O nosso Conselho de Administração (CA) aprovou, em feve-reiro, o Plano Estratégico 2030 (PE 2030). Ao analisar o am-biente de negócios no mundo, com destaque para as con-

sequências da crise econômica mundial de 2008, da revolução da produção “não-convencional” de gás (shale gas) e de óleo (tight oil) nos EUA, além de mudanças no marco regulatório brasileiro, foram feitas as Grandes Escolhas que orientarão os nossos negócios.

O caminho até 2030 parece distante, mas para a indústria de petróleo os tempos de implementação de projetos são de pelo menos sete anos, que vão desde a participação nos leilões, pas-sando pela fase exploratória, até chegar à produção do primeiro óleo nos megaprojetos offshore. Ou seja, de 2014 até 2030 trans-

correrão, na média, apenas dois ciclos de projetos de Exploração & Produção (E&P).

O PE 2030 teve como escolha fundamental o crescimento da produção de petróleo até 2020 e sua sustentação em 4 milhões de barris de óleo por dia (bopd) na média do período 2020-2030, nos posicionando entre as cinco maiores empresas integradas de energia do mundo.

A partir do crescimento da produção, traçamos as estratégias dos segmentos de negócios, com destaque para a expansão da capacidade de refino no Brasil, que chegará a 3,9 milhões de bpd até 2030. Nossa atuação internacional se dará com ênfase na ex-ploração de petróleo e gás na América Latina, África e EUA.

Planejamento Estratégico: horizonte 2030

Março 2014 • nº 41www.petrobras.com.br/ri

DESTAQUES

Declaração de comercialidade em áreas de Cessão OnerosaApresentamos à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a declaração de comercialidade das áreas de Franco (volume de 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente - boe) e Sul de Tupi (volume de 128 milhões de barris de boe), na Bacia de Santos, dentro do contrato de Cessão Onerosa. Na proposta, os novos nomes sugeridos para esses campos foram Búzios e Sul de Lula, respectivamente.

Consórcio de LibraO contrato para exploração da área de Libra, na Bacia de Santos, foi assinado, em dezembro, pela Petrobras e as empresas consorciadas (Shell, Total, CNPC e CNOOC). Também foram aprovados o programa de trabalho (estudos sísmicos, perfuração de poços e Teste de Longa Duração) e o orçamento entre US$ 400 e US$ 500 milhões para 2014.

Captações no exterior Realizamos em janeiro captação de 3,05 bilhões de euros e 600 milhões de libras no mercado europeu. Em março, levantamos o total de US$ 8,5 bilhões no mercado americano. Essas operações compõem o planejamento financeiro do PNG 2014-2018.

Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 A linhado ao PE 2030, o CA também aprovou o Plano de Ne-

gócios e Gestão (PNG) 2014-2018, totalizando US$ 220,6 bilhões a serem investidos nos próximos 5 anos.

As metas de produção de petróleo no Brasil são de 3,2 mi-lhões bpd em 2018 e de 4,2 milhões bpd em 2020. Em 2018, o pré-sal representará 52% da nossa produção de petróleo. Para atingir esses objetivos, investiremos US$ 153,9 bilhões em E&P, dos quais 60% destinados ao pré-sal e 40% ao pós-sal. Os des-taques na área de Abastecimento são a conclusão da Refinaria Abreu e Lima, em 2014, e a primeira fase do Comperj, em 2016.

Como fonte de recursos para esses investimentos será utili-zada, principalmente, a geração operacional de caixa (US$ 182,2 bilhões), além de uso de caixa excedente (US$ 9,1 bilhões), rees-truturações nos modelos de negócio (US$ 9,9 bilhões) e capta-ções (US$ 60,5 bilhões bruta e US$ 5,6 bilhões líquida).

Mais informações: www.petrobras.com.br/ri

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Lucro líquido em 2013 foi de R$ 23,6 bilhões —

Nosso lucro líquido foi 11% superior ao de 2012 em função dos reajus-tes nos preços do diesel (20%) e

da gasolina (11%) em 2013, do aumento da produção de derivados, da otimiza- ção de custos, dos ganhos com venda de ativos, das menores baixas de poços secos e do menor impacto cambial devi-do à contabilidade de hedge. O EBITDA ajustado atingiu R$ 63 bilhões, 18% maior que o de 2012.

No 4º trimestre, nosso lucro líquido foi de R$ 6,3 milhões, 85% superior ao do 3º trimestre. O resultado reflete os maiores volumes de exportação de petróleo, as menores baixas de poços secos, os ga-nhos na venda do ativo BC-10 e o benefí-cio fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre o capital próprio.

A produção de petróleo e gás natural totalizou 2,5 mil boe/dia em 2013, 2% inferior à de 2012, principalmente em consequência de postergações no início da produção dos novos sistemas, do de-clínio natural dos campos e da venda de ativos no exterior. No 4º trimestre, a pro-dução doméstica foi 1% superior a do 3º.

Em 2013, cinco novas plataformas entraram em operação e outros quatro sistemas foram encaminhados para suas locações definitivas.

Nossas reservas provadas no Brasil alcançaram 16 bilhões de boe, crescimen-to de 1,6% em relação à 2012, com Índice de Reposição de Reservas acima de 100% pelo 22º ano consecutivo.

A produção média de derivados refi-nados no país totalizou 2,1 milhões bpd

em 2013, 6% superior à de 2012, reduzindo a necessida-de de importação de diesel e gasolina.

O Programa de Aumento da Eficiência (PROEF) contribuiu com uma produção adicional de petróleo de 63 mil bpd. Já o Programa de Desinvestimentos (PRODESIN) totalizou R$ 8,5 bi-lhões de contribuição ao caixa do ano. O Programa de Otimização de Custos Operacionais (PROCOP) alcan-çou uma economia de R$ 6,6 bilhões, superando a meta de R$ 3,9 bilhões esta-belecida para 2013.

Os investimentos em 2013 totaliza-ram R$ 104,4 bilhões, sendo 57% em Exploração & Produção.

Plataforma P-58

Em mil barris óleo equivalente/dia 4T 13 3T 13 Variação

Produção total de petróleo, LGN e gás natural 2.340 2.314 1%

Produção de petróleo e LGN no Brasil 1.960 1.924 2%

Produção total de derivados 2.105 2.128 -1%

Exportação líquida de petróleo e derivados -378 -425 -11%

Utilização % da capacidade nominal das refinarias (Brasil) 95% 96% -1%

Participação do óleo nacional na carga processada 83% 82% 1%

Resultados Operacionais

Em R$ Milhões 4T 13 3T 13 Variação

Vendas líquidas 81.028 77.700 4%

Lucro bruto 17.015 16.585 3%

Lucro operacional * 7.036 5.723 23%

Lucro líquido 6.281 3.395 85%

Lucro líquido por ação (R$) 0,48 0,26 85%

EBITDA ajustado 15.553 13.091 19%

Valor de mercado (controladora) 214.688 229.078 -6%

Total de investimentos 35.153 25.150 40%

Endividamento líquido 221.563 192.987 15%

Divida liquida/EBITDA ajustado 3,52 3,05 15%

Dívida líquida/Capitalização líquida 37,4% 36,1% 4%

Dados Econômico-Financeiros

PETR3 PETR4 IBOVESPA

111,56%

165,55% 131,63%

200

400

600

800

Dez-03 Dez-05 Dez-07 Dez-09 Dez-11 Dez-13

(Índice 100 em 30/12/2003)Evolução das Ações (BM&F Bovespa): PETR3 e PETR4

* Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos.

Período PETROBRAS ON (PETR3)

PETROBRAS PN (PETR4) IBOVESPA

Nos últimos 10 anos(30/12/03 a 30/12/13)

111,56% 165,55% 131,63%

No último ano(30/12/12 a 30/12/13)

-17,04% -9,04% -15,50%

Variação Nominal das Ações (BM&F Bovespa)

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Este ano, a previsão de crescimento da nossa produção de pe-tróleo no Brasil é de 7,5%. Para tal, em 2013 tivemos a conclu-são de nove plataformas, adicionando mais 1 milhão de barris/

dia à capacidade de produção. As unidades P-63 e P-55 iniciaram operação no final do ano passado e as plataformas P-58 e P-62 começarão a produzir no primeiro semestre de 2014, bem como a P-61 e a TAD (unidade de apoio do tipo Tender Assisted Drilling).

Este crescimento também será sustentado por outras duas unidades, Cidades de Ilhabela e de Mangaratiba, atualmente em fase de conclusão. Ambas as plataformas entrarão em operação no segundo semestre deste ano.

Cresce a produção em Cascade e Chinook

A produção de óleo nos campos de Cascade e Chinook, na parte americana do Golfo do México, atingiu 40 mil barris/

dia, em março. É um recorde nesses campos, que produzem através de cinco poços e estão a cerca de 260 km ao sul do continente, em profundidade de 2.500 metros.

Recorde no pré-sal: 412 mil barris/dia

Atingimos em 27 de fevereiro a marca recorde de 412 mil barris de petróleo produzidos num único

dia no pré-sal, com apenas 21 poços produtores, con-firmando a elevada produtividade dos campos.

Contribuiu para o recorde a entrada em opera-ção do primeiro poço a produzir por meio da Bóia de Sustentação de Risers (BSR), tecnologia inovadora, utilizada na plataforma FPSO Cidade de São Paulo.

Plataforma P-63 Plataforma P-55

Fonte: Petrobras

Golfo do México

CascadeChinook

Após investimento de R$ 1 bilhão, tiveram início as ope-rações do nosso novo Terminal de Regaseificação, na

Bahia, com capacidade para 14 milhões m³/dia de gás na-tural. Contamos ainda com os terminais de Pecém (CE) e da Baía de Guanabara (RJ). Agora, a capacidade total foi elevada para 41 milhões m³/dia, quase uma vez e meia o volume que importamos da Bolívia, o que dá mais flexibilidade e garantia ao suprimento de gás para o país.

Novo terminal de regaseificação na Bahia

Produção de petróleo e gás natural deverá aumentar 7,5% em 2014—

O Cenpes completa 50 anos

Em dezembro de 2013, comemoramos os 50 anos do Centro de Pesquisas e De-

senvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes). Criado para antecipar e prover soluções tecnológicas necessárias aos nos-sos negócios é hoje um dos maiores comple-xos do gênero no mundo.

Instalado em uma área de 300 mil m², no Rio de Janeiro, possui mais de 200 laborató-rios, além de plantas experimentais. O Cenpes mantém parcerias com cerca de 100 universi-dades e institutos e, no ano passado, nossos investimentos em pesquisa e desenvolvimen-to totalizaram R$ 2,4 bilhões.

PAINEL DE NOTÍCIAS

Informativo publicado pela Gerência Executiva de Relacionamento com Investidores da Petrobras • Gerente executivo: Theodore Helms • Jornalista responsável: Orlando Gonçalves Jr.MTb-MA 993 • Colaboração: Izabel Ramos, Fernanda Bianchini, Daniela Ultra, José Roberto Darbilly e Luan Barbosa (estagiário) • Projeto gráfico e diagramação: Estúdio Matiz.

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 • Site: www.petrobras.com.br/ri

Gasolinas com ultrabaixo teor de enxofre

são lançadas no Brasil

As novas gasolinas comum e premium que produ-zimos com ultrabaixo teor de enxofre, já estão à

venda em todo o país. Elas reduzirão as emissões de gases poluentes nos veículos fabricados a partir de 2009, em até 60% de óxidos de nitrogênio, até 45% de monóxido de carbono e até 55% de hidrocarbonetos. E ainda apresentam benefícios para o desempenho e a vida útil do motor. O lançamento consolida uma nova fase de evolução tecnológica dos nossos com-bustíveis, com qualidade equivalente a dos mercados mais exigentes do mundo.

Petrobras de volta à F1 com a Willians Martini Racing

Assinamos contrato de parceria tecnológica com a equipe Williams Martini Racing e

estamos de volta à Fórmula 1, na temporada 2014. O trabalho será em conjunto com a equipe para desenvolver novos combustíveis e lubrificantes.

>>>> 02 de abril Assembleias Gerais Ordinária e Extraordinária de acionistas, no Rio de Janeiro

>>>> 12 a 15 de maio Money Show, em Las Vegas

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