Informe de Actividades 2010


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Sumario PERFIL, MISIÓN, VISIÓN 2020 PRINCIPALES INDICADORES MENSAJE DEL PRESIDENTE RESULTADOS Y GESTIÓN - Análisis del mercado de petróleo - Estrategia y desempeño empresarial - Desempeño de las acciones - Gobierno Corporativo - Gestión de riesgos - Financiaciones - Recursos Humanos NEGOCIOS - Exploración y Producción - Refinación y Comercialización - Petroquímica - Transporte - Distribución - Gas natural - Energía eléctrica BIOCOMBUSTIBLES INTERNACIONAL - Actuación internacional - Desarrollo de los negocios Investigación y Desarrollo RESPONSABILIDAD SOCIAL Y AMBIENTAL - Gestión en Responsabilidad Social - Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud ORGANIZACIÓN GENERAL DE PETROBRAS


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Perfil Empresa líder del sector petrolífero brasileño fundada en 1953. Petrobras es una sociedad anónima de capital abierto que llega al final de 2010 como la tercera mayor compañía de energía del mundo, en base al valor de mercado, según el ranking de la consultora PFC Energy. En la industria de petróleo, gas y energía, actúa de forma integrada y especializada en los segmentos de exploración y producción, refinación, comercialización, transporte, petroquímica, distribución de derivados, gas natural, energía y biocombustibles. Misión Actuar de forma segura y rentable con responsabilidad social y ambiental en los mercados nacional e internacional, suministrando productos y servicios adecuados a las necesidades de los clientes y contribuyendo al desarrollo de Brasil y de los países donde actúa. Visión 2020 Seremos una de las cinco mayores empresas integradas de energía del mundo y la preferida por nuestros públicos de interés. Atributos de la Visión 2020 Nuestra actuación se destacará por: • Fuerte presencia internacional • Referencia mundial en biocombustibles • Excelencia operativa, en gestión, eficiencia energética, recursos humanos

y tecnología • Rentabilidad • Referencia en responsabilidad social y ambiental • Compromiso con el desarrollo sustentable


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POSICIÓN ACCIONARIA AL CIERRE DE 2010 Capital Votante - Acciones Ordinarias

63,6%

20,5%

2,5%

8,0%

5,4%Gobierno Federal

ADR Nivel 3

FM P - FGTS Petrobras

Extranjeros (Resolución nº 2689C.M .N)

Demás personas físicas y jurídicas

Capital No Votante - Acciones Preferentes

26,4%14,0%

31,6%28,0%

Gobierno Federal

ADR Nivel 3

Extranjeros (Reso lución nº 2689C.M .N)


Capital Social

23,0%

1,4%

9,1%

18,2%

48,3%

Gobierno Federal

ADR Nivel 3

FM P - FGTS Petrobras

Extranjeros (Resolución nº 2689C.M .N)


PRINCIPALES INDICADORES

Producción de Petróleo, GNL, Condensado y Gas Natural (mil boed)

1.923 1.920 1.980 2.113 2.155

374 381 420 413 428

2006 2007 2008 2009 2010

Petróleo, GNL y Condensado Gas Natural

2.3012.297 2.400 2.526 2.583

Reservas Probadas de Petróleo, GNL, Condensado y Gas Natural - Criterio ANP/SPE (mil millones de boe)

12,3 12,4 12,5 12,6 13,4

2,7 2,6 2,6 2,32,6

2006 2007 2008 2009 2010


15,015,0 15,116,0

14,9

Ganancia Neta Consolidada (R$ millones)

25.91921.512

32.98830.051

35.189

2006 2007 2008 2009 2010

'

Ganancia/Acción Consolidado (R$/acción)

2,95

2,45

3,763,43 3,57

2006 2007 2008 2009 2010


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Índice de Endeudamiento de Petrobras

28%23% 21%

15% 13%19%

26%31%

17%16%

2006 2007 2008 2009 2010

Endeudamiento Corto Plazo/Endeudamiento Total

Endeudamiento Neto/Capitalización Neta

Endeudamiento Bruto Consolidado (R$ mil millones)

13,1 9,0 13,9 15,715,6

50,8

86,9

30,833,5

102,2

26,7

18,848,8

73,4

62,1

2006 2007 2008 2009 2010

Corto Plazo Largo Plazo Endeudamiento Neto

Derrames de Petróleo y Derivados (m³)

293

386436

254

668

2006 2007 2008 2009 2010

Valor de Mercado vs. Valor Patrimonial (R$ mil millones)

380307230

430

224

347

164144114

98

2006 2007 2008 2009 2010

Valor de Mercado Valor Patrimonial


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MENSAJE DEL PRESIDENTE Tres grandes realizaciones marcaron el año 2010: el inicio de la operación del sistema piloto del campo de Lula, en el área de acumulación conocida como Tupi, en el presal de la cuenca de Santos; la captación de R$ 120,2 mil millones por la mayor oferta pública de acciones ya realizada en el mundo; y la firma del Contrato de Cesión Onerosa, que aseguró a la compañía el derecho a producir 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) en áreas no licitadas del presal. La dedicación de Petrobras en explorar nuevas fronteras de negocios llevó a esas conquistas, que fortalecen a la compañía. Petrobras cuenta con una robusta cartera en el presal de la cuenca de Santos, la región exploratoria más prometedora de la costa brasileña. La operación de capitalización suministró a la compañía los recursos para el Contrato de Cesión Onerosa, así como para la financiación del plan de Negocios 2010-2014, que prevé inversiones de US$ 224 mil millones. El beneficio neto ascendió a 35,2 mil millones, valor el 17% superior al de 2009, lo que refleja la expansión de la economía brasileña, el crecimiento de la producción de petróleo y gas natural, el aumento de los volúmenes de venta de derivados en el mercado brasileño y la recuperación de las cotizaciones internacionales de petróleo. La producción brasileña de petróleo y líquidos de gas natural alcanzó los 2.004 mil barriles de petróleo por día (bpd), volumen el 1,7% superior al registrado en 2009, debido, sobre todo, a la entrada en operación de nuevas plataformas. La producción de gas natural en Brasil ascendió a 56,6 millones de m³/día, lo que representa un aumento del 5,6% con relación al año anterior. El volumen total de petróleo y gas natural producido por Petrobras en 2010 fue de 2.583 mil boed, de los cuales 245 mil provienen de unidades en el exterior. Las reservas probadas de petróleo y gas natural de la compañía, según el criterio ANP/SPE, alcanzaron los 15,986 mil millones de boe al cierre de 2010, lo que representó un aumento del 7,5% con relación a 2009 gracias a la incorporación de nuevos descubrimientos, como los campos de Lula y Cernambi. El índice de reposición de reservas fue del 229%, es decir, para cada barril de petróleo equivalente producido, Petrobras agregó 2,29 barriles a sus reservas. Los excelentes resultados obtenidos en 2010 comprueban la correcta dirección estratégica de Petrobras. En el año se invirtieron R$ 76,4 mil millones, el 8% superior a 2009. Las inversiones se destinaron, principalmente, al aumento de la producción de petróleo y gas natural, a la mejora y ampliación del parque de refinación, a la contratación de nuevas embarcaciones para transporte de sus productos, y a la conclusión de obras de la red de ductos que interconecta a todos los grandes mercados de Brasil. Las inversiones de gran porte en cada segmento en que la compañía opera consolidan la posición de Petrobras como compañía integrada de energía.


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Del total invertido, la mayor parte, el 42%, se dirigió al área de Exploración y Producción, que recibió 32,4 mil millones, valor el 5% superior al año 2009. Las inversiones tuvieron por objeto aumentar la producción y las reservas de petróleo y gas natural. En el presal, se destacó la entrada en operación del sistema piloto de Lula, con capacidad nominal de 100 mil barriles por día de petróleo y de 5 millones de m3 de gas natural. En el área de Abastecimiento, se invirtieron R$ 28,0 mil millones, lo que equivale a un aumento del 70% con relación al año anterior. La compañía dio continuidad a las obras de instalación de la refinería Abreu e Lima y del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj), además de haber iniciado el proyecto de dos refinerías Premium, siempre con el objeto de valorizar el petróleo producido en Brasil y asegurar el abastecimiento del mercado brasileño de derivados. El área de Gas y Energía invirtió R$ 4,9 mil millones, valor correspondiente al 6% del total. Dichos recursos se destinaron, sobre todo, a la integración de las redes Sudeste-Nordeste de gasoductos, principalmente a través del Gasene, lo que viabilizará la diversificación y flexibilización de las fuentes de abastecimiento de gas natural. Para ampliar su participación en los negocios de biodiesel y etanol, la compañía invirtió en esta área R$ 1,2 mil millones, equivalentes al 2% del total. En el área de Distribución, Petrobras siguió expandiendo su participación en el mercado y mantuvo el liderazgo en el mercado local de combustibles con una participación de mercado del 38,8%. Para ello, invirtió R$ 895 millones, equivalentes al 1% del total, principalmente en los proyectos del mercado automotor y en las áreas de logística y operaciones. Nuestro desempeño es el fruto de inversiones masivas en desarrollo tecnológico y en la calificación de empleados aliadas al compromiso permanente con la adopción de buenas prácticas de gobierno corporativo. Año tras año, Petrobras queda en evidencia mundialmente por el pionerismo tecnológico en la exploración y producción de petróleo. Petrobras es la compañía brasileña que más invierte en I&D. En 2010, invirtió R$ 1,8 mil millones en dicha área, con destaque para la duplicación del Centro de Investigaciones, uno de los mayores del mundo, fundamental para el desarrollo de nuevas tecnologías para todos los segmentos de actuación de la compañía, especialmente la producción de petróleo en el presal. Para hacer frente a los desafíos empresariales y a la expansión de los negocios de la compañía, el Sistema Petrobras aumentó su plantilla el 4,65% con relación a 2009, así cerró el año con 80.492 empleados. Solamente con relación a Petrobras Controladora, se realizaron dos procesos de selección, con la participación de alrededor de 336.000 candidatos inscriptos y 2.687 admitidos. Con actuación en todos los continentes y actividades operativas en 25 países, además de Brasil, Petrobras cerró el año 2010 tercera en el ranking de las empresas globales de energía en valor de mercado. Por quinto año


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consecutivo integramos el Índice Dow Jones de Sustentabilidad, el más importante en este ítem en el mundo, lo que refleja nuestro compromiso con el medio ambiente y el desarrollo sostenible. En 2010, Petrobras demostró una vez más su competencia para superar desafíos. Conquistas tecnológicas, aumento de reservas y de producción, expansión y modernización del parque de refinación y capitalización aseguran la solidez necesaria para la compañía y garantizan la continuidad en la implementación de su Plan de Negocios.

José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente de Petrobras


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RESULTADOS Y GESTIÓN

Análisis del mercado de petróleo El mejor desempeño de la economía mundial proporcionó un año más de recuperación del mercado de petróleo. El precio del barril de Brent varió menos que en 2009, con mínimo de US$ 69,55 y máximo de US$ 94,75. El valor medio anual se ubicó en US$ 79,47, un alza del 29% con relación a la cotización media de 2009. El consumo de petróleo en 2010 volvió a los niveles anteriores a la crisis y superaron la proyección inicial de los analistas. El alza fue liderado en términos absolutos por los países no miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), como China e India que, una vez más, se destacaron con crecimiento de la demanda superior a la media de los últimos cinco años. El consumo de los países de la OCDE también excedió las estimativas, especialmente en el segundo semestre. Con relación a la oferta, no se confirmó el recelo de que el crecimiento de la producción de petróleo no OPEP (Organización de los Países Exportadores de Petróleo) pudiera ser significativamente afectado por la crisis económica de 2008. Rusia mantuvo el nivel de aproximadamente 10 millones de bpd, mientras que Brasil, Canadá y China registraron aumento en 2010. Los volúmenes producidos en la región del Mar del Norte y de México, por su parte, continuaron disminuyendo. Líquidos de gas natural y condensados (GNL) de la OPEP (no sujetos a las cuotas de producción) presentaron un alza relevante. Como en 2009, la OPEP produjo más que la meta de 24,8 millones de bpd, establecida en diciembre de 2008. El accidente en el Golfo de México, en la plataforma Deepwater Horizon, acarreó la moratoria de la exploración de petróleo en Estados Unidos por algunos meses, pero no ocasionó impacto expresivo en el volumen producido en dicho país en 2010. En el ambiente geopolítico, las sanciones contra Irán aliadas a los movimientos de guerrilla de Nigeria fueron los eventos que más marcaron, pero no afectaron de forma acentuada los precios del petróleo.

Estrategia y desempeño empresarial Estrategia La estrategia corporativa incluye la expansión de todos los negocios de la compañía y se basa en los siguientes factores de sustentabilidad: crecimiento integrado, rentabilidad y responsabilidad social y ambiental. El programa de inversiones para alcanzar las metas de crecimiento del Plan de Negocios 2010-2014 asciende a US$ 224 mil millones. De este total, US$ 212,3 mil millones se destinan a proyectos en Brasil y US$ 11,7 mil millones, a actividades en el exterior, con foco en Estados Unidos, Latinoamérica y África occidental.


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Plan de Negocios 2010-14US$ 224 mil millones

53%

33%

8%

2%2%

1%1%

E&P RTC G&E Petroquímica Biocombustibles Corporativo Distribución

73,6

118,8

17,8

5,13,5

2,82,5

El segmento de Exploración y Producción (E&P) concentra la mayor parte de las inversiones. En total, serán US$ 118,8 mil millones – el 53% del total aprobado para el período. De este valor, aproximadamente US$ 33 mil millones se destinan al desarrollo del presal, cuya producción deberá alcanzar 241 mil bpd de petróleo en 2014. El Plan 2010-2014 priorizó la producción local. La producción total de petróleo y gas natural deberá alcanzar 3.907 mil boed en 2014, de los cuales 3.603 mil boed serán en Brasil. El segmento de Refinación, Transporte y Comercialización (RTC) contará con US$ 73,6 mil millones, equivalentes al 33% del total de las inversiones. Se mantendrá la estrategia de aumentar la capacidad de refinación asegurando el abastecimiento nacional. Las inversiones se concentrarán en la mejora de la calidad de combustibles, en la elevación del nivel de procesamiento de petróleo pesado y en la expansión de la capacidad del parque de refinación. La carga procesada de petróleo en Brasil deberá llegar a 2.260 mil bpd hasta 2014 con la entrada en operación de la refinería Abreu e Lima, en 2012, de la primera fase del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj), en 2013, y de la primera fase de la refinería Premium I, en 2014. Las inversiones en Gas y Energía (G&E), de US$ 17,8 mil millones, se destinan a la conclusión de la ampliación de la red de transporte de gas natural y a la generación de energías termoeléctrica, eólica y de biomasa. Además, estas inversiones permitirán transportar el gas del presal, la conversión del gas natural en urea y amonio y la actuación en la cadena de GNL. El Plan establece que los proyectos tengan el 67% de contenido nacional, con generación de pedidos de US$ 28,4 mil millones/año, en media, a los


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proveedores establecidos en Brasil y creación de 1,46 millones de puestos de trabajo directos e indirectos en todo Brasil. Inversiones

2010 % 2009 % %

• Inversiones Directas 73.631 96 63.663 90 16

Exploración y producción 32.426 42 30.819 44 5 Abastecimiento 28.007 38 16.508 23 70 Gas y Energía 4.884 6 6.562 9 (26) Internacional 4.771 6 6.833 10 (30) Distribuición 895 1 635 1 41 Corporativo 2.648 3 2.306 3 15 • Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 2.780 4 5.564 8 (50) • Emprendimientos en Negociación - - 1.530 2

Total de inversiones 76.411 100 70.757 100 8

R$ millonesEjercicio

Inversiones Consolidadas

En 2010, Petrobras invirtió R$ 76,4 mil millones, principalmente en la actividad exploratoria y en tecnología, como base para su crecimiento y garantía del desarrollo de toda su cadena productiva. También se realizaron inversiones buscando las sinergias operativas y la integración de los negocios, en línea con su Plan Estratégico, que prevé crecimiento integrado, rentabilidad y responsabilidad social y ambiental. El Área de Exploración y Producción recibió volumen récord de inversiones: R$ 32,4 mil millones, correspondientes al 42% del total. En línea con el Plan Estratégico, las inversiones tuvieron por objeto el aumento de la producción y de las reservas de petróleo y gas natural. En el presal, se destacaron el Sistema Piloto de Lula (antigua área de Tupi), que inició su producción el último trimestre, con capacidad nominal de 100 mil bpd de petróleo y de 5 millones de m³/día de gas natural, y el inicio de las inversiones en 8 FPSO (unidades que producen, almacenan y transfieren petróleo y gas) replicantes a ser utilizados en el desarrollo de la producción del polo presal de la cuenca de Santos. Las unidades son denominadas replicantes porque sus cascos idénticos son producidos en serie, lo que permite más rapidez en el proceso de construcción y consecuente optimización de los costes. Continúan las inversiones en el desarrollo de campos de producción del post-sal do sudeste brasileiro. El área de Abastecimiento invirtió R$ 28,0 mil millones, el 38% del total de las inversiones. Continuaron las obras de instalación de la refinería Abreu e Lima y del Comperj, y comenzaron las inversiones en las dos refinerías Premium a fin de valorizar el petróleo producido, asegurar el abastecimiento del mercado brasileño de derivados e intensificar la exportación de derivados. Petrobras siguió invirtiendo en mejorar el perfil de producción de derivados y la calidad de dichos productos para cumplir con los más rigurosos estándares internacionales y ambientales. Además, se intensificaron las inversiones en ductos y en la expansión de la flota.


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El área de Gas y Energía recibió R$ 4,9 mil millones, el 6% del total de las inversiones. Estos recursos se aplicaron principalmente a la integración de las redes sudeste-nordeste de gasoductos, lo que permitirá diversificar y flexibilizar las fuentes de suministro de gas natural y aprovechar mejor el gas asociado producido en el presal. Se inauguraron los gasoductos Gasduc III, que aumenta la flexibilidad de oferta y la capacidad para atender al mercado del Sudeste; Gasbel II, que promoverá la garantía de funcionamiento simultáneo de las usinas termoeléctricas (UTE) Aureliano Chaves y Juiz de Fora y permitirá instalar nuevas unidades en la región; y Pilar-Ipojuca, que llevará gas natural a importantes emprendimientos, como la refinería Abreu e Lima y PetroquímicaSuape. Otro importante proyecto es el gasoducto Gastau, cuya inauguración está prevista para 2011 y que tiene función estratégica en el desarrollo del presal de la cuenca de Santos. En el área de Distribución de Derivados y Biocombustibles, Petrobras continuó expandiendo su participación de mercado e invirtió R$ 895 millones (1% del total de las inversiones), principalmente en los proyectos del mercado automotor y en las áreas de logística y operaciones, contribuyendo al crecimiento de su participación de mercado. El área Internacional invirtió R$ 4,8 mil millones, equivalentes al 6% del total, con foco en los proyectos de exploración y producción en campos en la parte estadounidense del Golfo de México, en Nigeria y en Angola. Se destacaron las adquisiciones de la participación del 100% de los campos de Cascade y del 66,7% del campo de Chinook, ambos en el Golfo de México; las inversiones en exploración de petróleo y gas natural en las cuencas de Medanito y Malvinas, en Argentina; y la exploración y producción de petróleo en aguas profundas en los campos de Akpo, Agbami y Egina, en Nigeria, donde el petróleo es liviano, con reducido tenor de azufre. Para conquistar una participación relevante en los negocios de biodiesel y etanol, la compañía invirtió R$ 1,2 mil millones en 2010 en el negocio de biocombustibles, el equivalente al 2% del total. Petrobras ingresó al mercado de etanol con integraciones de R$ 132 millones en el capital social de Total Agroindústria Canavieira S.A. y de R$ 682 millones de Açúcar Guarani S.A.. También se realizaron inversiones en la duplicación de la usina de Candeias (Bahia); en el aumento de la capacidad de producción de las usinas de Quixadá (Ceará) y Montes Claros (Minas Gerais); y en la adaptación de las usinas experimentales de Guamaré (Rio Grande do Norte), para producción en escala comercial.

Desempeño de las acciones Después de la fuerte recuperación del mercado accionario brasileño en 2009, el año de 2010 se vio marcado por la estabilidad. El Ibovespa cerró el período con alza del 1,04%, a los 69.305 puntos. La Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBovespa) registró el mayor volumen de negocios de la historia, lo que comprobando la solidez del mercado accionario brasileño. En Estados Unidos, el índice Dow Jones terminó el año con valorización del 11,02%.


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A pesar de los buenos resultados operativos y de la confirmación del enorme potencial de la región del presal, con la declaración de comercialidad de las áreas de Tupi e Iracema a fin de año (bautizados Lula y Cernambi, respectivamente), las acciones de la compañía cerraron el año en baja. En la BM&FBovespa, las acciones ordinarias (PETR3) cayeron el 26,65% y las preferidas (PETR4), 25,62%. En la Bolsa de Nueva York (NYSE), donde se negocian los recibos ordinarios (PBR) y preferidos (PBR/A), las bajas fueron del 20,63% y el 19,38%, respectivamente. Incluso con la caída de las cotizaciones, el valor de mercado de la compañía cerró el ejercicio el 18,6% superior al registrado en 2009, alcanzando US$ 236,5 mil millones, como consecuencia del proceso de capitalización. Una gran cantidad de nuevos inversores participó en la capitalización de Petrobras, elevando a 396.975 el número de accionistas en la BM&FBovespa al 31 de diciembre de 2010, un aumento del 26,48% con relación al año anterior. Considerando los tenedores de cuotas de fondos de inversiones en acciones de Petrobras, los inversores de recursos con el FGTS y los tenedores de ADR (aproximadamente 180.000), el total de inversores de la compañía estuvo en torno de un millón. La Compañía distribuyó dividendos brutos de R$ 1,03 por acción ordinaria o preferida referentes al ejercicio 2010, lo que totalizó R$ 11,73 mil millones. Además, en 2010, Petrobras aprobó y pagó distribuciones anticipadas de intereses sobre el capital propio (JCP) referentes al ejercicio 2010. El valor de ese anticipo fue de R$ 0,91 por acción ordinaria o preferida, un total de R$ 7,95 mil millones.

Volumen Financiero Negociado en la BM&FBovespa media diaria en R$ millones

54106

162 151 166

287

579

885

624651

2006 2007 2008 2009 2010

PETR3

PETR4

Fuente: Bloomberg


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Accionistas en la BM&FBovespa (sin considerar cuotistas del FGTS ey de los FIAs Petrobras)

167.580

190.952

344.179

313.870

396.975

31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010

Fuente: BM&FBovespa FIAs= Fondo de Inversiones en Acciones

La emisión de acciones para capitalización de la compañía proporcionó un significativo aumento del número de accionistas en septiembre de 2010.

Comparación de Retornos Anuales: Petrobras PN (PETR4) e Ibovespa (suponiendo reinversión de dividendos)

33,8%

77,5%

-48,3%

60,6%

-25,6%

7,1%

2,3%

5,4%

6,4%

2,6%

37,8%47,2%

-41,2%

82,7%

1,0%

Retorno de las acciones (PETR4) Dividendos Retorno del Ibovespa (*)

Fuente: Bloomberg (*) incluye dividendos a efectos de comparación

-23,0%

83,9%

40,9%

2006 2007 2008 2009 2010

-46,1%

66,0%


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Comparación de Retornos Anuales: PBR y Amex Oil(suponiendo reinversión de dividendos)

6,0%

7,6%

1,8% 2,5%

44,5%

123,8%

-57,5%

94,7%

-20,6%

5,8%

22,8%

34,1%

-35,4%

13,0%13,6%

Retorno de las acciones (PBR) Dividendos Retorno del Amex Oil (*)

Fuente: Bloomberg (*) incluye dividendos a efectos de comparación

-55,7%

-18,1%

50,5%

131,4%

100,5%

2006 2007 2008 2009 2010

Rendimiento de las Acciones de Petrobras e Ibovespa(*) Variación Real Acumulada

98,6%54,5%

-9,2%

212,2%

9,5%

-33,2%

234,7%

10,4%

-34,1%-100%-50%

0%50%

100%150%200%250%300%

10 años 5 años 1 año

IBOVESPA PETROBRAS PN PETROBRAS ON

*Se utilizó el IGP-DI como deflactor. Fuente: Bloomberg Capitalización En 2010, Petrobras realizó la mayor oferta de acciones de la historia, que resultó en la emisión de 2.369.106.798 acciones ordinarias y de 1.901.313.392 acciones preferidas, lo que totalizó R$ 120,2 mil millones (US$ 69,9 mil millones), de los cuales R$ 45,5 mil millones fueron para caja y R$ 74,8 mil millones se destinaron al pago de la cesión onerosa de los derechos de producción de hasta 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente en áreas no licitadas del presal. En Brasil, el precio por acción ordinaria fue de R$ 29,65 y por preferida, R$ 26,30. En Estados Unidos, los precios fueron de US$ 34,49 y US$ 30,59, para los recibos ordinarios y preferidos, respectivamente. Aproximadamente 145 mil inversores participaron en la operación; el Estado Nacional, el BNDES y el Fondo Soberano aportaron US$ 46,4 mil millones, aumentándose así la participación del Gobierno en la composición del capital social de Petrobras.


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La capitalización contribuyó también a mantener los índices de apalancamiento de la compañía en niveles dentro de las metas trazadas por la administración: Deuda Neta/Capitalización entre el 25% y el 35% y Deuda Neta/EBITDA de cómo máximo 2,5 veces. Finalizando el año 2010 con apalancamiento en 17%, Petrobras podrá captar recursos adicionales del mercado en los próximos años y garantizar financiación para realizar sus proyectos.

Gobierno Corporativo Petrobras adopta las mejores prácticas de gobierno corporativo y los más avanzados instrumentos de gestión. Por ser una compañía de capital abierto, está sujeta a las reglas de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) y de la BM&FBovespa. En el exterior, cumple las normas de la Securities and Exchange Commission (SEC) y de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE), en Estados Unidos; de Latibex de la Bolsa de Madrid, en España; de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y de la Comisión Nacional de Valores (CNV), en Argentina. La compañía adopta estándares internacionales de transparencia en respeto a sus diversos públicos de interés: accionistas, inversores, clientes, proveedores, empleados y la sociedad, entre otros. La estructura de Gobierno Corporativo de Petrobras está compuesta por: Consejo de Administración y sus comités, Dirección Ejecutiva, Consejo Fiscal, Auditoría Interna, Ombudsman General, Comité de Negocios y Comités de Integración. En 2010, el Plan Básico de Organización, aprobado por el Consejo de Administración, fue mejorado para considerar el Modelo de Gobierno Corporativo de Petrobras, así como su estructura de Comités del Consejo de Administración, Comité de Negocios y Comités de Integración. El Consejo de Administración estableció mandato de dos años para el titular del Ombudsman General Petrobras, que puede ser reconducido una única vez por igual período, incluyendo esta práctica en las Directrices de Gobierno Corporativo de la compañía. Controles internos Petrobras, Petrobras International Finance Company (PifCo) y Petrobras Argentina concluyeron sus Certificaciones de Controles Internos del ejercicio 2009, de acuerdo con la sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley (SOX) y con la Instrucción CVM 480/09. Los informes financieros consolidados fueron certificados sin salvedades por los auditores independientes, repitiendo el éxito alcanzado en los ejercicios anteriores. En diciembre de 2009, la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) divulgó la Instrucción CVM 480, que, a ejemplo de SOX (aplicable a las empresas


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reguladas por la Securities and Exchange Commission – SEC), exige que los directores de las empresas con acciones negociadas en la BM&FBovespa certifiquen la efectividad de los controles internos de la compañía al cierre de cada ejercicio. Estas certificaciones son planificadas y puestas en práctica por el área corporativa de Controles Internos de Petrobras e incluyen los principales procesos de la controladora, así como de las subsidiarias y controladas que se encuadren en la categoría de relevantes, de acuerdo con los requisitos de SOX/CVM y sus reglamentaciones. La supervisión de los trabajos es una atribución de los Comités Corporativos de la Dirección Financiera y del Comité de Auditoría del Consejo de Administración. El proceso de certificación anual está estructurado en tres etapas: evaluación de los controles a nivel de entidad (entity level) para diagnosticar el ambiente de gobierno corporativo; autoevaluación, por los gestores, del diseño de procesos empresariales y de los controles internos; y prueba de dichos controles por la Auditoría Interna. Informaciones sobre la prestación de otros servicios que no sean de auditoría externa por el auditor independiente (Instrucción CVM 381/2003) Petrobras utiliza instrumentos de gestión empresarial pautada en su Código de Ética, Código de Buenas Prácticas y Directrices de Gobierno Corporativo. El estatuto social de la compañía, en su artículo 29 determina que los auditores independientes no podrán prestar servicios de consultoría para Petrobras durante la vigencia del contrato de auditoría. Petrobras contrató KPMG Auditores Independentes para la prestación de Servicios Técnicos Especializados en Auditoría Contable en los ejercicios sociales 2006, 2007, 2008, desde abril de 2006. En abril de 2009, el contrato fue prorrogado por otros dos años, para los ejercicios 2009 y 2010. Durante el ejercicio 2010, KPMG Auditores Independentes prestó los siguientes servicios para Petrobras y sus subsidiarias e controladas:

R$ MilAuditoría contable 24.448 Auditoría SOX 2.740 Servicios relacionados con la auditoría 345 Auditoría de impuestos 700 Otros 218 Total de los servicios 28.451


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Gestión de riesgos La gestión de riesgos de Petrobras es responsabilidad de sus directores por intermedio del Comité de Integración Financiera y está alineado con los objetivos y metas corporativos establecidos en el Plan de Negocios 2010-2014. Factores como variaciones en el precio del petróleo y sus derivados, tasas de interés (nacionales e internacionales), oscilaciones cambiarias y otras clases de riesgo tienen un impacto en los resultados y exigen un monitoreo constante para adecuar el grado de tolerancia de riesgos, a las metas de crecimiento y a la expectativa de rentabilidad. Riesgos de mercado Petrobras limita las operaciones con derivados a transacciones específicas a corto plazo. Las operaciones con derivados (futuros, swaps y opciones) se realizan exclusivamente para proteger el resultado de transacciones de cargas físicas en el mercado internacional. En estas operaciones de protección patrimonial (hedge), las variaciones positivas o negativas se compensan, total o parcialmente, por resultados opuestos en dichas transacciones. Tales operaciones sólo se realizan dentro de los límites de una directriz específica para gestión de riesgo de commodities. En este contexto, las posiciones de caja, la deuda y las transacciones comerciales se consideran para la cuantificación de la exposición neta de la compañía a los riesgos relacionados con las tasas de cambio e interés. Seguros

Petrobras transfiere al mercado asegurador, a través de compra de seguros, los riesgos que pueden generar pérdidas significativas a la compañía y los que deben ser obligatoriamente asegurados, por disposición legal o contractual.

Debido a la capacidad de asumir una parte expresiva de sus riesgos, Petrobras contrata franquicias que pueden llegar a US$ 50 millones. Los riesgos relacionados con pólizas de lucros cesantes y de control de pozos, así como la mayor parte de la red de ductos en el territorio brasileño, no son asegurados. Las plataformas, refinerías y otras instalaciones son cubiertas por pólizas de riesgos operativos y de petróleo. El movimiento de cargas se encuentra cubierto por pólizas de transporte, mientras que las embarcaciones están protegidas por seguro de casco y máquinas. La responsabilidad civil y contaminación ambiental también son cubiertas por pólizas específicas.

Los proyectos y las instalaciones en construcción con potencial de daño máximo probable superior a US$ 50 millones son protegidos contra riesgos de ingeniería por seguros contratados por la propia Petrobras, preferentemente, o por los contratistas. En vista de las inversiones previstas en el Plan de Negocios 2010-2014, se espera un aumento significativo en el volumen de


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primas pagadas para la contratación de seguros para cubrir riesgos de ingeniería asociados a los nuevos emprendimientos.

Al contratar los seguros, se evalúan los activos a partir del coste de reposición. El Límite Máximo de Indemnización (LMI) de la póliza de riesgos operativos es de US$ 1,2 mil millones, considerándose el daño máximo probable de las instalaciones. En el caso de póliza de riesgos del petróleo, este límite llega a US$ 2,3 mil millones y corresponde al mayor valor de reposición de las plataformas de Petrobras. En 2010, la prima final de las principales pólizas de la compañía (riesgos operativos y de petróleo) totalizó US$ 45,1 millones para un valor asegurado de los activos de US$ 95 mil millones. Crédito La política de crédito adoptada por Petrobras para concesión y revisión de los créditos de sus clientes sigue las directrices de la Ley Sarbanes-Oxley (SOX). Después de analizados, los créditos son aprobados por las comisiones de Crédito o, en instancia superior, por las direcciones financieras y de contacto con los clientes. El volumen de crédito concedido viene creciendo todos los años, acompañando la expansión de la compañía y permitiendo el aumento de ventas con el menor riesgo posible, principalmente en el exterior. El control de la utilización de crédito por los clientes en Brasil y el exterior es centralizado y los procesos de control y concesión de créditos se mejoran constantemente para ofrecer mayor soporte al desempeño cada vez más sustentable de la actividad comercial. Con ello, la compañía se acerca más a sus clientes y amplía el uso del crédito como instrumento comercial.

Financiaciones Financiaciones corporativas Petrobras mantuvo elevado nivel de liquidez para ejecutar su plan de inversiones. El reconocimiento de la calidad del crédito de la compañía por bancos, agencias oficiales de crédito (Export Credit Agencies – ECA) e inversores se reflejó en costes y plazos favorables para la financiación de sus actividades. En el mercado bancario, se realizaron operaciones de US$ 9 mil millones en el exterior y R$ 4,2 mil millones en Brasil. También se realizaron operaciones de administración de pasivos de R$ 7,5 mil millones con el objeto de alargar el perfil de endeudamiento de la compañía. En las financiaciones de las ECA, Petrobras captó US$ 313 millones a través de Petrobras Netherlands B.V. (PNBV) y US$ 300 millones a través de Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV).


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Petrobras contrató 14 operaciones de leasing, en su mayoría para financiar equipos de informática, totalizando alrededor de R$ 110 millones, y abrió un nuevo frente en las financiaciones con el BNDES, contratando R$ 500 millones a través de una línea de crédito del Finame por intermedio del Banco do Brasil. Para brindar apoyo a sus negocios, se contrataron garantías bancarias de US$ 8,8 mil millones en los mercados local e internacional. Financiaciones estructuradas Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe) – Para construcción de las plantas de PET (resina de polietileno tereftálico) y de POY (filamentos textiles de poliéster), Citepe obtuvo financiaciones de € 90 millones y de R$ 430 millones. Cuando esté en operación, Citepe, junto con Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape), formará parte del más importante polo integrado de poliéster de Latinoamérica en el Complejo Industrial Portuario de Suape. Gasoducto Urucu-Coari-Manaus – En 2010, Transportadora Urucu Manaus (TUM) realizó una captación adicional de R$ 725,7 millones para dar continuidad al proyecto. En agosto, TUM fue incorporada por Transportadora Associada de Gas (TAG) y se firmaron financiaciones contratadas con el BNDES. TAG pasó a ser beneficiaria y Petrobras, garante de la operación. De esta forma, todas las garantías relacionadas a la financiación estructurada también se extinguieron. P&M Drilling International BV – Se contrató una financiación de US$ 489 millones en la modalidad Project Finance – Limited Recourse. Petrobras tiene participación en esta empresa, cuya actividad principal es la perforación de pozos para el área Internacional. Financiaciones a Proveedores y a Clientes En 2010, Petrobras dio continuidad a su política de fomento a sus proveedores por medio del Programa de Cuentas a Cobrar y de Participación y del Programa de Financiación a Clientes. El Programa de Cuentas a Cobrar se consolidó a partir de la estructuración, desarrollo y seguimiento de los Fondos de Inversiones de Derechos Crediticios (FIDC). Con apoyo de Petrobras, las instituciones del mercado de capitales estructuraron los fundos, y ofrecieron a los proveedores tasas más bajas que las practicadas en el mercado. En total, se implementaron cinco FIDC, que colocaron R$ 733 millones a disposición de los proveedores, de los cuales R$ 30 millones fueron aportados por Petrobras. El Programa de Participación se destina al fortalecimiento económico-financiero de la cadena productiva con foco en empresas que tengan dificultad en obtener financiación para asumir contratos con Petrobras. El aporte directo de patrimonio a los proveedores de la cadena de petróleo y gas se realiza por


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medio de la estructuración de Fondos de Inversión en Participaciones (FIP). Actualmente, los tres FIP en operación suman un patrimonio neto (PN) de R$ 1,7 mil millones. Dichas inversiones proporcionan el aumento de la capacidad operativa y tecnológica de las empresas y del nivel de sus garantías. El Programa de Financiación a Clientes tiene por objeto mejorar la administración del flujo de caja de los clientes de la compañía. El programa se basa en FIDC que actúa como intermediario entre los clientes y Petrobras. El fondo paga a Petrobras a la vista y cobra a plazo de los clientes. De este modo, se cumplen los plazos para pago de compra de los clientes sin impacto en la caja de Petrobras. La primera operación se realizará a través del FIDC Braskem para el segmento de comercialización de nafta, con inicio previsto para febrero de 2011. El patrimonio neto de este fondo podrá llegar a R$ 1,8 mil millones.

Recursos Humanos La gestión de personas en 2010 se vio marcada por estrategias que contribuyeron a que Petrobras continuase en su trayectoria de conquistas. La compañía fue señalada como “empleador ideal” por más de 11.300 universitarios brasileños por la consultora internacional Universum Global, organizadora de la encuesta Top 100 Ideal Employer. Evolución de la plantilla El Sistema Petrobras cerró el año con 80.492 empleados, un aumento de su plantilla del 4,65% con relación a 2009. En virtud de la expansión de los negocios de la compañía, se realizaron dos procesos selectivos para Petrobras Controladora, con alrededor de 336.000 candidatos inscriptos y 2.687 admitidos.


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Plantilla ‐ Sistema Petrobras

40.54147.955 50.207

55.199 55.802

6.166

6.8576.783

6.775 7.967 7.893

7.197

7.45411.941

12.26613.150

15.101

57.498

2005 2006 2007 2008 2009 2010

CONTROLADORA EXTERIOR CONTROLADAS Y COLIGADAS

53.904

76.91974.240

68.931

62.266

80.492

Plantilla por Dirección ‐ Petrobras Controladora

513

1.232

1.752

1.765

2.345

2.629

11.669

11.719

23.874

Internacional

Empleados participantes en el curso de

formación**

Financiera

Gas y Energía

Corporativo

Cedidos*

Servicios

Abastecimiento

Exploración y Producción

* Empleados de Petrobras Controladora asignados a empresas del Sistema Petrobras **Empleados recién admitidos participantes de curso de formación en la Universidad Petrobras.


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Plantilla ‐ Controladas

Petrobras

Distribuidora/Liquigás

7.615

Transpetro

5.203

Refap S/A

909

Otras empresas **

625

Unidades

termoeléctricas *

318

TBG

282

Petroquisa

99 Petrobras

Biocombustível

50

* Termoaçu S.A, Sociedade Fluminense de Energia Ltda, Termomacaé Ltda, Termorio S.A, Termoceará Ltda, Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A, Fafen Energia S.A y UTE Bahia I - Camaçari Ltda. ** Companhia Petroquímica de Pernambuco, Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco - Citepe, Ipiranga Asfaltos S/A y Innova.

Plantilla Petrobras ‐ Exterior

Bolivia

561

Argentina

3.305

Chile

1.560

Estados Unidos

617

Colombia

331

Uruguay

321

Paraguay

233

Japón

247

Perú

263

Ecuador

188

Venezuela

101 Angola

65 México

37

Nigeria

33 Libia

17

Turquía

14

Beneficios La Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS) dio cobertura a 271 mil beneficiarios en aproximadamente 23 mil puntos de atención. El gasto de Petrobras en consultas, análisis e internaciones fue de R$ 710 millones.


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AMS ‐ Beneficiarios vs. Coste Neto (Petrobras)

249 255 263 271 269 271

469

510

578599

627

710

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total de Beneficiarios (en miles) Coste Neto Total Petrobras (R$ millones)

Se invirtieron R$ 138,56 millones en beneficios educativos, considerando a 20.720 empleados, con la concesión de la asignación a 29.881 dependientes.

Evolución de los Costes de los Beneficios Educativos por Modalidad

(R$ millones) 76,53

0,92

74,0 72,4

64,6

59,2

54,5

33,1033,7 34,6 31,6

29,7

25,2 26,0023,6

21,6 18,6

16,8 19,5

1,0 0,8 0,7 0,6 0,42,011,70 1,2 1,0 0,7 0,4

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enseñanza Primaria Enseñanza Secundaria Pre‐escolar Asignación Acompañante Asignación Guardería

Coste de personal y participación en las ganancias y resultados El coste de personal está compuesto por la remuneración fija de los empleados (gastos de sueldos, ventajas, adicionales y cargas sociales) y por los gastos referentes a los beneficios educativos, de jubilación complementaria y AMS. En


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2010, dicho coste llegó a R$ 12,3 mil millones en la controladora, el 13,74% superior al del año anterior. Contribuyeron a este aumento el reajuste salarial, con ganancias reales para los empleados de hasta el 4,66%, la expansión de la plantilla y el crecimiento de la nómina, debido a pagos anuales y progreso de los empleados en la carrera. En el Sistema Petrobras, el coste total de personal fue de aproximadamente R$ 15,9 mil millones.

Coste de Personal ‐ Sistema Petrobras(R$ millones)

8.562

9.675

11.307

12.917

14.049

15.917

2005 2006 2007 2008 2009 2010

En 2011, la compañía distribuyó R$ 1,69 mil millones a sus empleados en concepto de Participación en las Ganancias y Resultados del ejercicio de 2010. Desarrollo de Recursos Humanos En 2010, la compañía invirtió R$ 161,3 millones en desarrollo de sus profesionales, que se tradujo en una media de 86 horas de capacitación por empleado y en más de 218 mil participaciones en cursos de educación continuada en el país y el exterior y en formación de nuevos empleados. En Brasil, las inversiones llegaron a R$ 142,3 millones. Petrobras entregó oficialmente a la Organización de las Naciones Unidas (ONU) la metodología de formación de líderes globalmente responsables desarrollada por el área de Recursos Humanos de la compañía a través de la Universidad Petrobras. El modelo podrá ser diseminado por los organismos vinculados al Pacto Global de la ONU, como la European Foundation for Management Development (EFMD), que congrega a más de 500 escuelas de negocios en todo el mundo. Con el objeto de fomentar la mano de obra para la industria del petróleo, gas, energía y biocombustibles, los convenios establecidos por el Programa Petrobras de Formación de Recursos Humanos (PFRH) le permitieron a la compañía destinar recursos de la Participación Especial para concesión de becas de graduación, maestría, doctorado e investigador visitante a alumnos y


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profesores de instituciones educativas de nivel técnico y superior. En 2010, se invirtieron R$ 9 millones en convenios con 24 instituciones de enseñanza superior y técnica en Brasil, lo que generó 1.605 becas de estudio. Otra acción volcada a la formación de recursos humanos con foco en el nivel técnico fue el proyecto Profesiones de Futuro, destinado a despertar en los estudiantes del último año de la enseñanza primaria y en los niveles secundario y técnico, el interés por las carreras técnicas de la industria del petróleo y gas.

NEGOCIOS Exploración y Producción Exploración En 2010, Petrobras consolidó el éxito de la actividad exploratoria en las secciones presal y post-sal de las cuencas sedimentarias brasileñas del Sur y del Sudeste, e incursionó en una nueva frontera petrolífera en la costa de Sergipe, con lo que fortaleció los fundamentos para que la producción de petróleo en Brasil continúe su trayectoria de crecimiento con sustentabilidad durante las próximas décadas. CUENCA DE SERGIPE Barra (1-SES-158) Petrobras identificó en 2010 una nueva provincia petrolífera en aguas ultra profundas de la cuenca de Sergipe con la perforación del pozo 1-SES-158, denominado prospecto Barra, a una profundidad aproximada de 4.700 m. La existencia de gas y condensado fue comprobada con dicho pozo pionero en el bloque SEAL-426 de la concesión BM-SEAL-11 a aproximadamente 60 km de la costa del estado de Sergipe en una lámina de agua de 2.341 m. CUENCA DE SANTOS Marujá (1-SPS-76) Se descubrió petróleo liviano a 2.200 m de profundidad en el pozo 1-SPS-76 (prospecto Marujá), perforado en el bloque S-M-1352 de la concesión BM-S-41. El pozo se localiza a cerca de 215 km de la costa del estado de São Paulo en lámina de agua de 400 m y a aproximadamente 15 km de las acumulaciones de Tiro e Sidon. El descubrimiento confirma la adecuación de la estrategia exploratoria en búsqueda de la formación de un nuevo polo de producción en la parte sudoeste de la cuenca de Santos, que podrá integrarse a los campos ya descubiertos, como Caravela, Cavalo Marinho y Coral y las áreas de Tiro y Sidon.


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Franco (2-ANP-1-RJS) Se constató la acumulación de petróleo de buena calidad, con alrededor de 30º API, con la perforación del pozo 2-ANP-1-RJS, en el prospecto Franco, a 195 km de la costa de Rio de Janeiro en lámina de agua de 1.889 m. Estimativas preliminares basadas en la sísmica y el pozo perforado indican volúmenes recuperables en el orden de 3 mil millones de barriles de petróleo. Franco es una de las áreas de la Cesión Onerosa, conforme contrato firmado entre Petrobras y el Estado Nacional. Plan de Evaluación de Tupi En 2010, en el Plan de Evaluación de Tupi, que incluye las áreas de Tupi e Iracema, se perforaron cinco pozos exploratorios y un pozo inyector de gas, y se inició la perforación de otros tres pozos (uno para el Piloto de Producción). A fin del año se declaró la comercialidad de dos acumulaciones en estas áreas. Dichas acumulaciones se denominaron campos de Lula y de Cernambi. CUENCA DE CAMPOS Brava (6-MRL-199D-RJS) En el área de concesión de Marlim, Petrobras constató la presencia de un yacimiento profundo en reservatorios del presal, portadores de petróleo de buena calidad (29º API). El descubrimiento fue resultado de la perforación del prospecto exploratorio conocido como Brava, realizada a través del pozo 6-MRL-199D-RJS en lámina de agua de 648 m en una acumulación a 4.460 m de profundidad. Las estimativas preliminares apuntan a volúmenes recuperables alrededor de 380 millones de boe. El descubrimiento se localiza en un área cercana a la infraestructura instalada dos campos de Marlim y Voador. Carimbé (6-CRT-43-RJS)

La compañía descubrió dos acumulaciones de petróleo de buena calidad (29º API) en el área del campo de Caratinga, en reservatorios del post y del presal con la perforación del pozo 6-CRT-43-RJS, conocido como prospecto Carimbé, situado a 106 km de la costa de Rio de Janeiro en lámina de agua de 1.027 m. Una de ellas, en los reservatorios del post-sal, está localizada a 3.950 m de profundidad, con estimativa de volúmenes recuperables de aproximadamente 105 millones de barriles. La otra, en reservatorios del presal, se encuentra a una profundidad de 4.275 m y posiblemente está relacionada con la acumulación identificada en el área del campo de Barracuda. El potencial de volumen recuperable se estima en 360 millones de boe si se confirma el vínculo entre las dos acumulaciones. Tracajá (6-MLL-70-RJS) En el pozo 6-MLL-70-RJS (Tracajá), perforado cerca de Marlim Leste, se constató la presencia de reservatorios de hidrocarburos en el presal a una profundidad de 4.442 m en lámina de agua de 1.366 m a 124 km de la costa de Rio de Janeiro.


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CUENCA DEL SOLIMÕES Igarapé Chibata (1-ICB-1-AM) Petrobras realizó un importante descubrimiento de petróleo de excelente calidad (46º API) y gas asociado en reservatorios areníticos de la cuenca del Solimões. Este resultado se obtuvo con la perforación del pozo pionero 1-ICB-1-AM (Igarapé Chibata nº 1), que llegó a una profundidad de 3.485 m. El descubrimiento se localiza en la provincia petrolífera de Urucu. La prueba de larga duración (TLD) iniciada en septiembre indica una capacidad de producción de 2.500 bpd. Índice de éxito exploratorio En 2010, se perforaron 116 pozos, de los cuales 67 fueron en tierra y 49, en mar. De estos, 31 se localizan en el post-sal y 18 en el presal. El índice de éxito exploratorio fue del 57%.

Índice de Éxito en Pozos Exploratorios

23%

39%

50%55% 54%

58%

44%40%

57%

0

10

20

30

40

50

60

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Año

Índ

ice

de

Éx

ito

(%

)

Concesiones No hubo licitaciones de la ANP en 2010. La cartera de concesiones exploratorias de la compañía, con las adquisiciones y las devoluciones realizadas en el año, pasó a contar con 198 bloques, que totalizan 113,8 mil kilómetros cuadrados. Además, se están evaluando descubrimientos en otras 31 áreas, que cubren 16,4 mil kilómetros cuadrados. El área exploratoria de Petrobras es de 130,2 mil kilómetros cuadrados.


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Cesión Onerosa En 2010, se sancionó la Ley nº 12.276, del 30/06/2010, referente a la Cesión Onerosa. Esta ley autoriza al Estado Nacional a ceder onerosamente a Petrobras el ejercicio de las actividades de investigación y exploración de petróleo, de gas natural y de otros hidrocarburos fluidos en áreas no concedidas del presal, limitándose a la producción de un máximo de 5 mil millones de boe.

Contratos de la Cesión Onerosa en la Cuenca de Santos

Área del Contrato

Volumen de la Cesión Onerosa (mil barriles

de petróleo equivalente)

Valor del Barril (US$/boe)

Valoración de la Cesión Onerosa (US$

mil)

Florim 466.968 9,01 4.207.382

Franco 3.058.000 9,04 27.644.320

Iara 599.560 5,82 3.489.439

Tupi NE 427.784 8,54 3.653.275

Guará Sul 319.107 7,94 2.533.710

Tupi Sul 128.051 7,85 1.005.200

Peroba (contingente) - - -

TOTAL 4.999.470 42.533.326

Sondas de Perforación

Al 31 de diciembre

2010 2009 2008 Sondas de Perforación

Contratadas Propias Contratadas Propias Contratadas Propias

Tierra 22 12 31 13 25 11 Mar, por lámina de agua (LDA) 44 9 36 9 31 8

Sondas Jack-up 1 5 2 5 2 4 Sondas Flotantes 43 4 34 4 29 4 500 a 1000 m LDA 9 2 9 2 9 2

1000 a 1500 m LDA 13 1 12 1 10 1

1500 a 2000 m LDA 8 1 8 1 7 1

2000 a 2500 m LDA 9 0 4 0 2 0

2500 a 3000 m LDA 4 0 1 0 1 0

TOTAL 66 21 67 22 56 19

Producción En marzo de 2010, Petrobras inició la TLD de las áreas de Tiro y Sidon, con instalación de la plataforma semi-sumergible SS-11 Atlantic Zephyr, cuya capacidad de producción de petróleo es de 20 mil bpd y la de tratamiento de gas es de 475.720 m3/día. Los yacimientos se localizan en el bloque exploratorio BM-S-40 (100% Petrobras), en la región sur de la cuenca de Santos a cerca de 210 km de la costa. La TLD se realizará en dos etapas: producción en el pozo 1-SPS-56, en la acumulación de Tiro, por un período de


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12 meses, y la prueba del pozo 1-SPS-57, en el área de Sidon, por igual período. En mayo, se inició la producción de la FPSO Capixaba en el campo de Cachalote. En julio, se conectó a esta FPSO un pozo de la sección presal en el campo de Baleia Franca. Estos campos se sitúan en Parque das Baleias, en la costa sur de Espírito Santo en la cuenca de Campos. La FPSO tiene capacidad de procesamiento de 100 mil bpd de petróleo y 3,2 millones de m³/día de gas. Además del inicio de la producción del campo de Baleia Franca, en el segundo semestre de 2010, se iniciaron las operaciones de cuatro nuevas plataformas. En julio, entró en producción la FPSO Cidade de Santos para desarrollo de los campos de Uruguá y Tambaú. Se trata de la primera FPSO instalada para desarrollo definitivo de campos de petróleo y gas de la cuenca de Santos. La embarcación está anclada a 160 km de la costa del estado de São Paulo, con lámina de agua de 1.300 m, y capacidad de producción de 10 millones de m³/día de gas natural y 35 mil bpd de petróleo. En octubre, se inició la operación del barco-plataforma Cidade de Angra dos Reis, la primera unidad programada para producir en escala comercial en el presal de la cuenca de Santos, en el campo de Lula. Este sistema piloto complementará los datos técnicos recogidos por la TLD iniciada en 2009 con informaciones relevantes sobre el reservatorio y la producción, indispensables para la concepción de las futuras unidades que operarán en el presal. El sistema tiene capacidad para producir 100 mil bpd de petróleo y 5 millones de m³/día de gas natural y está anclado a cerca de 300 km de la costa en lámina de agua de aproximadamente 2.100 m. El campo de Lula es operado por Petrobras (65%) en sociedad con las empresas BG Group (25%) y Galp Energia (10%). En diciembre, Petrobras inició la producción en el campo de Jubarte, en la cuenca de Campos, con la plataforma P-57 a 80 km de la costa de Espírito Santo. La plataforma está anclada en lámina de agua de 1.260 m y tiene capacidad para procesar 180 mil bpd de petróleo y 2 millones de m³/día de gas. Esta unidad inaugura una nueva generación de plataformas concebidas a partir del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la estandarización de equipos. El mismo mes se inició la TLD de Guará, en el bloque exploratorio BM-S-9 de la cuenca de Santos a cerca de 310 km de la costa de São Paulo y a 55 km al sudoeste del campo de Lula. La plataforma Dynamic Producer fue instalada en lámina de agua de 2.140 m. Petrobras es la operadora (45%) en sociedad con las empresas BG Group (30%) y Repsol (25%). Estos proyectos, aliados al aumento de producción después de la interconexión de nuevos pozos en diversas plataformas (P-53, P-51, P-34, FPSO Cidade de Vitória, FPSO Espírito Santo y FPSO Frade), compensaron la reducción natural de la producción y le aseguraron a la compañía un aumento del 1,7% en la producción nacional de petróleo y GNL que alcanzó 2.004 mil bpd.


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Evolución de la Producción de Petróleo, GNL y Condensado y Gas Natural en Brasil

2 3 22 52 2 50 2 6 5

2 74 2 76 2 73 3 2 1 3 17 3 3 44 3 3

6 2 3

1.10 9

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Met

a 20

11

Pro

yecc

ión

201

4

Pro

yecc

ión

202

0


1.56

8

1.95

8

1.75

8

1.79

0

1.75

2

3.60

3

2.33

8

2.28

8

2.17

6

2.06

5

2.05

4

5.05

9

2.54

3

Producción de Petróleo, GNL y Condensado en Brasil (En tierra y por lámina de agua)

11%

9%

61%

19%

Tierra 0-300 300-1500 más de 1500

Costes de Extracción En 2010, el coste medio de extracción sin participación gubernamental fue de US$ 10,03/boe, un aumento del 14% con relación al año anterior debido al mayor número de intervenciones en pozos. Desconsiderando el efecto cambiario, este índice cae al 5%. Con las participaciones gubernamentales, el coste de extracción llegó a US$ 24,64/boe, valor el 20% superior al verificado en 2009. Sin computar el efecto cambiario, el aumento ascendió al 16%, influenciado principalmente por la elevación del precio medio de referencia del petróleo nacional. En reales, el coste medio de extracción fue de R$ 17,58/boe, el 2% superior al registrado el año anterior. Incluidas las participaciones gubernamentales, el

mil

bo

ed


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coste alcanzó R$ 43,48, valor 10% superior al del ejercicio anterior, nuevamente influenciado por el crecimiento del 17% del precio medio de referencia del petróleo nacional, en reales. Producción de gas natural La producción de gas natural en 2010 totalizó 56,6 millones de m³/día, un aumento de 3 millones m³/día con relación al año anterior resultante de la demanda, principalmente en el segundo semestre. La oferta en Brasil creció con relación a 2009 debido, principalmente, a la entrada en operación de nuevos proyectos previstos en el Plan de Anticipo de Producción de Gas (Plangás), como el anticipo de la producción de gas del campo de Canapu y el aumento de la producción del campo de Camarupim, en Espírito Santo. Además, el inicio de las operaciones de procesamiento en la unidad de tratamiento de gas (UTG) Sul Capixaba permitió el transporte de la producción proveniente de Parque das Baleias, así como el término de la adecuación de la unidad de procesamiento de gas de la refinería Presidente Bernardes (RPBC) permitió el aumento de la producción del campo de Lagosta, en la cuenca de Santos. Como continuación de la implementación de los proyectos previstos en el Plangás, el campo de Mexilhão entrará en producción en 2011 y se iniciará el transporte de gas de los campos de Uruguá y Tambaú. Ese mismo año, la producción del campo de Lula comenzará a ser transportada, lo que confirmará la trayectoria ascendente de la oferta de gas para la satisfacción de la demanda del mercado.

Producción de Gas Natural en Brasil (En tierra y por lámina de agua)

31%

17%37%

15%

Tierra 0-300 300-1500 más de 1500

Presal Los descubrimientos en el estrato presal se localizan en la cuenca de Campos (campos de Marlim, Albacora Leste y Caratinga y en Parque das Baleias - Jubarte, Cachalote y Baleia Franca) y en la cuenca de Santos (en las áreas de Guará, Iara, Júpiter, Parati, Bem-Te-Vi, Caramba, Carioca y Franco, y en los campos de Lula y Cernambi). Si se confirman los volúmenes recuperables entre 8,1 mil millones y 9,6 mil millones de boe, referentes a la parte de


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Petrobras en Lula, Cernambi, Guará, Iara y Parque das Baleias, deberá haber un aumento significativo en las reservas probadas de Petrobras los próximos años. En 2010, se concluyó la perforación de ocho pozos: siete en las áreas licitadas del presal de la cuenca de Santos operadas por Petrobras y uno en el área de Cesión Onerosa. Se están perforando otros siete: uno en el área de Cesión Onerosa. Los pozos perforados en los campos de Lula y Cernambi confirmaron el alto potencial y riesgo controlado sobre el hallazgo de hidrocarburos del área. La entrada en operación del primer sistema definitivo del polo presal de la cuenca de Santos ocurrió en octubre con el barco plataforma Cidade de Angra dos Reis y un pozo productor (9-RJS-660). El proyecto, denominado Piloto de Lula, que prevé la interconexión de seis pozos productores y tres inyectores, incluye la construcción del gasoducto Tupi-Mexilhão, por donde se transportará el gas hasta la unidad de tratamiento de gas Monteiro Lobato, en Caraguatatuba (São Paulo), para posterior comercialización. El petróleo del Piloto se transfiere de las plataformas por embarcaciones aliviadoras de posicionamiento dinámico y destinado a las refinerías brasileñas. En diciembre de 2010, Petrobras envió a la ANP la declaración de comercialidad de los campos de Lula y Cernambi, con volúmenes recuperables de 6,5 mil millones de boe y 1,8 mil millones de boe, respectivamente. Hasta la declaración de comercialidad de Lula, el flujo de petróleo de lo FPSO Cidade de São Vicente se mantuvo cercana a 15 mil bpd debido a la limitación del volumen de gas dirigido hacia el flare de 500 mil m3/día, conforme acuerdo con la ANP para la TLD. Con el inicio de la producción comercial de FPSO Cidade de Angra dos Reis y de la entrada en operación de la infraestructura de transporte de gas, se debe alcanzar el pico de producción en 2012 con un flujo de petróleo cercano a 100 mil bpd. En diciembre de 2010 también se inició la segunda TLD del presal de la cuenca de Santos en el BM-S-9 (Guará). Para cumplir con las actividades del presal, se firmaron los contratos para construcción de los ocho cascos de FPSO replicantes. Dichos cascos, sumados a las tres FPSO piloto ya contratados (Cidade de Angra dos Reis, Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty) se destinan a la primera fase de desarrollo de la producción del presal de la cuenca de Santos. Esta fue la primera contratación en bloque, siguiendo la estrategia de utilización de soluciones y equipos estandarizados como forma de acelerar el desarrollo del área. Los resultados prometedores obtenidos en estos yacimientos más profundos le permitieron a la compañía estimar para 2017 una producción diaria superior a 1 millón de boe en las áreas del presal en que es operadora, incluyendo la parte de producción que le cabe a sus socios.


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Reservas probadas Las reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural de Petrobras en Brasil alcanzaron 15,283 mil millones de boe en 2010 según el criterio ANP/SPE, un aumento del 8% con relación al año anterior. Se asignaron 1,911 mil millones de boe a reservas y se produjeron 797 millones de boe, con lo que se incorporaron a las reservas probadas de la compañía 1,114 mil millones de boe. Con esta incorporación, el Índice de Reposición de Reservas (IRR) fue del 240%, que significa que por cada barril de petróleo equivalente producido durante el año se agregaron 1,4 barriles de petróleo equivalente a las reservas. El indicador Reserva/Producción (R/P) subió a 19,2 años. Además de los volúmenes anteriormente citados, Petrobras tiene el derecho de producir en áreas del presal el volumen de 5 mil millones de boe, adquirido en 2010 a través del Contrato de Cesión Onerosa. Entre las principales asignaciones en 2010 se encuentran: Descubrimiento de Lula y Cernambi en la unidad de operaciones de la

cuenca de Santos. Descubrimientos en los campos de Marlim y Pampo en la unidad de

operaciones de la cuenca de Campos; y en los campos de Barracuda, Caratinga y Marlim Leste en la unidad de operaciones de Rio de Janeiro.

Proyectos de aumento de recuperación de petróleo en los campos de Roncador, Marlim Sul, Albacora Leste y Marlim Leste en la unidad de operaciones de Rio de Janeiro; de Marimbá y Maromba en la unidad de operaciones de la cuenca de Campos y de Leste de Urucu en la unidad de operaciones de Amazonas.

Se asignaron como reserva probada 1,071 mil millones de boe del presal de la cuenca de Santos y 0,210 mil millones de boe del presal de la cuenca del Campos.

Evolución de las Reservas Probadas Criterio ANP/SPE

13,372

1,911

14,169

2009 2010

Producción realizada en 2010:

0,797 mil millones de boe

mil

mill

ones

de b

oe

IRR = 2,40 (240%)

R/P 2010 = 19,2 años

R/P 2009 = 18,1 años

IRR: Índice de Reposición de ReservasR/P: Reserva/Producción

15,283


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Reservas Probadas - Brasil Criterio ANP/SPE

8,32 9,

56 10,6

1

11,0

5

11,3

6

11,6

7

11,8

0

11,9

7

12,0

6

12,9

1

1,35

1,45

1,99 1,

97 1,87 2,

08

2,12

2,12

2,11 2,

37

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

mil

mill

one

s d

e b

oe

Gas Natural

Petróleo y condensado

Proyectos Principales sistemas que entrarán en producción en 2011: Campo de Mexilhão – Localizado en la Cuenca de Santos, el campo se

desarrollará con la instalación de una plataforma fija en lámina de agua de aproximadamente 170 m con capacidad para 15 millones de m³/día de gas. Para transportar el gas, se lanzó un gasoducto de 139 km de extensión hasta el litoral de Caraguatatuba.

Unidad de Tratamiento de Gas de Caraguatatuba – Esta unidad, en el litoral de São Paulo, entrará en operación para especificar el gas proveniente de los campos de Uruguá, Tambaú, Mexilhão y Lula. Su capacidad de procesamiento será de 18 millones de m³/día de gas natural y de 42 mil bpd de petróleo.

Campo de Marlim Sul, Módulo 3 (Plataforma P-56) – Localizado en la cuenca de Campos, el Módulo 3 se desarrollará con la instalación de una plataforma semi-sumergible (P-56) en lámina de agua de aproximadamente 1.700 m, con capacidad de procesamiento de 100 mil bpd de petróleo y compresión de 6 millones m³/día de gas. El petróleo se enviará a la plataforma P-38 y el gas, a la P-51.

TLD en el BM-C-36 (Aruanã) – Localizado en la cuenca de Campos, el sistema piloto evaluará el descubrimiento en la concesión BM-C-36 del bloque exploratorio C-M-401. El pozo descubridor RJS-661 será interconectado a la FPSO Cidade de Rio das Ostras en lámina de agua de


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aproximadamente 1.000 m con capacidad de procesamiento de 20 mil bpd de petróleo.

TLD previstas para 2011: TLD de Lula Nordeste (BM-S-11) – La prueba de producción se iniciará con

la instalación de la FPSO BW São Vicente en lámina de agua de aproximadamente 2.200 m.

TLD de Carioca Nordeste (BM-S-09) – Las pruebas de producción se iniciarán con la instalación de la FPSO Dynamic Producer en lámina de agua de aproximadamente 2.150 m.

TLD de Iracema (BM-S-11) – La prueba de producción se iniciará con la instalación de la FPSO BW São Vicente en lámina de agua de aproximadamente 2.100 m.

Proseguirán las obras de construcción y montaje de las siguientes plataformas: SS P-55 – Módulo 3 del campo de Roncador, en la cuenca de Campos. TLWP P-61 y FPSO P-63 – Módulos 1 y 2 del campo de Papa-Terra, en la

cuenca de Campos. FPSO P-58 – Parque das Baleias, en la cuenca de Campos. P-62 – Módulo 4 del campo de Roncador, en la cuenca de Campos. FPSO Cidade de Itajaí – Área de Tiro y Sidon (BM-S-40), en la cuenca de

Santos. FPSO Cidade de São Paulo – Área de Guará (BM-S-09), en el presal de la

cuenca de Santos. FPSO Cidade de Paraty – Área de Lula Nordeste (BM-S-11), en el presal de

la cuenca de Santos. Se espera la firma de los siguientes contratos: Construcción de las sondas de perforación propias específicas para

operación en lámina de agua ultra profunda, de hasta 3.000 m. Construcción de las facilidades de producción para las FPSO replicantes para

el desarrollo del polo presal de la cuenca de Santos. Flete de dos FPSO destinadas a los proyectos-piloto del área de Guará-Norte

y del campo de Cernambi, en la cuenca de Santos para anticipar la producción del presal. Cada FPSO tendrá una capacidad de producción de 150 mil bpd de petróleo y 8 millones de m³/día de gas.


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Refinación y Comercialización

Refinación

Las 12 refinerías de Petrobras en Brasil procesaron 1.798 mil bpd de carga fresca en 2010 con utilización media del 93% de la capacidad y produjeron 1.832 mil bpd de derivados. Del volumen total del petróleo procesado, el 82% provino de campos brasileños. Durante el año, se realizaron paradas programadas para mantenimiento en las refinerías Presidente Bernardes (RPBC), Presidente Getúlio Vargas (Repar), Henrique Lage (Revap) y Paulínia (Replan). En esta última, se amplió la capacidad de procesamiento a 396 mil bpd. El programa de maximización de la producción de gasoil y querosene vía ajuste de condiciones operativas de las refinerías generó 17,1 millones de barriles adicionales en 2010, que aumentó del 42,2% al 44,8% el volumen de estos derivados con relación a la carga de petróleo procesada. Debido a la creciente producción nacional de petróleo, la compañía viene invirtiendo en nuevas unidades de refinación y en mejoras tecnológicas para adecuar los derivados producidos a partir de este petróleo a las necesidades del mercado. En este sentido, entró en operación una unidad de coquización retardada en Revap con el objeto de reducir la producción de fuel oil y aumentar la de derivados medios. Otro destaque fue el inicio de operación de la unidad de hidro-tratamiento de nafta de coque de Revap que trata este producto en conjunto con la nafta de destilación directa, proceso que ayuda en la producción de gasoil de bajo tenor de azufre. Esta instalación forma parte de un conjunto de unidades que viabilizará la producción de gasolina de bajo tenor de azufre. En 2010, la compañía siguió invirtiendo en la calidad de sus combustibles. Para la gasolina, se están implementando mejoras en las refinerías Duque de Caxias (Reduc), Gabriel Passos (Regap), Landulpho Alves (RLAM), Capuava (Recap), Repar, Revap, RPBC y Replan. Para reducir el tenor de azufre del gasoil, se han realizado inversiones en las refinerías RPBC, Reduc, Regap, RLAM, Repar, Recap, Replan y Refinería de Manaus (Reman), en tanto que la unidad de hidro-tratamiento de Revap ya se encuentra en operación. Con estas inversiones, la canasta de derivados estará más adecuada a la demanda y a la calidad requerida. La capacidad de producción de propileno, producto de alto valor agregado, creció con la entrada en operación de unidades en Repar y en Replan, con lo que alcanzó 1.329 mil t/año. En septiembre, entró en operación la unidad de gasolina en la refinería de Rio Grande do Norte Clara Camarão (RPCC), con capacidad para producir 5,2 mil


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bpd de gasolina y 1,6 mil bpd de nafta petroquímica. La refinería alcanzó su capacidad total de procesamiento de 34 mil bpd de petróleo.

Nuevos emprendimientos

Refinería Abreu e Lima

La refinería tendrá capacidad de procesamiento de 230 mil bpd de petróleo pesado y de producción de hasta 162 mil bpd de gasoil con bajo tenor de azufre (10 ppm), de acuerdo con las especificaciones internacionales para este combustible. Asimismo, producirá GLP, nafta petroquímica, aceite combustible para barcos y coque de petróleo. El inicio de las actividades operativas de la refinería está previsto para diciembre de 2012.

Refinerías Premium

Petrobras construirá dos refinerías para producir derivados clasificados como Premium (alta calidad y bajo tenor de azufre), optimizando el uso del petróleo nacional. Estas refinerías producirán básicamente destilados medios, como gasoil y QAV. Parte del coque será consumido en las propias unidades para generar vapor y energía. La refinería Premium I, que se construirá en Bacabeira (Maranhão), está programada para operar en dos fases: la primera, prevista para 2014, con capacidad de procesamiento de 300 mil bpd de petróleo; y la segunda fase, en 2016, ampliando la capacidad a 600 mil bpd de petróleo. El emprendimiento contará con una terminal portuaria para recibir, almacenar y expedir líquidos y sólidos a granel. La Premium II, con inicio de operación previsto para 2017, se construirá en Caucaia (Ceará) y tendrá capacidad de procesamiento de 300 mil bpd de petróleo. La refinería se interconectará a una terminal portuaria en Pecém por una faja de ductos de 11 km de extensión. Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj)

La refinería del Comperj se está construyendo en Itaboraí (Rio de Janeiro) y está programada para operar en dos fases: la primera, prevista para fines de 2013, con capacidad de procesamiento de 165 mil bpd de petróleo, y la segunda, en 2018, con lo que elevará la capacidad a 330 mil bpd de petróleo. En la refinería se producirán gasoil, GLP, QAV, nafta, fuel oil, coque y azufre para suplir al mercado nacional y proveer materia prima a las unidades petroquímicas.


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Refinería de Rio Grande do Norte Clara Camarão (RPCC)

Las obras de ampliación de RPCC, en Guamaré (Rio Grande do Norte), se programaron en tres etapas. La primera es la Unidad de Gasolina, concluida en septiembre. La segunda comprenderá el almacenaje en Tanques de Gasoil y la tercera, Ducto Submarino y cuadro de boyas. La previsión del término total de la obra de ampliación es octubre de 2011. Con capacidad actual de procesamiento de 34 mil bpd, RPCC se abastece íntegramente con petróleo proveniente del propio estado y puede producir 5,2 mil bpd de gasolina y 1,6 mil bpd de nafta petroquímica, además de gasoil y QAV.

Comercialización

Mercado interno

Como resultado del crecimiento económico de Brasil, en 2010 la compañía vendió en el mercado interno 2.378 mil bpd, volumen el 13% superior al de 2009. Los principales productos en volumen de ventas fueron gasoil, gasolina, GLP, nafta y gas natural. La demanda de QAV creció el 19% debido a la recuperación de la economía nacional y mundial y el consecuente aumento del número de vuelos nacionales e internacionales desde Brasil. Las ventas de nafta aumentaron el 2% en 2010 debido a la reposición de stock de la industria después de la crisis económica mundial ocurrida el año anterior. Las ventas de GLP se expandieron el 4% impulsadas por la recuperación de la economía y de la producción industrial mientras que las de gasolina subieron el 17% debido al crecimiento del mercado y a la menor disponibilidad de alcohol entre cosechas, lo que llevó a la reducción del tenor de alcohol anhidro en la mezcla. Con relación al gasoil, la expansión del 9% de las ventas está asociado a la recuperación expresiva del PIB, con destaque para el mejor desempeño de la actividad industrial, el aumento de la cosecha de granos y la intensificación de las inversiones en obras de infraestructura. Hubo un crecimiento del 43% de las ventas de asfalto como resultado del aumento de la demanda de pavimentación y mantenimiento viarios. Las ventas de fuel oil cayeron el 1% debido al reemplazo de este insumo por gas natural y carbón mineral en las industrias. Exportaciones vs. Importaciones

Las exportaciones de petróleo alcanzaron 497 mil bpd, superando el 4% el volumen de 2009, crecimiento provocado, básicamente, por el aumento de la producción. Las ventas de derivados al mercado externo sumaron 200 mil bpd, registrando una caída del 12%.


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Las importaciones de petróleo se ubicaron en 316 mil bpd, una reducción del 20%, mientras las de derivados sumaron 299 mil bpd, un incremento del 97%. La importación de derivados, como gasoil y QAV, aumentó debido a la expansión del consumo en el mercado interno. El volumen de gasoil importado llegó a 143 mil bpd, el 149% superior al de 2009, y el de QAV, 34 mil bpd, un aumento del 60%. Se importaron 9 mil bpd de gasolina debido al crecimiento expresivo de la flota de vehículos flex fuel asociado a la escasez de alcohol en el mercado a inicios de 2010. El saldo financiero de la balanza comercial de la compañía en 2010 calculado en base a las exportaciones e importaciones de petróleo y derivados sin considerar gas natural, gas natural licuado (GNL) y nitrogenados, presentó un superávit de US$ 1,534 mil millones.

Petroquímica

La actuación de Petrobras en el área de petroquímica es integrada a los demás negocios de la compañía para ampliar la producción de petroquímicos y de biopolímeros, preferentemente a través de participaciones societarias en Brasil y el exterior.

Acuerdo de Inversiones en Braskem

La compañía consolidó su actuación en el sector con el aumento de su participación en Braskem. El Acuerdo de Inversiones, celebrado en enero de 2010, estableció que la operación de integración de las participaciones petroquímicas entre Petrobras y Odebrecht se daría en varias etapas. En febrero, WBW, controlada de Petrobras Química S.A. - Petroquisa (subsidiaria completa de Petrobras) y tenedora del 31% del capital votante de Braskem, fue incorporada por BRK, holding formada para concentrar las acciones ordinarias emitidas por Braskem pertenecientes a Odebrecht y a Petrobras. El mismo mes, Petrobras y Odebrecht firmaron un acuerdo que comenzó a regular las relaciones en calidad de accionistas de Braskem y de BRK. Para cumplir con el Acuerdo de Inversiones, en marzo Odebrecht aportó R$ 1 mil millones y en abril, Petrobras, otros R$ 2,5 mil millones en BRK. Después de los aportes, Odebrecht y Petrobras pasaron a tener el 53,79% y el 46,21% del capital total de BRK, respectivamente. Con el aumento de capital de BRK, se inició la etapa siguiente del Acuerdo de Inversiones, la llamada de capital de Braskem S.A., que resultó en una suscripción por sus accionistas de alrededor de R$ 3,7 mil millones, finalizada en abril. El mismo mes, Braskem adquirió de Unipar el 60% de Quattor y, en mayo, el 100% de Unipar Comercial y el 33,33% de Polibutenos. En junio, las acciones de Quattor en poder de Petrobras fueron incorporadas por Braskem.


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También en el ámbito del Acuerdo de Inversiones, Petrobras, Braskem y BNDESPar adelantaron el derecho de venta de las acciones que BNDESPar tenía en Rio Polímeros S.A. (Riopol). De este modo, Petrobras pasó a tener el 10% del capital social total de Riopol, incorporada a Braskem en agosto. Después de dicha incorporación, Petrobras y Odebrecht pasaron a tener, respectivamente, el 36,1% y el 38,3% del capital social total de Braskem. En enero de 2010, Petrobras, Odebrecht y Braskem firmaron un acuerdo de asociación para regular la participación de Braskem en el Comperj y en el complejo petroquímico de Suape.

Aumento de participación en Petrocoque

En enero, fue adquirida por los socios Petroquisa y Universal y por la propia Petrocoque (recompra das acciones) la totalidad de las acciones de Petrocoque en poder de Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) en la forma y condiciones establecidas en el Contrato de Compra y Venta de Acciones, firmado en diciembre de 2009. Con motivo de esta adquisición y después de la cancelación de las acciones en tesorería, Petroquisa y Universal pasaron a tener, cada una, el 50% de las acciones de Petrocoque. Con la nueva configuración societaria de la compañía, se firmó en abril un nuevo Acuerdo de Accionistas y se reformó el Estatuto Social de la sociedad para adecuarlo a la nueva situación.

Proyectos

Las inversiones en el sector petroquímico previstos en el Plan de Negocios 2010-2014 ascienden a US$ 5,1 mil millones, equivalentes al 2% del total.

Complejo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) – As unidades petroquímicas do Comperj, con inicio de operación previsto para 2017, producirán petroquímicos básicos (eteno, propeno, benceno, p-xileno y butadieno) y asociados (estireno, etilenglicol, polietilenos, polipropileno, y otros).

Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape) y

Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe) – Petroquisa tiene el 100% del capital social de estas dos empresas, responsables de la implementación del Complejo PetroquímicaSuape. El Complejo reúne tres unidades integradas: una para producción de 700 mil t/año de ácido tereftálico purificado (PTA), otra para producción de 450 mil t/año de resina PET (polietileno tereftalato) y una tercera que fabricará 240 mil t/año de polímeros textiles y filamentos de poliéster. Además de posibilitar la retomada de la producción nacional de PTA y de duplicar la oferta de PET BG (bottle grade – grado de botella PET) en Brasil,


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PetroquímicaSuape representará la revitalización del segmento textil debido a la oferta interna de hilos con calidad y precio.

Coquepar – Petroquisa y Unimetal en sociedad construirán dos unidades de calcinación de coque de petróleo: en Rio de Janeiro y en Paraná. La capacidad total de producción será de 700 mil t/año. En septiembre de 2010, fue adquirida por los socios Petroquisa y Unimetal la totalidad de las acciones de Coquepar en poder de Energy Investment S.A. Como resultado de esta adquisición, Petroquisa y Unimetal pasaron a tener, cada una, el 50% de las acciones de Coquepar.

Sistema Logístico de Etanol

Teniendo en vista el creciente mercado de etanol, principalmente en Brasil, Petrobras desarrolló un programa que consiste en la ampliación de la infraestructura ductoviaria e hidroviaria de Brasil para transporte de etanol de la región productora del Centro-Oeste y de São Paulo a los mercados local y de exportación. El programa tiene por objeto reducir el coste logístico y las emisiones de CO2 a la atmósfera con el reemplazo del modal carretero por ductovías e hidrovías. El Sistema Multimodal de Logística de Etanol, cuya inversión totaliza R$ 6 mil millones, incluye, además de adaptaciones y mejoras a instalaciones existentes de Petrobras, la construcción de nuevos ductos, terminales, barcazas/ empujadores, centros colectores y estaciones intermedias de bombeo. El inicio de movimiento de etanol ocurrirá en 2011 por el sistema de ductos de Petrobras entre Paulínia (São Paulo), la Gran São Paulo y Rio de Janeiro. Por su parte, el movimiento por el primer trecho del etanolducto, entre Ribeirão Preto (São Paulo) y Paulínia, está previsto para 2012. El proyecto de la hidrovía Tietê/Paraná utilizará convoys de barcazas y empujadores construidos y operados por Transpetro para transportar etanol desde las áreas productoras de São Paulo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y Minas Gerais hasta Paulínia. A partir de Paulínia, el sistema pasará a utilizar ductos que se construirán y los existentes para entrega a los mercados local y de exportación. El desarrollo de dicho Sistema Logístico lo realizará una empresa en la que Petrobras tendrá el 20% de participación, mientras que otras empresas, del sector sucro-alcoholero, participarán en el 80% restante.


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Transporte Transporte y almacenamiento

Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), subsidiaria de Petrobras para el segmento de transporte y almacenamiento de petróleo, derivados, etanol y gas natural, opera 7.179 km de oleoductos, 7.193 km de gasoductos y 48 terminales (20 terrestres y 28 marítimas/fluviales), además de 52 barcos.

En 2010, se transportaron 48,9 millones de toneladas de petróleo y derivados por barco, volumen el 15% inferior al de 2009. Transpetro transportó por sus terminales 704 millones de m³ de líquidos, un volumen el 4% superior al de 2009, además de una media de 57 millones de m³/día de gas natural, el 62% superior al registrado el año anterior debido a la mayor demanda y menor generación termoeléctrica y a la recuperación de los otros mercados. El récord de movimiento de gas natural en el año fue de 69 millones de m³/día. Nuevas embarcaciones El Programa de Modernización y Expansión de la Flota (Promef) de Transpetro comprende la construcción de 49 embarcaciones en dos fases que aumentarán 4 millones de toneladas de porte bruto (tpb) a la capacidad de la flota actual. El Promef permitirá incorporar nuevas tecnologías a las embarcaciones y se desarrolló en base a tres premisas: construir las embarcaciones en Brasil, alcanzar el nivel mínimo de nacionalización del 65% en la primera fase y del 70% en la segunda y brindar condiciones para que los astilleros se tornen internacionalmente competitivos. En Pernambuco, se están construyendo las embarcaciones del tipo Suezmax (para transporte de petróleo) y, en Rio de Janeiro, del tipo Productos (para transporte de derivados de petróleo y etanol con capacidad de 48 mil tpb), del tipo Panamax (para transporte de derivados de petróleo) y del tipo Bunker (para transporte de combustible para abastecimiento de otras embarcaciones). Las demás serán construidas a partir de 2011. El lanzamiento al mar del primer barco-tanque del Promef (NT João Cândido) ocurrió en mayo en Pernambuco; el segundo (NT Celso Furtado), en junio, y el tercero (NT Sergio Buarque de Holanda), en noviembre, ambos en Rio de Janeiro. En 2011, está prevista la entrega de cinco embarcaciones del Promef (dos del tipo Suezmax y tres del tipo Productos). En la segunda fase del Programa está prevista la construcción de 23 embarcaciones, de las cuales 15 ya están contratadas. Siete de ellas son aliviadoras de última generación que se construirán por primera vez en Brasil; tres son para transporte de bunker (fuel oil de embarcaciones); y cinco son gaseros para transporte de gas licuado de petróleo (GLP). Las ocho embarcaciones restantes están en proceso de licitación.


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Para satisfacer la demanda de transporte de biocombustibles (sobre todo de etanol) por la cuenca hidrográfica Tietê-Paraná, Transpetro contrató la construcción de 20 convoys fluviales, cada uno compuesto por un empujador y cuatro barcazas. La capacidad de cada convoy es de aproximadamente 7.600 m3. Terminales y Oleoductos En la Terminal de Guamaré (Rio Grande do Norte), se amplió la infraestructura terrestre para permitir el transporte de derivados de la refinería de ese estado. La infraestructura marítima también se ampliará con inversiones de R$ 419 millones. Para asegurar el transporte del aumento de la producción de GLP en función de Plangás, Petrobras está ampliando, en la Bahía de Guanabara, la terminal de Ilha Redonda y construyendo nuevas instalaciones en Ilha Comprida. En Barra do Riacho (Espírito Santo), también se está construyendo una nueva terminal. Las terminales terrestres de Jequié (Bahia), Itabuna (Bahia), Itajaí (Santa Catarina), Biguaçu (Santa Catarina), Guaramirim (Santa Catarina), Uberaba (Minas Gerais), Uberlândia (Minas Gerais) y Guarulhos (São Paulo) fueron capacitadas para operar con biodiesel para cumplir con los porcentajes de mezcla con gasoil exigidos por la legislación. Operaciones con Gas Natural l La red de gasoductos operada por Transpetro sumó 7.193 km, un aumento de 1.771 km con relación a 2009. Entraron en operación los siguientes gasoductos: Ramal-UTG-Sul, Gasduc III/Trecho 2, Gascac, Revap-PQU, Gasbel II, Pilar-Ipojuca , Variante do Nordestão y Gastau. Transpetro opera siete plantas en la Terminal de Cabiúnas (Tecab), con capacidad de procesamiento de 19,7 millones de m³/día de gas natural de la cuenca de Campos. En 2010, el volumen procesado fue de aproximadamente 16 millones de m³/día y la producción de GLP, de 14 mil t/día.

Distribución Petrobras Distribuidora, mayor distribuidora de combustibles de Brasil, llega al fin de 2010 con la marca de 48.690 mil m³ comercializados, volumen el 8,2% mayor que el registrado el año anterior. La distribuidora excedió por primera vez la barrera de los 4 millones de m3, marcó el record de ventas de 4.058 mil m3/mes y mantuvo su liderazgo en el mercado local de combustibles con participación de mercado anual del 38,8%, equivalente a un crecimiento de 0,8 p.p. Con una red de 7.306 estaciones de servicio y aproximadamente 11 mil consumidores directos, Petrobras Distribuidora obtuvo ingresos operativos


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netos de R$ 66 mil millones y ganancias netas de R$ 1,41 mil millones en 2010.

Evolución del volumen de ventas de Petrobras Distribuidora en millones de m³

30,033,9

37,841,8

48,7

2006 2007 2008 2009 2010

En línea con la estrategia de liderar el mercado brasileño de distribución de derivados de petróleo y biocombustibles, de aumentar la participación en el mercado y de ampliar la capacidad logística para satisfacer, de forma optimizada, el crecimiento de los diversos mercados, fueron efectuadas inversiones directas de R$ 895 millones por el de distribución. De este total, el 28,2% se destinó a la infraestructura logística, el 27,6%, al desarrollo y modernización de la red de estaciones de servicio, el 20,4% al mantenimiento de la infraestructura de distribución de GLP y el 19%, al soporte a los clientes comerciales e industriales. En el año, 336 estaciones obtenidas de la adquisición de Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga fueron visualmente adecuadas al estándar de Petrobras Distribuidora; restan 141 para finalización del proceso. Se inauguró la Red de Distribución de Gas Natural Canalizado de Cachoeiro do Itapemirim (ES), con una extensión de 60 km de ductos y capacidad para transportar 600 mil m³/día de gas natural a industrias, estaciones de servicio y establecimientos comerciales de Espírito Santo. También inició las actividades el Centro Operativo de GLP de Duque de Caxias (RJ) para aumentar la participación en el mercado en el estado, con capacidad de almacenaje de 480 t de GLP y de envasado de 4.500 t/mes. Otras iniciativas de la Distribuidora fueron la revitalización de la marca Lubrax, el lanzamiento del Centro Tecnológico de Lubrificación Automotriz Lubrax + y la segunda edición del Plan Integrado de Marketing, dirigido exclusivamente hacia la red de estaciones de servicio.

Gas Natural La expansión de la oferta de gas natural continuó en 2010 con la conclusión de importantes proyectos orientados hacia la infraestructura de producción y flujo. La producción, incluyendo la de socios, alcanzó 62 millones de m³/día, una superación del 7,5% de la de 2009. La oferta local fue de 28,6 millones de


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m³/día, descontados el gas licuado y el utilizado en el proceso productivo, la inyección en los pozos y las pérdidas. La oferta total de gas natural al mercado brasileño fue de 62,4 millones de m3/día, de los cuales 26,2 millones de m3/día fueron a través del gasoducto Bolivia-Brasil, ya descontado el gas de uso en el sistema. El volumen importado de GNL re-gasificado fue de 7,6 millones de m3/día y llegó a 18,9 millones de m3/día. El aumento del consumo con relación al año anterior es el resultado de la reactivación de la economía y de la mayor demanda termoeléctrica, especialmente en el segundo semestre. Las inversiones fueron expresivas en 2010: la infraestructura de transporte recibió R$ 6 mil millones. Fueron destaque la expansión de la capacidad de la red de gasoductos en Brasil y los emprendimientos de generación de energía eléctrica.

Transporte de Gas Natural La red brasileña de gasoductos de transporte aumentó 1.696 km, con lo que totaliza 9.506 km. En 2010 entraron en operación los siguientes gasoductos:

• Pilar - Ipojuca – El gasoducto se extiende por 189,1 km, partiendo de la estación de distribución de gas (EDG) de Pilar hasta la estación de Ipojuca. En conjunto con la ampliación del servicio de compresión de Pilar, permite elevar la capacidad de movimiento del sistema Pilar-Guamaré de 3,5 millones m³/día a 7,5 millones m³/día. De este modo, es posible aprovechar gas del Gasene para suplir a la usina termoeléctrica (UTE) Termopernambuco, a la refinería Abreu e Lima, y a los estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba y Rio Grande do Norte.

• Paulínia-Jacutinga – Tiene 93 km de extensión y capacidad de transporte de 5 millones de m³/día. El gasoducto Paulínia-Jacutinga permite llevar, por primera vez, gas natural para suplir a los municipios del sur de Minas Gerais.

• Ramal Gascav - UTG Sul Capixaba – Con 10 km de extensión y capacidad de transporte de 2 millones de m³/día, conecta el gasoducto Cabiúnas-Vitória (Gascav) a la unidad de tratamiento de gas Sul Capixaba (UTG - Sul Capixaba) para suplir gas a la región de Anchieta (Espírito Santo).

• Cabiúnas – Reduc III (Gasduc III) – Es el gasoducto de mayor diámetro de América del Sur y con mayor capacidad de transporte (40 millones de m³/día) entre los gasoductos brasileños. Con 181 km de extensión, permite transportar gas natural de las cuencas de Campos y Espírito Santo.

• Rio de Janeiro – Belo Horizonte II (Gasbel II) – Con 268,9 km de extensión y capacidad para transportar 5 millones de m³/día, permite ampliar a oferta de gas natural para Minas Gerais. Las principales áreas suplidas son la región metropolitana de Belo Horizonte y el Vale do Aço, donde se encuentran instaladas importantes industrias de los sectores minero, siderúrgico y de celulosa. Gasbel II amplia la provisión de gas natural para suplir a las UTE Aureliano Chaves y Juiz de Fora.


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• Cacimbas – Catu (Gascac) – Con 954 km de extensión y capacidad para

transportar 20 millones de m³/día, Gascac es el mayor trecho del Gasene (Gasoducto Sudeste–Nordeste, el gasoducto de la integración). Une la estación de tratamiento de gas de Cacimbas, en Linhares (Espírito Santo), a la estación de distribución de gas (EDG) de Catu, en Pojuca (Bahia). Gas Natural Licuado El año 2010 marcó la consolidación de Petrobras como player global en el mercado de gas natural licuado. Con una constante diversificación de su cartera, la compañía firmó 37 contratos del tipo MSA (Master Sales Agreement). Se realizaron 41 operaciones de compra de cargas, de las cuales 36 fueron destinadas a Brasil y 5 fueron revendidas en el mercado externo. Petrobras, en sociedad con BG, Repsol y Galp, implementó un proceso competitivo para seleccionar, entre tres proyectos de ingeniería, la mejor propuesta del punto de vista técnico y económico para construir una planta de licuado embarcada que permitirá transportar 14 millones de m3/día de gas natural del presal a partir de 2016. Comercialización de Gas Natural En marzo, Petrobras realizó la 10ª subasta electrónica de gas natural con la oferta de 22 millones m³/día por un plazo de seis meses, posteriormente extendido a ocho, con inicio de entrega en abril de 2010. Esta subasta da continuidad a la estrategia de Petrobras para desarrollo del mercado a corto plazo de gas natural. En noviembre, se realizó la 11ª subasta, por un plazo de cuatro meses, con inicio de entrega en diciembre de 2010. En dichas subastas, por primera vez las distribuidoras no fueron separadas por sub-mercado, ya que el Gasene ya estaba en operación, integrando el mercado de gas natural de Brasil. En el último certamen, se vendieron 9,18 millones de m³/día de gas natural, volumen el 34% superior al récord comercializado en subastas anteriores y equivalente al 61% del total de 15 millones de m³/día ofrecidos. Petrobras también inició una nueva modalidad de comercialización: la venta semanal de gas natural. Desde el inicio de la operación, las 18 distribuidoras registradas efectuaron pedidos. Las subastas a corto plazo y la venta semanal están consolidadas en el mercado de gas natural brasileño y continuarán en 2011. Distribución de Gas Natural El volumen medio de gas natural comercializado por las distribuidoras en todo Brasil en 2010 se ubicó en 49 millones m3/día. La participación de Petrobras en 20 de las 27 distribuidoras estatales en todo Brasil mantuvo prácticamente el mismo perfil de 2009, con porcentajes que varían del 24% al 100%.


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Con relación al año 2009, el consumo no térmico de las distribuidoras en que Petrobras tiene participación aumentó el 15% (de 13 millones m³/día a 15 millones m³/día), mientras que el consumo térmico creció el 181% (de 2,6 millones m³/día a 7,4 millones m³/día), lo que totalizó un incremento del 43% (de 15,6 millones m³/día a 22,4 millones m³/día).

41,5%

CIGÁSCIGÁS

41,5%41,5%

83,0%83,0%

41,5%41,5%41,5%41,5%

41,5%41,5%

41,5%41,5%

41,5%41,5%

41,5%41,5%

100,0%

37,4%37,4%

41,0%41,0%

24,5%24,5%24,5%

32,0%

49,0%49,0%

34,46%34,46%

GASMARGASMAR

GASPISAGASPISA 37,25%37,25%37,25%37,25%

23,5%23,5%

GASAPGASAP37,3%37,3%

49,0%49,0%49,0%

30,46%

40%40%

GÁS DO PARÁGÁS DO PARÁGÁS DO PARÁGÁS DO PARÁ

Energía Eléctrica En 2010, Petrobras generó 1.837 MW medios para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) a través de las 15 UTE propias y alquiladas que componen su parque generador termoeléctrico, con capacidad instalada de 5.284 MW. La mayor generación en el año resulta de las condiciones hidrológicas desfavorables en Brasil, lo que redujo los niveles en los reservatorios de las usinas hidroeléctricas e hizo que las UTE de Petrobras aumentaran el suministro de energía por la aplicación del Procedimiento Operativo de Corto Plazo (POCP).


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CAPACIDAD INSTALADA DEL PARQUE TERMOELÉCTRICO DE PETROBRAS

Obs.: Usinas propias y alquiladas. No se incluyen en el mapa las participaciones en otros emprendimientos de generación.

GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA DE PETROBRAS

Á222 MW

191 MW

138 MW

323 MW

BAHIA I 32 MW

SEPÉ TIARAJU161 MW

LU Í 262 MW

384 MW

1.036 MW

234 MW 87 MW

MÁ922 MW

EUZÉBIO ROCHA160 MW

TERMOCEARÁ220 MW

CELSO FURTADO186 MW

RÔMULO ALMEIDA138 MW

JESUS SOARES PEREIRA

BAHIA I 32 MW

SEPÊ TIARAJU

258 MW

FERNANDO GASPARIAN

BARBOSA LIMA SOBRINHO 379 MW

GOVERNADOR LEONEL BRIZOLA1.058 MW

AURELIANO CHAVES 226 MW

JUIZ DE FORA 87 MW

MÁRIO LAGO 923 MW

EUZÉBIO ROCHA223 MW

586 MW

LUÍS CARLOS PRESTES

ARAUCÁRIA 484 MW

161 MW

1.837

525

2.058

581

331425343

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

MW medios

200920082007200620052004 2010


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Inversiones Las inversiones en el área de energía eléctrica ascendieron a R$ 600 millones. Con la entrada en operación de nuevas usinas, incluyendo los emprendimientos en los que Petrobras tiene participación, la capacidad instalada del parque generador de la compañía alcanzó los 5.958 MW. Proyectos concluidos en 2010: UTE Euzébio Rocha – Localizada en Cubatão (São Paulo), tiene capacidad instalada de 223 MW: 168 MW de la turbina a gas y 55 MW de la turbina a vapor que entró en operación en marzo. Su característica es la elevada eficiencia energética (85%) debido a su funcionamiento en ciclo combinado y es capaz de suministrar hasta 415 t/h de vapor a la refinería Presidente Bernardes. La UTE firmó compromiso en subasta para el suministro de 141 MW de su disponibilidad, hasta 2024. Con participación de Petrobras UTE Arembepe (Camaçari-BA): UTE a fuel oil, con capacidad instalada de 150 MW para cumplimiento de los compromisos asumidos en la Subasta A-3, de 2006. Conversión de la UTE Manauara a Bi-combustible (Manaus – AM) Conversión de los motores a fuel oil a bi-combustible, que permitirá también su funcionamiento a gas natural. Instalación de motor flex fuel en la UTE Tambaqui (Manaus – AM) Instalación de motor bi-combustible (gas natural o fuel oil), que permitirá la utilización de gas natural. Ampliación de la UTE Tambaqui para operación con gas natural (Manaus – AM) Posibilitó el uso de gas natural en la UTE Tambaqui, cumpliendo así con el contrato celebrado con Eletrobrás Amazonas Energia S/A, con instalación de una casa de máquinas con capacidad instalada de 76 MW. Conversión de la UTE Jaraqui para operación con gas natural (Manaus – AM) Conversión para gas natural en la UTE Jaraqui, cumpliendo así con el contrato celebrado con Eletrobrás Amazonas Energia S/A, con instalación de una casa de máquinas con capacidad instalada de 76 MW. PCH Água Limpa (Dianópolis-TO) PCH que suministra energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) cumpliendo con el contrato con Eletrobrás dentro del Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa).


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Energía Eólica El primer proyecto de energía eólica de Petrobras es la Usina Eólica Piloto de Macao, con 1,8 MW instalados y siete años de operación. En este período, produjo 32.256 MWh y evitó la emisión de aproximadamente 1,2 mil t/año de CO2 a la atmósfera. En 2010, la compañía inició la implementación de los cuatro proyectos vencedores de la primera subasta de energía de reserva exclusiva para generación eólica. Se vendieron vendidos 49 MW medios, correspondientes a 104 MW de capacidad instalada. Los emprendimientos (Mangue Seco, Cabugi, Potiguar y Juriti, en Rio Grande do Norte) están previstos para entrar en operación en septiembre de 2011. Comercialización de Energía En 2010, Petrobras comercializó la capacidad no contratada de las UTE, aprovechando así la creciente demanda, impulsada por la recuperación de la economía. Esto fue posible gracias a la optimización de la gestión del saldo, obedeciendo a los criterios establecidos en la legislación del sector. Fertilizantes El parque productor de fertilizantes da Petrobras é formado por dos plantas, localizadas en Bahia y en Sergipe. Los principales productos comercializados son: urea, ácido nítrico, amonio y gas carbónico. En 2010, el mercado de fertilizantes retomó su impulso. Petrobras vendió 772 mil t de urea y 236 mil t de amonio, lo que generó una facturación neta de R$ 680 millones, valor superior a los R$ 572 millones registrados en 2009. La fábrica de fertilizantes nitrogenados de Bahia (Fafen-BA) alcanzó su récord de producción en 2010 con 335 mil t de urea, cantidad el 53% superior a la de 2009. La producción de la fábrica de fertilizantes nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE) en 2010 fue de 423 mil t de urea, con lo que superó el volumen de 386 mil t del año anterior. En julio de 2010, Fafen-SE marcó su récord mensual histórico de producción de urea: 56 mil t.

BIOCOMBUSTIBLES Biodiesel

Petrobras Biocombustível opera tres usinas de biodiesel, localizadas en los municipios de Candeias (Bahia), Quixadá (Ceará) y Montes Claros (Minas Gerais). En 2010, con la duplicación de la Usina de Candeias para 216 mil m³/año, la capacidad total de producción de las tres unidades alcanzó 434 mil m³/año. Además, la empresa tiene participación accionaria del 50% en la usina


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de biodiesel de Marialva (PR), que entró en operación en mayo, con capacidad de producción de 127 mil m³/año de biodiesel. En Pará, se encuentra en andamiento el proyecto para construcción de una nueva usina de biodiesel, con inicio de operación previsto para 2013. La usina aumentará la capacidad instalada de producción de biodiesel en 120 mil m³/año. Se consolidó una sociedad entre Petrobras y Galp Energia de Portugal para constitución de una empresa conjunta, Belém Bioenergy BV, con sede en Holanda, para conducir el proyecto de producción de aceite de palma en Pará y la construcción de una usina para producción de 250 mil t/año de green diesel (biodiesel de segunda generación) en Portugal. Con estas inversiones, la capacidad total de producción de Petrobras Biocombustíveis deberá llegar a 750 mil m³/año en 2013.

Abastecimiento agrícola

Las usinas de Petrobras Biocombustível tienen el Sello Combustible Social, de acuerdo con las directrices del Programa Nacional de Producción y Uso de Biodiesel (PNPB). La empresa mantiene contratos de compra de granos con 66.554 agricultores familiares, en 148.578 ha de área cultivada, de los cuales 122.024 ha son de ricino; 16.735 ha, de girasol; y 9.819 ha, de soja. Para la cosecha 2009/2010, la empresa puso a disposición 1.032 t de semillas: 788 t de ricino y 244 t de girasol. En la misma cosecha, adquirió de la agricultura familiar 84,5 mil t de granos a un coste de R$ 80,4 millones. Extracción de aceite vegetal

En agosto, Petrobras Biocombustível adquirió el 50% del capital social de Bioóleo Industrial e Comercial S.A., localizada en Feira de Santana (Bahia), por R$ 19 millones. La empresa tiene capacidad para procesar hasta 130 mil t/año de oleaginosas y almacenar 30 mil t de granos, además de almacenar en tanques 10 millones de litros de aceite. El acuerdo de accionistas prevé un aporte de R$ 6 millones para inversiones en mejoras operativas. Etanol

Petrobras Biocombustível cerró 2010 con una capacidad de molido de 23 millones de t de caña, producción de 942 mil m3 de etanol y 1,55 millones de t de azúcar y la venta de 517 GWh de energía eléctrica excedente a través de sus participaciones en el sector. En 2010, Petrobras Biocombustível aportó R$ 132 millones al capital social de Total Agroindústria Canavieira S.A., usina de etanol situada en Bambuí (Minas Gerais), de acuerdo con el compromiso establecido en diciembre de 2009 de integrar R$ 150 millones hasta marzo de 2011, cuando pasará a tener el 43,58% de participación. En el año, Total invirtió más de R$ 50 millones en la expansión de los cañaverales y la compra de camiones y cosechadoras, con lo que elevó la


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mecanización de la cosecha al 80%. El objetivo es alcanzar, en 2011, el 100% de mecanización. Con las inversiones, se amplió la capacidad de almacenaje en tanques, lo que permite mayor concentración de ventas entre cosechas. Además, se iniciaron inversiones de R$ 90 millones, referentes al período 2010-2012, para construcción de la 2ª fase de la usina Bambuí (Minas Gerais), que ampliará su capacidad de molido de caña de azúcar de 1,2 millones a 2,2 millones de t en 2012, con lo que doblará la capacidad de producción de etanol a 200 mil m3. En abril, Petrobras Biocombustível negoció con Tereos Internacional S.A. la adquisición del 45,7% de Açúcar Guarani S.A. por medio de un aporte de R$ 1,6 mil millones durante cinco años, de los cuales R$ 682 millones son en 2010. Un importante fruto de esta sociedad con Tereos fue la firma del contrato de suministro de 2,2 millones de m3 de etanol por Guarani a Petrobras Distribuidora, distribuidos durante los cuatro años de vigencia del contrato, con valor global estimado en R$ 2,1 mil millones. En mayo, Guarani adquirió la usina Mandu, localizada en Guaíra (São Paulo), con lo que elevó a ocho el número de usinas de la empresa (siete en São Paulo y una en Mozambique, África). También se aprobaron inversiones de R$ 422 millones para elevar la capacidad de molido de caña de azúcar de Guarani de 21,3 millones de t/año a 22,5 millones de t/año, con lo que amplía la producción de etanol de 692 mil m3/año a 787 mil m3/año y la venta de los actuales 350 GWh/año de energía eléctrica excedente a 951 GWh/año. En noviembre, Petrobras Biocombustível ingresó al capital social de la empresa Nova Fronteira Bioenergia S.A., hasta entonces subsidiaria completa del Grupo São Martinho. A través de aportes de R$ 258 millones, realizados al 27 de diciembre, Petrobras Biocombustível pasó a tener el 37,05% del total de las acciones de la empresa y, conforme al Acuerdo de Inversiones, hará aportes adicionales hasta fines de 2011, cuando pasará a tener el 49% de participación, consolidando así la colaboración estratégica para ampliar la producción de etanol en la región Centro-Oeste con una adecuada solución logística para distribución al mercado. Nova Fronteira planea ampliar su capacidad anual de molido de caña de azúcar de 2 millones a 7 millones de toneladas hasta 2014, destinación prioritaria para los aportes de Petrobras Biocombustível, o que permitirá elevar la producción anual de etanol de los actuales 176 mil m3 a 620 mil m3. En ese mismo período, la venta de energía eléctrica excedente deberá pasar de 135 GWh/año a 469 GWh/año.


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INTERNACIONAL

Actuación internacional Petrobras actúa en 25 países, además de Brasil, con proyectos en cinco continentes. Mantiene acuerdos de cooperación con otros países para desarrollar conocimiento y negocios capaces de viabilizar la tecnología y los proyectos de energía. La compañía también tiene oficinas de representación en Nueva York, Londres, Tokio, Pequín, Singapur, Lisboa y Teherán. Los principales pilares estratégicos para la actuación internacional de la compañía son: • Aprovechamiento de la capacidad técnica y de conocimiento geo-científico de

la actuación de Petrobras en E&P en la costa brasileña en áreas que presenten características similares y con gran potencial de reservas, con foco en exploración en la costa oeste de África y en el Golfo de México.

• Conquista de mercados, crecimiento en downstream y alineación de la

cartera con los segmentos nacionales para aumentar la rentabilidad de los negocios de la compañía y promover la integración de la cadena de productos. Las inversiones en refinación, distribución y tienen por objeto realizar la estrategia de complementariedad por medio de la integración de la cadena productiva de los diversos proyectos de inversiones.

• Ampliación de los negocios de gas natural para complementar el mercado

brasileño y cumplir el compromiso de responsabilidad con la seguridad energética de Brasil.

Presencia y posicionamiento Ya posicionada nacionalmente en todos los segmentos de la industria del petróleo, la compañía buscó la expansión integrada de sus actividades en el ámbito internacional.


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Exploración y

Producción

Gas y Energía

Refinación/ Petroquímica

Distribución/ Comercialización

Representación

Continente Americano

Argentina √ √ √ √Bolivia √ √Brasil √ √ √ √ SedeChile √Colombia √ √Cuba √Curaçao √Ecuador √Estados Unidos √ √ √México √Paraguay √Perú √Uruguay √ √ √Venezuela √

Continente Africano

Angola √Libia √Namibia √Nigeria √Tanzania √

Continente Europeo

Holanda √ √Inglaterra √Portugal √

Continente Asiático

China √Singapur √India √Irán √Japón √ √Turquía √

Oceanía

Australia √Nueva Zelandia √

Países

Actividades

En el mercado internacional, Petrobras cerró el año 2010 con producción de 151 mil bpd de petróleo y 16 millones de m³/día de gas natural, lo que totaliza 245 mil boed, además del procesamiento de 206,8 mil bpd de petróleo en cuatro refinerías (una en Japón, una en Estados Unidos y dos en Argentina). La capacidad de procesamiento en el exterior se reducirá de 280,5 mil a 230,5 mil bpd de petróleo debido al acuerdo de venta de la refinería de San Lorenzo, en Argentina. La transferencia del activo se realizará después del término de las pendencias. La compañía mantiene en dicho país la refinería de Bahía Blanca, con capacidad de 30,5 mil bpd de petróleo. El factor de utilización de la capacidad de procesamiento de las refinerías internacionales fue del 70% en el año. Las reservas probadas internacionales sumaron 0,703 mil millones de boe, volumen el 1% superior al de 2009, resultando en el índice de reposición de reservas del 110%. Este volumen corresponde al 4% de las reservas totales de la compañía, según el criterio SPE. Las principales incorporaciones de reservas ocurrieron en el bloque 57 en Perú y en los proyectos de Saint Malo y Cascade, ambos en aguas profundas del Golfo de México.


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Desarrollo de negocios Petrobras invirtió R$ 4,8 mil millones en negocios internacionales: el 12% fue destinado a las actividades de refinación, petroquímica, distribución, gas y energía, y el 88% a exploración y producción, del cual, el 60% se asignó al desarrollo da producción. América Petrobras está presente en 13 países do continente americano además de Brasil: Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, Cuba, Curacao, Ecuador, Estados Unidos, México, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela. Son 1.171 estaciones de servicio, además de los activos de exploración y producción en 10 de esos países, cuya producción fue de 91 mil bpd de petróleo y 16 millones de m³/día de gas natural, un total de 185,1 mil boed. En Ecuador, la compañía no aceptó la propuesta final del gobierno local de migración de los contratos de exploración para contratos de servicios en el bloque 18. La producción de la compañía en el país fue de 2,3 mil bpd. La subsidiaria local de Petrobras realizará las gestiones necesarias para obtener la indemnización prevista en contrato y que determinará el impacto de la no migración. La presencia de Petrobras en el país será mantenida por la participación que tiene en la empresa Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). En la región del Golfo de México, la compañía desarrolla los proyectos de producción en Cascade y Chinook (con inicio de producción previsto para 2011), St Malo, Tiber y Stones, además de proyectos en fase exploratoria. En Estados Unidos, Pasadena Refining Systems, Inc. (PRSI) registró su mayor media de procesamiento de petróleo y también se redujeron sus costes, lo que permitió un mejor aprovechamiento de los márgenes operativos del negocio. África La costa oeste de África es una de las áreas estratégicas de actuación internacional de Petrobras. La producción en Nigeria (campos de Akpo y Agbami) y en Angola (Lote 2) suma 60,3 mil bpd de petróleo. La compañía actúa también en exploración en Tanzania, Namibia y Libia. Asia y Oceanía Petrobras tiene una refinería en la isla de Okinawa, en Japón, y desarrolla proyectos exploratorios en Turquía, India, Australia y Nueva Zelandia. Europa En Portugal, Petrobras desarrolla proyectos de exploración en las cuencas de Peniche y de Alentejo, además de los relacionados a producción, desarrollo de tecnologías y comercio de biocombustibles en sociedad con empresas locales.


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Producción Internacional de Petróleo, GNL, Condensado y Gas Natural (mil boed)

168 163 142 127 124 141 151 158 176 203

96101 109 100

97 94 99128

120

94

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Met

a 20

11

Pro

yecc

ión

2014

Pro

yecc

ión

2020


304

262243

259236

224

323

238 245 257

Coste Unitario de Extracción Internacional (US$/bbl)

2,60 2,90 3,364,17 4,73

5,42 5,86

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Reservas Probadas Internacionales de Petróleo, GNL, Condensado y Gas Natural - Criterio SPE

(Millones de boe)

1.007 955657 576 497 493 468

726

613514 495

203 235

865

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


1.872

1.681

1.270

703

9921.090

696


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Reservas Probadas Internacionales de Petróleo y Condensado por País - Criterio SPE

América del Sur64%

América del Norte

3%

África33%

Reservas Probadas Internacionales de Gas Natural por País

Criterio SPE

América del Sur92%

América del Norte

5%

África3%

Investigación y Desarrollo Petrobras es la compañía que más invierte en ciencia y tecnología en Brasil. En 2010, invirtió aproximadamente R$ 1,8 mil millones en Investigación y Desarrollo (I&D), un aumento del 30% con relación a 2009, con lo que retomó niveles del período 2006-2008. De ese total, R$ 517 millones se invirtieron en proyectos con universidades e institutos de investigación para desarrollo de estudios, calificación de técnicos e investigadores y construcción de infraestructura de laboratorios. La sociedad con los proveedores se intensificó, principalmente en los proyectos relacionados con el presal. Proveedores importantes de la industria de petróleo y gas están siendo estimulados por Petrobras a construir centros de investigación en Brasil. En 2010, se concluyó la duplicación del Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), hoy el mayor complejo de investigación del hemisferio sur, con laboratorios para suplir las demandas tecnológicas de Petrobras, con destaque para los dedicados al presal. El Cenpes cuenta con alrededor de 1.800 empleados, de los cuales el 41% tienen posgrado. La estrategia de I&D de la compañía se divide en tres ejes clave: expansión de los negocios, agregación de valor y diversificación de productos y sustentabilidad. Expansión de los negocios • Descubrimiento de especie de microfósil contribuye a un conocimiento más

preciso sobre el posicionamiento de los reservatorios en diferentes profundidades en el presal de las cuencas de Santos, Campos y Espírito Santo.

• Se concluyeron las pruebas de laboratorio para inyección de CO2 como fluido de recuperación de petróleo en el campo de Cernambi en el presal en la cuenca de Santos.


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• Se instaló el prototipo de boya de sustentación de risers en el campo de Congro, en la cuenca de Campos. Esta solución tecnológica consiste en fijar los risers en boyas situadas a 100 metros bajo el nivel del mar.

• Se concluyó la primera fase de la prueba de perforación direccional en formaciones salinas. Esta tecnología permitirá maximizar el drenaje del reservatorio y minimizar la cantidad de pozos en el presal.

• Se concluyó el proyecto básico de unidad flotante de gas natural licuado embarcado. El principal objetivo es brindar alternativas para el aprovechamiento del gas natural del presal de la cuenca de Santos.

• Se aplicó nueva forma de anclaje que cumple con las especificidades del presal.

• Se desarrolló equipo para reparaciones de emergencia durante la operación de ductos de transporte de líquidos sin interrumpir el flujo.

Agregación de valor y diversificación de productos • Se desarrolló una nueva formulación para el diesel Podium con reducción del

tenor de azufre de 200 a 50 partes por millón (ppm) e incorporación del 5% de biodiesel.

• Se desarrolló un catalizador para uso en la producción de polietileno de altísima densidad. Este material presenta elevado desempeño mecánico.

• Se firmaron acuerdos de cooperación tecnológica para desarrollo de biocombustibles con la danesa Novozymes, la norteamericana KL Energy y a holandesa BIOeCON.

Sustentabilidad Creación del Núcleo Experimental de Tecnologías de Separación de CO2 en el campo terrestre de Miranga, en Pojuca (Bahia). En este núcleo se están probando tecnologías de separación, captura y almacenamiento de CO2, que podrán contribuir a futuros proyectos en desarrollo del presal en la cuenca de de Santos para así evitar emisiones a la atmósfera.


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RESPONSABILIDAD SOCIAL Y AMBIENTAL Gestión en responsabilidad social Petrobras invirtió R$ 707,9 millones en 1.770 proyectos sociales, culturales, ambientales y deportivos en 2010. Para democratizar el acceso de la sociedad a estos recursos y promover a descentralización regional de sus inversiones, la compañía realiza selección pública de proyectos. Participan en la evaluación trabajadores de la compañía y representantes del medio académico, de la sociedad civil, la prensa y el gobierno.

La selección pública 2010 del Programa Petrobras Desarrollo y Ciudadanía consideró 113 nuevos proyectos sociales provenientes de todos los estados brasileños, con inversiones de R$ 110 millones en el período de dos años. También se divulgaron los resultados de las selecciones del Programa Petrobras Ambiental (44 nuevos proyectos) y del Programa Petrobras Cultural (131 proyectos para la edición 2008/2009 y 201 para la edición 2010). En octubre se lanzó el Programa Petrobras Deporte y Ciudadanía, la más amplia iniciativa de apoyo al deporte del país. Con inversiones previstas de aproximadamente R$ 265 millones hasta 2014 por medio de inversiones directas y de la Ley Federal de Incentivo al Deporte, el programa tiene cuatro segmentos: Deporte de Rendimiento; Deporte Educativo; Deporte de Participación; y Memoria del Deporte. Por quinto año consecutivo, Petrobras integra el índice Dow Jones de Sustentabilidad (DJSI), el índice mundial más importante de la categoría, que reúne a más de 300 empresas en 57 sectores de la industria. La compañía se destacó en el criterio Transparencia, en el que obtuvo nuevamente el puntaje máximo. En diciembre, Petrobras promovió el lanzamiento en Brasil de la ISO 26000, norma internacional de responsabilidad social en sociedad con la Asociación Brasileña de Normas Técnicas (ABNT). La compañía representa a la industria en el grupo de trabajo responsable de la construcción de la norma. La ISO 26000 da orientaciones a organizaciones de todos los tipos y llevó ocho años para ser construida en un proceso que involucró a 400 especialistas de más de 90 países, liderados por Brasil y Suecia. Uno de los compromisos asumidos por la compañía en 2010 fue la adhesión a los Principios de Empoderamiento de las Mujeres propuestos por el Fondo de Desarrollo de las Naciones Unidas para la Mujer (UNIFEM) y por el Pacto Global de las Naciones Unidas. Lanzada en marzo con el subtítulo “Igualdad significa negocios”, la iniciativa está estructurada en siete principios y aneada con las acciones desarrolladas por Petrobras para el Programa Pro-Equidad de Género, de la Secretaría de Políticas para Mujeres, del Gobierno Federal.


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Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud Petrobras invirtió R$ 4,56 mil millones en acciones en seguridad, medio ambiente y salud (SMS). Para obtener más sinergia, el área incorporó las actividades vinculadas a la eficiencia energética y al apoyo al Programa Nacional de Racionalización del Uso de Derivados de Petróleo y Gas Natural (Conpet) en 2010. Adicionalmente, se invirtieron R$ 112 millones en la racionalización del uso de energía y en el aprovechamiento de la energía termo-solar. La planificación de la Fase II del proyecto Excelencia en SMS referente al período 2011 a 2015 se concluyó, asegurando su adecuación al crecimiento y la diversificación de los negocios de Petrobras en los próximos años. El proyecto integra la Agenda Estratégica de Petrobras y congrega las principales iniciativas de la compañía en el área. Seguridad operativa Los indicadores de desempeño de Petrobras en el área de seguridad se mantuvieron a niveles comparables a las mejores referencias internacionales para la industria de petróleo y gas. La Tasa de Frecuencia de Accidentados con Licencia (TFCA) fue de 0,52 en el año, el 4% superior al Límite Máximo Admisible (LMA) establecido en el Plan de Negocios 2010-2014. Uno de los factores relevantes para este comportamiento de la tasa fue el incremento de la actividad de construcción naval debido a que los accidentes ocurridos en los astilleros se computan en el indicador.

TFCA Compuesto Nº de accidentados (empleados+contratados) por millón de horas trabajadas

0,77 0,76

0,590,48 0,52 0,48 0,45

2006 2007 2008 2009 2010 LMA2014

Média2009 OGP

Las fatalidades en la fuerza de trabajo (empleados propios y tercerizados) subió de 7 a 10, mientras que la Tasa de Accidentados Fatales (TAF),

LMA – Límite Máximo Admisible OGP – Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas


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equivalente al número de fatalidades cada 100 millones de hombres/hora de exposición al riesgo, sólo de 0,81 en 2009 a 1,08 en 2010.

Número de Fatalidades

1 1

4

13

8

14 14

67

9

15

18

7

10

2006 2007 2008 2009 2010

empleados contratados total

Tasa de Accidentados FatalesNº de fatalidades (empleados + contratados) por 100 millones de horas

trabajadas

1,61

2,282,40

0,81

1,08

2,80

2006 2007 2008 2009 2010 Media 2009OGP

A partir de 2007, el indicador pasó a incluir las fatalidades en accidentes de tránsito en el área de Distribución.

A partir de 2007, el indicador pasó a incluir las fatalidades en accidentes de tránsito en el área de Distribución.


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Medio ambiente Petrobras procuró minimizar los impactos de sus actividades operativas y de sus productos en el medio ambiente para reducir el consumo de recursos naturales y los efectos contaminantes. En diciembre de 2010, los sistemas de gestión ambiental del 93% de las unidades certificables en Brasil y el exterior estaban conformes a la norma ISO 14001. Eficiencia energética, emisiones atmosféricas y cambio climático El principal desafío de Petrobras relacionado con el cambio climático es alcanzar niveles de excelencia en eficiencia energética y en la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero en sus procesos y productos. La compañía pasó a adoptar indicadores de intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero y de energía y estableció metas para esos índices. Petrobras elabora el inventario anual de sus emisiones atmosféricas, que consolida informaciones de datos recogidos de más de 30 mil fuentes. Los resultados son verificados por consultores independientes. Entre las principales acciones adoptadas se destacan: • Aumento de la eficiencia energética: con apoyo de 48 comisiones internas de

conservación de energía, Petrobras desarrolla e implementa proyectos de eficiencia energética para reducir el consumo de energía eléctrica y de combustibles en las unidades.

• Plan de Optimización de Aprovechamiento de Gas en la cuenca de Campos: se realizaron 93 acciones para mejorar el aprovechamiento de gas en 24 plataformas.

• Compromiso voluntario de no liberar a la atmosfera el CO2 producido en el presal.

• Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. • Inversiones en biocombustibles. • Estímulo al uso racional de combustibles a través de las acciones del Conpet. En los últimos cinco años, Petrobras invirtió más de R$ 300 millones en proyectos de eficiencia energética, que proporcionaron una economía de aproximadamente 3 mil boed. Están previstas inversiones adicionales de US$ 976 millones entre 2010 y 2015. La compañía es responsable de la Secretaría Ejecutiva del Conpet. El programa propició, en 2010, la economía de 72,3 millones de litros de gasoil a través de los proyectos Economizar y Transportar, y de 524 mil m³ de gas en el sector residencial a través de acciones de eficiencia energética y de etiquetado de equipos. Estos resultados evitaron la emisión de más de 1 millón


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de toneladas de CO2 equivalente de gases de efecto invernadero y de 4 mil toneladas de material particulado. Petrobras fue una de las vencedoras del 2010 Carbon Leadership Awards en la categoría Mejor Informe de Emisiones ofrecido por la revista británica The New Economy. Recursos hídricos y efluentes Entre los proyectos de la compañía, 13 están relacionados con la reutilización de efluentes, con destaque para los que están en andamiento en Revap, Repar, y en el Cenpes, con conclusiones previstas antes de 2012. Estos proyectos permitirán una economía anual en el orden de 8 millones de m3 de agua. En apoyo a la gestión hídrica, se implementó en ocho de las diez áreas de la compañía que utilizan recursos hídricos el sistema Data Hidro para verificar el cumplimiento de los estándares de calidad y de lanzamiento de efluentes al ambiente. Residuos Petrobras busca reducir la generación de residuos sólidos e incentivar la reutilización y el reciclado. Para ello, creó el Proyecto de Minimización de Residuos, que identifica oportunidades de minimización de generación y realiza pruebas de tecnologías más limpias o innovadoras de tratamiento. Como resultado de ello, la compañía recicló 155 mil t de residuos sólidos peligrosos en 2010, correspondientes al 37% del total de residuos sólidos tratados, y se destaca en este porcentaje la recuperación energética. La tasa de crecimiento de la generación de residuos sólidos peligrosos en los últimos tres años ha sido inferior al de aumento de la producción de petróleo, tendencia también observada con relación a la variación de la producción en las áreas de refinación, transporte, distribución y construcciones de ingeniería. La cantidad de residuos sólidos peligrosos generada en 2010 fue inferior al LMA de 350 mil toneladas establecido para el año.

Año Producción (m³/día de petróleo)

Residuos peligrosos generados (t/año)

2007 284.000 296.000

2008 294.000 233.000

2009 313.000 254.000

2010 318.000 271.000


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Biodiversidad Las unidades organizativas de Petrobras deben desarrollar planes de acción específicos para la gestión de biodiversidad. Una norma técnica define criterios para adquisición, almacenaje y disponibilización de datos ambientales, como los relativos a las áreas protegidas, especies raras, amenazadas o de importancia socioeconómica, entre otros. Está en homologación el Geoportal, un sistema de informaciones geográficas que permite la integración y el acceso a las informaciones sobre biodiversidad en la compañía. Actuación en emergencias Petrobras dispone de equipos capacitados y recursos materiales para los planes de emergencia. Son 30 embarcaciones de gran porte para recogimiento de petróleo; 130 embarcaciones de apoyo; 150 mil metros de barreras de contención; 120 mil metros de barreras absorbentes; 200 recogedores de petróleo; y 200 mil litros de dispersores químicos, entre otros ítems disponibles en los diez Centros de Defensa Ambiental y en sus 13 bases avanzadas y en los Centros de Respuesta a Emergencia distribuidos en más de 20 ciudades de Brasil. En 2010, Petrobras realizó 10 simulacros regionales de combate a emergencias (9 nacionales y 1 internacional en cooperación con Clean Caribbean & Americas – CCA), que contaron con la participación de la Marina de Brasil, Defensa Civil, Cuerpo de Bomberos y Policía Militar, además de organismos ambientales, municipales y comunidades locales. Derrame de petróleo y derivados Los derrames de petróleo y derivados en 2010 alcanzaron 668 m³, el 7,9% superior al LMA establecido para el año (619 m³). Incluso así, la tendencia de niveles de derrames inferiores a 1 m³ por millón de barriles de petróleo producidos, una referencia de excelencia en la industria mundial de petróleo y gas. Salud Petrobras sigue los resultados en el área de Salud a través de indicadores tales como el de Porcentaje de Tiempo Perdido (PTP), referente a las licencias de empleados por enfermedad o accidente. En 2010, se registró un PTP del 2,41%, el 2,38% inferior al LMA establecido para el año.


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ORGANIZACIÓN GENERAL DE PETROBRAS El modelo de organización de Petrobras viene siendo mejorado para ajustarse al Plan Estratégico 2020. El Plan Básico de Organización sufrió cambios como resultado del Proyecto de Reevaluación del Modelo de Gobierno Corporativo, Organización y Gestión Empresarial. Entre ellas se destacan:

Transformación de las unidades de negocios en unidades de operaciones para reforzar la actuación de Petrobras como empresa integrada y vertical y hacer que sus procesos sean más eficientes.

Cambio del modelo del área de negocios internacionales, que podrá constituir empresas en el exterior para desarrollo y operación de sus actividades. En 2010, se promovieron cambios en la estructura organizativa en unidades de la compañía, entre los que se encuentran:

Área de Negocio de Exploración y Producción – Se crearon las gerencias ejecutivas de Proyectos de Desarrollo da Producción y Construcción de Pozos Marítimos.

Área de Servicios – La gerencia ejecutiva de Seguridad, Medio Ambiente y Salud pasó a llamarse gerencia ejecutiva de Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud, e incorporó nuevas atribuciones.

Área Corporativa – La gerencia ejecutiva de Desarrollo de Sistemas de Gestión pasó a denominarse gerencia ejecutiva de Organización, Gestión y Gobierno.

Área de Negocio de Gas y Energía – Se creó la gerencia ejecutiva de Programas de Inversiones con el objeto de concentrar las actividades de gestión de proyectos en una única unidad del área.

Informe de Actividades 2010 67

ORGANIZACIÓN GENERAL DE LA COMPAÑÍA

Gas y Energía Corporativo

E&P Corporativo

AbastecimientoCorporativo

Internacional Corporativo

Consejo Fiscal (CF)

Gabinete del Presidente

Secretaría General

de Petrobras

Organización, Gestióny Gobierno Corporativo

Jurídico

Comunicación Institucional

Auditoría Interna

Ombudsman General

Consejo de Administración (CA)

Financiero Corporativo

Finanzas

Contabilidad

Tributario

Relaciones con Inversores

Programas de Inversiones

Logística y Participaciones en

Gas Natural

Gas Química y Licuefacción

Ingeniería deProducción

Construcción de Pozos Marítimos

Exploración

-

Programas de Inversiones

Logística

Petroquímica

Soporte Técnico para los Negocios

Desarrollo de Negocios

Latinoamérica

América, África y Eurasia

Seguridad, MedioAmbiente, Eficiencia Energética y Salud

Materiales

Investigación y

Desarrollo(CENPES)

Ingeniería

Tecnología de la

Información yTelecomunicaciones

ServiciosCompartidos

Financiero Gas y Energía Internacional Servicios

Dirección Ejecutiva

Presidente

Exploración y

Producción

Operaciones y Participaciones

en Energía Refinación

Marketing y

Comercialización

Abastecimiento

Planificación Financiero y Gestión de Riesgos

Norte-Nordeste Sur-Sudeste

Presal

Servicios

Proyectos de Desarrollo de Producción

Desempeño Empresarial

Nuevos Negocios

Recursos Humanos

Estrategia Corporativa

Marketing y Comercialización

Informe de Actividades 2010

Investor Relations

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