETA (Mar/2014) 2 - Partida - ETDI (Set/2014) 3 - Partida UDA 11 (Out/2014) 4 - Partida UCR 21 (Nov/2014) 5 - Partida HDT Diesel 31 (Nov/2014)100 90 80(%)70 60200004018000PNG 13-17 2014 Projetado 2014PNG 13-17: 87% Realizado: 84%50Acompanhamento Financeiro – Curva S14000PNG 13-17: 15.246 MM Realizado: 14.841 MM10000 8000 400010200000PNG 12-16PNG 13-17RealizadoProjetadoPNG 13-17100 90 80(%)706016.000MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida – ETA (Jun/2015) 2 - Partida - ETDI (Jun/2015) 3 - Partida - UDAV (Ago/2016) 4 - Partida - UCR (Ago/2016) 5 - Partida - HCC (Ago/2016)14.000 PNG 13-17 2016 Projetado 2016PNG 13-17: 67% Realizado: 66%50 40 30PNG 13-17: US$ 13.457 MM10.000Projetado: US$ 13.596 MM8.000PNG 13-17: 7.882 MM Realizado: 7.573 MM6.000 4.000202.000 mai-04 nov-04 mai-05 nov-05 mai-06 nov-06 mai-07 nov-07 mai-08 nov-08 mai-09 nov-09 mai-10 nov-10 mai-11 nov-11 mai-12 nov-12 mai-13 nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17 mai-18 nov-18 mai-19 nov-19 mai-20 nov-20 mai-21 nov-2110 012.000 US$ MM110ProjetadoAcompanhamento Financeiro – Curva SAcompanhamento Físico – Curva SCOMPERJRealizadoPNG 12-16PNG 13-17RealizadoProjetado0jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21fev/14abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20600020fev/14Projetado: US$ 18.579 MM1200030Partida: 2016PNG 13-17: US$ 18.515 MM16000abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20Partida: 4º TrimAcompanhamento Físico – Curva S110US$ MMRNESTPNG 13-17RealizadoProjetado40
  • 41. Gás Natural, Energia e Gás-Química Monetização das reservas de gás natural por meio da expansão da capacidade de geração termelétrica, da capacidade de produção de fertilizantes nitrogenados e do consumo de GN pelas distribuidoras. +20% 6,8Projetos de UTEs:7,27,56,06,3Capacidade Instalada 5,0 de GeraçãoTermelétrica 2,5 (GW)6,06,06,06,0201320142018202049520,31,20,8Novas UTEs Capacidade AtualUTE Baixada Fluminense UTE Azulão UTE Bahia II UTE Sudeste VIFev/2014 2017 2020 20200,0+33% 60Demanda Distribuidoras de GN (milhão m³/d)404139Projetos de Infraestrutura de GN: Pontos de Entrega ao longo do GASBOL e das Malhas NE e SE20 020132014201820203,5 0,83,5 0,7+169%4,5 Oferta ao Mercado de Amônia e Ureia (milhão ton/ano)3,0 1,5 0,01,31,1 20131,80,21,6 20140,22,72,820182020Projetos de Fertilizantes: Amônia UreiaSulfato de Amônio UFN III (MS) UFN V (MG)Fev/2014 4º Trim - 2014 2017 41
  • 42. Internacional: Produção de Óleo e Gás Natural Crescimento da Produção por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA. Sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e atuação minoritária em não convencionais na Argentina e EUA.mil boed294253 177152140 92Taxa de crescimento 2014-2020: 8,9 % a.a. Taxa de crescimento 2014-2020: 8,7 % a.a.2014201520162017Produção de Óleo e Gás Natural Petrobras Exterior201820192020Produção de Óleo Petrobras Exterior 42
  • 43. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018Pressupostos da Financiabilidade • Manutenção do Grau de Investimento • Não haverá emissão de novas ações • Convergência com Preços Internacionais de DerivadosDESEMPENHO• Gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras de cada projetoDISCIPLINA DE CAPITAL• Garantir a expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidosPRIORIDADE• Prioridade para os projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil• Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio2014201843
  • 44. Investimentos PNG 2014-2018 Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 25/02/2014 PNG 2014-2018US$ 220,6 bilhõesPressupostos da Financiabilidade38,7 (18%)• 10,1 (5%) 9,7 (4%)−Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses (*)−Alavancagem menor que 35%−Dívida Líquida/Ebitda menor que 2,5x2,3 (1,0%) 2,7 (1,2%) 2,2 (1%)153,9 (70%)Manutenção do Grau de Investimento:1,0 (0,4%)BiocombustíveisAbastecimentoDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalNão haverá emissão de novas ações• E&P•Convergência com Preços Internacionais de Derivados•Parcerias e Reestruturações nos Modelos de NegócioDemais Áreas*(*) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços44
  • 45. Investimentos do PNG 2014-2018: US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhõesUS$ 13,8 bilhõesUS$ 206,8 bilhões Em Implantação38,7 (18%) 10,1 (5%) 2,3 9,7 (4%) (1,0%) 153,9 (70%)Carteira em Avaliação1,0 (0,4%)2,2 (1%)=2,7 (1,2%)Em Processo de Licitação• Projetos em Execução (Obras)• Projetos de E&P no Brasil• Projetos já licitados• Refinaria Premium I • Refinaria Premium II• Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Produção Petróleo 2020 4,2 milhões bpdE&PDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalSem impacto na produção de Petróleo 2020BiocombustíveisAbastecimento+• Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil)Demais Áreas** Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.45
  • 46. Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões Total E&P US$ 153,9 bilhões18,0 (12%)Desenvolvimento da Produção + Exploração US$ 135,9 bilhões23,4 (15%)53,9 (40%)82,0 (60%)112,5 (73%) Pré-Sal (Concessão)ExploraçãoDesenvolvimento da ProduçãoInfraestrutura e SuportePós-SalPré-SalCessão Onerosa Partilha (Libra)E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%)+E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%)=Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%) 46
  • 47. Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões Abastecimento – Gás, Energia e Gás Química – Internacional Abastecimento US$ 38,7 bilhões Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado InternoDestinação do Óleo Nacional0,3 0,3 1% 1%0,4 1%1,4 3%Carteira em Implantação1,4 4%3,3 9%16,8 43%5,5 14% RNEST (Pernambuco)  COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)  PROMEF - 45 Navios de Transporte0,1 1%Gás, Energia e Gás QuímicaCarteira em Implantação1,3 13%US$ 10,1 bilhões Malhas Premium II (Ceará)9,4 24%Distribuição CorporativoEnergia Premium I – Trem 1 (Maranhão)de Óleo e DerivadosAmpliação de Frotas Petroquímica Logística para EtanolCarteira em Processo de Licitação2,6 25%6,1 61%Regás - GNL   UFN III (Mato Grosso do Sul) UFN V (Minas Gerais) Rota 2: Gasoduto e UPGN Rota 3: Gasoduto e UPGNPlantas de Gás Química (Nitrogenados)Internacional US$ 9,7 bilhões E&P Refino & Marketing Distribuição G&E Corporativo Petroquímica0,05 0,5% 0,6 6%9,0 92%0,01 0,1% 0,05 0,5% 0,1 0,7%Carteira em Implantação     E&P EUA - Saint Malo E&P EUA – Cascade e Chinook E&P EUA – Lucius E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio E&P Nigéria - Egina OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação.47
  • 48. PNG 2014-2018: Gestão dos Investimentos e dos Custos OperacionaisPNG 2014-2018 US$ 220,6 bilhões PRC-Poço PROEF Programa de Aumento da Eficiência Operacional UO-BC UO-RIOPROCOP Programa de Otimização de Custos OperacionaisPrograma de Redução de Custos de PoçosPRC-Sub Programa de Redução de Custos de Instalações SubmarinasINFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura Logística Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e SaúdePROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia – Gastos Operacionais Gerenciáveis. PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços – Investimentos em Perfuração e Completação. PRC Sub: Atua no CAPEX dedicado à construção de sistemas submarinos.48
  • 49. PNG 2014-2018 Incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo PROCOP Custo de Extração (R$/boe):Redução de custos entre 2013 e 2016 com economia potencial em valores nominais de R$ 37,5 bilhões 34,8-7,2% a.a.Custo de Logística do Abastecimento (R$/bbl):27,3 Sem PROCOP 24,2 Com PROCOP2014Custo de Refino (R$ mil/UEDC *):Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Extração:-5,9% a.a.32,7 Alcance da excelência na gestão de materiais e sobressalentes.  Adequação do overhead.Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Logística:10,83Sem PROCOP10,50 +0,12% a.a.10,11 Com PROCOP10,0620142018+1,32% a.a.1.2401.029 -0,40% a.a.Com PROCOP 1.0132018 Redução dos custos marítimos: simplificação de procedimentos aduaneiros; otimização do consumo de combustível; e implantação de novas ferramentas de gestão. Otimização do nível de estoques de petróleo e derivados.  Redução da água armazenada no sistema de logística.Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Refino: Sem PROCOP2014produção de óleo & gás.2018 +0,78% a.a.1.177 Otimização dos processos de rotina e dos recursos utilizados no processo de Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias.  Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada.  Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos.* UEDC = Capacidade de destilação equivalente utilizada.Período 2014-18 projetado com valores nominais.49
  • 50. PNG 2014-2018: Análise da Financiabilidade – US$ 206,8 bilhões Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhõesUS$ 13,8 bilhõesUS$ 206,8 bilhões Em Implantação38,7 (18%) 10,1 (5%) 2,3 9,7 (4%) (1,0%) 153,9 (70%)Carteira em Avaliação1,0 (0,4%)2,2 (1%)=2,7 (1,2%)Em Processo de Licitação• Projetos em Execução (Obras)• Projetos de E&P no Brasil• Projetos já licitados• Refinaria Premium I • Refinaria Premium IIDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalDemais Áreas*Sem impacto na produção de Petróleo 2020BiocombustíveisAbastecimento+• Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Produção Petróleo 2020 4,2 milhões bpdE&P• Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil)* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços ¹ Tal como ocorreu em 2012 (PNG 2012-2016) e em 2013 (PNG 2013-2017).Financiabilidade US$ 206,8 bilhões ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.Baixa maturidade dos projetos: não considerados na análise da financiabilidade¹50
  • 51. Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio.InvestimentoUS$ 224,0 bilhõesUS$ 224,7 bilhõesUS$ 236,5 bilhõesUS$ 236,7 bilhõesUS$ 220,6 bilhões 70%Carteira Total de Investimentos62% E&P48% 35%52%33%Abast Demais Áreas*17%PN 2010-201415%PN 2011-2015* Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio , Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços56%30% 14%PNG 2012-2016 Carteira Total27% 18% 11%PNG 2013-2017 Carteira Total12%PNG 2014-2018 Carteira Total51
  • 52. PNG 2014-2018: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhõesNão emitir novas açõesManter classificação de grau de investimentoPrincipais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014. Preço do Brent (US$/bbl)US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazoTaxa de Câmbio média (R$/US$)R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazoAlavancagemLimite: < 35% │ Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014Dívida Líquida / EBITDALimite: < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do períodoPreço dos derivados no BrasilConvergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 201352
  • 53. PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 9,1261,7 39,89,961,3 60,554,9 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.US$ bilhão Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015.165,0 182,2207,1 206,8Necessidade Anual de Captação 2014-2018 Bruta – US$ 12,1 bilhões │Líquida – US$ 1,1 bilhão Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior devido a: FontesUsos•Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados.•Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano.Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do CaixaCaptações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos53
  • 54. PNG 2014-2018: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDAAlavancagemDívida Líquida/EBITDA Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015  Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 201554
  • 55. Obrigada55
    Please download to view
  • All materials on our website are shared by users. If you have any questions about copyright issues, please report us to resolve them. We are always happy to assist you.
    ...

    Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

    by petrobras

    on

    Report

    Download: 0

    Comment: 0

    111,175

    views

    Comments

    Description

    Apresentação do Plano Estratégico 2030 e do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
    Download Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

    Transcript

    • 1. Maria das Graças Silva Foster Presidente Teleconferência/Webcast 26 de Fevereiro de 2014Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-20181
  • 2. AvisoEstas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2014 em diante são estimativas ou metas.Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.2
  • 3. Plano Estratégico 2030
  • 4. Agenda 1. Contextualização 2007 (PE2020) x 2013 (PE2030): Motivadores da Revisão do Plano 2. Mudanças no Ambiente de Negócios 3. Oferta x Demanda x Preços 4. Oportunidades no Brasil na Visão da Petrobras5. Grandes Escolhas e Estratégias da Petrobras •Exploração e Produção•Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP)•Distribuição•Gás, Energia e Gás-Química•Biocombustíveis•Área Internacional6. Desafios das Funções Corporativas 7. Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos 4
  • 5. Plano Estratégico da Petrobras: Histórico Recente Principais Motivadores da Revisão do Planejamento 2013 Visão 2030 2010 Lei 12.276: Cessão Onerosa Lei 12.304: Criação da PPSA Lei 12.351: Regime de Partilha2007 2008 Último BID com Shale Gas - início do áreas marítimas crescimento da produção de Shale Gas americano2013 Leilão de Libra (Out) 1º leilão sob Partilha 2013 Tight Oil - produção alcança 2,4 milhões de bpd2008 Crise Econômica Mundial Brent cai a US$ 34,00/bbl 200520062006 Descoberta do Pré-sal: Lula (Jul)200720082008 1º Óleo – Pré-sal: TLD Jubarte (Set)20092009 1º Óleo – Pré-Sal de Santos: TLD Lula (Mai)Plano Estratégico 2020 • Elaborado em: 2007 • Motivadores: descoberta do pré-sal e crescimento do mercado de derivados no Brasil.*GOM=17 anos, B. Campos=11 anos, M. Norte=9 anos2010• Horizonte de 13 anos: estratégias definidas para 2020, tendo por base o desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2007, sem considerar a realização de futuros BIDs.201120122011 Descoberta de Libra201320142014 Recorde de produção no Pré-sal 407 mbpd (fev)2013 Pré-sal: 300 mbpd apenas 7 anos após a descoberta*Plano Estratégico 2030 • Elaborado em: 2013 • Motivadores: mudança do marco regulatório no Brasil criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha, crescimento da produção americana de shale gas e tight oil e crise econômica mundial de 2008. • Horizonte de 17 anos: a elevação da produção de petróleo após 2020 requer, além do desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2013, a incorporação de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e Partilha). 5
  • 6. Plano Estratégico da Petrobras: MUNDO – Ambiente de Negócios 2007 x 2013 2007 – ano de elaboração do PE 2020 2013 – ano de elaboração do PE 2030 Perspectiva positiva da economia mundial. Manutenção Crise econômica de 2008 reduz as expectativas do de elevadas taxas de crescimento. 1 crescimento econômico mundial. (PIB esperado de 2008-2012: 5% a.a. – Fonte: FMI, (PIB esperado mundial de 2014-2030 = 3,6% a.a. – Fonte: Out/2007) Global Insight, 2013) Forte crescimento da economia chinesa causando elevação dos preços das commodities. (Crescimento econômico da China 2000-2013: 9,8% a.a. – Fonte: FMI, Out/2013)Incertezas com relação ao ritmo do crescimento da China e 2 os impactos sobre os preços. (Crescimento econômico da China 2014-2030: 4,8 – 6,5% a.a. – Fonte: EIU e Global Insight, 2013)Forte crescimento da demanda de petróleo. 3 Arrefecimento do crescimento da demanda de petróleo (1,8% a.a. 2003-2007 – Fonte: IEA, Nov/2007) (0,7% a.a. 2013-2030 – Fonte: IEA, Nov/2013) Projeções do preço de petróleo sendo elevadas a cada Preço do petróleo estável com perspectivas de pequena ano, em função do crescimento da demanda e da visão do queda no médio prazo (incremento da produção dos não 4 esgotamento da produção não OPEP. (Preço médio convencionais dos EUA, Iraque e Brasil). (Preço projetado projetado para o período 2007-2020: 55 US$/bbl em 2007 para 2013-2030: 100 US$/bbl. Fonte: Pira, 2013) e 75 US$/bbl em 2008 – Fonte: Pira, 2007 e 2008) Grande entusiasmo com os biocombustíveis. Perspectiva do aumento da dependência norteamericana da importação de petróleo e gás (aumento importação GNL).5 Revolução dos não convencionais. Produção em 2030: tightoil de 5,8 MMbpd e shale gas de 745 bi m³ (Fonte: IEA, 2013) Perspectiva da autossuficiência de gás dos EUA em 2019 e 6 redução da necessidade de importação de petróleo de 7,9 para 3,6 MMbpd em 2030 (Fonte: IEA, 2013) 6
  • 7. Plano Estratégico da Petrobras: BRASIL – Ambiente de Negócios 2007 x 2013 2007 – ano de elaboração do PE 20202013 – ano de elaboração do PE 2030Perspectivas de crescimento da produção de óleo no Brasil com as Maior conhecimento do Pré-sal, com sucessivos recordes de produção. Já descobertas do Pré-sal. Questionamento sobre a existência e temos 10 UEPs operando na camada do Pré-sal. 1 Experiência na exploração e produção do Pré-sal e na performance dos a viabilidade das tecnologias para produção no Pré-sal. Exemplos: movimentação do sal; teor de H2S; tratamento e reservatórios nos trouxe à fase de otimização de custos. reinjeção de CO2. A atuação em E&P no Brasil era regulamentada somente pelo regime de concessão.2Mapeados os itens críticos visando a atração de fornecedores estrangeiros para o Brasil. Havia incertezas sobre a capacitação da indústria naval em atender as demandas do Pós-Sal + Pré-sal.A política de Conteúdo Local é uma realidade. A indústria nacional segue 3 sua curva de aprendizado, sobretudo no segmento naval, com perspectivas de competitividade.Perspectiva de crescimento da demanda de derivados para o período 2007-2011 era de 2,8% a.a.:Três marcos regulatórios – Negócios de óleo e gás convivendo com três regimes: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha.Perspectiva de crescimento da demanda de derivados de 2,5% a.a de 2014-2018 e de 2,2% a.a de 2019-2030- Esperava-se um crescimento da frota de veículos de 4,1% a.a., no ritmo da evolução da renda; - Mandato de biodiesel evoluindo para B5 em 2010 até 2020.- 2007-2011 o crescimento foi de 4,5% a.a. e da frota de veículos de 7,4% a.a. 4 - Espera-se um crescimento da frota de veículos de 5,8% de 2014-2018 e de 4,2% em 2019-2030. - Perspectiva de evolução do mandato de biodiesel dos atuais B5 para B8 até 2018 e B10 até 2023, permanecendo até 2030.Existia uma grande expectativa de forte expansão da produção de etanol, com o anúncio de mais de 100 novos projetos. (Fonte: Consultoria Ideia/2007)Menor expectativa para expansão do etanol, focada na recuperação da produtividade agrícola. Crescimento da demanda de etanol de 5,4% a.a no 5 período 2014-2030, sendo atendida, até 2016, por ocupação da capacidade ociosa. 7
  • 8. Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2020 Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo Desafio da OfertaProjeção de Demanda e Declínio Esperado da Produção Mundial de Petróleo120100 9080 70Total 23,1 MM bpdNovos Projetos101,5 MM bpd78,4 MM bpdProdução Existente2020Demanda Mundial de Líquidos (MM bpd)11060 50 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030Volume de Produção em 2020 de Novos Projetos com início de produção a partir de 2013 na visão da WoodMackenzie Volume de produção dos novos projetos (mil barris por dia) 0Brazil Venezuela Latin Am. Others West Africa North Africa Africa Others EUA (Onshore) Canadá Oil Sands EUA (Golfo do México) México Canadá EUA (Alasca) Iraq Iran Saudi Arabia Middle East Others China Australia Asia Others North Sea Russia and East Europe Caspian Europe Others500 1000 1500 2000 2500 3000 35002.727 1.377 1.233 2.069 814 977 1.032 960 938Am Latina 5.337 África 3.859Contribuição do Tight Oil (382 Mbpd)Am. Norte 3.810486 365 29 1.358 1.209 231 1.012 824Ásia 2.394453 1.118 1.593 1.558514 224Oriente Médio 3.809Europa + FSU 3.888 Total 23,1 MM bpdFonte: Dados Wood Mackenzie - Global Oil Supply Tool (maio/2013), elaboração Petrobras, com exceção dos dados para Brasil, onde a Fonte é uma estimativa interna Petrobras (jul/2013).8
  • 9. Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: 2013-2030 Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo Desafio da OfertaProjeção de Demanda e Declínio Esperado da Produção Mundial de PetróleoDesafios dos Novos Projetos de Produção de Petróleo no entorno de 2030120• Cada país tem desafios específicos para sustentar ou fazer crescer sua produção no horizonte até 2030:9080 70Novos ProjetosProjects em operação10050,8 MM bpdDemanda Mundial de Líquidos (MM bpd)110Produção Existente60–EUA: No Tight Oil americano, as fronteiras mais rentáveis serão exploradas mais rapidamente até 2020, elevando os custos dos projetos na próxima década. Permanecem as incertezas quanto às restrições ambientais. –Brasil: Foco em águas profundas, em que o ritmo dos leilões, as oportunidades e obrigações serão as variáveis que as empresas levarão em conta para decidir suas participações nos certames e consórcios.–Canadá: Custos de produção elevados fazem do país um dos produtores marginais e, portanto, exigindo contínua busca de ganhos de eficiência –Rússia: Produção atual em fase adiantada de declínio, necessitando de investimentos expressivos no desenvolvimento de novos campos, tanto em áreas maduras como em novas fronteiras de produção.–Iraque: sustentar o incremento da produção mediante a solução dos conflitos internos.50 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030• Desafio comum: Gestão dos projetos individuais reduzindo Capex e Opex. Fonte: Elaboração Petrobras, consultando o World Energy Outlook/IEA 2013; World Oil Outlook/OPEC 2013; CERA 2013; WoodMakcenzie 2013.9
  • 10. Premissas do Plano Estratégico 2030 Preço do Brent e do Gás Natural no Henry Hub A visão Petrobras para o preço do Brent encontra-se na porção mais conservadora do conjunto de projeções do mercado. A previsão de preço da Petrobras para o gás natural no Henry Hub situa-se próxima à média dos previsores no longo prazo.Preços de Gás Natural no Henry Hub em US$/MMBtu 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0Previsores*203020272024202120182015201220092006Petrobras2003Gás Natural no Henry Hub em US$/MM Btu (Valores em US$ de 2014)Preços de Petróleo em US$/bbl (2010 – 2030)201320142015-20172018-2030201320142015-20172018-2030US$ 107/bblUS$ 105/bblUS$ 100/bblUS$ 95/bbl3,51 US$/MMBtu4,00 US$/MMBtu4,60 US$/MMBtu5,88 US$/MMBtu* Previsores: AIE (nov/2013), PIRA (maio/2013) , WoodMackenzie (março/2013), IHS (jul/2013), AEO (abril/2013).* Previsores: Previsores: IEA/DOE (jun/2012), PIRA (jan/2013) e CERA (out/20123), Barclays Capital (nov/2012)10
  • 11. Bacias Sedimentares Brasileiras: Áreas sob Outorga da Petrobras em 2007 e 2013 Em 2007, a Petrobras possuía uma área outorgada para exploração 84% superior à de 2013.Áreas Outorgadas para Exploração da Petrobras no Brasil : 2007: 140 mil km² 2013: 76 mil km²OBS: Posição em 2013 não inclui as áreas de Libra e dos BIDs 11 e 12.11
  • 12. Estratégia da Petrobras: Escolhas de uma Empresa Integrada de EnergiaE&P E&PRTCPProduzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca PetrobrasDISTRIBUIÇÃOGÁS, ENERGIA e GÁS-QUÍMICABIOCOMBUSTÍVEISAgregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUAINTERNACIONAL12
  • 13. Exploração e Produção Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo.13
  • 14. Cenários para a Produção de Óleo e LGN no Brasil Petrobras e Previsores: 2013, 2020 a 2035 Em 2035, segundo previsores, a produção de petróleo do Brasil variará de 4,7 a 6,6 milhões de barris de petróleo por dia. Agência Internacional de Energia aponta o Brasil como 6º maior produtor de petróleo em 2035.milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil 2020-2030: 5,2 milhões bpd Visão Petrobras* 1. 2. 3. 4.PrevisorProdução de Petróleo no Brasil Média 2020-20301. Petrobras - Brasil* 5,2 milhões de bpd 2. DOE 5,0 milhões de bpd 3. WoodMackenzie 4,9 milhões de bpd 4. CERA 4,4 milhões de bpd 5. AIE 5,4 milhões de bpd em 2025 Média 2020-2030Produção de Petróleo no Brasil 2035fora horizonte PE 2030 6,6 milhões de bpd 5,4 milhões de bpd 4,7 milhões de bpd 6,0 milhões de bpd 2035Fonte: Petrobras – Dezembro/2013 – E&P-CORP * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).Fonte: AIE 2013, DOE 2013, WoodMackenzie 2013, IHS - CERA 2013 (The use of this content was authorized in advance by IHS. Any further use or redistribution of this content is strictly prohibited without a written permission by IHS. All rights reserved).14
  • 15. Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Produção Média de 4 milhões bpd: 2020 a 2030, Brasil e Exteriormilhão bpdA Petrobras escolhe ser uma companhia com potencial para produzir 4 milhões de barris de petróleo por dia em suas atividades no Brasil* e no exterior, maximizando sua rentabilidade.Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2013-2020: 3,0 milhões de bpd4,2Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpdProdução Média da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdMédia 2020-2030* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).15
  • 16. Estratégias – Segmento E&P: 2013-20301Descobrir e apropriar reservas no Brasil, mantendo uma relação reserva/produção superior a 12 anos2Desenvolver esforço exploratório nas bacias sedimentares no Brasil, de forma seletiva e com compartilhamento de riscos3Desenvolver esforço exploratório de gás natural nas bacias sedimentares terrestres no Brasil4Maximizar, com rentabilidade, a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção no Brasil5Desenvolver a produção do Pólo Pré-sal no Brasil16
  • 17. Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica (RTCP) Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico17
  • 18. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpd3,7Demanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).18
  • 19. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Partindo de 2013, o mercado de derivados cresce 20% até 2020 (2,7% a.a.) e 47% até 2030 (2,3% a.a.).milhão bpdProdução Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpd 3,7Demanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).19
  • 20. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico A capacidade de processamento da Petrobras está planejada para atingir 3,9 milhões de barris por dia em 2030.milhão bpdAutossuficiência em Derivados: Processamento total = demanda totalAutossuficiência Volumétrica: Produção de petróleo = consumo de derivadosProdução Média de Petróleo no Brasil* Petrobras+Terceiros+ Governo 2020-2030: 5,2 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2020-2030: 3,7 milhões de bpdProdução Média de Petróleo da Petrobras no Brasil 2013-2020: 2,9 milhões de bpdDemanda Média por Derivados no Brasil 2020-2030: 3,4 milhões de bpd* PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpd OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030).20
  • 21. Distribuição Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras.21
  • 22. Mercados de Distribuição de Derivados e Market Share Petrobras Manutenção da Participação em Mercado Crescente A Petrobras crescerá organicamente seu market share para 38% em 2030 com base em um programa de investimentos em Logística. O mercado brasileiro de derivados de petróleo crescerá 74% neste período.Mercado Revendedor de Derivados no Brasil Participação da BR DistribuidoraCrescimento Regional (2013-2030)(milhão m³/ano e %) %milhão m³40037%36%37%38%38%30030%2000191151163101119798295474756627312610040%2013 Outros12920142018BR Distribuidora202020%Norte +3,4%a.a.Centro-Oeste +3,3%a.a.10% 0%Média 2020-2030Nordeste +4,0%a.a.Sudeste +2,6%a.a.Sul +3,6%a.a.Market-Share BR Distribuidora22
  • 23. Gás, Energia e Gás-Química Agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil23
  • 24. Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: 2013 - 2030 (milhão m³/dia) A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030*.OfertaDemandaOferta Doméstica de GN¹47201320148 898675 20182020Oferta E&PMédia 2020-2030333535353512121111201420182020Média 2020-2030Importação da Bolívia 30 630 630 630 630 624242424242013201420182020277741 14741 14494139Flexível4A ContratarFlexível Inflexível5752DemandaFirmeMédia 2020-2030 **72Demanda Distribuidoras de GN20132014Regaseificação de GNL 41 1450472013Oferta E&P Novos BIDs474945124741978675 41Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros20182020Média 2020-2030Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias 41 14TRBA720202020202013201420182020Média 2020-2030 **98118146157168Pecém12Baía de Guanabara92013Total96¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros. ** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL.16 313327 1 5 2128 2235 1 5273 5Fertilizantes em Avaliação Fertilizantes Refino201420182020Média 2020-2030105124129143Total* Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural.24
  • 25. Biocombustíveis Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel25
  • 26. Participação nos Mercados de Biocombustíveis: 2013 - 2030 Aumento da produção de etanol e biodiesel, acompanhando o crescimento do mercado nacional de gasolina e diesel. Mercado de Gasolina A e Etanol ¹ (mil bpd)2.000 1.500 9341.000395500986 4221.175 559Mercado de Gasolina A e Etanol 1.5011.275 642Mercado de Diesel e Biodiesel ² (mil bpd)2.0001.6181.500 1.0541.0831.2891.3801.000822Mercado de EtanolMercado de Biodiesel500 54100107152201450 0Mercado de Diesel e Biodiesel20182020Média 2020-203002013201420182020¹ Compreende gasolina A, etanol anidro e etanol hidratado.Participação da PBIO na Produção de Etanol120(mil bpd)80610182282014² Apenas mercado BrasilParticipação da PBIO na Produção de Biodiesel11926Etanol PBIO + Parceiros30 Etanol PBIO20 10 020182020(mil bpd)40920132013609243 40Média 2020-2030Média 2020-203025 18 1011823Biodiesel PBIO + 36 Parceiros32 Biodiesel PBIO9201320141620182020Média 2020-2030 26
  • 27. Área Internacional Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA27
  • 28. Produção de Óleo e Gás Internacional: 2013 - 2030 Investimento por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA, notadamente a partir de 2019. Atuar na sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e em não convencionais na Argentina e EUA. mil boedProdução Média de Óleo e Gás Natural da Petrobras no Exterior 2020-2030: 479 mboeProdução Média de Óleo e Gás Natural da Petrobras no Exterior 2013-2020: 229 mboeProdução Média de Óleo da Petrobras no Exterior 2020-2030: 267 mbpdProdução Média de Óleo da Petrobras no Exterior 2013-2020: 123 mbpdMédia 2020-203028
  • 29. Desafios das Funções Corporativas Recursos Humanos (RH) Responsabilidade Social (RS) Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES) Tecnologia29
  • 30. Desafios das Funções Corporativas Desafio de Recursos Humanos (RH)Ter modelo de gestão de pessoas inovador e flexível, tendo como base a valorização dos empregados e que contribua para a sustentabilidade da Petrobras Desafio de Responsabilidade Social (RS)Assegurar o alinhamento e a integração da responsabilidade social nos processos decisórios e na gestão do negócio Desafio de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES)Consolidar as questões de SMES como princípio das operações da Companhia e compromisso permanente da força de trabalho Desafio de TecnologiaManter o sistema tecnológico reconhecido por disponibilizar tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da Companhia 30
  • 31. Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos MissãoVisão 2030Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua.Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo¹ e a preferida dos seus públicos de interesse.Direcionadores Corporativos Crescimento IntegradoRentabilidadeResponsabilidade Social e Ambiental¹ Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. (Fonte para apuração: Relatório Anual da Petroleum Intelligence Weekly - PIW)31
  • 32. Plano de Negócios e Gestão 2014-201832
  • 33. Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas 46 descobertas nos últimos 14 meses (jan/13 a fev/14), das quais 24 marítimas sendo 14 no Pré-Sal.TANGO(CES-161) PITU(RNS-158)PAD FARFAN-1(SES-176D PAD MURIÚ-1(SES-175D) PAD MOITA BONITA(SES-178)PAD TAMBUATÁ SANTONIANO(GLF-35) SÃO BERNARDO(ESS-216) ARJUNA(ESS-211) RIO PURUS(CXR-1DA) EXT DE FORNO(AB-125) EXT DE BRAVA (VD-19) MANDARIM(MLS-105) BENEDITO(BP-8)FLORIM(RJS-704) PAD IARA EXT-4(RJS-706)SAGITÁRIO(SPS-98)FRANCO NORDESTE(RJS-724) FRANCO LESTE(RJS-723) FRANCO SUL(RJS-700) ENTORNO DE IARA-1(RJS-711) IARA ALTO ÂNGULO(RJS-715)JÚPITER BRACUHI(RJS-713) NE TUPI-2(RJS-721) SUL DE TUPI(RJS-698))Brasil  Descobertas: 46 • Mar: 24 • Terra: 22  Índice de Sucesso Exploratório: 75%  Reservas: 16,0 bilhões de boe  IRR¹: 131% > 100% pelo 22º ano consecutivo  R/P²: 20,0 anosPré-Sal  Descobertas: 14, sendo 5 poços pioneiros  Índice de Sucesso Exploratório: 100%  Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB ¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas ² R/P: Razão Reserva / Produção33 33
  • 34. PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no BrasilCrescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p.OBS: A produção de óleo e LGN operada pela Petrobras em 2020 será de 4,9 milhões de bpd. Versão 20/02 22:0034
  • 35. PNG 2014-2018: Curva de Óleo, LGN e Gás Natural da Petrobras no BrasilCrescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. Versão 20/02 22:0035
  • 36. PNG 2014-2018: Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Produção de Óleo e LGN (milhões bpd) Previsão de 1º Óleo 2014 - 20159 Unidades Concluídas  Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo)  Baúna (Cid. Itajaí)  Piloto Lula NE (Cid. Paraty)  Papa-Terra (P-63)  Roncador III (P-55) • Norte Pq. Baleias (P-58) • Roncador IV (P-62)• Norte Pq. Baleias (P-58) 1º trim. • Roncador IV (P-62) 2º trim. • Papa-Terra (P-61 + TAD ) 2º trim. • Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) 3º trim.• Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) 4º trim.• Papa-Terra (P-61)Previsão de 1º Óleo 2016 - 2020 • Lula Alto• Iracema Norte (Cid. Itaguaí) 3º trim.• Lula Central• Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68)• Lula Sul (P-66)• Lula Oeste (P-69)• Búzios I (P-74)• Búzios III (P-76)• Lapa• Iara Horst (P-70)• Lula Norte (P-67) • Búzios II (P-75)•Tartaruga Verde e Mestiça • Búzios IV (P-77)• NE de Tupi (P-72) • ES Águas Profundas • Iara NW (P-71) • Revitalização Marlim I• Júpiter • Búzios V• Espadarte III • SE Águas Profundas II • Revitalização Marlim II • Libra • Florim• SE Águas Profundas I • Sul Pq. Baleias • Maromba I • Carcará • Entorno de Iara (P-73)• Papa-Terra (TAD)Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. UEPs em operação • UEPs concluídas em 2013 --- UEPs não licitadas até fev/201436
  • 37. UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação1.000 mil bpdCapacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras 300 mil bpd150 mil bpdP-671.000 mil bpd900 mil bpd1.050 mil bpd P-73TAD P-75 Cid. MangaratibaP-77P-67Cid. ItaguaíP-71P-62Cid. CaraguatatubaP-61P-70 P-72Cid. Ilhabela P-58P-76Em Processo de Licitação: P-55P-63Cid. Paraty• • • • • • •Tartaruga Verde e Mestiça ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias CarcaráP-74UEPs a serem licitadas:P-66 P-69P-68 Cid. SaquaremaCid. Itajaí• Tartaruga Verde e Mestiça Cid. MaricáCid. São Paulo2013UEP em licitação:201420152016• • • • • •ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará+ 600 mil bpd+ 150 mil bpd2017201837
  • 38. 19 Novos PLSVs para atendimento à curva de Óleo Frota Atual = 11 PLSVs+ 8 ao longo de 2014+9+23 PLSVs de 550t (Holanda)1 PLSV de 300t (Holanda)PLSVs em Operação e ConstruçãoSunrise 270tDeep Constructor 125tKommandor 3000 135tNormand7 340tNorth Ocean 102 210tLay Vessel 105 300t1 PLSV de 300t (Suape)1 PLSV de 550t (Holanda)Sapura Diamante 550tSapura Topázio 550t2 PLSVs de 550t (Holanda)P-58Skandi Vitória 300tSeven Mar 340tPolar Onyx 275tSeven Waves 550tSkandi Niterói 270tSeven Seas 430tCoral do Atlântico 550tEstrela do Mar 550t2 PLSVs de 650t (Noruega)McDermottAgile 200tSeven Condor 230t 1 PLSV de 300t (Suape)Seven Phoenix 340t PLSV: Pipe Laying Support Vessel201420142016201738
  • 39. Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Domésticomilhão bpdCapacidade de processamento da Petrobras deverá alcançar 3,3 milhões de barris por dia em 2020, em sintonia com o crescimento do mercado doméstico.PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mbpdRNEST Trem 1 4º TrimRNEST Trem 2 2º TrimComperj Trem 1Premium I Trem 1Premium IIOBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mbpd (refinarias existentes) + 30 mbpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo.39
  • 40. Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida - ETA (Mar/2014) 2 - Partida - ETDI (Set/2014) 3 - Partida UDA 11 (Out/2014) 4 - Partida UCR 21 (Nov/2014) 5 - Partida HDT Diesel 31 (Nov/2014)100 90 80(%)70 60200004018000PNG 13-17 2014 Projetado 2014PNG 13-17: 87% Realizado: 84%50Acompanhamento Financeiro – Curva S14000PNG 13-17: 15.246 MM Realizado: 14.841 MM10000 8000 400010200000PNG 12-16PNG 13-17RealizadoProjetadoPNG 13-17100 90 80(%)706016.000MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida – ETA (Jun/2015) 2 - Partida - ETDI (Jun/2015) 3 - Partida - UDAV (Ago/2016) 4 - Partida - UCR (Ago/2016) 5 - Partida - HCC (Ago/2016)14.000 PNG 13-17 2016 Projetado 2016PNG 13-17: 67% Realizado: 66%50 40 30PNG 13-17: US$ 13.457 MM10.000Projetado: US$ 13.596 MM8.000PNG 13-17: 7.882 MM Realizado: 7.573 MM6.000 4.000202.000 mai-04 nov-04 mai-05 nov-05 mai-06 nov-06 mai-07 nov-07 mai-08 nov-08 mai-09 nov-09 mai-10 nov-10 mai-11 nov-11 mai-12 nov-12 mai-13 nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17 mai-18 nov-18 mai-19 nov-19 mai-20 nov-20 mai-21 nov-2110 012.000 US$ MM110ProjetadoAcompanhamento Financeiro – Curva SAcompanhamento Físico – Curva SCOMPERJRealizadoPNG 12-16PNG 13-17RealizadoProjetado0jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21fev/14abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20600020fev/14Projetado: US$ 18.579 MM1200030Partida: 2016PNG 13-17: US$ 18.515 MM16000abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20Partida: 4º TrimAcompanhamento Físico – Curva S110US$ MMRNESTPNG 13-17RealizadoProjetado40
  • 41. Gás Natural, Energia e Gás-Química Monetização das reservas de gás natural por meio da expansão da capacidade de geração termelétrica, da capacidade de produção de fertilizantes nitrogenados e do consumo de GN pelas distribuidoras. +20% 6,8Projetos de UTEs:7,27,56,06,3Capacidade Instalada 5,0 de GeraçãoTermelétrica 2,5 (GW)6,06,06,06,0201320142018202049520,31,20,8Novas UTEs Capacidade AtualUTE Baixada Fluminense UTE Azulão UTE Bahia II UTE Sudeste VIFev/2014 2017 2020 20200,0+33% 60Demanda Distribuidoras de GN (milhão m³/d)404139Projetos de Infraestrutura de GN: Pontos de Entrega ao longo do GASBOL e das Malhas NE e SE20 020132014201820203,5 0,83,5 0,7+169%4,5 Oferta ao Mercado de Amônia e Ureia (milhão ton/ano)3,0 1,5 0,01,31,1 20131,80,21,6 20140,22,72,820182020Projetos de Fertilizantes: Amônia UreiaSulfato de Amônio UFN III (MS) UFN V (MG)Fev/2014 4º Trim - 2014 2017 41
  • 42. Internacional: Produção de Óleo e Gás Natural Crescimento da Produção por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA. Sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e atuação minoritária em não convencionais na Argentina e EUA.mil boed294253 177152140 92Taxa de crescimento 2014-2020: 8,9 % a.a. Taxa de crescimento 2014-2020: 8,7 % a.a.2014201520162017Produção de Óleo e Gás Natural Petrobras Exterior201820192020Produção de Óleo Petrobras Exterior 42
  • 43. Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018Pressupostos da Financiabilidade • Manutenção do Grau de Investimento • Não haverá emissão de novas ações • Convergência com Preços Internacionais de DerivadosDESEMPENHO• Gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras de cada projetoDISCIPLINA DE CAPITAL• Garantir a expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidosPRIORIDADE• Prioridade para os projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil• Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio2014201843
  • 44. Investimentos PNG 2014-2018 Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 25/02/2014 PNG 2014-2018US$ 220,6 bilhõesPressupostos da Financiabilidade38,7 (18%)• 10,1 (5%) 9,7 (4%)−Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses (*)−Alavancagem menor que 35%−Dívida Líquida/Ebitda menor que 2,5x2,3 (1,0%) 2,7 (1,2%) 2,2 (1%)153,9 (70%)Manutenção do Grau de Investimento:1,0 (0,4%)BiocombustíveisAbastecimentoDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalNão haverá emissão de novas ações• E&P•Convergência com Preços Internacionais de Derivados•Parcerias e Reestruturações nos Modelos de NegócioDemais Áreas*(*) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços44
  • 45. Investimentos do PNG 2014-2018: US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhõesUS$ 13,8 bilhõesUS$ 206,8 bilhões Em Implantação38,7 (18%) 10,1 (5%) 2,3 9,7 (4%) (1,0%) 153,9 (70%)Carteira em Avaliação1,0 (0,4%)2,2 (1%)=2,7 (1,2%)Em Processo de Licitação• Projetos em Execução (Obras)• Projetos de E&P no Brasil• Projetos já licitados• Refinaria Premium I • Refinaria Premium II• Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Produção Petróleo 2020 4,2 milhões bpdE&PDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalSem impacto na produção de Petróleo 2020BiocombustíveisAbastecimento+• Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil)Demais Áreas** Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.45
  • 46. Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões Total E&P US$ 153,9 bilhões18,0 (12%)Desenvolvimento da Produção + Exploração US$ 135,9 bilhões23,4 (15%)53,9 (40%)82,0 (60%)112,5 (73%) Pré-Sal (Concessão)ExploraçãoDesenvolvimento da ProduçãoInfraestrutura e SuportePós-SalPré-SalCessão Onerosa Partilha (Libra)E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%)+E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%)=Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%) 46
  • 47. Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões Abastecimento – Gás, Energia e Gás Química – Internacional Abastecimento US$ 38,7 bilhões Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado InternoDestinação do Óleo Nacional0,3 0,3 1% 1%0,4 1%1,4 3%Carteira em Implantação1,4 4%3,3 9%16,8 43%5,5 14% RNEST (Pernambuco)  COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro)  PROMEF - 45 Navios de Transporte0,1 1%Gás, Energia e Gás QuímicaCarteira em Implantação1,3 13%US$ 10,1 bilhões Malhas Premium II (Ceará)9,4 24%Distribuição CorporativoEnergia Premium I – Trem 1 (Maranhão)de Óleo e DerivadosAmpliação de Frotas Petroquímica Logística para EtanolCarteira em Processo de Licitação2,6 25%6,1 61%Regás - GNL   UFN III (Mato Grosso do Sul) UFN V (Minas Gerais) Rota 2: Gasoduto e UPGN Rota 3: Gasoduto e UPGNPlantas de Gás Química (Nitrogenados)Internacional US$ 9,7 bilhões E&P Refino & Marketing Distribuição G&E Corporativo Petroquímica0,05 0,5% 0,6 6%9,0 92%0,01 0,1% 0,05 0,5% 0,1 0,7%Carteira em Implantação     E&P EUA - Saint Malo E&P EUA – Cascade e Chinook E&P EUA – Lucius E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio E&P Nigéria - Egina OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação.47
  • 48. PNG 2014-2018: Gestão dos Investimentos e dos Custos OperacionaisPNG 2014-2018 US$ 220,6 bilhões PRC-Poço PROEF Programa de Aumento da Eficiência Operacional UO-BC UO-RIOPROCOP Programa de Otimização de Custos OperacionaisPrograma de Redução de Custos de PoçosPRC-Sub Programa de Redução de Custos de Instalações SubmarinasINFRALOG – Programa de Otimização de Infraestrutura Logística Gestão de Conteúdo Local – Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e SaúdePROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia – Gastos Operacionais Gerenciáveis. PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços – Investimentos em Perfuração e Completação. PRC Sub: Atua no CAPEX dedicado à construção de sistemas submarinos.48
  • 49. PNG 2014-2018 Incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo PROCOP Custo de Extração (R$/boe):Redução de custos entre 2013 e 2016 com economia potencial em valores nominais de R$ 37,5 bilhões 34,8-7,2% a.a.Custo de Logística do Abastecimento (R$/bbl):27,3 Sem PROCOP 24,2 Com PROCOP2014Custo de Refino (R$ mil/UEDC *):Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Extração:-5,9% a.a.32,7 Alcance da excelência na gestão de materiais e sobressalentes.  Adequação do overhead.Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Logística:10,83Sem PROCOP10,50 +0,12% a.a.10,11 Com PROCOP10,0620142018+1,32% a.a.1.2401.029 -0,40% a.a.Com PROCOP 1.0132018 Redução dos custos marítimos: simplificação de procedimentos aduaneiros; otimização do consumo de combustível; e implantação de novas ferramentas de gestão. Otimização do nível de estoques de petróleo e derivados.  Redução da água armazenada no sistema de logística.Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Refino: Sem PROCOP2014produção de óleo & gás.2018 +0,78% a.a.1.177 Otimização dos processos de rotina e dos recursos utilizados no processo de Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias.  Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada.  Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos.* UEDC = Capacidade de destilação equivalente utilizada.Período 2014-18 projetado com valores nominais.49
  • 50. PNG 2014-2018: Análise da Financiabilidade – US$ 206,8 bilhões Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação¹InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhõesUS$ 13,8 bilhõesUS$ 206,8 bilhões Em Implantação38,7 (18%) 10,1 (5%) 2,3 9,7 (4%) (1,0%) 153,9 (70%)Carteira em Avaliação1,0 (0,4%)2,2 (1%)=2,7 (1,2%)Em Processo de Licitação• Projetos em Execução (Obras)• Projetos de E&P no Brasil• Projetos já licitados• Refinaria Premium I • Refinaria Premium IIDistribuiçãoGás&EnergiaEngenharia, Tecnologia e MateriaisInternacionalDemais Áreas*Sem impacto na produção de Petróleo 2020BiocombustíveisAbastecimento+• Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Produção Petróleo 2020 4,2 milhões bpdE&P• Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil)* Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços ¹ Tal como ocorreu em 2012 (PNG 2012-2016) e em 2013 (PNG 2013-2017).Financiabilidade US$ 206,8 bilhões ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.Baixa maturidade dos projetos: não considerados na análise da financiabilidade¹50
  • 51. Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio.InvestimentoUS$ 224,0 bilhõesUS$ 224,7 bilhõesUS$ 236,5 bilhõesUS$ 236,7 bilhõesUS$ 220,6 bilhões 70%Carteira Total de Investimentos62% E&P48% 35%52%33%Abast Demais Áreas*17%PN 2010-201415%PN 2011-2015* Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio , Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços56%30% 14%PNG 2012-2016 Carteira Total27% 18% 11%PNG 2013-2017 Carteira Total12%PNG 2014-2018 Carteira Total51
  • 52. PNG 2014-2018: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhõesNão emitir novas açõesManter classificação de grau de investimentoPrincipais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014. Preço do Brent (US$/bbl)US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazoTaxa de Câmbio média (R$/US$)R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazoAlavancagemLimite: < 35% │ Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014Dívida Líquida / EBITDALimite: < 2,5x │ Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do períodoPreço dos derivados no BrasilConvergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 201352
  • 53. PNG 2014-2018: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 9,1261,7 39,89,961,3 60,554,9 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.US$ bilhão Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de 2015.165,0 182,2207,1 206,8Necessidade Anual de Captação 2014-2018 Bruta – US$ 12,1 bilhões │Líquida – US$ 1,1 bilhão Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior devido a: FontesUsos•Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados.•Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano.Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do CaixaCaptações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos53
  • 54. PNG 2014-2018: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDAAlavancagemDívida Líquida/EBITDA Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015  Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 201554
  • 55. Obrigada55
  • Fly UP