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E
m abril, apresentamos o PNG 2013-
2017 com previsão de investimen-
tos de US$ 236,7 bilhões, sendo
US$ 207,1 bilhões destinados aos
projetos em implantação e US$ 29,6
bilhões para projetos em avaliação.
Os investimentos estão con-
centrados no segmento de Explo-
ração e Produção (E&P), no valor
de US$ 147,5 bilhões, o que
representa um crescimento de
US$ 15,9 bilhões em relação ao
Plano anterior. Este expressivo
incremento reflete os investimentos previstos em
2017, observando o aumento de produção estimado
entre 2016 e 2020, chegando a 4,2 milhões de barris
de petróleo por dia (bpd) no final do período.
Dentre os recursos designados ao E&P, 73% serão destinados ao desenvolvimento
da produção, sendo US$ 72,6 bilhões nas áreas do pré-sal e da Cessão Onerosa. Da
parcela remanescente, 16% serão investidos em exploração e 11% em infraestrutura.
Para a área de Abastecimento estão previstos US$ 43,2 bilhões na carteira em im-
plantação, sendo os principais projetos a Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e a primeira
fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj).
O Plano contempla ainda investimentos nos segmentos de Gás e Energia (US$ 9,9 bi-
lhões), Distribuição (US$ 2,9 bilhões), Biocombustíveis (US$ 1,1 bilhão) e na área Inter-
nacional (US$ 3,2 bilhões).
O PNG 2013-2017 dá continuidade às ações estruturantes, iniciadas em 2012, e
incorpora novas iniciativas, totalizando cinco programas que dão sustentabilidade ao
Plano: Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef);
Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop); Programa de Desinvesti-
mento (Prodesin); Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog); Progra-
ma de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço).
Os recursos necessários para suportar as metas definidas no PNG 2013-2017 serão
provenientes da geração de caixa operacional da Companhia (US$ 164,7 bilhões), uso
de caixa (US$ 10,7 bilhões), desinvestimentos e reestruturações financeiras (US$ 9,9 bi-
lhões) e de captações (US$ 61,3 bilhões brutos e US$ 21,4 bilhões líquidos).
Mantemos o compromisso com o investment grade e com a não emissão de novas
ações. Os fundamentos do Plano contam com a gestão integrada do portfólio através do
aproveitamento máximo das sinergias entre os ativos da Companhia, com a disciplina de
capital e a gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras.
DESTAQUES
Reajustes de preços
A Petrobras anunciou no primeiro trimestre
dois reajustes de preços do diesel, somando
+10,7%, e um de gasolina, de +6,6%. Os reajus-
tes respeitam a política de preços da compa-
nhia, que busca alinhamento com os valores
praticados no mercado internacional, numa
perspectiva de médio e longo prazo.
Pagamento de dividendos
Em Assembleia Geral Ordinária da Petrobras,
em abril, foi aprovada a distribuição de divi-
dendos referentes aos resultados de 2012 (na
forma de juros sobre capital próprio):
• R$ 0,20 por ação ordinária e preferencial
(posição acionária de 11/05/2012);
• R$ 0,27 por ação ordinária e R$ 0,76 por
ação preferencial (posição acionária de
29/04/2013).
Venda de ativos
Já realizamos US$ 2,2 bilhões do Plano de De-
sinvestimentos previsto no PNG 2013-2017.
As principais transações foram: venda de
participação de 20% em blocos exploratórios
no Golfo do México (EUA), no ativo de Gila, em
abril, recebendo US$ 110 milhões pela tran-
sação, além de participação em outro bloco;
alienação das ações ordinárias detidas pela
Petrobras na Brasil PCH para a Cemig, no va-
lor de R$ 650 milhões, em junho; e realização
de uma joint venture com o banco BTG Pactual
para exploração e produção de óleo e gás na
África, pelo valor total de US$ 1,525 bilhão,
também em junho.
Melhores gestoras
A presidente da Petrobras, Graça Foster, foi
eleita uma das dez melhores gestoras do
Brasil, em pesquisa realizada pelo jornal Va-
lor Econômico/Consultoria Egon Zehnder. A
pesquisa contou com a participação de um
júri formado por representantes de universi-
dades e do setor empresarial.
Petrobras apresenta seu Plano
de Negócios e Gestão 2013-2017
—
Junho 2013 • nº 38
www.petrobras.com.br/ri
Presidente Graça Foster
e diretores da companhia
na apresentação do PNG
2013-2017
165%
216%
400%
0
200
400
600
800
1.000
mar. 03 mar. 05 mar. 07 mar. 09 mar. 11 mar. 13
PETR3 PETR4 IBOVESPAPAP
Em mil barris de óleo equivalente/dia 1T 13 4T 12 Variação
Produção total de petróleo, LGN e gás natural 2.552 2.614 -2%
Produção de petróleo e LGN no Brasil 1.910 1.980 -4%
Produção total de derivados 2.127 2.010 6%
Importação líquida de petróleo e derivados 454 429 6%
Capacidade de utilização das refinarias no Brasil 98% 97% 1%
Participação do óleo nacional na carga
processada
83% 83% -
Em R$ Milhões 1T 13 4T 12 Variação
Vendas líquidas 72.535 73.405 -1%
Lucro bruto 18.856 16.562 14%
Lucro operacional* 9.849 5.739 72%
Lucro líquido 7.693 7.747 -1%
Lucro líquido por ação (R$) 0,59 0,59 -
EBITDA ajustado 16.231 11.944 36%
Valor de mercado (controladora) 228.203 254.852 -10%
Total de investimentos 19.769 24.329 -19%
Endividamento líquido 150.673 147.817 2%
Dívida líquida/EBITDA ajustado 2,32 2,77 -16%
Dívida líquida/Capitalização líquida 31% 31% -
Resultados no primeiro trimestre de 2013
—
N
osso resultado líquido atingiu
R$ 7,7 bilhões, ficando estável
em relação ao quarto trimestre
de 2012. O lucro operacional aumentou
72%, alcançando R$ 9,8 bilhões, e foi
compensado pelo menor resultado fi-
nanceiro e a maiores despesas com tri-
butação sobre o lucro. Nossa geração de
caixa operacional, medida pelo EBITDA
ajustado, atingiu R$ 16,2 bilhões, 36%
superior ao trimestre anterior.
Os investimentos no período totali-
zaram R$ 19,8 bilhões, sendo 54% nas
atividades de Exploração e Produção,
com prioridade para os projetos de de-
senvolvimento da produção.
O esforço na busca pela melhoria de
eficiência nas atividades operacionais e
nos dispêndios com projetos de investi-
mento, assim como pela excelência em
custos, proporcionou melhora ao nosso
fluxo de caixa. O Programa de Otimiza-
ção dos Custos Operacionais (Procop)
trouxe melhoras globais acima do pre-
visto para o trimestre, numa economia
total de R$ 1,3 bilhão (1/3 da meta para
o ano). Já o Programa de Recuperação
da Eficiência Operacional da Bacia de
Campos (Proef), apresentou ganhos de
34 mil barris por dia (bpd) na produção
de óleo e LGN do trimestre.
A produção total de petróleo e gás
natural atingiu 2,5 milhões de bpd no
trimestre, ficando 2% inferior ao tri-
mestre anterior. Conforme esperado, a
produção diminuiu devido ao declínio
natural dos campos e ao maior número
de paradas para manutenção, concen-
tradas no primeiro semestre do ano.
Dois sistemas de produção iniciaram
operação na Bacia de Santos: FPSO
Cidade de São Paulo, no campo de Sa-
pinhoá, no pré-sal, e FPSO Cidade de
Itajaí, no campo de Baúna, no pós-sal.
No segmento de Abastecimento,
houve um aumento de 185 mil bpd na
produção de derivados, representando
um crescimento de 10% em relação ao
primeiro trimestre de 2012. Já o volume
de vendas de derivados no mercado in-
terno cresceu 7% em relação ao mesmo
período.
O endividamento líquido cresceu 2%
em relação a 31/12/2012, sobretudo
pela geração de caixa inferior aos in-
vestimentos. Os indicadores fecharam
dentro do limite das metas internas: o
índice Dívida Líquida/EBITDA ajustado
ficou em 2,32 vezes e a alavancagem
permaneceu estável em relação ao tri-
mestre anterior (31%).
PETROBRAS ON
(PETR3)
PETROBRAS PN
(PETR4)
IBOVESPA
Nos últimos 10 anos
(31/03/03 a 31/03/13)
165% 216% 400%
No último ano
(31/03/12 a 31/03/13)
-21% -14% -13%
* Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos.
Resultados OperacionaisDados Econômico-Financeiros
Variação Nominal das Ações (BM&F Bovespa)
(Número índice = 100 em 31/03/2003)
Evolução das Ações (BM&F Bovespa): PETR3 e PETR4
Sete novos sistemas
iniciam operação em 2013
—
E
m janeiro, o FPSO Cidade de São Paulo iniciou produção no Campo de
Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos. Na mesma bacia, o FPSO Cidade
de Itajaí, iniciou operação em fevereiro, no campo de Baúna, no pós-sal.
O FPSO Cidade de Paraty entrou em operação em junho, dando início ao Piloto
de Lula Nordeste. No segundo semestre, entrarão mais quatro plataformas
em operação: P-63 e P-61 no projeto Papa-Terra; P-55 em Roncador; e P-58 no
Parque das Baleias. Estas sete unidades somam capacidade de 820 mil barris
por dia de petróleo.
Recorde de produção no pré-sal
A
produção de petróleo no pré-
sal atingiu 322 mil barris por dia
(bpd) no dia 18 de maio de 2013,
dos quais 83% correspondem à parcela
da Petrobras e o restante às empresas
parceiras da companhia. O recorde foi
alcançado apenas sete anos após a des-
coberta de petróleo na região (a porção
americana do Golfo do México levou
17 anos para atingir este patamar). Os
bons resultados são frutos da realiza-
ção de importantes avanços tecnoló-
gicos, através da perfuração de poços
adicionais, de novos dados sísmicos, da
realização de testes de longa duração
e sistemas piloto. A produtividade dos
poços tem se mostrado acima das previ-
sões iniciais e houve redução do tempo
de perfuração, diminuindo custos.
O recorde foi atingido com oito pla-
taformas e 19 poços produzindo no
pré-sal, nas bacias de Campos e San-
tos. É importante destacar que a pro-
dução acumulada do pré-sal já supera
a marca de 200 milhões de barris de
óleo equivalente. A previsão é superar
a marca de 1 milhão de bpd operados
pela Petrobras em 2017, com a entrada
de 16 novas unidades de produção, e
atingir 2,1 milhões de bpd em 2020.
Mais descobertasde
óleo de boa qualidade
As áreas da Cessão Onerosa
continuam apresentando des-
cobertas de petróleo de boa qua-
lidade. Este ano já foi anunciada
descoberta no Sul de Tupi, Florim
e Entorno de Iara, variando a qua-
lidade do óleo entre 26º e 29º API.
Fora da cessão onerosa, a desco-
berta em Sagitário no pré-sal da
Bacia de Santos também constatou
ocorrência de óleo de boa qualidade
(31º API).
Derivados em alta
Oesforço da Petrobras para maximizar
a produção de derivados no Brasil
tem resultado em sucessivos recordes
de processamento de petróleo nas refi-
narias. A última superação foi em 26 de
maio, com 2,170 milhões de barris de
petróleo processados. A utilização da ca-
pacidade nominal das refinarias também
bateu recorde, chegando a 98% no pri-
meiro trimestre do ano.
FPSO Cidade de
São Paulo, na
Bacia de Santos
Trabalho na Refinaria
Alberto Pasqualini - REFAP
Mais descobertas de
óleo de boa qualidade
As áreas da Cessão Onerosa
continuam apresentando des-
cobertas de petróleo de boa quali-
dade. Este ano já foram anunciadas
descobertas no Sul de Tupi, Florim
e Entorno de Iara, variando a qua-
lidade do óleo entre 26º e 29º API.
Fora da Cessão Onerosa, a desco-
berta em Sagitário, no pré-sal da
Bacia de Santos, também consta-
tou ocorrência de óleo de boa qua-
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InformativopublicadopelaGerênciaExecutivadeRelacionamentocomInvestidoresdaPetrobras•Gerenteexecutivo:TheodoreHelms•Jornalistaresponsável:OrlandoGonçalvesJr.
MTb-MA993•Colaboração:IzabelRamos,FernandaBianchini,DanielaUltra,JoséRobertoDarbillyeDiogoFerraz (estagiário)• Projetográficoediagramação:EstúdioMatiz.
Atendimento ao Acionista:
Av. República do Chile, 65/Sala 1002 – Centro •Rio de Janeiro – RJ – Brasil •CEP 20031-912
Telefones: 0800 282 1540 e (21) 3224-1540 •Fax: (21) 2262-3678 •E-mail: acionistas@petrobras.com.br
PAINEL DE NOTÍCIAS
Relatório de Sustentabilidade:
lançada nova edição
Está disponível no site www.petrobras.com.br/
rs2012 o Relatório de Sustentabilidade 2012,
que reúne informações sobre o desempenho da
Petrobras. Produzido anualmente, o relatório tem
como objetivo fornecer aos públicos de interesse
da companhia dados sobre sua atuação, voltados
ao desenvolvimento sustentável.
A publicação segue as diretrizes da Global Re-
porting Initiative (GRI), principal referência mun-
dial na área. Alguns destaques foram os investi-
mentos em proteção ambiental, que totalizaram
R$ 2,9 bilhões (aumento de 7% em relação a 2011), e
os R$ 2,2 bilhões em Pesquisa e Desenvolvimento.
Petrobras na OTC 2013
A Petrobras esteve presente, em maio, em Houston (EUA),
na Offshore Technology Conference (OTC), o maior evento
do mundo da área de exploração e produção de petróleo no
mar. A companhia destacou a marca de 311 mil barris por
dia produzidos no pré-sal brasileiro em abril.
Os projetos de Cascade e Chinook, na parte america-
na do Golfo do México, cuja produção teve início em 2012,
também foram apresentados na conferência. Os desta-
ques foram a operação do primeiro FPSO (navio-platafor-
ma flutuante de produção, com capacidade de estocagem
e escoamento) naquela região - o FPSO BW Pioneer, que
também é a unidade de produção em maior profundidade
de água (2.500 metros) e que está interligada ao gasodu-
to mais profundo do mundo. A atuação no Golfo reforçou
a posição da Petrobras como um dos maiores players em
águas ultraprofundas.
Diesel S-10 já está nos postos
Em janeiro, a Petrobras lançou, em todo o Brasil, o Diesel
S-10 com teor de enxofre ultrabaixo, dentro do processo
de melhoria da qualidade dos seus combustíveis e que
substitui o Diesel S-50. Os benefícios ambientais do novo
diesel são mais efetivos nos veículos produzidos a partir de
2012, que utilizam motores com tecnologia para redução
de emissões veiculares. Outras vantagens são a melhor
partida a frio, diminuição da fumaça branca e aumento da
vida útil do óleo lubrificante.
Economia de água foi de
mais de 23 bilhões de litros
A Petrobras tem investido em ações para o uso racional e
eficiente da água, especialmente projetos de reúso. Em
2012, o volume de água reusada superou 23 bilhões de li-
tros, quantidade suficiente para suprir 11% das atividades
da companhia e abastecer uma cidade de cerca de 550 mil
habitantes por um ano. Esse total é quase 7% superior em
relação ao ano anterior. A conclusão de novos projetos des-
se tipo em refinarias permitirá alcançar, em 2015, uma eco-
nomia superior a 35 bilhões de litros por ano.

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Edição 38 - Petrobras em Ações - Junho de 2013

  • 1. E m abril, apresentamos o PNG 2013- 2017 com previsão de investimen- tos de US$ 236,7 bilhões, sendo US$ 207,1 bilhões destinados aos projetos em implantação e US$ 29,6 bilhões para projetos em avaliação. Os investimentos estão con- centrados no segmento de Explo- ração e Produção (E&P), no valor de US$ 147,5 bilhões, o que representa um crescimento de US$ 15,9 bilhões em relação ao Plano anterior. Este expressivo incremento reflete os investimentos previstos em 2017, observando o aumento de produção estimado entre 2016 e 2020, chegando a 4,2 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) no final do período. Dentre os recursos designados ao E&P, 73% serão destinados ao desenvolvimento da produção, sendo US$ 72,6 bilhões nas áreas do pré-sal e da Cessão Onerosa. Da parcela remanescente, 16% serão investidos em exploração e 11% em infraestrutura. Para a área de Abastecimento estão previstos US$ 43,2 bilhões na carteira em im- plantação, sendo os principais projetos a Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e a primeira fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). O Plano contempla ainda investimentos nos segmentos de Gás e Energia (US$ 9,9 bi- lhões), Distribuição (US$ 2,9 bilhões), Biocombustíveis (US$ 1,1 bilhão) e na área Inter- nacional (US$ 3,2 bilhões). O PNG 2013-2017 dá continuidade às ações estruturantes, iniciadas em 2012, e incorpora novas iniciativas, totalizando cinco programas que dão sustentabilidade ao Plano: Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef); Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop); Programa de Desinvesti- mento (Prodesin); Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog); Progra- ma de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço). Os recursos necessários para suportar as metas definidas no PNG 2013-2017 serão provenientes da geração de caixa operacional da Companhia (US$ 164,7 bilhões), uso de caixa (US$ 10,7 bilhões), desinvestimentos e reestruturações financeiras (US$ 9,9 bi- lhões) e de captações (US$ 61,3 bilhões brutos e US$ 21,4 bilhões líquidos). Mantemos o compromisso com o investment grade e com a não emissão de novas ações. Os fundamentos do Plano contam com a gestão integrada do portfólio através do aproveitamento máximo das sinergias entre os ativos da Companhia, com a disciplina de capital e a gestão focada no atendimento das metas físicas e financeiras. DESTAQUES Reajustes de preços A Petrobras anunciou no primeiro trimestre dois reajustes de preços do diesel, somando +10,7%, e um de gasolina, de +6,6%. Os reajus- tes respeitam a política de preços da compa- nhia, que busca alinhamento com os valores praticados no mercado internacional, numa perspectiva de médio e longo prazo. Pagamento de dividendos Em Assembleia Geral Ordinária da Petrobras, em abril, foi aprovada a distribuição de divi- dendos referentes aos resultados de 2012 (na forma de juros sobre capital próprio): • R$ 0,20 por ação ordinária e preferencial (posição acionária de 11/05/2012); • R$ 0,27 por ação ordinária e R$ 0,76 por ação preferencial (posição acionária de 29/04/2013). Venda de ativos Já realizamos US$ 2,2 bilhões do Plano de De- sinvestimentos previsto no PNG 2013-2017. As principais transações foram: venda de participação de 20% em blocos exploratórios no Golfo do México (EUA), no ativo de Gila, em abril, recebendo US$ 110 milhões pela tran- sação, além de participação em outro bloco; alienação das ações ordinárias detidas pela Petrobras na Brasil PCH para a Cemig, no va- lor de R$ 650 milhões, em junho; e realização de uma joint venture com o banco BTG Pactual para exploração e produção de óleo e gás na África, pelo valor total de US$ 1,525 bilhão, também em junho. Melhores gestoras A presidente da Petrobras, Graça Foster, foi eleita uma das dez melhores gestoras do Brasil, em pesquisa realizada pelo jornal Va- lor Econômico/Consultoria Egon Zehnder. A pesquisa contou com a participação de um júri formado por representantes de universi- dades e do setor empresarial. Petrobras apresenta seu Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 — Junho 2013 • nº 38 www.petrobras.com.br/ri Presidente Graça Foster e diretores da companhia na apresentação do PNG 2013-2017
  • 2. 165% 216% 400% 0 200 400 600 800 1.000 mar. 03 mar. 05 mar. 07 mar. 09 mar. 11 mar. 13 PETR3 PETR4 IBOVESPAPAP Em mil barris de óleo equivalente/dia 1T 13 4T 12 Variação Produção total de petróleo, LGN e gás natural 2.552 2.614 -2% Produção de petróleo e LGN no Brasil 1.910 1.980 -4% Produção total de derivados 2.127 2.010 6% Importação líquida de petróleo e derivados 454 429 6% Capacidade de utilização das refinarias no Brasil 98% 97% 1% Participação do óleo nacional na carga processada 83% 83% - Em R$ Milhões 1T 13 4T 12 Variação Vendas líquidas 72.535 73.405 -1% Lucro bruto 18.856 16.562 14% Lucro operacional* 9.849 5.739 72% Lucro líquido 7.693 7.747 -1% Lucro líquido por ação (R$) 0,59 0,59 - EBITDA ajustado 16.231 11.944 36% Valor de mercado (controladora) 228.203 254.852 -10% Total de investimentos 19.769 24.329 -19% Endividamento líquido 150.673 147.817 2% Dívida líquida/EBITDA ajustado 2,32 2,77 -16% Dívida líquida/Capitalização líquida 31% 31% - Resultados no primeiro trimestre de 2013 — N osso resultado líquido atingiu R$ 7,7 bilhões, ficando estável em relação ao quarto trimestre de 2012. O lucro operacional aumentou 72%, alcançando R$ 9,8 bilhões, e foi compensado pelo menor resultado fi- nanceiro e a maiores despesas com tri- butação sobre o lucro. Nossa geração de caixa operacional, medida pelo EBITDA ajustado, atingiu R$ 16,2 bilhões, 36% superior ao trimestre anterior. Os investimentos no período totali- zaram R$ 19,8 bilhões, sendo 54% nas atividades de Exploração e Produção, com prioridade para os projetos de de- senvolvimento da produção. O esforço na busca pela melhoria de eficiência nas atividades operacionais e nos dispêndios com projetos de investi- mento, assim como pela excelência em custos, proporcionou melhora ao nosso fluxo de caixa. O Programa de Otimiza- ção dos Custos Operacionais (Procop) trouxe melhoras globais acima do pre- visto para o trimestre, numa economia total de R$ 1,3 bilhão (1/3 da meta para o ano). Já o Programa de Recuperação da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), apresentou ganhos de 34 mil barris por dia (bpd) na produção de óleo e LGN do trimestre. A produção total de petróleo e gás natural atingiu 2,5 milhões de bpd no trimestre, ficando 2% inferior ao tri- mestre anterior. Conforme esperado, a produção diminuiu devido ao declínio natural dos campos e ao maior número de paradas para manutenção, concen- tradas no primeiro semestre do ano. Dois sistemas de produção iniciaram operação na Bacia de Santos: FPSO Cidade de São Paulo, no campo de Sa- pinhoá, no pré-sal, e FPSO Cidade de Itajaí, no campo de Baúna, no pós-sal. No segmento de Abastecimento, houve um aumento de 185 mil bpd na produção de derivados, representando um crescimento de 10% em relação ao primeiro trimestre de 2012. Já o volume de vendas de derivados no mercado in- terno cresceu 7% em relação ao mesmo período. O endividamento líquido cresceu 2% em relação a 31/12/2012, sobretudo pela geração de caixa inferior aos in- vestimentos. Os indicadores fecharam dentro do limite das metas internas: o índice Dívida Líquida/EBITDA ajustado ficou em 2,32 vezes e a alavancagem permaneceu estável em relação ao tri- mestre anterior (31%). PETROBRAS ON (PETR3) PETROBRAS PN (PETR4) IBOVESPA Nos últimos 10 anos (31/03/03 a 31/03/13) 165% 216% 400% No último ano (31/03/12 a 31/03/13) -21% -14% -13% * Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos. Resultados OperacionaisDados Econômico-Financeiros Variação Nominal das Ações (BM&F Bovespa) (Número índice = 100 em 31/03/2003) Evolução das Ações (BM&F Bovespa): PETR3 e PETR4
  • 3. Sete novos sistemas iniciam operação em 2013 — E m janeiro, o FPSO Cidade de São Paulo iniciou produção no Campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos. Na mesma bacia, o FPSO Cidade de Itajaí, iniciou operação em fevereiro, no campo de Baúna, no pós-sal. O FPSO Cidade de Paraty entrou em operação em junho, dando início ao Piloto de Lula Nordeste. No segundo semestre, entrarão mais quatro plataformas em operação: P-63 e P-61 no projeto Papa-Terra; P-55 em Roncador; e P-58 no Parque das Baleias. Estas sete unidades somam capacidade de 820 mil barris por dia de petróleo. Recorde de produção no pré-sal A produção de petróleo no pré- sal atingiu 322 mil barris por dia (bpd) no dia 18 de maio de 2013, dos quais 83% correspondem à parcela da Petrobras e o restante às empresas parceiras da companhia. O recorde foi alcançado apenas sete anos após a des- coberta de petróleo na região (a porção americana do Golfo do México levou 17 anos para atingir este patamar). Os bons resultados são frutos da realiza- ção de importantes avanços tecnoló- gicos, através da perfuração de poços adicionais, de novos dados sísmicos, da realização de testes de longa duração e sistemas piloto. A produtividade dos poços tem se mostrado acima das previ- sões iniciais e houve redução do tempo de perfuração, diminuindo custos. O recorde foi atingido com oito pla- taformas e 19 poços produzindo no pré-sal, nas bacias de Campos e San- tos. É importante destacar que a pro- dução acumulada do pré-sal já supera a marca de 200 milhões de barris de óleo equivalente. A previsão é superar a marca de 1 milhão de bpd operados pela Petrobras em 2017, com a entrada de 16 novas unidades de produção, e atingir 2,1 milhões de bpd em 2020. Mais descobertasde óleo de boa qualidade As áreas da Cessão Onerosa continuam apresentando des- cobertas de petróleo de boa qua- lidade. Este ano já foi anunciada descoberta no Sul de Tupi, Florim e Entorno de Iara, variando a qua- lidade do óleo entre 26º e 29º API. Fora da cessão onerosa, a desco- berta em Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos também constatou ocorrência de óleo de boa qualidade (31º API). Derivados em alta Oesforço da Petrobras para maximizar a produção de derivados no Brasil tem resultado em sucessivos recordes de processamento de petróleo nas refi- narias. A última superação foi em 26 de maio, com 2,170 milhões de barris de petróleo processados. A utilização da ca- pacidade nominal das refinarias também bateu recorde, chegando a 98% no pri- meiro trimestre do ano. FPSO Cidade de São Paulo, na Bacia de Santos Trabalho na Refinaria Alberto Pasqualini - REFAP Mais descobertas de óleo de boa qualidade As áreas da Cessão Onerosa continuam apresentando des- cobertas de petróleo de boa quali- dade. Este ano já foram anunciadas descobertas no Sul de Tupi, Florim e Entorno de Iara, variando a qua- lidade do óleo entre 26º e 29º API. Fora da Cessão Onerosa, a desco- berta em Sagitário, no pré-sal da Bacia de Santos, também consta- tou ocorrência de óleo de boa qua- lidade (31º API).
  • 4. InformativopublicadopelaGerênciaExecutivadeRelacionamentocomInvestidoresdaPetrobras•Gerenteexecutivo:TheodoreHelms•Jornalistaresponsável:OrlandoGonçalvesJr. MTb-MA993•Colaboração:IzabelRamos,FernandaBianchini,DanielaUltra,JoséRobertoDarbillyeDiogoFerraz (estagiário)• Projetográficoediagramação:EstúdioMatiz. Atendimento ao Acionista: Av. República do Chile, 65/Sala 1002 – Centro •Rio de Janeiro – RJ – Brasil •CEP 20031-912 Telefones: 0800 282 1540 e (21) 3224-1540 •Fax: (21) 2262-3678 •E-mail: acionistas@petrobras.com.br PAINEL DE NOTÍCIAS Relatório de Sustentabilidade: lançada nova edição Está disponível no site www.petrobras.com.br/ rs2012 o Relatório de Sustentabilidade 2012, que reúne informações sobre o desempenho da Petrobras. Produzido anualmente, o relatório tem como objetivo fornecer aos públicos de interesse da companhia dados sobre sua atuação, voltados ao desenvolvimento sustentável. A publicação segue as diretrizes da Global Re- porting Initiative (GRI), principal referência mun- dial na área. Alguns destaques foram os investi- mentos em proteção ambiental, que totalizaram R$ 2,9 bilhões (aumento de 7% em relação a 2011), e os R$ 2,2 bilhões em Pesquisa e Desenvolvimento. Petrobras na OTC 2013 A Petrobras esteve presente, em maio, em Houston (EUA), na Offshore Technology Conference (OTC), o maior evento do mundo da área de exploração e produção de petróleo no mar. A companhia destacou a marca de 311 mil barris por dia produzidos no pré-sal brasileiro em abril. Os projetos de Cascade e Chinook, na parte america- na do Golfo do México, cuja produção teve início em 2012, também foram apresentados na conferência. Os desta- ques foram a operação do primeiro FPSO (navio-platafor- ma flutuante de produção, com capacidade de estocagem e escoamento) naquela região - o FPSO BW Pioneer, que também é a unidade de produção em maior profundidade de água (2.500 metros) e que está interligada ao gasodu- to mais profundo do mundo. A atuação no Golfo reforçou a posição da Petrobras como um dos maiores players em águas ultraprofundas. Diesel S-10 já está nos postos Em janeiro, a Petrobras lançou, em todo o Brasil, o Diesel S-10 com teor de enxofre ultrabaixo, dentro do processo de melhoria da qualidade dos seus combustíveis e que substitui o Diesel S-50. Os benefícios ambientais do novo diesel são mais efetivos nos veículos produzidos a partir de 2012, que utilizam motores com tecnologia para redução de emissões veiculares. Outras vantagens são a melhor partida a frio, diminuição da fumaça branca e aumento da vida útil do óleo lubrificante. Economia de água foi de mais de 23 bilhões de litros A Petrobras tem investido em ações para o uso racional e eficiente da água, especialmente projetos de reúso. Em 2012, o volume de água reusada superou 23 bilhões de li- tros, quantidade suficiente para suprir 11% das atividades da companhia e abastecer uma cidade de cerca de 550 mil habitantes por um ano. Esse total é quase 7% superior em relação ao ano anterior. A conclusão de novos projetos des- se tipo em refinarias permitirá alcançar, em 2015, uma eco- nomia superior a 35 bilhões de litros por ano.