OGX : campanha exploratória - início com Maersk

OGX Gears Up for Exploratory Campaign Offshore Brazil

OGX Petroleo e Gas Participacoes S.A.      Monday, February 16, 2009

 

OGX, the largest Brazilian independent oil and natural gas company in terms of offshore exploratory acreage, has successfully procured all of the critical elements necessary to initiate its exploratory campaign. Among the milestones reached are the implementation of a 3D seismic campaign, hiring of four semisubmersible drilling rigs, chartering of six vessels and two helicopters for logistical support, contracting of an onshore base, acquisition of all critical drilling materials to support exploration and the construction of a state-ofthe-art 3D visualization center.

"OGX has assembled a world class team with a strong track record in the Brazilian oil and gas sector. Leveraging the experience, knowledge, and relationships within this group, we were able to secure equipment and develop the necessary infrastructure to support the initiation of our exploratory campaign. We have now procured the necessary equipment to begin the initial drilling in the Campos and Santos basins ahead of our projected schedule. Although we have accelerated our timeline, we have been able to control our costs, which in some cases are actually below budget," commented Rodolfo Landim, CEO of OGX.

"Our unique portfolio encompasses approximately 7,000 km2 of offshore exploratory acreage in four Brazilian basins. We are effectively managing our business and plan to drill 51 wells in the next four years in order to prove our oil and gas reserves while developing our initial discoveries. With our solid financial position of over R$7.5 billion in cash, a well-documented risked resource profile of 4.8 billion barrels of oil equivalent and strong technical expertise, we are well on our way to achieving our goal of transforming these resources into proven
reserves," added Landim.

During the past six months, OGX has reached important milestones and secured critical elements of its exploratory campaign, notably:

• Seismic Campaign: 3D seismic data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins was fully completed in December 2008. Seismic acquisition in the Espirito Santo blocks is well under way and seven months ahead of the original timetable. Existing 3D seismic data for the Santos basin has been further improved with modern special reprocessing techniques, and is already available to OGX's interpretation team. Data interpretation will be complete by mid-2009 for our blocks in the Campos, Santos and Para- Maranhao basins, while Espirito Santo will be ready by December 2009;
• Drilling Rigs: OGX hired four semisubmersible rigs, three of them from Diamond Offshore and one from Pride International, which will allow the Company to carry out its entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins. Two rigs are starting in September 2009, another will begin in October and the last one is scheduled to start in the beginning of 2010, but can be anticipated;
• Logistics: The Company has chartered six vessels, five of which are being built in Brazil, and two helicopters to transport personnel and goods to the offshore drilling rigs operating in the Campos and Santos basins. This equipment was contracted from world-class contractors including Edison Chouest, Norskan Offshore and Aeroleo. In addition, the Company secured with Briclog its onshore base in the city of Rio de Janeiro, where supplies will be stored and handled into and out of the vessels;
• Drilling Services and Equipment: All critical drilling materials, services and equipment have been secured from leading international suppliers, including wellheads from Vetco, a wholly-owned subsidiary of General Electric, casings from V&M do Brasil, and drilling fluid from MI-SWACO. In addition, the Company has hired engineering services from Schlumberger and Halliburton and casing running services from Frank's International. Orders for materials to be used in the six wells to be drilled in 2009 have been placed;
• 3D visualization center: OGX has built a state-of-the-art visualization center at their Rio de Janeiro headquarters to further enhance integration between the various expert teams, improve decision-making processes and increase productivity.

"By the end of the second quarter, we will begin drilling in the Santos basin with our partner and operator, Maersk Oil. Following this, we will drill two wells in the Campos basin beginning in September after arrival of the first two rigs. Upon completion of the first two wells operated by OGX, we expect to begin drilling two additional prospects in the Campos basin, which will most likely begin towards the end of 2009 and continue into early 2010. Our sixth well scheduled for 2009 will be in the Santos basin and should start in November after we receive our third rig," concluded Landim.

OGX vai dar a partida em sua campanha exploratória

Por Beatriz Cardoso

Fonte: OGX

Data: 12/02/2009 11:30

Maior empresa brasileira privada de óleo e gás natural em termos de área exploratória marítima, OGX Petróleo e Gás Participações S.A. anuncia que assegurou todos os itens críticos necessários para iniciar sua campanha exploratória.

 Entre os principais marcos destacam-se a execução da campanha sísmica 3D, a contratação de quatro sondas de perfuração semisubmersíveis, seis embarcações e dois helicópteros para apoio logístico, base portuária, além de todo o material crítico que suportará as atividades exploratórias. Também foi finalizada a construção da sala de visualização 3D, representando o "estado da arte" em infra-estrutura.

 "A OGX reúne uma equipe técnica de forte reputação e histórico no segmento de óleo e gás brasileiro. Esta experiência, associada ao grande conhecimento da equipe, nos possibilitou contratar os equipamentos e desenvolver a infra-estrutura necessária para iniciar nossa campanha exploratória. No momento, estão assegurados os equipamentos necessários às perfurações nas Bacias de Campos e Santos, antecipando o cronograma originalmente proposto. Mesmo realizando as contratações em menor tempo, fomos capazes de controlar os custos, que em alguns casos, estão abaixo do orçamento," comentou Rodolfo Landim, CEO da OGX.

 "Nosso portfolio totaliza aproximadamente 7.000 km² de área exploratória marítima em quatro bacias brasileiras. Estamos executando efetivamente nosso plano de negócios, que contempla a perfuração de 51 poços nos próximos quatro anos, de modo a provar nossas reservas de óleo e gás natural, enquanto desenvolvemos nossas descobertas iniciais. A sólida posição financeira da OGX, que ultrapassa R$ 7,5 bilhões em caixa, associada aos 4,8 bilhões barris de óleo equivalente de recursos riscados e à forte expertise técnica, nos permitem alcançar nossa meta de transformar nossos recursos em reservas provadas", adicionou Landim.

 Desde sua criação, em julho de 2007, a companhia estabeleceu posição de destaque no setor brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás natural por meio de um portfolio de blocos diversificado e de alto potencial exploratório. Este portfolio inclui 22 blocos exploratórios nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo e Pará-Maranhão. Baseado nas informações provenientes do estudo de viabilidade da DeGolyer&MacNaughton, os blocos exploratórios da OGX contêm recursos líquidos riscados de 4,835 bilhões de barris de óleo equivalente, considerando uma probabilidade de sucesso exploratório de 27%.Com isso, seu valor de mercado é hoje de US$ 8,5 bilhões.

Elementos críticos

 Ao longo dos últimos seis meses, a OGX alcançou importantes marcos e assegurou elementos críticos para o desenvolvimento de sua campanha exploratória, tais como:

 Campanha Sísmica: a aquisição de dados sísmicos 3D nas bacias de Campos e Pará-Maranhão foi finalizada em dezembro de 2008 e, na Bacia do Espírito Santo, este levantamento encontra-se avançado e sete meses à frente do cronograma originalmente proposto. Os dados 3D existentes na bacia de Santos foram reprocessados com as mais modernas tecnologias e já encontram-se à disposição para interpretação. Estima-se que em meados de 2009, os dados sísmicos 3D das bacias de Campos, Santos e Pará-Maranhão já estejam interpretados pela equipe da OGX. Para a Bacia do Espírito Santo estima-se que os dados estejam interpretados até dezembro de 2009;

 Sondas de perfuração: a OGX contratou quatro sondas de perfuração semi-submersíveis, três delas da Diamond Offshore e uma da Pride International, o que nos permitirá executar toda a campanha exploratória nas bacias de Campos e Santos. Duas sondas iniciarão suas operações em setembro de 2009 e uma em outubro. A última unidade começará suas atividades no início de 2010, podendo ser antecipada;

 Logística: foram contratadas seis embarcações, cinco das quais em construção no Brasil, e dois helicópteros para o transporte de equipamentos, materiais e pessoas às plataformas em operação nas bacias de Campos e Santos. Estas contratações foram realizadas com fornecedores mundialmente conhecidos como Edison Chouest, Norskan Offshore e Aeróleo. Adicionalmente, a OGX contratou a Briclog como base portuária na cidade do Rio de Janeiro, onde materiais e suprimentos serão estocados e carregados às embarcações;

 Serviços de Perfuração e Equipamentos: todos os materiais, serviços e equipamentos críticos para a perfuração foram contratados com fornecedores reconhecidos internacionalmente, tais como cabeça de poço com Vetco, subsidiária da General Eletrics, revestimentos com a V&M do Brasil e fluido de perfuração com a MI-SWACO. Também foram contratados serviços de engenharia com a Schlumberger e Halliburton, além de serviços relacionados ao manuseio e operações com tubos de revestimento com a Frank's International. Todo o material necessário para a perfuração dos seis poços em 2009 já foi encomendado;

 Sala de visualização 3D: a OGX construiu uma sala de visualização 3D na sede da companhia, no Rio de Janeiro, representando o "estado da arte" em tecnologia, que permitirá a análise do perfil geológico das bacias marítmas em terceira dimensão e de forma integrada entre as equipes técnicas da companhia. Isso permitirá aprimorar o processo de decisão e ampliará a produtividade da companhia e seus projetos.

 "No final do segundo trimestre começaremos a perfurar na bacia de Santos em conjunto com nosso parceiro e operador, Maersk Oil. Em seguida, perfuraremos dois poços na bacia de Campos, começando em setembro, após a chegada das duas primeiras sondas de perfuração. Após estes dois poços iniciais, ainda esperamos iniciar a perfuração de mais dois poços nesta bacia no final de 2009, o que se estenderá até 2010. Nosso sexto poço previsto para 2009 será na bacia de Santos, cuja perfuração deverá começar em novembro, após a chegada de nossa terceira sonda," concluiu Landim.

 Para informações adicionais, a OGX disponibilizou uma apresentação em seu website, http://ogx.infoinvest.com.br/static/ptb/arquivos/apresentacao_comunicado_port.pdf, onde fornece mais detalhes e figuras do material, serviços e equipamentos contratados para sua campanha exploratória inicial.

 

Plano de negócios: Gás e Energia

Petrobras apresenta Plano de Negócios para a área de Gás e Energia

Fonte: Agência Petrobras

Data: 11/02/2009 09:56

A área de Gás e Energia da Petrobras prevê investimentos de US$ 10,6 bilhões no Plano de Negócios (PN) 2009-2013. O volume é 70% superior ao previsto no PN 2008-2012, que foi de US$ 6,2 bilhões. Do total previsto para investimento entre 2009 e 2013, US$ 5,2 bilhões serão em novos projetos; e US$ 5,4 bilhões, em projetos em andamento.

Os objetivos são fortalecer a liderança da companhia no mercado brasileiro de gás natural, com atuação internacional, e ampliar o negócio de geração de energia elétrica no país, estabelecendo flexibilidade no suprimento e no atendimento às demandas, bem como flexibilizando a oferta aos mercados térmico e não-térmico.

Dos investimentos no PN 2009-2013, US$ 8,2 bilhões serão destinados à conclusão de obras de expansão das malhas Sudeste e Nordeste e à construção de novos terminais de gás natural liquefeito (GNL). Um total de US$ 2,4 bilhões será investido na conclusão de usinas termelétricas e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), e na participação em novos negócios em energia elétrica, incluindo usinas eólicas.

Suprimento

Para 2013, a Petrobras tem como meta atender uma demanda de 135 milhões m³/dia de gás natural. Este volume será distribuído da seguinte forma: 49 milhões m³/dia para o mercado termelétrico; 41 milhões m³/dia, industrial; e 45 milhões m³/dia para outro usos (veicular, residencial, comercial e consumo interno da área de Abastecimento). Em 2008, o consumo de gás natural total foi de 58 milhões m³/dia. De 2009 a 2013, a produção nacional de gás natural passará de 32 milhões m³/dia para 73 milhões m³/dia.

Para atender a demanda projetada para 2013, a meta da Petrobras é ofertar 73 milhões m³/dia da produção nacional, manter a importação de 30 milhões m³/dia da Bolívia e complementar a oferta com 32 milhões m³/dia via GNL.

Estratégias PN 2009-2013

As estratégias do segmento Gás e Energia contidas no PN 2009-2013 são:

• Agregar valor ao uso do gás natural na monetização das reservas da Petrobras;
• Assegurar flexibilidade para a comercialização de gás natural nos mercados termelétrico e não-termelétrico;
• Equilibrar o binômio competitividade e rentabilidade do gás natural frente aos energéticos concorrentes;
• Atuar de forma global e verticalizada no mercado de GNL;
• Consolidar o negócio de energia elétrica, de forma competitiva e rentável, otimizando o parque de geração elétrica; e
• Investir em geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis

O PN 2009-2013 traz ações que representarão a conclusão do primeiro ciclo da área de Gás e Energia, criada em 2000. Este primeiro ciclo, que termina em 2010, é marcado pela implantação de projetos que permitirão a consolidação do gás natural na matriz energética brasileira, evidenciado pela entrada em operação do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), pelo crescimento do consumo do mercado não-termelétrico nesse período, pela diversificação das fontes de suprimento, por meio de terminais de GNL, e pelo aumento do parque de geração de energia elétrica.

Na Petrobras, o crescimento na capacidade instalada de geração de energia ocorreu primeiro, com a conclusão, até 2004, dos projetos que faziam parte do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), e, posteriormente, com a construção e incorporação de novas usinas a gás natural, óleo diesel e óleo combustível, já dentro do novo modelo de contratação do setor elétrico - o Ambiente de Contratação Regulado (ACR), estabelecido pela Lei 10.848, de 2004.

Neste primeiro ciclo foram realizados investimentos para o aumento da oferta de gás nacional – como o Plangás -, na ampliação e integração da malha de gasodutos e na implantação dos dois primeiros terminais de regaseificação de GNL do Brasil.

A malha de gasodutos passou de 5.451 km de extensão, em 2003, para 6.933 km, em 2008. Até 2010, atingirá 9.228 km de extensão. O parque de geração de energia elétrica, que encerrou 2008 com 5.899 MW de capacidade instalada, terá 7.135 MW, em 2010. O terminal de GNL de Pecém (7 milhões m3/dia) está em operação comercial; e o da Baía de Guanabara (até 20 milhões m3/dia), em fase de testes.

O segundo ciclo de investimentos da área de Gás e Energia será marcado pela expansão do fornecimento de gás natural para novas usinas termelétricas com a opção de colocação do gás nos mercados interno e externo, liquefazendo-o.

O PN 2009-2013 prevê investimentos para escoamento da produção do pré-sal, construção de novos terminais de GNL e de usinas de geração de energia elétrica.

Novos Projetos em gás natural e energia elétrica

Entre os novos projetos na área de gás natural, o destaque é a construção de novos terminais de GNL, devendo o terceiro, com capacidade de 14 milhões m3/d, estar operando até 2013 e o quarto terminal imediatamente após.

Outros projetos serão desenvolvidos neste período, como a unidade de liquefação flutuante, denominado "GNL embarcado", apontado como uma opção logística para o escoamento do gás do pré-sal destinando sua produção aos terminais de regaseificação instalados na costa brasileira e até para exportação nos períodos em que a demanda termelétrica estiver reduzida ou o mercado interno, chamado "mercado secundário" ou "mercado spot", não demandar volumes adicionais, por determinados períodos.

Outro projeto em desenvolvimento com vistas ao amadurecimento da integração entre os setores de gás natural e energia elétrica é a planta de GNL on-shore. Esta unidade – de importação, estocagem e exportação de GNL para os mercados interno e externo - estará sendo concebida com o objetivo de balancear e otimizar a volatilidade das operações de gás natural para geração termelétrica.

Também estão previstas a construção de mais 307 km de gasodutos e a instalação de estações de compressão. O objetivo é permitir o escoamento da produção do pré-sal e reforçar a capacidade de transporte da malha existente no Sudeste e no Nordeste. Estes novos projetos demandarão investimentos de US$ 3,7 bilhões, no período de 2009 a 2013.

Na área de energia, a Petrobras planeja consolidar sua participação como agente neste mercado, participando de futuros leilões de energia elétrica, equilibrando o binômio competitividade-rentabilidade da geração a gás natural. A estratégia da companhia também contempla investimentos em fontes renováveis.

Como direcionadores de sua atuação nos negócios de energia, a participação da companhia pode se dar como fornecedora de gás natural para usinas de terceiros, prestadora de serviços de logística (shipping GNL, regaseificação GNL/GNC e transporte GNC), geradora de energia elétrica em unidades próprias ou uma combinação das opções citadas, considerando, inclusive, a busca de parcerias estratégicas com outros agentes. Os investimentos em projetos novos no segmento energia elétrica somam US$ 1,4 bilhão.

Em 2013, os compromissos assumidos pela Petrobras, como geradora de energia elétrica e fornecedora de gás natural para termelétricas alcançarão 8.787 MW. Deste total, 6.659 MW referem-se ao montante de energia existente e 2.128 MW, aos leilões de energia A-3 e A-5, realizados em 2007 e 2008.

Projetos em andamento em gás natural e energia elétrica

Na carteira de projetos em andamento, o Plano de Negócios 2009-2013 contempla a conclusão de 10 obras de gasodutos (2.543 km de extensão), a instalação de novas estações de compressão e pontos de entrega, e a ampliação da capacidade do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) entre São Paulo e Paraná, por meio de novas estações de compressão. Os investimentos previstos nestes projetos são de US$ 4,52 bilhões.

Entre os principais projetos em andamento está o terceiro e último trecho do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), o Cacimbas (ES) – Catu (BA), com 946 km de extensão. A obra já conta com 53% da construção e montagem concluída e deve ser finalizada no primeiro semestre de 2010. O empreendimento permitirá a interligação das malhas das duas regiões.

Também serão concluídas as obras de cinco PCHs (125,4 MW), cinco usinas termelétricas (a gás natural, óleo diesel e óleo combustível, totalizando 973 MW) e a instalação de ciclo combinado de duas unidades (Luis Carlos Prestes, no Mato Grosso do Sul, com 262 MW; e Sepé Tiarajú, no Rio Grande do Sul, com 161 MW). Estes empreendimentos demandarão investimentos de US$ 926 milhões.

BM-S-9 : Drilling continues

Petrobras Resumes Subsalt Drilling Near Guara, Carioca Finds RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Jan. 29, 2009 (rigzone) Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro resumed drilling Wednesday in a key subsalt exploration block in the promising Santos Basin, according to the country's National Petroleum Agency. The Ocean Clipper rig started drilling in the Santos Basin's BM-S-9 block, ANP data showed. Two previous pioneer wells in the BM-S-9 block yielded the promising Guara and Carioca discoveries. The drill rig will target a total depth of 5,592 meters, operating at a water depth of 2,140 meters, ANP data showed. Petrobras is lead operator of the block with a 45% stake. BG Group has a 30% interest in the block, while Spain's Repsol YPF holds a 25% share. The BM-S-9 block is part of a group of four blocks that many industry experts and government officials believe contains a massive geological structure that could hold more than 30 billion barrels of oil -- and possibly much more. The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22. In 2008, nearly all of the test wells drilled in the region showed signs of oil or natural gas, resulting in the announcement of such finds as Bem-te-vi, Caramba, Carioca and Guara. The last block in the area to be tested, BM-S-22, also showed promising signs. Last week, ExxonMobil notified the ANP that a test well, dubbed Azulao, showed traces of oil. ExxonMobil started the drilling program in October. Devon Separately, drilling also started at the BM-BAR-3 offshore block in the Barreirinhas Basin. U.S. independent Devon Energy has contracted the Deepwater Discovery rig to start drilling. The rig will target a depth of 4,825 meters in water 2,335 meters deep. Devon holds a 100% stake in the exploration block.

Petrobras Descobre Gás em Águas Rasas da Bacia de Santos

Descoberta de Importante Acumulação de Gás em Águas Rasas da Bacia de Santos
Rio de Janeiro, 26 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA, BCBA: APBR/APBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica que o Consórcio formado pela Petrobras (63% - Operadora) e Repsol (37%), para a exploração do Bloco BM-S-7, informa que a perfuração do poço 6-BRSA-661-SPS (6-SPS-53), localizado em águas rasas da parte sul da Bacia de Santos, no estado de São Paulo, comprovou a presença de espessa coluna de gás em reservatórios acima da seção salífera.
Este poço está localizado a cerca de 210 Km a sudeste da cidade de Santos, na costa do Estado de São Paulo, em lâmina d'água de 214 m (Figura abaixo). Sua perfuração faz parte das atividades exploratórias do Plano de Avaliação do poço 1-BSS-68, aprovado pela ANP, que havia constatado a presença de gás em reservatórios arenosos da seção pós-salífera.
A descoberta foi confirmada através de testes a cabo realizados nos reservatórios arenosos situados a partir de 3970 metros de profundidade.
O Consórcio dará continuidade às atividades exploratórias através da realização de testes de formação a serem realizados nos intervalos de gás já constatados, quando então será possível declarar a comercialidade desta jazida.
Esta descoberta tem grande importância devido ao potencial de produção de gás em águas rasas no sul da Bacia de Santos.

PETROBRAS: Plano de Negócios 2009 - 2013

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

Companhia Aberta 

Plano de Negócios 2009 - 2013

 Rio de Janeiro, 23 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA, BCBA: APBR/APBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica que seu Conselho de Administração aprovou, nesta data, o Plano de Negócios 2009-2013.

 O Plano de Negócios 2009-2013 tomou como premissa o posicionamento estratégico definido no Plano Estratégico 2020. O Plano foi revisto e atualizado, levando-se em consideração mudanças no panorama da indústria quanto às incertezas macroeconômicas, os novos níveis de preços, oferta e demanda de petróleo & derivados, custos, aspectos geopolíticos e recursos críticos.  

 O Plano de Negócios não incorporou possíveis reduções de custos, no entanto, a companhia reconhece que o cenário é de queda nos preços e vai trabalhar fortemente para reduzir os custos dos bens, produtos e serviços usados em seus investimentos.

 Mantendo o comprometimento de desenvolvimento sustentável temos como meta a ampliação da atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia.

 A Visão da companhia de se tornar uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo, tendo como pilares desse desenvolvimento a rentabilidade, responsabilidade social e ambiental e crescimento integrado, também foi mantida.

 O Plano de Negócios 2009-2013 mantém metas agressivas de crescimento para a Companhia e incorpora recursos destinados a exploração e desenvolvimento das descobertas de petróleo na chamada camada pré-sal. 

 De acordo com o estabelecido no Plano de Negócios 2009-2013 as metas de produção de petróleo no Brasil são as seguintes: 2.680 mil barris de óleo por dia (bpd) em 2013, 3.340 mil bpd em 2015 e 3.920 mil bpd em 2020.

 Além do Sistema Piloto de Tupi, que iniciará produção em 2010, estão previstos para o período (2009-2013) três sistemas para produzir no pré-sal da Bacia de Santos sendo Tupi 1 e Guará 1 em 2012 e Iara 1 em 2013. A adição de novos projetos de produção fez com que a meta 2015 do PN 2008-2012, de 2.812 mil bpd, se elevasse em 528 mil bpd.

 Incluindo o gás natural, a produção doméstica alcançará 3.310 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2013, 4.140 mil boed em 2015 (685 mil boed a mais do que a meta do PN 2008-2012) e 5.100 mil boed em 2020.  

 No refino, a carga fresca processada no Brasil em 2013 será de 2.270 mil bpd. Estamos reafirmando nossa estratégia de crescer a capacidade de refino, buscando o equilíbrio com o crescimento da produção de petróleo da Petrobras, atendendo os níveis de qualidade de produtos requeridos pelo mercado. Nesse sentido, em 2011 entra em operação a Refinaria Abreu e Lima (Pernambuco). Em 2012 entra em operação o COMPERJ, em 2013 a refinaria Premium I e em 2014 a Premium II.

   As metas internacionais também refletem o crescimento integrado da Companhia com estimativas de produção de óleo e gás de 341 mil boed em 2013.

 A estimativa de produção de óleo e gás da Petrobras no Brasil e no exterior para 2013 é de 3.651 mil boed. 

Metas Corporativas
Indicadores	Realizado 2008	Metas 2013	Previsão 2015	Previsão 2020
Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil (Mil boed)	2.176	3.310	4.140	5.100
Produção de Óleo e Gás Natural - Total (Mil boed)	2.400	3.651	4626	5.732
Carga Fresca Processada - Brasil (Mil bpd)	-	1.859	2.053	3.012

Considerando, pela primeira vez, as descobertas da camada pré-sal na Bacia de Santos, o plano prevê investimentos de US$ 174,4 bilhões, até 2013, representando uma média de US$ 34,9 bilhões por ano, sendo 90% (US$ 157,3 bilhões) no Brasil e 10% (US$ 16,8 bilhões) no exterior. Este montante representa um aumento de 55% em relação ao Plano anterior.

 Quando comparado como PN 2008-2012 destaca-se o crescimento dos investimentos nos segmentos de E&P (aumento de 71%) cujo montante deve atingir US$ 92 bilhões, ou 53% dos US$ 174,4 bilhões aprovados para o período 2009-13. O segmento de Abastecimento, com 27% de participação, teve seus investimentos elevados para US$ 46,9 bilhões, representando 46% de aumento na comparação com o plano anterior. Destaca-se também o crescimento dos investimentos em Gás e Energia em 139%, representando 7% do total. Na atividade internacional, os investimentos seguem concentrados na área de Exploração e Produção, com foco na América Latina, Oeste da África e Golfo do México e o segmento de biocombustíveis receberá US$ 2,4 bilhões, por meio da nova subsidiária, Petrobras Biocombustível.  

 O crescimento dos investimentos deve-se a: US$ 47,9 bilhões referentes a novos projetos, US$ 17 bilhões referentes a aumento de custos devido ao aquecimento do mercado de equipamentos e serviços para o setor, US$ 2,9 bilhões em razão da alteração da premissa cambial e o restante referente a outros fatores tais como mudança no escopo dos projetos, no modelo de negócio, etc.

 Dos US$ 47,9 bilhões em novos projetos, a área de E&P responde por 76,4% do montante, ou seja, US$ 36,6 bilhões. Pela primeira vez a companhia está empenhando esforços significativos na avaliação, desenvolvimento e produção de descobertas na chamada camada pré-sal das Bacias de Santos e do Espírito Santo. Dos novos projetos, cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se com o desenvolvimento do Pré-Sal.

 Em 2013, a meta de produção de óleo para o pré-sal é de 219 mil bpd. Já em 2015 essa produção atingirá 582 mil bpd e em 2020 1.815 mil bpd. Em 2013 a produção de gás natural do pré-sal disponibilizada para venda deve atingir aproximadamente 7 MMm3/d e em 2020 cerca de 40 MMm3/d.  

Investimentos (US$ bilhões)
Indicadores	Plano  2008-2012	Plano 2009-2013	Diferença (%)
Exploração & Produção	65,1	104,6	61%
Abastecimento (R T C)	29,6	43,4	47%
Gás & Energia	6,7	11,8	76%
Petroquímica	4,3	5,6	30%
Distribuição	2,6	3,0	15%
Biocombustível	1,5	2,8	87%
Corporativo	2,5	3,2	28%
Total	112,4	174,4	55%

A revisão do plano incorporou o novo cenário econômico e financeiro mundial, incluindo seus efeitos sobre o preço do petróleo, dentre outras variáveis. No entanto, se por um lado as flutuações de preço afetam as expectativas de receita no curto-prazo, o que pode acarretar em necessidades de substanciais captações durante 2009 e 2010, para fazer frente aos volumes de investimento, o consenso de mercado de preço médio do Brent para o período 2009-20013 é significativamente superior ao preço atual da commodity, o que leva o plano a ser consideravelmente 'autofinanciável'.

 Apesar da crise financeira atual, o balanço entre oferta e demanda de petróleo no longo prazo encontra-se apertado. Espera-se para o ano de 2009 uma capacidade excedente de produção em função da queda de demanda, fenômeno não observado desde 2000, no entanto, tal fenômeno não deve perdurar já que, a nível mundial, há esgotamentos dos campos existentes e um grande esforço de investimento está sendo direcionado para compensar o declínio de produção. A Petrobras trabalha com um preço médio do Brent de US$ 42 para analise de financiabilidade, alavancagem e retorno.    

 A meta de alavancagem financeira média de 25-35% está mantida e a Petrobras continuará buscando financiamento em várias fontes de recursos no Brasil e no exterior, seja no mercado de capitais, bancário, de securitização, agências de fomento, etc.

 Durante a revisão do Plano, também foram analisadas as premissas quantitativas relacionadas ao crescimento da economia mundial, taxa de câmbio, preços e margens do petróleo e derivados.

 Para 2009 estão previstos investimentos de US$ 28,6 bilhões. Baseado ao preço médio de US$ 37 para o Brent, há necessidade de captar será de US$ 18,1 bilhões. Hoje já temos assegurado um volume de US$ 11,9 bilhões através do BNDES e mais US$ 5,0 bilhões de outras fontes.