Plano de Negócios e Gestão 2012/ de Agosto de 2012

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1 Plano de Negócios e Gestão 2012/ de Agosto de 2012

2 PNG Investimento total da Petrobras: US$ 236,6 bilhões 0 Investimento na área de E&P: US$ 131,6 bilhões* 19% 68% (25,4) (89,9) 12% (16,3) Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura e Suporte * Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional

3 Investimentos no E&P Período Desenvolvimento da Produção US$ 89,9 bilhões Exploração US$ 25,4 bilhões 18% (16,0) 34% (30,2) 49% (43,7) 24% (6) 8% (2) 69% (17,5) Pré-sal Pós-sal Cessão Onerosa Além de exploração e desenvolvimento da produção, os investimentos do E&P em infraestrutura somam US$ 16,3 bilhões

4 Brasil: Líder em novas descobertas em águas profundas PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo Novas Descobertas milhões bbl 49% Águas Profundas 32% Brasil Brasil 19% Outras Descobertas Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por 63% dessas descobertas. Projeções indicam que, com o desenvolvimento das reservas recém-descobertas, o Brasil seráo país com maior crescimento de produção dentre os países fora da OPEP até2030 (PFC Energy). Petrobras: Reservas provadas no Brasil (bilhão boe) +3% +164% 15,71 Reserva/Produção 19,2 anos Apropriação de Reservas em 2011 Total: 1,24 bilhão boe Pré-Sal: 1 bilhão boe

5 Investimentos em exploração no Brasil Ênfase em novas fronteiras Investimentos focados nas novas fronteiras (Margem Equatorial e Margem Leste), visando garantir R/P maior que 15, e na consolidação e delimitação das áreas do pré-sal e da Cessão Onerosa. Pré-sal - Consolidação e Delimitação 69% (17,5) 8% (2,0) 24% (6,0) Pós-sal - Novas Fronteiras Cessão Onerosa US$ 25,4 bilhões Margem Equatorial Custo da descoberta (US$ / boe) 0,58 0,64 0,76 1,15 1,56 Margem Leste Custo da Petrobras inferior ao das majors Majors ( ): US$ 3,2 a 4,5 / boe

6 Curva de produção Brasil: Pós-sal, pré-sal e Cessão Onerosa Mil bpd Baleia Azul (Cid. Anchieta) Baúna e Piracaba (Cid. Itajaí) Curva de Produção Brasil -Produção de Óleo e LGN Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Papa-Terra (P-61 e P-63) Roncador III (P-55) Norte Pq. Baleias (P-58) Roncador IV (P-62) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) UEPs Iracema Norte 19 até até 2020 Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Carimbé Aruanã Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Sul Pq. Baleias Franco 5 Espadarte I Maromba Bonito Entorno de Iara Espadarte III Florim mbpd 95% Pós-sal mbpd 69% Pós-sal mbpd 42% Pós-sal Pré-sal (concessão) 28% 5% Pré-sal (concessão) (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas 1% Cessão Onerosa 30% Pré-sal (concessão) 12% Novas Descobertas (*) 19% Cessão Onerosa

7 Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em agosto/2012 FPSO Cidade de Anchieta: 100 mil bpd Projeto Baleia Azul: Desenvolvimento do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubartee Pirambu, através da perfuração, completação e interligação submarina de 10 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (Cidade de Anchieta) afretada junto àsbm, escoando o gás através do Gasoduto Sul-Norte Capixaba Pico de produção: mar/13 CONTEÚDO LOCAL Compromisso ANP: 0% Previsão de realização: 44% Vista aérea do FPSO Cidade de Anchieta no Rio de Janeiro agosto /2012

8 Curva S de acompanhamento físico Baleia Azul UEP FPSO Anchieta 2012 UEP: Acompanhamento da construção e integração de uma UEP afretada do tipo FPSO (Anchieta), com capacidade de processamento de 100 mbpd de óleo e de 3,5 milhões de m3/d de gás natural MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11) Just. 2: 2 4 Just. 1 5 % Acumulado Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12) 3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12) 4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12) 5 - Ancoragem do FPSO (ago/12) fev-10 mar-10 abr-10 mai-10 jun-10 jul-10 ago-10 set-10 out-10 nov-10 dez-10 jan-11 fev-11 mar-11 abr-11 mai-11 jun-11 jul-11 ago-11 set-11 out-11 nov-11 dez-11 jan-12 fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 Entrada em Operação Planejado: Jul/12 3 Entrada em Operação Projetado: Ago/12 Acumulado até 30/04/2012: Previsto: 95,3% Realizado: 98,4%1 Linha de Base Realizado Projetado Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos das obras de adaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO do campo de Espadarte. Justif 2: Não há desvio na realização física acumulado.

9 Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em outubro/2012 FPSO Cidade de Itajaí: 80 mil bpd Projeto Baúna e Piracaba: Desenvolvimento dos Campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto Sídon). Perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (Cidade de Itajaí) afretada junto àoog-tk (Odebrecht e Teekay), com capacidade de processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender a ambos os campos. Pico de produção: jan/14 CONTEÚDO LOCAL Compromisso ANP: 60% Previsão de realização: 81% FPSO Cidade de Itajaíno Estaleiro Jurong -Cingapura Junho de 2012

10 Projeto Roncador Módulo III: 1º Óleo em setembro/2013 SS P-55: 180 mil bpd Projeto Roncador Módulo III: Desenvolvimento do Módulo III do campo de Roncador (pós-sal -100% Petrobras) através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (P-55) e instalação de dois oleodutos e um gasoduto submarinos Pico de produção: abr/15 Içamento do Deckbox Maior operação do gênero jáfeita no mundo Peso: toneladas Altura de elevação do Deckbox: 47,2 m Deck Mating da P-55 no Polo Naval de Rio Grande em julho de 2012 CONTEÚDO LOCAL Compromisso ANP: 0% Previsão de realização: 65%

11 Aprendizado organizacional SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia Força de Trabalho COLETA REGISTRO DE ITENS DE DE CONHECIMENTO GESTOR Relatórios de acidentes RACs Fontes SIGA* Relatórios de Workshops Intranet Validação e Aprovação de Itens de Conhecimento SINAPSE Registro, consulta e interação Lições Lições Aprendidas Aprendidas Documentos Normativos NORTEC (Normalização Técnica Petrobras) Listas de Verificação Diretrizes contratuais Procedimentos MAGES (Manual de Gestão da ETM) Treinamento Rotinas de Fiscalização Melhores Práticas Melhores Práticas Pontos de Atenção Pontos de Atenção Mudanças, melhorias devem ser incluídas no próximo projeto * Sistema Integrado de Gestão de Anomalias

12 Disponibilidade de sondas As sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO Número de Sondas (LDA > 2.000m) Sondas previstas para 2011: 16 Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso) Sondas a contratar Sondas que chegarão em Pacific Mistral Coreia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III Emirados Árabes (atraso de 730 dias) -> Marlim Sul 2. Schain Amazônia China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão Coreia do Sul (atraso de 203 dias) -> Roncador 3. Ocean Rig Mykonos Coreia do Sul (atraso de 98 dias) 4. Schahin Cerrado China (atraso de 112 dias) 5. Etesco Takatsugu J Coreia do Sul (atraso de 147 dias) 10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora 11. Sevan Brasil China (atraso de 91 dias) -> BM-S ODN I Coreia do Sul (atraso de 269 dias) -> Cessão Onerosa 13. ODN II Coreia do Sul (atraso de 274 dias) -> Cessão Onerosa 6. Deepsea Metro II Coreia do Sul (atraso de 138 dias) 14. Amaralina Star Coreia do Sul (atraso de 192 dias) -> Cessão Onerosa 7. Ocean Rig Corcovado Coreia do Sul (atraso de 148 dias) 15. Laguna Star Coreia do Sul (atraso de 195 dias) Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento no Brasil, operação não iniciada

13 Disponibilidade de sondas: atendimento à demanda de médio/longo prazo As sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil 33 novas sondas nacionais a partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65% Número de Sondas (LDA > 2.000m) CONTRATOS ASSINADOS - SETE BRASIL 7 Sondas EAS 6 Sondas BrasFels 6 Sondas Jurong 6 Sondas EEP 3 Sondas ERG-2 CONTRATOS EM NEGOCIAÇÃO 5 Sondas Ocean Rig SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO Os estaleiros fornecem mensalmente para a Sete Brasil as curvas S física e financeira de cada unidade a ser construída ENGENHARIA presta serviço àsete Brasil de fiscalização de execução da obra E&P/PGSU (Programa de Gestão de Investimentos em Sondas e UEPs) o gerencia o contrato de afretamento junto àsete Brasil o controla o andamento da obra o avaliando a exequibilidade das curvas S o toma as ações necessárias para garantir as metas de acordo com o Plano de Negócios e Gestão

14 Contratos para afretamento e operação de sondas de perfuração a serem construídas no Brasil Análise crítica do check list para mitigação dos riscos na construção: Fornecedores: equipamentos críticos Conteúdo Local: capacidade de atendimento aos requisitos Instalações: projeto, construção e capacidade do estaleiro SMS: licenciamento ambiental Gestão Contratual: estaleiro consultor Gestão Jurídica: impedimentos legais Gestão Financeira: garantias corporativas e financeiras Distribuição: 28 contratos de afretamento assinados com a Sete Brasil EAS Estaleiro Atlântico Sul EEP Estaleiro Enseada do Paraguaçu EJA Estaleiro Jurong Aracruz BrasFELS Estaleiro BrasFELS ERG2 Estaleiro Rio Grande 2 EAS EEP EJA BrasFELS ERG2 7 navios-sonda Contratos assinados em junho/ navios-sonda operados pela Odebrecht 2 navios-sonda operados pela Etesco 3 navios-sonda operados pela Odfjell 3 navios-sonda operados pela Seadrill 3 sondas semissubmersíveis operadas pela Queiroz Galvão 2 sondas semissubmersíveis operadas pela Petroserv 1 sonda semissubmersíveis operada pela Odebrecht 3 navios-sonda operados pela Etesco

15 Replicantes

16 Cessão Onerosa Franco 1: P Franco 2: P NE Tupi: P Franco 3: P

17 Programas Estruturantes de Apoio ao PNG Plano de Negócios e Gestão US$ 236,5 bilhões Programa de Otimização de Custos Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (*) Programa de Gestão de Conteúdo Local Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio Ambiente (*) Esse programa évoltado para a Unidade de Operações da Bacia de Campos (UO-BC)

18 PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional Programa lançado no dia 27 de julho de 2012 na UO-BC 15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas... Estrutura do PROEF... com foco tanto em aumento de eficiência no curto prazo ( ), via ações específicas e de suporte Exemplos Campanha intensiva de recuperação em poços com incrustação Aumentar disponibilidade de equipamentos críticos para UEPs... como na manutenção do desempenho no longo prazo (após 2013), via ações estruturantes Exemplos Simplificação e padronização de equipamentos Substituição de sistemas de produção e projetos de revitalização Recursos e VPL estimados Dispêndios do PROEF: Intervenções em poços, sistemas submarinos e plataformas via Unidades de Manutenção e Segurança (UMSs): US$1 bi de investimentos jáprovisionados no PNG US$ 4,6 bi de custeio VPL estimado do PROEF: De US$ 1,6 bi a US$ 3,3 bi

19 E&P: Eficiência Operacional Eficiência Operacional - sem UO-BC Eficiência Operacional - E&P Eficiência Operacional - UO-BC % T

20 PROEF nas atividades de E&P da Bacia de Campos Programa de Aumento da Eficiência Operacional Objetivos do PROEF Melhoria dos níveis de eficiência operacional da UO-BC Aumento da confiabilidade de entrega da curva de óleo prevista no PN Melhoria de integridade dos sistemas de produção Eficiência Operacional da Bacia de Campos Realizado Metas PROEF Metas de eficiência operacional para UO-BC (%)

21 Recentes resultados exploratórios Dolomita Sul (1-RJS-689A) Bacia de Santos BM-S-42 (pré-sal) Sul de Guará(1-SPS-96) Bacia de Santos Cessão Onerosa (pré-sal)

22 Recentes resultados exploratórios Grana Padano Bacia do Espírito Santo ES-M-661 Pecém (1-CES-158) Bacia do Ceará BM-CE-2

23 Recentes resultados exploratórios Pão de Açúcar (1-REPF-12D-RJS) Bacia de Campos BM-C-33 (pré-sal) Carcará(4-SPS-86B) Bacia de Santos BM-S-8 (pré-sal)