Compromisso

PLR FuturaPLR Futura

Este material está em estudo e elaboração. Necessita de aprovação.

“A companhia reafirma a proposta da construção de indicadores e critérios para a PLR. A Petrobras propõe a construção em quatro etapas consecutivas:

1) definição de indicadores; 2) estabelecimento de metas para cada indicador; 3) definição de regras para o estabelecimento do montante; 4) definição de critérios para distribuição do montante.

Propõe a criação de um grupo, composto por representantes da Petrobras e da FUP, que iniciará a realização dos trabalhos em até 30 (trinta) dias a partir da assinatura do Acordo Coletivo de Trabalho PLR-2008.

Como contribuição para o grupo de trabalho será utilizado o material elaborado pela Federação Única dos Petroleiros sobre o assunto.”

CompromissoCompromisso



Proposta de trabalho e cronograma

Definição de Indicadores

Fechamento dos indicadores e início da discussão sobre regras para o montante

Critérios para definição e distribuição do montante

Dia 08/06

Dia 17/06

Dia 14/07

05/08

Tópicos Prazo

Fechamento da Proposta (final) Até 14/08

Análise dos indicadores e suas metas Dia 29/06



Fluxo de negociação e aprovação da propostaFluxo de negociação e aprovação da proposta

RH e FUP

Companhia

DEST

Empregados



Decisões da reunião do dia 08/06/09:Decisões da reunião do dia 08/06/09:

Formação do grupo de trabalho: Formação do grupo de trabalho:

• Até 6 representantes da FUP + assessoria e até 6 representantes da Petrobras + assessoriaAté 6 representantes da FUP + assessoria e até 6 representantes da Petrobras + assessoria

• O grupo deverá ter representantes fixos, visando dar objetividade ao trabalhoO grupo deverá ter representantes fixos, visando dar objetividade ao trabalho

• A FUP enviará o nome dos participantes do grupo até o dia 16/06A FUP enviará o nome dos participantes do grupo até o dia 16/06

Data de fechamento da proposta técnica (GT): o grupo buscará fechar a proposta técnica até Data de fechamento da proposta técnica (GT): o grupo buscará fechar a proposta técnica até o dia 30/07, para posterior processo de aprovação nas esferas competentes – prazo o dia 30/07, para posterior processo de aprovação nas esferas competentes – prazo previsto: até dia 15/08previsto: até dia 15/08

Próxima reunião: 17/06 – quarta-feira – 14 horas – sala 4Próxima reunião: 17/06 – quarta-feira – 14 horas – sala 4

Tema: Análise de indicadoresTema: Análise de indicadores



Reunião do dia 17/08Reunião do dia 17/08

Apresentar GTApresentar GT

Validar premissasValidar premissas

Analisar indicadores propostos pela FUPAnalisar indicadores propostos pela FUP

Buscar consenso na definição dos indicadoresBuscar consenso na definição dos indicadores

Agendar próxima reunião – proposta 29/06 – 14 horasAgendar próxima reunião – proposta 29/06 – 14 horas



Grupo de TrabalhoGrupo de Trabalho

Petrobras:Petrobras: FUP:FUP:

Eurico Eurico Francisco JoseFrancisco Jose

Jarbas Jarbas MachadoMachado

JorgeJorge MarcondesMarcondes

MariangelaMariangela Paulo CesarPaulo Cesar

ReginaRegina Paulo NevesPaulo Neves

SimãoSimão



PremissasPremissas

Os indicadores para PLR devem possuir as seguintes Os indicadores para PLR devem possuir as seguintes características:características:

Pertencentes ao mapa estratégico corporativoPertencentes ao mapa estratégico corporativo Divulgáveis ao público externo à companhiaDivulgáveis ao público externo à companhia Representantes das dimensões operacional, de SMS e Representantes das dimensões operacional, de SMS e custocusto Fácil comunicação e mensuraçãoFácil comunicação e mensuração Entre 5 e 8 indicadoresEntre 5 e 8 indicadores



IndicadoresIndicadoresProposta FUP Está no mapa

BR?Contempla Todas as

Dimensões?

Fácil comunicação e mensuração?

Sugestão Cia

Lucro Operacional em reais

Custo de extração sem participações governamentais

Produção de óleo no Brasil

Produção de Gás natural no Brasil

Processamento de Petróleo no Brasil

Transporte de petróleo, gás natural e derivados e combustíveis BR

Proposta de análise




• Apresentação da análise realizada dos indicadores propostos pela FUPApresentação da análise realizada dos indicadores propostos pela FUP

• Apresentação das sugestões da CompanhiaApresentação das sugestões da Companhia

• Compromisso de envio dos indicadores propostos com histórico de metas e resultados Compromisso de envio dos indicadores propostos com histórico de metas e resultados dos últimos 5 anos e metas de 2009 a 2013dos últimos 5 anos e metas de 2009 a 2013

• Ficou acordado que qualquer dúvida será esclarecida antes da próxima reunião, por Ficou acordado que qualquer dúvida será esclarecida antes da próxima reunião, por telefone, e-mail ou contato direto.telefone, e-mail ou contato direto.

• Próxima reunião: 29/06 – segunda-feira – 14 horas – sala 4Próxima reunião: 29/06 – segunda-feira – 14 horas – sala 4

Tema: Fechamento dos indicadores e discussão sobre regras para o estabelecimento do Tema: Fechamento dos indicadores e discussão sobre regras para o estabelecimento do montante montante



Proposta FUP Está no mapa BR?

Contempla Todas as Dimensões?

Fácil comunicação e mensuração?

Sugestão Cia

Lucro Operacional em reais

Não pode ser comunicado em função das regras da CVM e outros. Excluir

Custo de extração sem participações governamentais

Sim E&P - CUSTO Sim Manter

Produção de óleo no Brasil

Sim, juntos.

Produção de óleo e gás natural no Brasil

E&P e Gás OPERACIONAL

Sim Manter

“Produção de óleo e gás natural no Brasil”

Produção de Gás natural no Brasil

Processamento de Petróleo no Brasil

Sim Refino - Operacional

Sim Manter

Transporte de petróleo, gás natural e derivados e combustíveis BR

Não está no mapa BR Distribuidora Não existe mensuração

Incluir - Indice de satisfação do Consumidor Automotivo – Brasil

SMS Sim Incluir - Volume Total de Petróleo e Derivados vazado

Mapa Transpetro Transpetro Sim Incluir - Em levantamento pela Transpetro

Análise da companhia



2009

META REAL META REAL META REAL META REAL META

Transpetro

Volume Total de Petróleo e Derivados Vazado

m3 633 269 475 293 739 386 694 435 661

Custo unitário de Extração sem Participação Governamental

US$/boe 4,4 5,73 5,79 6,59 6,88 7,70 7,86 9,26 7,71

Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil

(mil) boe/dia

1.700 1.958 2.204 2.055 2.230 2.065 2.361 2.176 2.485

Índice de Satisfação do Consumidor Automotivo - Brasil

% 81,0 81,1 83 78,8 81,5 77,7 81,7 77,7 79,5

Processamento de Petróleo Nacional - Brasil

(mil) bbl/dia

1.474 1.376 1.467 1.388 1.486 1.389 1.445 1.375 1.491

Indicador Unidade20082005 2006 2007

Metas e resultados de 2005 a 2008 e meta 2009

Material encaminhado para FUP em 22/06/09




• Realizada análise de cada indicador:Realizada análise de cada indicador:

1. Retirar o indicador da BR;2. Incluir um indicador da Transpetro (mapa da Transpetro);3. Alterar o indicador de Carga Processada de Petróleo Nacional- Brasil, para Carga

Processada de Petróleo- Brasil (total);4. Alterar de produção de Óleo e Gás - Brasil para somente Produção de Óleo e LGN- Brasil,

sem gás;5. Manter o Custo Unitário de Extração Sem Participação Governamental e analisar, na

condução e elaboração da metodologia, a redução de efeitos negativos do indicador;6. Enviar abertura do indicador de vazamentos ocorridos em 2008 por grandes áreas e o

conceito/metodologia utilizada para o estabelecimento do limite máximo admissível de 2009 daquele indicador.

• O novo quadro de indicadores, com as modificações discutidas na reunião do dia 29/06, será enviado para a FUP.

• A FUP discutirá os indicadores em seminário de 02 a 05/07.• A FUP entrará em contato com a Petrobras para agendamento de nova reunião sobre o

assunto.• Nesta reunião do dia 29/06, além do GT, participaram os assessores do Dieese e Jurídico da

FUP




Após reunião de 29/06

META REAL META REAL META REAL META REAL

Transpetro


m³ 633 269 475 293 739 386 694 435 661

Custo Unitário de Extração sem Participação Governamental- Brasil

US$/boe 4,40 5,73 5,79 6,59 6,88 7,7 7,86 9,26 7,71

Produção de Óleo e LGN- Brasil (mil) bbl/dia 1.700 1.684 1.880 1.778 1.919 1.792 2.001 1.855 2.050

Carga Fresca Processada - Brasil (mil) bbl/dia 1.722 1.727 1.782 1.746 1.810 1.779 1.793 1.768 1.830

2009 META


(*)

(*) aguardando material a ser encaminhado pela Transpetro.



VAZAMENTOS

O indicador computa vazamentos superiores a 1 barril (0,159 m3) que tenham atingido o meio ambiente. 2006 Abastecimento E&P Internacional Transpetro Petrobras Volume vazado (m3) 1,20 25,37 259,17 7,23 292,97 Participação no volume total vazado

0,40% 8,7% 88,5% 2,4% -

2007 Abastecimento E&P Internacional BR Transpetro Petrobras Volume vazado (m3) 0 32,25 129,73 206,55 17,85 386,38 Participação no volume total vazado

0% 8% 34% 53% 5% -

2008

Abastecimento E&P Internacional BR Transpetro Petrobras

Volume vazado (m3) 0,56 10,65 15,72 403,17 5,51 435,61

Participação no

volume total vazado ~0% 2% 4% 93% 1% -

VAZAMENTO DE PETRÓLEO E DERIVADOS NA PETROBRAS – discussão sobre indicador



• O vazamento de petróleo e derivados para o meio ambiente, com seus impactos potenciais sobre os corpos hídricos, praias, solos, sobre a flora e a fauna e até mesmo sobre as pessoas é visto quase unanimemente, em todo o mundo, como um dos piores danos que a indústria de petróleo pode provocar.

• A grande visibilidade e extensão dos efeitos dos vazamentos, capazes de afetar áreas valorizadas pela sociedade, tais como as praias, de prejudicar atividades econômicas como a pesca artesanal e o turismo e de sensibilizarem emocionalmente as pessoas, pela disseminação de imagens de animais mortos ou contaminados por petróleo ou derivados, fazem com que esses acidentes permaneçam por muito tempo na memória das pessoas, conspurcando a reputação das empresas.

• Assim ocorreu no caso dos acidentes com os navios Exxon Valdez e Prestige e também com o vazamento na Baía de Guanabara, em janeiro de 2000. Tendo causado na época um profundo constrangimento e prejuízos de diversas naturezas para a Petrobras, o acidente na Baía de Guanabara é periodicamente relembrado e revivido pelos meios de comunicação, como um símbolo do aparente “descuido” com que a Companhia tratava então as questões ambientais.

• Pesquisa conduzida pela área de gestão da imagem corporativa e marcas da Comunicação Institucional apontou que, ainda em 2007, praticamente a totalidade de 1.000 pessoas entrevistadas em todo o Brasil, cobrindo diversas faixas etárias e econômicas, recordava os vazamentos ocorridos em 2000 e destacava os graves efeitos negativos desses acidentes sobre a imagem e a reputação da Petrobras.

• Consciente dessa aguçada sensibilidade social com relação aos vazamentos de petróleo e derivados e também dos possíveis impactos desses acidentes sobre os trabalhadores, as comunidades, o meio ambiente e o próprio patrimônio da Companhia, a Petrobras já a partir de 2000 implementou diversos projetos e iniciativas visando a aumentar a segurança operacional de suas atividades e reduzir a probabilidade de ocorrência de acidentes de toda a natureza, incluindo vazamentos.

• Assim, foi desenvolvido o Pegaso – Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional, dedicado à avaliação e à garantia da integridade física dos equipamentos e instalações da Petrobras e que se constituiu em um dos programas de maior envergadura já desenvolvido com esse escopo pela indústria de petróleo; um amplo programa de contingência, capaz de assegurar agilidade e eficácia na minimização dos efeitos de eventuais acidentes, particularmente vazamentos de petróleo e derivados, foi implementado em todo o País e no exterior; diretrizes, procedimentos e padrões foram elaborados com o envolvimento de todas as áreas da Companhia, visando a assegurar níveis de excelência no desempenho em Segurança, Meio Ambiente e Saúde através do aperfeiçoamento da gestão de SMS em todas as etapas do negócio – projeto, operação e manutenção de sistemas e instalações, conformidade legal, aquisição de produtos e serviços, dentre outras; extensivos programas de sensibilização e capacitação da força de trabalho e de engajamento das comunidades influenciadas por nossas operações foram aplicados.




• O indicador de volume de petróleo e derivados vazado para o meio ambiente passou a ser considerado um indicador estratégico, acompanhado mensalmente pelo Conselho de Administração da Petrobras.

• Os resultados desse esforço conjunto que envolveu a Direção da Petrobras, todos os níveis gerenciais, a força de trabalho e os fornecedores foram muito positivos, principalmente no que diz respeito à redução dos volumes vazados para o meio ambiente, mesmo em um cenário de aumento continuado da produção de petróleo, como demonstrado pelo gráfico que se segue.

• Um dos fatores que certamente contribuíram para a acentuada melhoria evidenciada pelo gráfico foi o estabelecimento a partir de 2003 de um “teto” anual para o volume total de petróleo e derivados vazado para o meio ambiente, denominado Limite Máximo Admissível ou LMA e que é desdobrado para as Áreas de Negócio e empresas subsidiárias, constituindo-se em um referencial importante para a gestão de cada unidade.




• Os valores dos LMAs foram estabelecidos com base nos resultados alcançados pelas melhores empresas internacionais atuantes no setor petróleo, no que diz respeito à gestão de vazamentos para o meio ambiente. A busca desse referencial se justificava pelo fato de que, já na ocasião, a Petrobras explicitava em seu planejamento estratégico o compromisso com o alcance de padrões de excelência quanto ao desempenho nas questões de SMS associadas ao seu negócio.

• O estabelecimento de novos limites anuais para o volume de petróleo e derivados vazado para o meio ambiente vem sendo balizado pela continuidade do compromisso corporativo com a excelência em SMS, pela melhoria do desempenho das empresas líderes nesse aspecto, pela busca da melhoria contínua em todos os aspectos de nossas atividades, pela própria capacidade de realização da Companhia e dos novos cenários e aumento da produção programado.

• Acrescente-se que, sempre que novos fatores capazes de provocar dificuldades não razoáveis na obediência aos LMAs são identificados, ajustes são introduzidos, como evidenciado no gráfico acima na transição de 2006 para 2007. O significativo incremento do LMA verificado naquele momento deveu-se ao fato de que, a partir de 2007, os vazamentos de derivados nas operações da Petrobras Distribuidora passaram a ser computados e foi necessário assegurar que o LMA contemplasse essa mudança na base de cálculo do indicador.





• Sobre os indicadores, foram posicionamentos da FUP:Sobre os indicadores, foram posicionamentos da FUP:1. Concordaram com o indicador do Custo Unitário de Extração Sem Participação

Governamental, a ser discutido na metodologia. A Petrobras esclareceu que a manutenção do indicador em dólar minimiza os efeitos cambiais.

2. Concordaram com o indicador de Carga Fresca Processada – Brasil;3. Concordaram com o indicador Produção de Óleo e LGN- Brasil;4. Solicitaram para retirar do indicador de SMS: unidades do exterior e BR Distribuidora.

• A Petrobras concordou com a retirada dos efeitos no exterior e explicou a importância da permanência da BR para que os empregados do sistema sejam contemplados nesses indicadores – a visão integrada da companhia. E que este tem sido um importante pleito da FUP. A FUP ficou de debater internamente e retornar

5. Sobre o indicador da Transpetro, a Petrobras esclareceu que ainda não havia recebido daquela subsidiária e que o tema estava sendo analisado pela Direção da Transpetro. A FUP manifestou que iria conversar diretamente com a Transpetro.

• Foi iniciada superficialmente a discussão sobre metodologia de definição do montante. O assunto será pauta da próxima reunião.

• Ficou decidido que, se até o dia 22/7 tivermos o indicador da Transpetro, faremos reunião do GT após a Comissão de Acompanhamento do ACT, para fechamento. Então, agendaremos a reunião para discussão das regras para definição do montante.




• Sobre os indicadores:Sobre os indicadores:1. Apresentado indicador da Transpetro. FUP ficou de analisar2. Indicador de SMS: ainda sem posicionamento da FUP sobre a importância da

permanência da BR para que os empregados do sistema sejam contemplados nesses indicadores – a visão integrada da companhia. E que este tem sido um importante pleito da FUP. A FUP ficou de debater internamente e retornar.

3. Sobre custo de extração: solicitado verificar peso do U$ e R$ no indicador. Maior detalhamento.

4. FUP ficou de se posicionar sobre os indicadores antes da próxima reunião.

• Próxima reunião agendada para dia 05/08 – 15 horas para discussão das regras para definição do montante.




META REAL META REAL META REAL META REAL

Eficiência das Operações com Navio (EON-TA)

% NA NA NA NA NA NA 80 79,86 80


m³ 633 269 475 293 739 386 694 435 661

Custo Unitário de Extração sem Participação Governamental- Brasil

US$/boe 4,40 5,73 5,79 6,59 6,88 7,7 7,86 9,26 7,71

Produção de Óleo e LGN- Brasil (mil) bbl/dia 1.700 1.684 1.880 1.778 1.919 1.792 2.001 1.855 2.050

Carga Fresca Processada - Brasil (mil) bbl/dia 1.722 1.727 1.782 1.746 1.810 1.779 1.793 1.768 1.830

2009 META


Após reunião de 22/07



Janeiro Fevereiro Marзo Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro DezembroMeta Acumulada 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

Realizado Acumulado 79,98 80,12 79,37 80,00 79,91 80,32 80,73 80,74 80,49 80,05 79,70 79,86

META PARA 2009 - 80%

Indicador: EON-TA - Eficiência das Operações com Navios-TA

UO: TRANSPETRO/DTO/TA

Acumulado - 2008

Indicador da Transpetro

(*) indicador informado para a FUP em 22/07/09.



DEFINIÇÃO Mede a eficiência das operações de carregamento e descarregamento de navios nos terminais, levando em consideração as restrições impostas pelos terminais aquaviários.

OBJETIVO Avaliar a eficiência das operações com navios nos terminais aquaviários da Transpetro.

FÓRMULA DE CÁLCULO EON-TA = EP-TA / (EP-TA + DTA)

DEFINIÇÃO DOS PARÂMETROS

EP-TA = Estadia Prevista, calculada de modo que o navio complete toda a operação em 24 horas – para capacidade de carga total – ou pró-rata para carga parcial, mais 12 horas destinadas às fainas de manobras, liberação e análises. Dessas 12 horas, 6 horas são destinadas às fainas do navio e as 6 restantes destinadas às fainas do terminal.DTA = Demoras Causadas pelo Terminal, resultado do somatório dos tempos dos eventos de responsabilidade do terminal, subtraídas 6 horas destinadas às fainas de preparação, liberação e análises.DTA = (∑ Tempos de eventos do terminal) – 6 horas.

OBSERVAÇÕES Considerando que EF = Estadia Efetiva, é o período compreendido entre o NOR (Notice of Readiness) e o último cabo largado na desatracação, considerar que:1. Se EF ≤ EP; então DTA = 0;2. Se DTA ≥ (EF-EP); então DTA = (EF-EP).

Identidade do indicador da Transpetro

(*) indicador informado para a FUP em 22/07/09.



Custo Unitário de Extração sem Participação – Brasil (*)

Razão entre os custos de extração e o volume produzido de óleo e gás natual para uso

comercial sem participação governamental.

(Custo da Extração) / (Produção Própria de Óleo Equivalente de uso comercial)

Compoem o indicador:1. Materiais;2. Pessoal: Salários, Vantagens e Adicionais; Horas Extras; Encargos Trabalhistas e Legais; AMS Empregados; Plano de Pensão - Petros;3. Serviços de Terceiros: Restauração em poços e gastos com elevação de petróleo, manutenção preventiva e corretiva; transporte operacional, consertos e reparos de equipamentos e instalações; outros;4. Serviços Públicos, Aluguéis e Encargos: Afretamento de plataformas com terceiros, aluguéis, outros; utilidades e serviços públicos, outros encargos gerais; outros;5. Demais elementos de custo: Impostos, taxas e alocações.

US$/boe Mensal

Detalhamento do indicador custo de extração

(*) De forma geral, 60% deste indicador é atrelado à taxa de câmbio e 40% não.

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Compromisso