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09.11.2009  Apresentação do Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Almir Guilherme Barbassa sobre Modelo Regulatório de Exploração e Produção no IBEF...
 

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    09.11.2009  Apresentação do Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Almir Guilherme Barbassa sobre Modelo Regulatório de Exploração e Produção no IBEF... 09.11.2009 Apresentação do Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Almir Guilherme Barbassa sobre Modelo Regulatório de Exploração e Produção no IBEF... Presentation Transcript

    • Marco Regulatório de Exploração e Produção Pré-sal e áreas estratégicas Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Rio de Janeiro, 09/11/09 1
    • AVISO As apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte- acerca de eventos futuros. Tais previsões Americanos: refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos A SEC somente permite que as “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", companhias de óleo e gás incluam em seus "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", relatórios arquivados reservas provadas "deverá", bem como outros termos similares, que a Companhia tenha comprovado por visam a identificar tais previsões, as quais, produção ou testes de formação evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os conclusivos que sejam viáveis econômica e resultados futuros das operações da legalmente nas condições econômicas e Companhia podem diferir das atuais operacionais vigentes. Utilizamos alguns expectativas, e o leitor não deve se basear termos nesta apresentação, tais como exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC A Companhia não se obriga a atualizar as nos proíbem de usar em nossos apresentações e previsões à luz de novas relatórios arquivados. informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. 2
    • PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 2.270 3.012 PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS CAPACIDADE DE REFINO 5.729 Premium I 7,5% a.a. 223 600 mil bpd . 6 % a.a 409 2010: 43 MIL BPD e Premium II 3.655 2011:255 MIL BPD 300 mil bpd 1,177 2.757 1.779 1.791 2012: 150 MIL BPD 2.308 2.400 131 210 8,8% a.a. 634 103 109 100 142 124 463 126 273 321 3,920 2,680 1,792 1,855 2,050 2007 2008 2009 2013 2020 Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - Brasil Produção de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020 GÁS E ENERGIA Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões 2% 2% 2% US$ 174,4 bilhões Plano de Negócios 2009-2013 3% E&P 7% 5,6 3.0 RTC + 2. 318 km de gasodutos 11,8 2.8 3.2 G&E + 1.381 MW de capacidade de geração elétrica + 2 plantas de GNL – Baía de Guanabara e Terceira Planta Petroquímica Distribuição 43,4 104,6 (*) Crescimento da Oferta de Gás Natural 25% 59% Biocombustíveis 2008: Brasil - 29 MM m3/d 2013: Brasil - 73 MM m3/d Corporativo Bolívia -29 MM m3/d Bolívia - 30 MM m3/d (*) US$ 17,0 bilhões destinados a GNL - 32 MM m3/d Exploração 3
    • DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO • Em 2008, produção mundial de petróleo foi de 86 milhões de barris por dia • Considerando apenas os campos existentes em produção e seu declínio natural, projeta-se para 2030 produção de 31 milhões de barris por dia • Ao mesmo tempo, estima-se que a demanda global por petróleo será, em 2030, de 106 milhões de barris por dia • A diferença (aproximadamente 75 milhões) entre a produção esperada com base nos campos atuais e a elevada demanda deverá ser suprida por: Incorporação de novas Fontes alternativas Maior eficiência descobertas e nova tecnologia recuperação de energia energética Em qualquer cenário de crescimento da economia mundial serão necessárias descobertas de grandes volumes de óleo para suprir a demanda prevista 4
    • GRANDES DESCOBERTAS NOS ÚLTIMOS 10 ANOS • As descobertas no pré-sal brasileiro já concedidos (Tupi e Iara) encontram-se entre as maiores do mundo dos últimos anos • O Brasil ganha posição de destaque, contando com as únicas grandes descobertas realizadas no Ocidente recentemente • Tendência de diminuir as grandes descobertas no mundo, devido ao esgotamento de áreas “nobres”, o que demanda novas tecnologias para explorar novas fronteiras • Maior descoberta da última década em 2000, Kashagan só iniciará a produção em 2013. Já Tupi, descoberto em 2007, estará produzindo em 2010 Levoberezhnoye Severnyi Kashagan Yadavaran Shah Deniz Niban Kish Longgang Dhirubhai Tabnak Iara Tupi Petróleo Gas Natural Shah Deniz Levoberezhnoye 25 Yadavaran Bilhões Boe Longgang Severnyi Dhirubhai 20 Tabnak Grandes Kashagan 15 Niban Kish descobertas Tupi 10 Iara 5 (> 3 Bi Boe) 0 1999 1999 2000 2000 2000 2000 2002 2004 2006 2006 2007 2008 5
    • DEMANDA VERSUS OFERTA PETROLÍFERA Os maiores mercados consumidores de petróleo produzem apenas pequena parcela do que consomem → dependem dos grandes países produtores Os maiores produtores de petróleo, por sua vez, não possuem grandes mercados consumidores domésticos → dependem das exportações O Brasil é um grande produtor de petróleo que possui um grande mercado consumidor interno Importações e Exportações Líquidas de Petróleo 11 (Milhões barris por dia) 6 1 EUA China Índia França Saudita Japão Kuwait Rússia Irã Noruega Nigéria Alemanha Iraque Coréia do Árabes Venezuela Em. Ar. Sul -4 -9 -14 Principais consumidores x Principais produtores da OPEP, incluindo Rússia e Noruega 6
    • ACESSO À RESERVA E À TECNOLOGIA O conflito de interesses petrolíferos : Países com muitas reservas, pouca tecnologia, reduzida base industrial, conflitos regionais e instabilidade institucional X Países com grandes mercados consumidores com poucas reservas, alta tecnologia, grande base industrial e estabilidade institucional Situação Privilegiada BRASIL: País com grandes reservas, alta tecnologia em petróleo, base industrial diversificada, grande mercado consumidor, estabilidade institucional e jurídica 7
    • IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL Garantia da Segurança energética manutenção da auto- para o país e blindagem suficiência petrolífera Agregação de valor na quanto a eventuais cadeia do petróleo e crises energéticas outros setores mundiais industriais Relevância Criação de novos para balança Potencial para empregos comercial brasileira expansão do parque industrial do país atendendo à Política do Desenvolvimento Produtivo (PDP) 8
    • IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL Melhoria da percepção Fortalecimento da de risco do país economia nacional Aumento da importância econômica e geopolítica do Brasil Criação e Expansão dos recursos desenvolvimento de para educação, cultura, tecnologia de ponta, inovação e pesquisa consolidando a tecnológica e meio liderança off shore do ambiente país 9
    • A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL • A grande área em azul indica a ocorrência prevista para o Pré-sal, com potencial para a presença de petróleo • No Campo de Jubarte (Parque das Baleias) está sendo realizada a antecipação da produção e, na área de Tupi (Bacia de Santos), o teste de longa duração • Área total da Província: 149.000 km2 • Área já concedidas: 41.772 km2 (28%) • Área sem concessão: 107.228 km2 (72%) • Área concedida c/ partc. Petrobras: 35.739 km2 (24%) 10
    • BACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM BRAZILIAN SE BASINS PN DO MÉXICO IN – 2009-2013 COMPARAÇÃO COM GOLFOCOMPARISON WITH GULF OF MEXICO 11
    • CLUSTER DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS VS. BACIA DE CAMPOS Blocos Consócio BMS-8 BR (66%), SH (20%) e PTG (14%) BMS-9 BR (45%), BG (30%) e RPS (25%) BMS-10 BR (65%), BG (25%) e PAX (10%) BMS-11 BR (65%), BG (25%) e PTG (10%) BMS-21 BR (80%), PTG (20%) BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%) BMS-24 BR (80%), PTG (20%) Distancia da Terra = 400 km Área Total = 15.000 km2 12
    • OS VOLUMES RECUPERÁVEIS PODEM DOBRAR AS RESERVAS BRASILEIRAS Bacia de Santos 50 km • Em áreas já concedidas pela ANP no Rio de Janeiro pré-sal na Bacia de Santos encontram- se as principais descobertas do Brasil e do mundo nos últimos anos, com BM-S-10 BM-S-11 estimativas de óleo recuperável: • Tupi: 5 a 8 bilhões de barris BM-S-8 • Iara: 3 a 4 bilhões de barris • Guará: 1,1 a 2 bilhões de barris Iara Parati • A Petrobras perfurou 31 poços na região Tupi Júpiter do Pré-sal, nas bacias de Campos e Carioca Santos, alcançando uma taxa de Bem-te-vi Guará sucesso de 87% na comprovação de BM-S-21 Iguaçu BM-S-24 presença de hidrocarbonetos Caramba • Na Bacia de Santos, foram BM-S-22 BM-S-9 Exxon perfurados 13 poços com taxa de Poços Perfurados sucesso da Petrobras de 100% 13
    • VOLUMES RECUPERÁVEIS NA BACIA DE CAMPOS E SANTOS mil boe ~ 25-30 bilhões boe 30.000 25.000 20.000 15.000 Maiores Estimativas +5.400 10.000 5.000 14.093 Menores Estimativas 10.600 0 Reservas Provadas Pré-sal Bacia de Santos e Reservas Provadas* + em 2008* Campos Pré-sal Bacia de Santos e (Tupi, Iara, Guará e Parque Campos das Baleias)** (Tupi, Iara, Guará e Parque das Baleias)** *Critério SPE **inclui Petrobras e Parceiros 14
    • PRODUÇÃO DE ÓLEO NO PRÉ-SAL Produção de óleo da Petrobras no Pré-sal (em milhares de b/d) 1.815 1.336 632 582 463 219 160 873 1.183 62 422 152 2013 2015 2017 2020 Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros Capex do Pré-sal até 2020 2009-2013 2009-2020 Capex Total para o Pré-sal (Desenvolvimento da Produção) 28.9 111.4 Pré-Sal da Bacia de Santos 18.4 98.8 Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (Inclui campos do pós sal) 10.3 12.6 15
    • IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal Centro de logística Injeção alternativa Offshore Centro de de água e gás (HC tratamento de ou CO2) fluidos Offshore Armazenamento de CO2 Poços inclinados de em aqüíferos salinos, longo alcance (sal) campos maduros e caverna de sal Desenvolvimento Garantia de fluxo e Bóias em águas controle de formação Definitivo profundas de danos do Pré-sal (CALM) Sistemas de completação a Caracterização do seco (SPAR, TLP, Reservatório FPDSO, …) Armazenamento de GNL Flutuante gás Offshore em Tecnologia de caverna de sal separação / captura de CO2 16
    • NOVAS EMBARCAÇÕES Planejamento de Entrega de Novas Embarcações Recursos Críticos de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020 Navios de Grande Porte (1) 44 5 0 Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53 Plataformas de Produção (2) 15 8 22 Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3 Total 153 65 78 Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO) SONDAS DE PERFURAÇÃO 30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREMOs investimentos previstos atendem às necessidades da carteira CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS: • 23 serão entregues entre 2009 e 2011 exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras • 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as necessidades de curto prazo da Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para responder as demandas adicionais (sendo que 2 só serão liberadas em 2013). • 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018 (1) Promef 1 e Promef 2 17 (2) FPSO e SS
    • CONTEÚDO NACIONAL O processo de agregação de valor ao petróleo e gás produzidos gera um efeito multiplicador para toda a cadeia produtiva US$ Bilhões Investimento Colocação no Conteúdo Área de Negócio Doméstico Mercado Nacional Nacional 2009-13 2009-13 (%) E&P 92,0 48,9 53% Abastecimento 46,9 36,6 78% Gás e Energia 10,6 7,4 70% Distribuição 2,1 2,1 100% Biocombustível 2,1 1,9 83% Áreas Corporativas 3,5 2,8 80% Total 157,3 100,1 64% Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão colocados junto ao mercado fornecedor local, levando a uma média anual de colocação de US$ 20 bilhões A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões 18
    • PROMINP - DEMANDA DE RECURSOS HUMANOS 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 120.000 120.000 Projetos do Plano de Negócios 2008 – 2012 28 Sondas 100.000 146 Barcos de Apoio Novas Plataformas de Produção Promef II 80.000 Afretamento 19 Navios Refinaria Premium II Refinaria Premium I 60.000 40.000 243.000 43.000 Plano de Negócios 20.000 2009-2013 Pessoal qualificado 0 Atualização 16mar2009 19
    • CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS Parceria com mais de 120 universidades e centros de pesquisa no Brasil e 70 instituições no exterior. Investimentos em Tecnologia Programas Tecnológicos 2009-2013 US$ 4,0 bilhões 25% 1.0 Novas Modelagem Óleos Recuperação Águas Pré-sal Fronteiras de bacias Pesados avançada Refino profundas 1.9 47% Exploratorias 5% 0.2 0.9 23% Otimização Inovação em Energias Meio Mudanças E&P Abastecimento & combustíveis Transporte Gás natural renováveis ambiente Climáticas confiabilidade G&E Corp. (Cenpes) 20 20
    • NOVO MODELO REGULATÓRIO 21 21
    • NOVO MODELO REGULATÓRIO Partilha Cessão de Produção Onerosa Pré-Sal e Áreas Petrobras Estratégicas Operadora Única Até 5 bilhões boe Outras Mantém-se o Regime Áreas de Concessões Atual Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal 22
    • REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO Celebração dos contratos de partilha Definições Técnicas Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, mínima de 30% Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora(s) da licitação, que será administrado pelo Comitê Operacional Petrobras poderá participar das licitações visando aumentar sua participação para além do mínimo Vencedora da licitação será a Empresas Empresa que oferecer o maior percentual do “óleo Óleo lucro” para União Lucro Petrobras acompanha o União percentual ofertado pela licitante vencedora União não assume riscos das atividades, exceto nos casos em Óleo que resolver investir diretamente Custo Antes de contratar, a União fará avaliação de potencial das áreas e poderá contratar diretamente a Petrobras 23
    • O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL OPERADOR Responsável pela condução das atividades de exploração e produção, providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento), pessoal e recursos materiais (contratação) Acesso à informação estratégica Controle sobre a produção e custos Acesso e desenvolvimento de tecnologia PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas sujeitas ao regime de partilha de produção 24
    • CESSÃO ONEROSA DE E&P: PL no 5.941/2009 Autoriza a União a ceder, onerosamente à Petrobras, direitos de E&P: Cessão limitada a 5 bilhões de barris de óleo produzidos A Petrobras terá a titularidade dos volumes produzidos O valor determinado a partir de laudos técnicos contratados pelas partes Cláusula de reavaliação do valor da Cessão Onerosa Os royalties serão pagos e distribuídos na forma da Lei nº 9.478/97 Não há previsão de pagamento de Participação Especial À ANP caberá regular e fiscalizar as atividades exercidas pela Petrobras, utilizando os termos da Lei 9.478/97 no que couber 25
    • VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA Fatores considerados na avaliação Curva de produção Investimentos Custo de Volume de óleo produção Reservatório de petróleo Cenário de Taxa de preço futuro desconto Grau do desenvolvimento Ambiente fiscal das reservas / (participações Conhecimento governamentais) 26
    • CESSÃO ONEROSA DE E&P: VALORAÇÃO O cenário de preços Os cenários são bastante variáveis conforme os analistas 180 Global Insight 160 Global Insight Hight Prices Global Insight Low Prices 140 Woodmackenzie PIRA (Reference) PIRA (Low) 120 CERA Asian Phoenix CERA Break Point 100 CERA Global Fissures S$ arril U /b 80 60 40 20 0 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Necessário uniformizar cenário entre a União e a Petrobras no processo de valoração 27
    • TRANSAÇÕES MUNDIAIS DE RESERVAS ENTRE EMPRESAS Reserva Provada + Reserva Provável → reserva 2P Operações com valor maior que US$ 10 milhões As transações envolvendo reservas ainda não provadas têm menor valor em função da incerteza sobre os volumes de petróleo Localização Valor Valor nº transações US$/boe nº transações US$/boe (US$ milhões) (US$ milhões) Am. Norte 70 18.956 14,85 39 7.379 17,63 África 8 4.068 7,72 3 10.408 10,49 Ásia 8 3.595 3,21 5 447 1,67 Europa 18 3.410 15,95 20 5.164 8,76 Am. Latina 7 3.945 10,64 5 2.255 8,25 Oceania 15 14.976 9,41 6 1.371 2,73 Ex URSS 8 11.219 1,83 4 2.352 0,77 Total 134 60.168 5,26 83 30.181 5,01 28 Fonte:Compilado de John S. Herold, Inc.
    • CESSAO ONEROSA: Roteiro 1 2 3 4 5 ANP indica PB e União CA aprova áreas União decide Laudos negociam contrato e PB potenciais sobre áreas termos do assina com contrato União 1 ANP indica possíveis áreas para a Cessão Onerosa 2 União decide quais áreas serão objeto da Cessão Onerosa 3 Com base nos laudos de avaliação das áreas eleitas, a DE encaminha ao CA proposta dos termos da Cessão Onerosa, incluindo valores (range) e critérios de reavaliação para negociação com a União 4 Petrobras negocia com a União os termos do contrato da Cessão Onerosa, incluindo a valoração e os critérios para reavaliação 5 Petrobras conclui negociação com a União e submete ao CA, para aprovação, os termos do contrato da Cessão Onerosa de direitos de E&P 29
    • CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS O Projeto de Lei autoriza o aumento de capital da Companhia, que deverá ser feito: através de oferta particular → restrita aos atuais acionistas obedecendo a atual distribuição das classes de ações (ON e PN) Composição do Capital Social -Setembro de 2009 Ações Ações Capital Valor em US$ ACIONISTAS Ordinárias Preferenciais Social milhões UNIÃO FEDERAL 55,6% 0,0% 32,1% 67.349 BNDESPar 1,9% 15,5% 7,7% 14.055 PROGRAMA DE ADRs 26,1% 35,5% 30,1% 58.447 ESTRANGEIROS NA BOVESPA 4,3% 14,3% 8,5% 15.949 DEMAIS PJ E PF NA BOVESPA 8,5% 34,7% 19,6% 36.515 FMP - FGTS PETROBRAS 3,6% 0,0% 2,1% 4.343 TOTAL 196.658 30
    • POR QUE CAPITALIZAR? O Desafio • Vultosos Investimentos • Crescer com • Manter a Estrutura de sustentabilidade Capital Ótima Capitalização Melhora na estrutura de Recursos para novos Capital, abrindo investimentos e Pagamento da Cessão possibilidades de novos fortalecendo a Onerosa financiamentos Companhia 31
    • CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS: Roteiro 1 2 3 4 5 Aumento de Prazo para o Prazo para o AGE Homologa exercício dos exercício das Emissão das Capital Aumento de acionistas “sobras” da Ações Capital operação 1 Conselho de Administração aprova a faixa de valor do Aumento de Capital (mínimo e máximo) e convoca a Assembléia Geral de Acionistas para aprovar a operação 2 Concede-se prazo legal para o exercício dos acionistas. O acionista poderá ceder seu direito de preferência, podendo este também ser negociado em Bolsa de Valores Mobiliários 3 Estende-se, aos acionistas que exerceram na primeira etapa, o direito de adquirir nova quantidade de ações (as “sobras”) 4 AGE homologa aumento de Capital, com alteração do Estatuto Social da Companhia 5 Petrobras emite ações para o aumento de Capital 32
    • DILUIÇÃO E RETORNO AOS ACIONISTAS • O exercício do direito de preferência será assegurado a todos os acionistas, inclusive os internacionais, por isso qualquer diluição somente ocorrerá por uma decisão individual. • Conforme prevê a Lei das SAs, no parágrafo 6º do artigo 171, o acionista poderá ceder seu direito de preferência, podendo este também ser negociado em Bolsa de Valores. • Havendo diluição: o acionista, em um primeiro momento, irá receber um percentual menor dos dividendos pagos, porém com o crescimento esperado da Companhia, esses dividendos tendem a aumentar nominalmente. • A parcela dos 120% 97,3% Comparativo dos Retornos Totais dividendos pagos em 84,1% relação ao retorno total 90% 78,4% 7,6% 57,6% do acionista nos últimos 13,8% 58,6% 63,9% anos, corresponde a 60% 5,4% 40,9% 43,6% 4,2% menos de 14%. 34,9% 32,9% 27,7% 7,1% 77,5% 30% 64,7% 7,7% 17,8% 53,2% 53,4% • A principal variável no 27,2% 33,8% 2,3% retorno total é o 0% desempenho das ações 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009YTD em bolsa e os ativos da -48,3% -30% -41,2% cessão onerosa poderão -46,1% ter grande impacto nas -60% ações da Companhia. valorização das ações dividendos Bovespa Fonte: Bloomberg 33
    • Relacionamento com Investidores www.petrobras.com.br/ri +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 34