graça foster: apresentação na comissão parlamentar de inquerito (27/05/2014)

1

Maria das Graças Silva FosterPresidente

CPI – Comissão Parlamentar de Inquérito no Senado

Eixo 1 - Refinaria Pasadena

“Processo de aquisição da refinaria de Pasadena no Texas (EUA)”

27 de maio de 2014

22

Visão em 1999 e em 2004: Parque do Refino no ExteriorAquisição de Pasadena em Sintonia com os Planos Estratégicos da Petrobras

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20142003 2004

Plano Estratégico Visão 2020 Plano Estratégico Visão 2030Plano Estratégico Visão 2015

2001 20021999 2000

Plano Estratégico Visão 2010

4

3

2

1

Refinaria de PasadenaPasadena / Texas, EUA

1. Refinaria de Pasadena: processa 100 mbpd de petróleos leves e médios e produz principalmente gasolinaSituada em complexo industrial petroquímico, próximo a dutos que suprem a Costa Leste e a Região Central dos EUA e às margens do Ship Channel, importante canal de navegação que liga o porto de Houston ao Golfo do México.

2. Tancagem Kinder Morgan3. Houston Ship Channel4. Terminal Chevron

Área Internacional da PetrobrasÁrea Internacional da Petrobras

- Agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras

- Expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África

- Agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras

- Expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África

Fonte: Plano Estratégico 2015 e Plano de Negócios 2004-2010, aprovados pelo Conselho de Administração em 14/05/2004.

3

Decisões do Conselho de Administração sobre a Aquisição de Pasadena

� Conselho autoriza

� Documentação apreciada pelo Conselho de Administração:

• Resumo Executivo: não havia menção às cláusulas “PutOption” e “Marlim”. Não houve citação, nem intençãomanifestada, da compra dos 50% remanescentes da refinariade Pasadena.

• Apresentação de Powerpoint, feita pela Área Internacional,com o título “Aquisição da Refinaria de Pasadena”. Tambémnão mencionou as cláusulas “Put Option” e “Marlim”. Nãocitava, nem manifestava intenção, da compra dos 50%remanescentes de Pasadena.

� Relevância das Cláusulas “Put Option” e “Marlim”:As cláusulas de Put Option e Marlim combinadas precificaram e valorizaram os 50% iniciais (2006) + os 50% remanescentes (2009) das ações de Pasadena por conta do valor intrínseco do pretendido REVAMP para processar óleo pesado de Marlim, bem como pela expansão da capacidade de refino de 100 para 200 mil bpd.

¹ PAI – Petrobras America Inc.2 US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar.3 LOI – Letter of Intentions (Carta de Intenções)

� Conselho não autoriza

A matéria retorna ao Conselho em 12/5/2008, que resolve “transferir a decisão”, e depois não volta mais a ser submetida.

Conselho autoriza “Acordo, a ser celebrado entre empresas do Sistema Petrobras e as empresas do Grupo Transcor Astra”

Encerram-se todas as ações judiciais entre Petrobras e o Grupo Astra. Pagamento dos 50% remanescentes da PRSI e PRSITrading. [Valor: US$ 820 milhões]

1ª Decisão CA 2ª Decisão CA

3ª Decisão CA

20 de junho de 2008 (Ata CA 1.304)

Diretoria informa ao Conselho que instruiu seus advogados a dar entrada em processo arbitral porque o grupo Astra não estava cumprindo suas obrigações como acionista, se recusando a suportar as atividades da Refinaria e da Trading.

03 de fevereiro de 2006 (Ata CA 1.268) 03 de março de 2008 (Ata CA 1.301)

“nos termos do Resumo Executivo, adquirir, por intermédio da PAI, 50% dos bens e direitos da PRSI e participar, através da PAI¹, com 50% na PRSITrading” [Valor: US$ 359 milhões + US$ 70 milhões2]

Decisão DE

13 de junho de 2012 (Ata CA 1.368)

a aquisição dos 50% remanescentes nos termos negociados com a Astra (com base na LOI3) e determina “a reapresentação da matéria com informações complementares do projeto” [Valor: US$ 788 milhões]

4

Quanto se Pagou pela Refinaria de Pasadena? US$ 554 milhõesQuanto se Pagou pela Trading Constituída? US$ 341 milhões

(US$ milhão) 2006

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2012

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Tota

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Gastos comPRSI – Refinaria

189 + 70¹ =259

295486 + 70 =

554

Gastos comPRST – Trading

170 171 341

Demais Gastoscom a Aquisição

0 354 354

Total 429 820 1.249

US$ 554 milhões Gastos com 100% da PRSI – 100 mil bpd

US$ 341 milhões Gastos com 100% da PRST• Ativos Tangíveis:

� Tancagens (via contratos)� Terminais e dutos (via contratos)� Escritórios e representações globais� Contratos comerciais e carteira de clientes� Crédito financeiro

US$ 354 milhões Demais Gastos com Aquisição• Consequência dos riscos assumidos pela Petrobras no contrato de aquisição da

refinaria e da trading, principalmente na cláusula de Put Option, em contrapartida do direito que a Petrobras tinha de impor investimentos de ampliação da refinaria

• Juros, empréstimos e garantias, despesas legais e complemento do acordo com Astra

• Ativos Intangíveis:� Inteligência de mercado� Potenciais clientes� Networking

* Valores de aquisição da PRSI e PRST vinculados ao laudo arbitral emitido em Abr/09 e pagos após o acordo extrajudicial de Jun/12.¹ US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar.

Transação entre a Astra e a Crown não se limitou a US$ 42,5 milhões(i) US$ 64,5 milhões pela compra dos ativos; (ii) US$ 80 milhões em pagamentos mensais de serviços de refino; e (iii) US$ 104 milhões de compra de estoques. Depois, Astra investiu US$ 112 milhões na refinaria. TOTAL - US$ 360 milhões

Pasadena: Valor Médio da Aquisição US$ 8.250 / Barril de Capa cidade(Refinaria + Trading)Em linha com outras aquisições de refinarias para ó leo leve entre 2006 e 2008:Montana US$ 6.875/bbl; Come by Chance US$ 12.470/bbl; Yorktown US$ 6.710/bbl

5

Avaliação de Analistas sobre a Aquisição de 50 % iniciais Pasadena em 2006.Com base nas informações do fato relevante de 03/02/06, os analistas de investimento relataram a aquisição positiva

Analistas consideraram a aquisição positiva, destacando o preço por barril pago pela Companhia abaixo da média da indústria em transações similares. Ressaltaram a entrada da Petrobras no mercado americano de combustíveis, beneficiando-se das maiores margens, e o melhor aproveitamento do

óleo pesado de Marlim. Apontaram que a atratividade final da transação dependeria dos investimentos totais na modernização da refinaria.

Merrill Lynch – 06/02/2006

“The purchase price…well below the current average of approximately US$11,000 per barrel of processing capacity.”[O preço de aquisição ... bem abaixo da média atual de aproximadamente US$ 11.000 dólares por barril de capacidade de processamento]“Given the transaction terms, we view the acquisition positively…””[Dados os termos da transação, consideramos a aquisição de forma positiva]

Credit Suisse – 03/02/2006

“with the inclusion of the investments required to conclude the refinery upgrade, we believe the transaction multiple will move higher and end up around the recent industry average”[com a inclusão dos investimentos necessários para concluir a conversão da refinaria, acreditamos que o múltiplo da transação cresce e fica em torno da média recente da indústria]“The transaction is positive for Petrobras.”[A transação é positiva para a Petrobras]

Deutsche Bank – 06/02/2006

“We view this transaction as strategically important for Petrobras”[Vemos esta transação como estrategicamente importante para a Petrobras]“this access should enable Petrobras to benefit from the high refining margins prevalent in the US for heavy oil processors, adding value to its Marlim Sul heavy oil production.”[este acesso deve permitir à Petrobras beneficiar das altas margens prevalentes nos EUA para refinadores de óleo pesado, agregando valor à sua produção de petróleo pesado de Marlim Sul]

“Despite appearing attractive in principle, the return on this refinery will depend a great deal on the amount of investment spent on its modernization”[Apesar de parecer atraente, em princípio, o retorno sobre esta refinaria vai depender muito da quantidade de investimento gasto em sua modernização, cujo valor até agora não foi divulgado.]“We consider this news to be positive.”[Consideramos esta notícia como positiva.]

Itaú – 06/02/2006

6Fonte: IHS-Cera, Products MarketsShort-Term Outlook, 2014

Ref

inar

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9,38,3

1,0

4,44,64,5

10,712,513,314,3

9,1

+7,3-10,7

fev/14jan/1420132012201120102009

-0,1

20082007200620052004

3,93,0

0,7

3,6

1,2

4,13,94,4

1,0 +2,3+4,1-4,7

-0,5-0,6-0,3*

* Efeitos da crise financeira de 2008.

Avaliação à luz da situação atual: Não foi um bom negócio.No futuro próximo, é possível melhorias. Mas não seria feito novamente com as projeções e estratégias atuais

Ref

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O Negócio: Potencialmente Bom• Até 2008: nas condições econômicas, com

margens de refino elevadas, e do mercado de derivados, o negócio 50% Pasadena com REVAMP mostrou-se potencialmente bom.

• Esta avaliação está em linha com a opinião dos analistas à época.

O Negócio: De Baixo Retorno• Pós-2008: nas condições de então, com

margens reduzidas, o negócio 100% Pasadena sem REVAMP transformou-se em um empreendimento de baixo retorno sobre o capital investido. (Baixa contábil de US$ 530 milhões. Impairment: 2008-2012).

• 29/06/12: não houve relatórios dos analistas avaliando o acordo final com a Astra

Desempenho Recente:• Hoje: Lucro líquido positivo no 1T14,

com recuperação das margens, ao processar óleo leve: tight oil.

• Set/06: compra de 50% da PRSI e PRST (US$ 429 milhões).

• Jun/12: acordo para compra dos 50% adicionais da PRSI e da PRST (US$ 820 milhões).

• 15/5/14: “Award for SafetyAchievement” (Prêmio pela Conquista em Segurança) e “Meritorious SafetyAward” (Prêmio Meritório em Segurança).

7

Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle – Refinaria de PasadenaNovembro de 2012 a Março de 2014

MaiNov/12 Jan/13 Mar Abr Jun Jul Ago Set Out

Mar/2013TCU: Ministro José Jorge autoriza início

de auditoria de campo na Petrobras.Petrobras apresenta ao TCU o resumo

do processo de compra da refinaria.Mar/2013

CGU solicita à Petrobras o envio de documentos adicionais

Fev/2013TCU: Representação do

Ministério Público junto ao TCU requerindo apuração de

indícios de irregularidades.Fev/2013

CGU: Petrobras encaminha à CGU a documentação

solicitada

Nov Dez/13 Mar/14

Abr/2013TCU: Petrobras apresenta ao TCU Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) que subsidiou a compra da refinariaAbr/2013CGU: Petrobras encaminha à CGU documentos adicionais solicitados

Mai e Jun/2013TCU: Auditoria de campo do TCU na Petrobras

Nov/2013TCU/SecexEstataisRJ apresenta relatório concluindo pela existência de irregularidades na aquisição de Pasadena e

despacho de seu Diretor Técnico propondo defesa escrita pela Petrobras, proposta esta sujeita à aprovação superior no TCU

Set/2013TCU: Equipe do TCU elabora Relatório de Fiscalização que propõe defesa escrita pela Petrobras, proposta esta sujeita à aprovação superior no TCU.

Dez/2013TCU: Ministro José Jorge

determina a apresentação de defesa escrita sobre as

conclusões do relatório pela Petrobras

Jan/2014Petrobras apresenta defesa escrita e aguarda posicionamento do TCU

Jan/2013CGU solicita à Petrobras o envio de documentos relacionados à aquisição da refinariaTCU: Petrobras responde à segunda solicitação do procurador Marinus Marsico

Fev/14Jan/14

Mar/2014CGU, em função de fatos veiculados na

imprensa, solicita esclarecimentos sobre eventuais providências tomadas e

documentos adicionais.

Mai a Set/2013TCU: Petrobras responde a 7 ofícios do TCU relativas a solicitações de documentação e de esclarecimentos sobre a aquisição da Refinaria de Pasadena

Apuração TCU: 16 SolicitaçõesApuração CGU: 5 Solicitações

Dez/12 Fev

Nov e Dez/2012TCU: Procurador Marinus Marsico faz duas solicitações de informações e documentos sobre a aquisição de Pasadena. A Petrobras responde à primeira solicitação do procurador Marinus Marsico

Mar/2014Petrobras cria Comissão de Apuração

Interna, em 24/03, para identificar eventuais impactos, prejuízos e

responsabilidades da aquisição da refinaria de Pasadena. Prazo: 6/6/2014.

8

Eixo 2 - SBM Offshore

“Indícios de pagamento de propina a funcionários da estatal pela companhia holandesa SBM Offshore para obtenção

de contratos junto à Petrobras”

99

Plataformas de Produção – Próprias e AfretadasA Petrobras possui atualmente 125 plataformas em operação, sendo 29 do tipo FPSO1:

Unidades Próprias: Construídas e Operadas pela Petrobras

Unidades Afretadas: Construídas e Operadas pela Afretadora

FPSO Cidade de São PauloUnidade afretada: Schain2/Modec3

Piloto de Sapinhoá - 120 mbpd1º óleo em 05/jan/13

FPSO P-58Unidade própria: Petrobras

Parque das Baleias - 180 mbpd1º óleo em 17/mar/14

FPSO Cidade de ParatyUnidade afretada: SBM4

Piloto de Lula Nordeste - 150 mbpd1º óleo em 06/jun/13

1) FPSO: Floating Production Storage and Offloading; 2) Empresa brasileira; 3) Empresa japonesa; 4) Empresa holandesa

BENEFÍCIOS DA CONTRATAÇÃO DE UNIDADES AFRETADAS

• Não há aporte de recursos financeiros pela Petrobras durante afase de construção, somente após o início da operação (1º óleo).

• Risco de sobrecusto na construção fica com a empresa afretadora.

• Maior agilidade nas fases de especificação, projeto,conversão/construção e início de operação, quando comparadocom as unidades próprias.

• Histórico de entrega das unidades no prazo.

Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de óleo

10

Frota Mundial de FPSOs em Lâmina d’água >300m: 96 = 43 Afretadas + 53 Próprias68 Unidades em Operação e 28 em Construção – Janeiro de 2014

95

3 3

4

5

1

BWOffshore

MODECSBM

11

SaipemTeekay

Em OperaçãoEm Construção

22224

Petrobras ShellENI ExxonMobil ONGCKangean Energy

23

8 Afretadas MODEC8 Afretadas SBM3 Afretadas BW Offshore2 Afretadas Teekay1 Afretada Saipem1 Afretada Petroserv

Brasil

Oceania

Estão representados os países com mais de 2 unidades. Não representados: China (1); GoM (2); Índia (1); Mediterrâneo (1); Malásia (1); outros países da África (6)

43 53

Angola

Nigéria

Afretadas

Próprias

96 FPSOs

50 12

9

Noruega

6

34

Reino Unido

Font

e: F

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Mercado Internacional: Principais Afretadores de FPSO (LDA>300m) Empresas Operadoras: FPSO (LDA>300m) AfretadosOperação + Construção

3 para a Petrobras

3 para a Petrobras

1

Empresas Afretadoras Empresas Operadoras

1111

SBM Offshore – Relação Comercial com PETROBRAS – 1996 a 2013 Desde 1996 foram assinados contratos para afretamento de 9 FPSOs e construção de 1 FPSO, totalizando US$ 27,675 bi ¹

1) Não considera contratação de bóias submarinas e projetos de engenharia; 2) Contrato aditado em set/10 e FPSO renomeado para Cid Anchieta; 3) Substituiu a P-36; 4) Joint Operating Agreement; 5) Em construção

mar/14

FPSO Cidade IlhabelaUnidade afretada: SBM

Sapinhoá Norte – 150 mbpdEstaleiro Brasa -RJ

mar/14

CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO DECRETO 2.475 - 24-08-98

Procedimentos

1. Definição da modalidade (convite, inexigibilidade, tomada de preços, concorrência)

2. Solicitação de autorização pela autoridade competente para o início do processo decontratação

3. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas.

4. Julgamento das propostas

5. Divulgação dos resultados em ato público (circulariza o resultado aos licitantes)

6. Solicitação de autorização pela autoridade competente para assinatura do contrato.

CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO ACORDO DE OPERAÇÕES CONJUNTAS - JOA

Procedimentos1. O operador do consórcio define a estratégia de contratação (contratação competitiva ou

negociação direta)2. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para início do

processo3. Aprovação da estratégia de contratação pelo Comitê Operacional do consórcio4. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas, quando possível.5. Julgamento das propostas6. Comunicação do resultado ao vencedor7. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para

assinatura do contrato.8. Aprovação do Comitê Operacional do consórcio para assinatura do contrato.

FPSOCapacidade

(mbpd)Assinaturado Contrato

Tipo de ContrataçãoInício

Operação

FPSO 2 30 mbpd Dez/96 Inexigibilidade / Lei 8.666/93 Ago/97

Espadarte / Anchieta2 100 mbpd Jan/99 Concorrência /Lei 8.666/93 Ago/00

Brasil 3 90 mbpd Jun/01 Inexigibilidade/ Decreto 2.745/98 Dez/02

Marlim Sul 100 mbpd Mar/03 Convite / Decreto 2.745/98 Jun/04

Capixaba 100 mbpd Abr/05 Convite / Decreto 2.745/98 Mai/06

P-57 180 mbpd Fev/08 Convite / Decreto 2.745/98 Dez/10

Cid. Paraty 150 mbpd Jul/11 JOA 4 Jun/13

Cid. Ilhabela 5 150 mbpd Mar/12 JOA 3T14

Cid. Maricá 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16

Cid. Saquarema 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16

12

SBM OFFSHORE / PETROBRAS: Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle Fevereiro a Maio de 2014

MaiMar AbrFev

Fev/2014CGU: solicita à Petrobras informações sobre a aquisição de ativos da empresa SBM Offshore.CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Mendonça Filho solicita informações sobre o relacionamento entre a Petrobras e a SBM OffshoreCÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Antônio Imbassahy emite 1º requerimento de informações referente ao relacionamento entre a Petrobras e a empresa SBM.

Mar/2014PETROBRAS responde CGU com informações sobre a aquisição de ativos da empresa SBM Offshore.PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado Federal Mendonça Filho.PETROBRAS responde ao 1º requerimento do Deputado Federal Antônio Imbassahy.CIA conclui seus trabalhos (29/03)

Abr/2014PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA à CGU PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao TCU PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao MPF CGU: Presidente da Comissão de Sindicância Investigativa solicita acesso à documentação relacionada aos contratos com a empresa SBM Offshore.CGU: O coordenador da equipe de auditoria solicita documentos e esclarecimentos sobre o Relatório Final da CIA.MPF: o Procurador da República solicita documentação referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a empresa SBM.CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Onyx Lorenzoni solicita informações sobre as transações comerciais envolvendo o grupo SBM Offshore N.V. e a Petrobras.PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado Federal Onyx Lorenzoni.CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Antônio Imbassahy envia 2º requerimento de informações solicitando cópia das atas de reuniões com a empresa SBM.PETROBRAS responde ao 2º requerimento do Deputado Federal Antônio Imbassahy.

Mai/2014PETROBRAS responde a Comissão de Sindicância InvestigativaPETROBRAS responde parcialmente a solicitação sobre o Relatório Final da Comissão Interna de Apuração.PETROBRAS encaminha ao MPF parte da documentação referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a empresa SBM.CPIPETRO: a Coordenação de Apoio às CPIs solicita cópia dos relatórios e outros documentos da Petrobras sobre o suposto pagamento de propina da SBM Offshore.

Fev/2014Petrobras cria Comissão de Apuração Interna (CIA), em 13/02, para apuração das supostas irregularidades.

Apuração CGU: 3 Solicitações + Envio RelatórioApuração MPF: 1 Solicitação + Envio RelatórioApuração Câmara dos Deputados: 4 SolicitaçõesApuração CPIPETRO: 1 SolicitaçãoApuração TCU: Envio Relatório

13

Eixo 3 - Segurança nas Plataformas

“Denúncias de que plataformas estariam sendo lançadas ao mar faltando uma série de componentes

primordiais à segurança do equipamento e dos trabalhadores”

14

Curva de Produção da Petrobras 2011-2020

Fonte: Livro “Retomada da Indústria Naval e Offshore do Brasil 2003-2013-2020: Visão Petrobras”, pg. 84. Edição de dezembro de 2013.

P-62

15

P-62: Campo de Roncador, Bacia de Campos (RJ)Capacidade: 180 mil bpd de óleo e 6 milhões m3/d de gás naturalDimensões: 327,5 m de comprimento, 57,2 m de largura e 30,4 m de altura1º Óleo: 12 de maio de 2014

P-62 na locação definitiva (Campo de Roncador) em 21/01/14

2,0 2,0 1,9

2,5

4,2

Curva de Produção da Petrobras 2011-2020

Prod

ução

de

óleo

(milh

ões

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por

dia

)

9 PLATAFORMAS CONCLUÍDAS EM 2013

1 milhão bpd

16ENTIDADES HOMOLOGADORAS DA OPERACIONALIDADE PARA SAÍDA DO ESTALEIRO

P-62: Sistemas Operacionais e Autorizações para Saída do Estaleiro

Sistemas que devem estar operacionais para que aplataforma tenha autorização para saída do estaleiro:

1. Salvatagem: baleeiras, botes de resgate, balsas, plano desegurança, sinalizadores e rádios portáteis;

2. Suporte à vida: habitabilidade, geração de energia, esgoto,ar comprimido, água potável, diesel, ar condicionado,movimentação de cargas e comunicação;

3. Detecção e combate a incêndio;4. Lastro e deslastro;5. Ancoragem;6. Homologação do heliponto;7. Sinalização da embarcação.

Atestado de Inscrição

Temporária (AIT)

(1, 2, 3, 4, 6 e 7)

P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13

Passe de SaídaCertificado MODU

(Mobile Offshore Drilling Unit

Safety Certificate)

(4, 5 e 7)

Habitabilidade e Segurança(sail away)

(1, 2 e 3)Termo de

Inspeção Sanitária

(2)Registro de Exportação

Saída do Estaleiro: 30/12/13

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Dez/13

30/12/13

08/01/12 17/12/12 30/12/13

29/12/1323/12/1316/12/13Dez/13

Início da Integração dos Módulos

Término da Integração dos Módulos

InícioHomologações

SRTE: A Petrobras protocolou a DIM (Declaração de Instalação Marítima) da P-62 no Ministério do Trabalho (SRTE) em 22/05/13.

17

Aprovação de Documentação de Segurança Operacional

Autorização de Produção (AJB)

Declaração de Conformidade

Cartão de Tripulação de Segurança

Certificado de Produção

Licença de Operação

1° Óleo

Saída do Estaleiro

Autorização de uso de sistemas de medição

Inspeção a bordoChegada à Locação

Exportação Ficta*

Princípio de Incêndio no Gerador Elétrico Temporário

17/12/13

O Registro de Exportação da P-62 foi emitido em16/dez/13 pela Receita Federal. No dia17/dez/13, o valor da plataforma foi computadona balança comercial. Portanto, a data de saídada P-62 em 30/dez/13 não era fator determinantepara as estatísticas do ano de 2013.

*Exportação Ficta: Ocorre quando há o registrode exportação da plataforma para o proprietáriono exterior (PNBV), para que haja a fruição dosbenefícios do REPETRO**** REPETRO, criado em 1999, destina-se aincentivar o ingresso no Brasil de ativosestrangeiros com suspensão ou isenção detributos, com o objetivo de atrair investimentos efomentar o desenvolvimento do setor de óleo egás no Brasil.

30/12/13

O gerador temporário, embarcado para apoio aocomissionamento dos sistemas não essenciais,sofreu vazamento de óleo lubrificante que, emcontato com partes aquecidas da máquina,entrou em combustão. O princípio de incêndio foicontrolado em 30 minutos pela brigada deemergência a bordo. Não houve feridos nemdano à plataforma.

10/01/14 21/01/14 14/03/14

InspeçãoSRTE-RJ (MTE) A SRTE inspecionou a P-62 nos dias 11 e12/mar/14. Nenhum serviço do comissionamentofoi interditado. A Secretaria solicitou acomprovação de NR-13 de alguns vasos eregistrou que a planta de óleo somente poderiaentrar em operação após o comissionamento emcurso. No dia 01/abr/14 foi emitido o termo desuspensão de interdição parcial. A SRTE foinovamente a bordo em 06/mai/14, liberando oinício da produção da P-62.

18/03/14 04/04/14 05/05/14 06/05/14 07/05/14 12/05/14

A plataforma P-62 iniciou produção no dia 12/mai/14 no campo de Roncador. A

produção atual é de 18 mil barris por dia e outros 8 poços serão interligados ao longo

desse ano de 2014.

P-62: Autorizações e Certificações Emitidas para Produção do 1º Óleo

SRTE-RJ

18

Evolução dos Indicadores de Segurança e Meio Ambiente da Petrobras A Cia atingiu as melhores marcas históricas no ano de 2013

Principais Iniciativas em 2012 e 2013

Taxa de Ocorrências Registráveis (TOR) x Hora Homem de Exposição ao Risco (HHER milhões)

� 2013: Melhor marca histórica do TOR – Taxa de Ocorrências Registráveis em um cenáriode contínua elevação da HHER - Hora Homem de Exposição ao Risco (em Milhões).

� Segurança dos Trabalhadores• Elaboração de Planos Específicos de Redução de Acidentes a

partir dos registros típicos de cada Área(Abastecimento: 33% dos acidentes em refinarias no ano de 2012se deu por queda. Esse número caiu para 6% em 2013);(E&P: As ocorrências mais comuns no E&P - queda e impacto -reduziram 10% de 2012 para 2013).

� Vazamentos• Desde 2012, as Áreas vem conduzindo o Plano de Vazamento

Zero, também tratado de forma diferenciada por Área.

Número de Acidentados Fatais (NAF)

Volume de Vazamento de Óleo e Derivados >1bbl (m³)(VAZO)

� 2013: Melhor marca histórica de vazamentos, que somaram 187m³, 61% inferior ao Limite deAlerta (476m³). Desde 2010 registra-se redução média de 35% ao ano no volume vazado.

187

387234

668

2013

-52%

20122010 2011

Ocorrências 57 66 71 39

5,46,86,75,9

1.013986

931928

2013

-21%

2011 20122010

HHER

TOR

13 13 47

33

1.013986

931928

2010

10

201320122011

16 13

4

Empregados empresas contratadasEmpregados próprios

HHER

A Diretoria da Petrobras aprovou em 22/05/14 a criação de Grupo de Trabalho visando à estruturação do "Plano de Redução de Acidentes e Fatalidades na Companhia", para aprovação e implementação no prazo de 30 dias.

19

Eixo 4 - Superfaturamento na Construção de Refinaria

“Indícios de superfaturamento na construção de refinarias”

2020

Refinaria RNEST: Capacidade Instalada 230 mil barris por dia

UnidadeTechint/Usiminas

Tanques Petróleo

Petróleo

GLP (UDA) GLP

Energia Elétrica

Vapor

Início

Ref: Abr/14 (US$ milhões)

Gás Ácido

Ácido Sulfúrico

Petróleo

GLP

H2

Diesel + Nafta

Diesel + Nafta

Resíduo Atmosférico

Coque Coque

ÁguaÁcida

(UDA/UCR)

TérminoTérmino

Água Ácida

Ar Comp.

Petróleo

Gás Ácido

Ácido Sulfúrico

GLP

H2

Diesel + Nafta

Diesel + Nafta

Resíduo Atmosférico

ÁguaÁcida

(UDA/UCR)Água Ácida

Coque

TREM 1

TREM 2

Águas Ácidas

Coque Trem 2

Coque

Derivados + Ácido Sulfúrico

Água Ácida

Unidade: CII (Queiroz Galvão/IESA)

Tubovias

Unidade: Enfil/Veolia

ETA (Estação de Tratamento de Águas)

Unidade: AlusaCaldeira: SES/Montcalm

CAFOR(Casa de Força)

Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)Fornos: Jaraguá

UGH (Geração de Hidrogênio)

Unidade: Conest(Odebrecht/OAS)

ETDI (Estação de Tratamento de Despejos

Industriais)

Unidade: Confab

Esferas


HDT - Diesel


HDT - Nafta

Unidade: CNCC (Camargo/CNEC)Fornos: Jaraguá

UCR (Coqueamento)


UDA (Destilação Atmosférica)

Unidade: ALUSA/CBM

Unidade de Tratamento de Águas Ácidas (UTAA)

Unidade: EBE/ALUSA

SNOX (Unidade de Abatimento de Emissões)

Unidade: ALUSA/CBM

Unidade de Tratamento de Águas Ácidas (UTAA)

Unidade: EBE/ALUSA

SNOX (Unidade de Abatimento de Emissões)


HDT - Diesel


HDT - Nafta


UGH (Geração de Hidrogênio)

Unidade: CNCC (Camargo/CNEC)Fornos: Jaraguá

UCR (Coqueamento)


UDA (Destilação Atmosférica)

Consórcio Fidens/Milplan

Pátio de Coque

Unidade: EIT/ENGEVIX

Edificações

Unidade: Invensys

CGAutomação

Unidade: Orteng

CGElétrica

Unidade: Tomé

Tanques Produto

Unidade: COEG (EGESA)

Dutos Extramuros

Unidade: SUAPE

Pier (Porto Suape)

Capacidade de Processamento: � 230 MbpdPerfil de Produtos:� Diesel: 161 Mbpd (70%)� Coque: 6.145 ton/d (18%)� Nafta: 24,1 Mbpd (11%)� Óleo Comb: 12,8 Mbpd (6%)� GLP: 10,2.Mbpd (5%)� Ácido Sulfúrico: 770 ton/d

Legenda:

On-Site Off-Site

InfraestruturaExtramuros

21

55

6677

8899

1010

1111

1212

1313Trem 1

Trem 2

Trem 2

Trem 111

Trem 2

Trem 1

22

33

44

mai//14

(7) Tqs de Petróleo (8) Tqs. Produto intermediário e Final (9) Estação de Tratamento de Água e de (10) Tratamento de Despej. Industriais (11) CAFOR (12) Esferas (13) Torres de Resfr.

Refinaria RNEST: On-Site (Unidades de Processo), Off-Site (Tanques, Tubovias, Casa de Força,...)

(1) Destilação Atmosférica (2) Coqueamento Retardado (3) Hidrorrefino e Geração de Hidrogênio (4) Pátio de coque (5) SNOx (6) Tratamento de Enxofre (Águas ácidas e MDEAs)

22

Reforço e engordamento

do Molhe

Dragagem da Bacia de Evolução

Tubovia

Porto de Suape

RNEST

Express Way

Dragagem do Canal de Acesso

Reforços dosCabeços

Extramuros: Expansão do Porto de Suape e Rodovias para atender à RNESTAumento da capacidade do porto e da logística de acesso à refinaria

Investimentos Petrobras

23

Refinaria RNEST: Realização Física 87,4%Realização Financeira 85,4%

= +On-Site, Off-Site e Infraestrutura Extramuros (Porto de Suape)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

mar

-05

dez-

05

set-0

6

jun-

07

mar

-08

dez-

08

set-0

9

jun-

10

mar

-11

dez-

11

set-1

2

jun-

13

mar

-14

dez-

14

set-1

5

jun-

16

mar

-17

dez-

17

set-1

8

jun-

19

mar

-20

dez-

20

EVTE - Fase 1 EVTE - Fase 3 PNG 14-18 Realizado Projetado

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

jan-

05

out-0

5

jul-0

6

abr-0

7

jan-

08

out-0

8

jul-0

9

abr-1

0

jan-

11

out-1

1

jul-1

2

abr-1

3

jan-

14

out-1

4

jul-1

5

abr-1

6

jan-

17

out-1

7

jul-1

8

abr-1

9

jan-

20

out-2

0

jul-2

1

EVTE - Fase 3 EVTE - Fase 1 PNG 14-18 Realizado Projetado

PNG 14-18: 15.763 MMRealizado: 15.793 MM

Acompanhamento Físico – Curva S

(%)

Acompanhamento Financeiro – Curva S

PNG 14-18: 88,5%Realizado: 87,4%

PNG 14-18: Nov 2014 = T1Mai 2015 = T2

PNG 14-18

US$ 18.496 MM

US$

MM

Referência: Abr/14.

Fase 3

US$ 13.362 MM

Fase 1

US$ 2.407 MM

Fase 3Dez/12

Fase 12S11

3 anos

+Extramuros (Rodovias = 25km)RNEST operando

Data de medição: 25/04/14

�Câmbio�Reajustes�Aditivos

�Mudança Escopo�GoM ��BR�Câmbio�Custos (B&S)

Informações válidas em 27/05/14

24

Mudança de Escopo (Fase 1 – Fase 3) e

Concepção Inicial – Não implementada US$ 2,4 bilhões• Configuração: 1 Trem com capacidade de 200 mbpd• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Merey (Venezuela)• CAPEX: referência Golfo do México• Estimativa Off-site igual On-site (baixo grau de definição)• Câmbio R$ 3,00/US$ (95% do investimento em R$)

On-Site:US$ 1,1 biOn-Site:US$ 1,1 bi

Off-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 biOff-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 bi Extramuros: US$ 0,2 biExtramuros: US$ 0,2 bi

FASE I (Identificação de Oportunidade) Aprovada em SET/2005

UDA

UCR

HDT-d

HDT-n

Trem Único

On-Site:US$ 1,8 biOn-Site:US$ 1,8 bi

Off-Site: US$ 1,72 biOff-Site: US$ 1,72 bi Infraestrutura: US$ 0,4 biInfraestrutura: US$ 0,4 bi Extramuros: US$ 0,14 biExtramuros: US$ 0,14 bi

FASE II (Projeto Conceitual) Início: SET/2005 / Fim: DEZ/2006

Trem 1 Trem 2Trem 2UDA

UCR

HDT-d

HDT-n UCR

HDT-d

HDT-n


FASE III (Projeto Básico) Início: DEZ/2006 / Fim: NOV/2009

On-Site:US$ 7,2 bi On-Site:US$ 7,2 bi

UDA

UCR

HDT-d

HDT-n

Trem 1

UDA

UCR

HDT-d

HDT-n

Trem 2

Projeto Conceitual – Não implementado US$ 4,1 bilhões• Configuração: 2 Trens de 100 mbpd com 1 UDA• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo (Sintético; maior severidade)• CAPEX: referência Golfo do México• Estimativa com lista de equipamentos e fatores de correção • Câmbio R$ 2,50/US$

Projeto Básico – Aprovado US$ 13,4 bilhões• Configuração: 2 Trens independentes de 115 mbpd (2 UDAs)• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo• CAPEX: referência Brasil• Estimativa projeto básico e FEED On-Site concluídos• Câmbio R$ 2,00/US$


FASE IV (Execução) Início: DEZ/2006 / Partida: NOV/2014

On-Site:US$ 9,3 bi On-Site:US$ 9,3 bi

UDA

UCR

HDT-d

HDT-n

Trem 1

UDA

UCR

HDT-d

HDT-n

Trem 2Execução – Em implantação US$ 18,5 bilhões• Configuração: Mantida em 2 Trens independentes de 115 mbpd• Petróleo: Mantido em mistura 50% Marlim / 50% Carabobo• Câmbio: R$ 1,97/US$• Avanço Físico: Prev.: 88,5% Real: 87,4%• Avanço Financeiro: Prev.: US$ 15,8 bilhões Real.: US$ 15,8 bilhões

Informações válidas em 27/05/14

Aumento do Investimento (Fase 4)Evolução do Projeto RNEST:

UDA: Unidade de Destilação Atmosférica; UCR: Unidade de Coqueamento Retardado; HDT-d: Hidrotratamento de Diesel; HDT-n: Hidrotratamento de Nafta

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Gestão/Operação Integrada do Parque de Refino: Unidade Geradora de Caixa

RNEST:� A Petrobras opera seus ativos de refino e

logística de forma integrada, maximizando o resultado do Sistema e não a otimização individual de cada ativo. Esse conceito é denominado Unidade Geradora de Caixa.

� Seguindo as normas contábeis internacionais(1), a Área de Abastecimento realiza anualmente o teste de impairment desses ativos de refino e logística, já incluindo os investimentos, despesas e receitas futuras geradas pela RNEST.

� Os resultados dos testes têm sido positivos, demonstrando que a sinergia da RNEST com as demais unidades do parque de refino agrega valor aos resultados da Petrobras.

� Essa avaliação foi mais uma vez referendada pela auditoria externa PricewaterhouseCoopersnas demonstrações contábeis de 2013.

(1) International Accounting Standards Board (IASB) e Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC).

Refinaria Alberto Pasqualini - REFAP

12

4

300 kbpd

300 kbpd

230 kbpd

323 kbpd

53 kbpd

8 kbpd

38 kbpd

165 kbpd

150 kbpd

239 kbpd252 kbpd

415 kbpd

178 kbpd

208 kbpd

201 kbpd

46 kbpd

2.111 kbpd

995 kbpd

0

1

2

3

4

5

6

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Carga Processada no Brasil Petrobras: Produção de Petróleo Demanda por Derivados no Brasil

RNEST Trem 1Nov/14

RNESTTrem 2Mai/15

ComperjTrem 1

Premium ITrem 1

Premium II

milh

ão b

pd

Carga Processada x Produção de Petróleo x Demanda de Derivados no Brasil (milhão bpd)

26

Atendimento aos Órgãos de Controle – RNEST

2008 2010 2011 2013 2014

Abr/2009TCU: instaurado o proc. 009.758/2009-3, cujo objeto é a metodologia por pagamento de dias parados em decorrência de chuvas.

Fev/2011TCU: 009.758/2009-3 a Petrobras submeteu à análise do Tribunal a nova metodologia de ressarcimento dos dias parados.

Apurações TCU: 24 processos, dos quais 12 estão ativos 12 encerrados.

2009

Abr/2008 TCU: instaurado o proc. 008.472/2008-3, cujo objeto é o contrato de terraplanagem. Foram apontados superfaturamento e sobrepreço, inicialmente no valor de R$ 148 milhões. Valor cautelarmente garantido por seguro.

Abr e Jul/2009 CN: RI 3812/2009 e RI 4056/2009 - solicitam informações sobre projeto de implantação da Refinaria.

2006

Jan/2006CN: RI 3527/2006 solicita convênios, memorandos de entendimentos e estudos técnicos

Mar/2008CN: RI 2338/2008 solicita contrato de terraplenagemAgo/2008CN: RI 3310/2008 –solicita informações sobre a construção da Refinaria

Ago/2009CGU: Ofício nº 26.717/2009 -análise das justificativas apresentadas em relação ao relatório do TCU. Respondido em 23/09/2009Dez/2009CGU: Ofício nº 39.716/2009 –solicita documentos referentes à execução.

Jun/2010CN: RI 4956/2010 – solicita informações sobre projeto de implantação da Refinaria.

Abr/2010TCU: instaurado o proc. 009.830/2010-3, cujo objeto é o sobrepreço de R$ 1,3 bilhão nos contratos de Unidade de Destilação Atmosférica (UDA), Unidade de Hidrotratamento (UHDT), Unidade de Coqueamento Retardado (UCR) e Tubovias.

Mar/2011TCU: instaurado o proc. 007.318/2011-1, cujo objeto é o sobrepreço, inicialmente na ordem de R$ 124 milhões, no contrato de dutos;

Jul/2011CN: RI 685/2011 – solicita informações sobre a parceria com a PDVSA.Ago/2011CN: RI 936/2011 – solicita informações sobre a execução física e financeira da Refinaria .

2012

Mar/2012TCU: instaurado o proc. 006.285/2013-9, dando continuidade às fiscalizações nos contratos de UDA, UHDT, UCR, Tubovias e Dutos.

Nov/2012CN: 2 RI’s 2546/2012 e RI 2538/2012 - solicitam planilhas em que foi constatado erro na avaliação do custo.

Fev/2011PF/PE: Instaurado Inquérito Policial -111/2011 para apurar possível responsabilidade penal. Oitiva dos gestores.

Jul/2013TCU: a irregularidade foi reclassificada de IG-P para IG-C.

Jul/2013: TCU: Acórdão nº 1771/2013 determinou a manifestação da Petrobras e a entrega de documentos. Petrobras entrega documentos solicitados e apresentou defesa (Ago e Set/2013).

Ago/2013TCU: o TCU proferiu o Acórdão nº 2290/2013 determinando à Companhia que execute as referidas garantias prestadas pelo consórcio, em R$ 19.787.834,53.Outubro/2013interposto Recurso, que se encontra pendente de julgamento.

Ago/2013TCU: Acórdão nº 2144/2013 cientificou a Petrobras para realizar pagamentos de indenização de “chuvas” nos critérios do TCU.

Jun/2013CN: RI 3068/2013 – solicita informações sobre plano de desinvestimentos.

Nov/2013CGU: Ofício nº 34.839/2013 – pede providências adotadas em razão das determinações do TCU.

Mar/2013TCU: Acórdão nº 572/2013 reclassificou de IG-P para IG-C. Out/2013: Acórdão nº 2.855/2013 julgou dispensável a aplicação de multa aos gestores da entidade em razão de suposta sonegação de documentos.

Abr/2014CGU: Ofício nº 10.491 – pede informações sobre diversos temas abordados pela imprensa.Mai/2014CGU: Ofício nº 11.641/2014 – pede informações sobre as apurações instauradas em razão das supostas irregularidades

Nota: IG-P: Irregularidade Grave com recomendação de paralização;IG-C: Irregularidade Grave sem prejuízo da continuidade.

Abr/2014Petrobras cria Comissão de

Apuração Interna, em 25/04, para avaliar procedimentos

de contratação para implantação da RNEST.

Prazo estimado: 60 dias.

graça foster: apresentação na comissão parlamentar de inquerito (27/05/2014)

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