Visão Geral da Petrobras

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  • 1. VISÃO DA PETROBRASRelacionamento com InvestidoresFevereiro, 2011 1
  • 2. Aviso As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Aviso aos Investidores Norte - Americanos: expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem A SEC somente permite que as companhias de óleo como outros termos similares, visam a identificar tais e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os produção ou testes de formação conclusivos que resultados futuros das operações da Companhia podem sejam viáveis econômica e legalmente nas condições diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A alguns termos nesta apresentação, tais como Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e descobertas, que as orientações da SEC nos previsões à luz de novas informações ou de seus proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. Esta apresentação é de caráter meramente informativo, não constituindo uma oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não devendo ser utilizado como base para qualquer decisão de investimento. 2
  • 3. COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIAL COM FOCO NO BRASIL ESTRATÉGIA DERESULTADOS CRESCIMENTO SÓLIDOS SUSTENTÁVEL E FORTE PORTFÓLIO LIDER EM TECNOLOGIA E KNOW- HOW EM INDÚSTRIA 3
  • 4. VIÃO GERAL PETROBRAS Criada em 1953, Cia tinha o monopólio de todas as atividades envolvendo 64% das ações com poder de voto são hidrocarbonetos no Brasil do Governo Brasileiro Estabelecida originalmente como uma refinaria que importava óleo cru O valor de mercado da Cia era de aproximadamente US$ 200 bilhões Tornou-se exportadora líquida em 2006 52% valor econômico da Cia (ordinárias Grau de investimento nas principais e preferenciais) pertence a acionistas agência de risco Moody’s (Baa1), não controladores Standard & Poors (BBB-), e Fitch (BBB). O valor de 2MM bpd, Novo MarcoEmenda Primeiro leilão Petrobras é Desregula Conquistou Brasil se $200MM valor de mercado tornou auto Regulatório.Constitucional de áreas listada na mentação grau de mercado, ultrapassou a suficiente em Pré-Sal eBrasileira exploratórias NYSE investimento Descoberta de marca de óleo um Nova Áreas no Brasil Estratégicas US$100 Fronteira: Pre bilhões Salt (Tupi)Nov 1995 Jun 1999 Ago 2000 Jan 2002 Out 2005 2006 Abr 2006 2007 Ago 2009 4
  • 5. VOLUME NEGOCIADO DAS AÇÕES DA PETROBRAS Volume de Negócios NYSE & Bovespa (Média diária) Turnover 2009/2005 = 596% (US$ MM) (% categoria e US$MM) 1.930 43% 43% 47% 50% 52% 1.308 Nyse PBR PBR/A 992 Nyse PBR 20% PBR/A 25% 21% 20% 19% 6% 483 6% 5% 5% 6% Bovespa 219 Bovespa PETR3 31% PETR3 PETR4 27% PETR4 25% 26% 23% 2005 2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009 PETR4 (Bovespa) PETR3 (Bovespa) PBR/A (Nyse) PBR (Nyse)o Na Nyse a rotatividade das PBR corresponde a 3 vezes o volume das PBRAo Na Bovespa a rotatividade das PN corresponde a 5 vezes o volume das ONo Provável Explicação: Cultural. Os brasileiros são acostumados com as PN´s e não desejam pagar prêmio pelas ON’s 5
  • 6. UMA COMPANHIA INTEGRADA EBITDA Ajustado 2009 (US$MM)1 2009 Reservas Provadas no Brasil (SPE) RTC 33.0% G&E Águas Rasas 2.8% (0-300m) $933 Distribuição 10% $10,979 3.4% $1,136 Águas Profundas Em terra Internacional (300-500m) 9% 3.3% 57% $1,118 $19,255 E&P Águas Ultra Profundas 57.6% (>1,500m) 24% Nossos principais segmentos: Importantes Estatísticas e Posições no Mercado (2009) Exploração e RTC (incl. Distribuição Gás e Energia Internacional Bio-Combustíveis Produção Petroquímica)• 11.6 Bn boe de 1P (SEC) • 11 refinarias • 7,221 estação de • 13,996 km (8,698 mi) • 26 países • 3 novas Usínas de• 2.1 mm boed de prod. • 1.9 milhões bpd de serviço de gasodutos • 0.5 Bn boe of 1P(SEC) Biodiesel• 576 áreas de concessão capacidade de refino • 19.2% dos postos de • 5,966 MW de • 228 mil. boed de • Etanol: Abertura de abastecimento capacidade de geração novos mercados• 318 campos de produção • 92% da capacidade produção instalada • 38.6% de participação • 276 mil. bbl/d • Responsável por• 98.5% da produção no volume distribuído capacidade de refino 10% das exportaçõesbrasileira brasileiras de etanol• 20% da produção global •Petroquímica,de águas profundas e atividades de Gás &ultraprofundas Energia 6
  • 7. PETROBRAS: COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADADE CLASSE MUNDIAL 2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d) 2009 Reservas Provadas – SEC (bln boe) 3.9 3.9 23.0 3.2 GasGas 18.0 2.7 2.6 2.5 2.2 13.9 12.7(1) 11.3 1.7 10.3 10.1Oil Oil 6.4 0.6 5.2 BP XOM RDS CVX COP TOT ENI BG XOM BP RDS CVX COP TOT ENI STL Óleo Gás Óleo Gás 2009 Capacidade de Refino (mm boe/d) Valor de Mercado (US$ bn) – 31 de Dezembro, 2010 369 6.3 237 209 3.6 184 2.9 2.7 2.6 138 2.2 2.2 126 100 67 0.7 44 0.3 XOM RDS COP BP TOT CVX ENI STL XOM PBR RDS CVX BP TOT COP ENI STL Fontes: PFC Energy WRMS (barris por dias úteis, considerando o  % de participação da empresa e incluindo joint ventures) e Bloomberg Nota: As empresas selecionadas acima têm a maioria do capital negociado no mercado aberto; (1) 2010 7
  • 8. AUMENTO DAS RESERVAS Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pre- sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras. bilhão barril ~ 28-30 bn barril30 525 Estivamtiva alta 1020 14 Estimativa baixa 815 2910 15 5 0 Volume Produção Reservas Potencial Cessão Reservas Provadas Recuperável cumulativa Provadas BR Recuperável (Lula, Onerosa + Provado BR da Petrobras (SPE 2010) Cernambi, Iara, Potencial Recuparável 1953 - 2010 1953 - 2010 Guará e Parque das + Baleias), que vão Cessão Onerosa 8.2 até 9.8*SPE Criteria 8
  • 9. IMPRESSIONANTE RECORDE DE ACELERAÇÃODO CRESCIMENTO 2.000.000 1.800.00 16 anos 54 anos 1.600.00 22 anos Produção (bpd) 1.200.00 1.000.00 27 anos 12 anos 45 anos 800.00 400.00 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 Número de Anos Criação da Petrobras Descoberta de Garoupa na Descoberta de campos gigantes Descoberta do Pre-sal desde (1953) Bacia de Campos (1974) incluindo Albacora/Marlim Parati (2006) (80´s & 90’s) 9
  • 10. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTODA INDÚSTRIA Crescimento Médio (2004-2009) - % 6.61 4.56 3,96 3.52 2.44 1.66 0.00 -1.38 -2.59 -3.26 -4.94 RD Shell ConocoPh PetroChin ExxonMo Lukoil Total Repsol BP Chevron Petrobras ENI YPF illips bil a * 9M09 Anualizado Produção deÓleo e Gás da Petrobras (Mil ) 4,6% CAGR 2.525 2.400 2.297 2.301 2.217 2.020 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fonte: Evaluate Energy 10
  • 11. METAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS A Petrobras tem a meta mais elevada de taxa de crescimento da indústria 6000 Petrobras: 3.9 MM boe/d em 5500 2014 e 5.4 MM boe/d em 2020 5000 ExxonMobil: Taxa de crescimento da produção ~3-4% em 2010; ~2-3% p.y. 4500 até 2013 BP: Taxa de crescimento da 4000 produção ~1-2% p.y. até 2015 mil boe/d Shell: ~3.5 MM boe/d em 2012 3500 e ~3.7 MM boe/d em 2014 3000 Chevron: Taxa de crescimento 2500 da produção ~1% p.y. entre 2010-2014 e 4.5% p.y. entre 2014-2017 2000 1500 1000 500 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Fonte: PFC Energy e Company reports 11
  • 12. ECONOMIA BRASILEIRA:Crescer com estabilidade e responsabilidade fiscal Crescimento do PIB (%) Previsão Balança Comercial (US$ Bilhões) 8 7,6 Previsão 7 250 Exportação Importação 233 5,7 5,7 216 226 6 5,1 209 4,5 198 195 5 4,5 200 173 179 4,0 161 4 3,2 154 150 138 130 3 119 121 2 1,2 97 91 100 63 74 1 0 50 ‐1 ‐2 ‐1,2 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Déficit Fiscal nominal/ PIB (%) Reservas Internacional (US$ bilhôes) 20 Brazilian Debt (as % of GDP) 60 Dívida Líquida/ PIB %) 52,1 50,0400 47,7 46,6 50 44,2 41,4 40,1 15 39,9 289 40300 239 10 30 207200 180 5,1 20 5 3,3 3,5 3,3 86 2,7 2,6 2,6100 1,9 10 49 53 54 0 0 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 nov/10 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Source: Banco Central Brasileiro – 10.15.2010 12
  • 13. PLANO DE NEGÓCIOS 2010-14: US$ 224 BILHÕESAumento do investimento para as operações integradas no Brasil Plano de Investimento de Estratégia Corporativa da Capital Total Petrobras até 2020 2010-2014 Crescimento Integrado, rentabilidade e US$ 224.1 bilhões sustentabilidade 1% 2%1%2% A produção de Óleo e Gás cresceu de forma 8% Internacional International 5%  sustentável que irá praticamente dobrar nossa 5% produção nos próximos 10 anos Foco em petróleo, derivados, petroquímico, gás e 53%  energia, biocombustíveis, refino e distribuição, com 33% um modelo de negócios integrado e sustentável Brazil Brasil Consolidar a liderança no mercado brasileiro de gás 95% 95%  natural, geração de eletricidade gás e produtos químicos E&P Distribuição Bio-combustíveis RTM Corporativo G&E Ser reconhecida como uma referência entre as empresas integradas de energia PETROQUÍMICA 13
  • 14. ADAPTAÇÕES AO PORTFOLIO 2010-2014 31.6 (17.0) 10.3 (6.8) 19.2 224 186.6 CAPEX 2010-2014 Novos Projetos Mudanças no Mudança na Mudança na 2010-2014 em 2009-2013 Projetos Excluidos cronograma do concepçãodo participação Plano de Plano de projeto projeto e custo Negócios Negócios o Novos projetos para o pré-sal, 1% logística, aumentar a utilização do petróleo nacional, e 21% monetização de gás natural. 0.3 0.3 E&P 6.5 6.5 o Mudança na participação Abastecimento parceria refletindo a incerteza Gás e Energia sobre a participação de 19.7 19.7 parceiros em projetos do Corporativo 5.1 5.1 abastecimento. 16% 62% 14
  • 15. INVESTIMENTOS DA PETROBRAS EXECEDE OS DA MAJORS U$S MM Investimento Trimestral: 1Q07 – 4Q09   Petrobras 10.000 Média das Super  8.000 Majors (Exxon, Shell,  BP) 6.000 Média das Peers (sem 4.000 Petrobras) 2.000 0 1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 Investimento Anual: 2009 vs. 2010E  50.000 U$S MM 45.000 40.000 35.000 30.000 2009  25.000 Média sem 20.000 Petrobras 15.000 2010  10.000 Média sem Petrobras 5.000 0 (1) 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010Fonte: Evaluate Energy e Relatórios da Companhias(1) R$ 88,5 bilhões convertidos pela taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (Previsão Petrobras para 2010)  15
  • 16. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS Justificativa da Capitalização: O pagamento do contrato de cessão Plano de Investimento A EUA $ 42,5 bi EUA $ 27,4 bi Total da Oferta US$ 69.9 bi 1 Oferta Prioritária US$ 49.4 bi Oferta do Mercado US$ 20.5 bi (88% para Investidor Institucional e 12% para o Varejo) Participantes Aproximadamente 145,000 participantes Alocação do Book Brasil (39.3%); US (39.2%); Europa (10.6%), Canadá (5.7%); Asia/ME (2.6%) Alavancagem Alavancagem depois de capitalização: 16%. De acordo com as metas estabelecidas pela Companhia 16
  • 17. PLANEJAMENTO FINANCEIRO DA PETROBRAS BASEADO NA MANUTENÇÃO DE RATINGS COM ALAVANCAGEM PRUDENTE Dívida Líquida / Capitalização (%) 40% 34% 32% 35% 28% 28% 30% 30% 25% 20% 9% 10% Dívida Líquida / 0% Capitalização alvo: Pós-Oferta 1 2S09 3S09 4S09 1S10 2S10 25% - 35% Pro-forma Dívida Líquida / EBITDA 3,0x 2,5x 2,5x 2,0x 1,5x 1,4x 1,5x 1,2x 1,0x 1,0x 1,0x Límite estabelecido de 0,5x 0,5x Dívida Líquida / EBITDA: 0,0x 2,5x 1 2S09 3S09 4S09 1S10 2S10 Pós-Oferta Pro-forma • Níveis de dívida de acordo com a meta estabelecida pela Companhia Notas: 1. Considera Oferta de US$35 bi, excluindo a cessão onerosa 17
  • 18. PETROBRAS CAPITALIZAÇÃOMaior oferta de ações na História Maior Oferta de Ações (US$ bilhões) 70.0 +187% 24.4 22.5 22.1 22.0 20.2 19.7 19.4 19.3 19.3 17.6 R BS L loyds  Bank Ag ric ultural    IC B C Barc lays Vis a Inc HS B C Fortis B ank  of C itig roup         Bank of Americ a Inc C hina FO FO FO IPO IPO FO IPO FO FO FO FO (2010) (2008) (2009) (2010) (2006) (2007) (2008) (2009) (2007) (2009) (2009) Petrobras Capitalização do mercado versus Empresas Comparáveis Petrobras Depois Petrobras Antes da da Oferta¹ Oferta² 2o 4th Nota: (1) Capitalização do mercado em 2010/10/01; (2) Valor de Mercado em 2010/09/23 Fonte: Petrobras, Bloomberg e Thompson 18
  • 19. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS Divisão das participações depois da Oferta Global Million ON % PN % Total % União Federal 3.991 53,6% 66 1% 4.057 31,1% BNDES / BNDESPar 398 5,4% 1.344 24,0% 1.742 13,4% Total 48,4% Fundo Soberanno 344 4,6% 162 2,9% 506 3,9% ADR Nível 3 1.521 20,4% 1.444 25,8% 2.964 22,7% Estrangeiros (Resolução Nº 2689 C.M.N 387 5,2% 747 13,3% 1.134 8,7% Outros 801 11% 1.840 32,8% 2.641 20,2% Total 7.442 100% 5.602 100% 13.044 100% Participações antes da Oferta Global Million ON % PN % Total % União Federal 2.819 55,6% - 0,0% 2.819 32,1% Total BNDESPar 98 1,9% 574 15,5% 673 7,7% 39,8% ADR Nível 3 1.261 24,9% 1.274 34,4% 2.535 28,9% Estrangeiros (Resolução Nº 2689 C.M.N.) 251 4,9% 511 13,8% 762 8,7% Outros 644 12,7% 1.342 36,3% 1.986 22,6% Total 5.073 100,0% 3.701 100,0% 8.774 100,0% • A Petrobras sempre foi e continuará sendo uma empresa controlada pelo governo; • Tem apresentado o PBR pares mais global durante os últimos anos.* Não reflete as transferências de ações do governo federal aos seus filiados, nos termos do Decreto n º 7,295, de 2010/09/08. 19
  • 20. FUNDAMENTOS DA CAPITALIZAÇÃO:PAGAMENTO DACESSÃO ONEROSA • Aquisição de direitos de realização de pesquisas, atividades de exploração e produção de petróleo Objetivo em áreas específicas do pré-sal que não estão sob concessão. Volume • 5,0 bilhões boe Concessão Área • 3,865 km2 in 7 blocos Preço Médio • US$ 8,51 / boe Valor Incial • US$ 42.5 bilhões / R$ 74.8 bilhões Duração • 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos. 20
  • 21. ÁREAS - CESSÃO ONEROSA Área Área em volta Volume Cessão Onerosa Valor do Barril Cessão Onerosa (US$ (Mi2) (mmboe) (US$/boe) MM) Tupi Sul 126 128 7,85 1.005 Florim 181 467 9,01 4.207 Tupi Nordeste 181 428 8,54 3.653 Peroba – “Bloco 664 - 8,53 Contingente” Sul de Guará 90 319 7,94 2.554 Franco 780 3.058 9,04 27.644 Iara 380 600 5,82 3.489 Total 2.042 5.000 42.533 ● Não há risco de volume ● Condições semelhantes, mas mais favoráveis do que as atuais áreas de concessão do pré-sal - Os pagamentos de royalties de 10% - Nenhum pagamento de Participação Especial. ● Propriedade dos volumes produzidos ● Aumento de 35% nas atuais reservas provadas ● Aumento do potencial de produção 21
  • 22. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SOLIDRESULTS SUSTAINABLE GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO EXPLORAÇÃO & TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW PRODUÇÃO 22
  • 23. 17º ANO CONSECUTIVO DE INTEIRA REPOSIÇÃO DAPRODUÇÃO BRASILEIRA o 240% de taxa de reposição de reservas  o Projeta‐se uma vida útil para as  em 2010. Durante a última década, de  reservas de 18 anos. Em 2010, o  reposição de reservas tem sido  índice R / P foi de 19,2 anos. impulsionado principalmente pelas  adições internas no Brasil 15,28 13,92 14,09 14,17 13,75 1,91 13,23 0,88 0,92 0,86 1,23 Produção Produção Produção Produção Produção (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe) (0.79 bn boe) (0.80 bn boe) Índice de  Índice de  13,04 Índice de  13,17 Índice de  13,31 Índice de  13,37 12,52 Reposição de  Reposição  Reposição de  Reposição de  Reposição de  Reservas de Reservas Reservas Reservas Reservas (174%) (124%)’ (123%) (110%) (240%) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 * De acordo com SPE (Society of Petroleum Engineers) critérios 23
  • 24. METAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS NATURAL 2010-2020 Metas domésticas se mantém porém metas internacionais reduzem o Curva de Produção doméstica se mantém em linha com o Plano Estratégico anterior o Curva de produção Internacional se reduz em função de priorização da produção doméstica o Metas de produção não consideram a Cessão Onerosa 5,382 120 203 7.1% p.y. 1109 3,907 128 4.9% p.y. 9.4% p.y. 176Mil ( boe/day) 2,525 2,723 623 2,301 2,400 93 2,217 2,297 97 2,020 110 100 146 2,037 101 141 1,810 94 96 124 384 85 163 142 126 316 22 277 273 321 3,950 35 161 168 274 252 251 265 2,980 1,971 2,100 1,684 1,778 1,792 1,855 1,500 1,540 1,493 1, 078 Pré-Sal 241 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2014 2020 1.183 Oil Production - Brazil Gas Production - Brazil Oil Production - International Gas Production - International 152 24
  • 25. PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09:Elevação nos mercados doméstico e internacional Produção Total (Mil bpd) Produção Nacional +2% 2.513 2.568 +2% 2.279 2.322 234 246 Internacional Nacional 316 327 Gás Natural Petróleo e LGN 2.279 2.322 1.963 1.995 9M 09 9M 10 9M 09 9M 10 o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de: - Elevação dos volumes produzidos em unidades como FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de Santos, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade; - Contribuição dos Testes de Longa Duração (Tiro e Tupi); - Maior demanda por gás natural no mercado nacional. Em setembro, produção bateu recorde; o Em relação ao último trimestre, queda de 1% em função de elevação do número de paradas programadas em agosto nas plataformas P-33 e P-35. 25
  • 26. PETROBRAS CONTINUA A DESENVOLVER O PÓS-SAL, JUNTO COMOS NOVOS DESENVOLVIMENTOS PARA O PRÉ-SAL Principais Projetos Agendados E&P Investimentos Brasil (2010‐2014) 2,980 (2010‐2014) +42%Pré‐Sal: US$ 33.0 bilhões Pós‐Sal: US$ 75.2 bilhões 2,100 Uruguá 15% Tambaú 3% 13% Mexilhão Tupi Produção (milhão boe/d) Pilot 18% Cachalote. Baleia Franca 4 EWT 2 EWT Tupi NE EWT Pre‐salt Pre‐salt 84% 67% FPSO  Tupi NE Guará EWT Espadarte Pilot P‐57 P55  3 EWT P‐62  Jubarte Roncador Pre‐salt Roncador 4 EWT P‐58  Tiro Pilot Pre‐salt Tiro / Sidon Guará Pilot Exploração Desenvolvimento Infra‐estrutura Whales Park P‐56 P‐63 Aruanã EWT Marlim Sul Aruanã EWT Guaiamá Papa‐Terra 2010 2011 2012 2013 2014 Pré‐sal Pós‐Sal Gás Natural Teste prolongado 26
  • 27. O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTORELATIVAMENTE BAIXO CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 140 Águas profundas e  120 ultraprofundas Custos de Produção (US$/bbl‐2008) 100 Xisto Gas-to- Coal-to- 80 liquid liquid (GTL) - EOR Ártico 60 EOR Óleo pesado CO e 40 Betume Outro Óleos 20 Produzido MENA Convencionais Preço máximo de ‘break even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bilhões bbls) Fonte: IEA – Outlook 2008 27
  • 28. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação R$/barril US$/barril 140,2 137,2 76,2 78,3 76,9 74,6 134,5 129,7 127,7 68,3 43,82 43,91 24,74 23,73 24,50 24,67 41,62 43,04 42,72 22,86 26,53 26,87 26,37 24,26 15,23 14,33 14,71 14,07 24,78 13,84 16,84 16,51 16,95 17,54 18,46 9,02 9,51 9,40 9,79 10,60 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 Custo de Extração Part. Gov. Brent (em R$) Custo de Extração Part. Gov. Brent (em US$) No comparativo 3T10/2T10: o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração; o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%. 28
  • 29. DISTRIBUIÇÃO DAS RECEITAS DO E&P Distribuição do preço de realização do barril de óleo doméstico % Preço de $ Preço de Realização Realização por barril $80,00 100,0% $70,00 80,0% $60,00 $50,00 60,0% $40,00 $30,00 40,0% $20,00 20,0% $10,00 $- 0,0% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1T10 $(10,00) -20,0% Produção Outros CPV DD&A IR Outros SG&A Part. Governamental Lucro Líquido R&D Custos Exploratórios 29
  • 30. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de incremento da capacidade futura Principais Unidades Projetos Capacidade 2T10 3T10 FPSO Cidade de Vitória 100 mil bpd 60,9 mil bpd 51 mil bpd (Golfinho) FPSO Capixaba 100 mil bpd 9,7 mil bpd 58 mil bpd Cachalote e Baleia Franca FPSO Espírito Santo 35 mil bpd 28,2 mil bpd 26 mil bpd Parque das Conchas (1) SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd 15 mil bpd 17 mil bpd FPSO Frade (2) 30 mil bpd 17 mil bpd 18 mil bpd FPSO Cidade de Santos 35 mil bpd e UTB: 15 mil bpd (Uruguá-Tambaú) e - 25 milhões m3/d Mex.: 1T11 Mexilhão(1) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (35%);(2) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (30%); Total: 185 mil  bpd Novas Unidades Projetos Capacidade Expectativa de Início FPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi) 100 mil bpd Out/2010 TLD Guará 30 mil bpd Dez/2010 P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd Jul/2011 P-57 (Jubarte) 180 mil bpd Dez/2010 30
  • 31. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO Invstimento Taxa de sucesso em exploratório exploração US$ mm 70% 2.750 2.500 60% 2.250 50% 2.000 1.750 40% 1.500 1.250 30% 1.000 20% 750 500 10% 250 0 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009‐2013 31
  • 32. PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL * Volume Lâmina Data Campo Participação Fluidos Recuperável d´água Estimado (m)Mar-2010 Piranema BR (100%) Óleo leve 15 milhões de 800 barrisFev-2010 Barracuda BR (100%) Óleo 40 milhões de 860 barrisFev-2010 Pampo BR (100%) Óleo 25 milhões de barris 200Nov-2009 Rig Fence Óleo leve 25 milhões de 400 BR(100%) barris MarimbáAgo-2009 BM-C-36 BR (100%) Óleo leve 280 milhões de 976 Aruanã barris BR(35%), BM-S-48 Repsol(40%), Gás NaturalMaio-2009 e Não revelado 161 Panoramix Vale(12.5%),Voodside Condensado (12.5%)Nov-2008 BM-J-3 BR (60%), STATOIL Óleo Não revelado 2.354 Jequitinhonha (40%)Set-2008 BM-S- BR (100%) Óleo leve 150 milhões de 274 Marimbá 40/Sidon barris Aruanã (BM-C-36)Jul-2008 Golfinho BR (100%) Óleo leve 150 milhões de 1,374 barrisMaio-2008 BM-S-40/Tiro BR (100%) Óleo leve Não revelado 235 BM-ES-5/ BR (65%), EL PASO Gás NaturalDez-2007 (35%) e Não revelado 708 Camarupim Condensado BM-ES-5/ BR (65%), EL PASO Gás NaturalMaio-2007 (35%) e Não revelado 763 Camarupim Condensado BC- 570 milhões deMar-2007 BR (100%) Óleo leve barris 1.011 60/Caxaréu * 2007 a 2010 32
  • 33. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS Margem Equatorial o Exploração:  2009‐13        Ceara & Potiguar AP US$ 13,8 bn Solimões o Área  Potiguar exploratória:  155,0 km² SEAL& REC & TUC o 265 blocos  Bahia Sul exploratórios São Francisco o 35 planos de  Espírito Santo avaliação Campos o 313  Petrobras Santos concessões de  Outros prod.  Pelotas 33
  • 34. AUMENTANDO O NÚMERO DE CAMPOS EBLOCOS EM PARCERIA o Produção doméstica atual da Petrobras vem principalmente de concessões (97%) pertencentes à Cia. sozinha o Para as áreas em desenvolvimento, o percentual de concessão detidos sem parceiros cai para 62% o Mais da metade (53%) dos blocos em exploração ou em avaliação são joint ventures Concessões em Produção Concessões em áreas de  Concessões em  (247) desenvolvimento de Produção  Exploração + Avaliação  (66) (54) 97% 53% 38% 62% 47% 3% Petrobras (100%) Petrobras e Parceiros 34 companhias de óleo e gás (2008) SINN, Julho 2009 34
  • 35. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SOLIDRESULTS SUSTAINABLE GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO PANORAMA DO TECHNOLOGY PRÉ-SAL LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 35
  • 36. PRÉ-SAL • Área Total: 149,000 km2 • Área Total Concedida: 41,772 km2 (28%) • Área Não Concedida: 107,228 km² (72%) • Área Concedida c/ Part. Petrobras: 35,739 km2 (24%) JUBARTE ESS-103 CHL-4 BFR-1 Blocos Consórcio 1-2 Bi boer BAZ-1 BC-60 BR (100%) Jubarte Cachalote Shore Distance = 60 km Balia Franca Total Area = 3.000 km2 Baleia Azul Baleia Anã Blocos Consórcios BMS-8 BR (66%), SH (20%) e PTG (14%) BMS-9 BR (45%), BG (30%) e RPS (25%) BM‐S‐11 BM‐ (Tupi) BMS-10 BR (65%), BG (25%) e PAX (10%) BMS-11 BR (65%), BG (25%) e PTG (10%) BMS-21 BR (80%), PTG (20%) 1.1‐2 bi  BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)Distância da Terra = 300 km boer BMS-24 BR (80%), PTG (20%) Área Total = 15.000 km2 36
  • 37. BACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM COMPARAÇÃOCOM GOLFO DO MÉXICO USA t 37
  • 38. NOVIDADES DO PRÉ-SAL Poços em intervenção**: Petrobras Bacia de Santos ANPo Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi; ** Perfuração ou completação ou teste.o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não Libralicitadas do pré-sal; Área Licitadao 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 Cessão Onerosapoços neste ano;o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em Macunaíma Macunaí Macunaíma2010, além das 8 em operação; Tupi NE Tupi Oeste Piloto deo Início do TLD de Guará previsto para o Carioca NE Tupi IG1fim de novembro (FPSO já no Brasil) Tupi Tupi Sul Sudoesteo TLD Tupi NE previsto para o 1T11(FPSO Cidade de São Vicente) 38
  • 39. GASODUTO PARA O PILOTO DE TUPI UGN UTGCA RPBC 14 5 Km PMXL 170 Km 21 2K URG m To 24 8 se Km rv i ce the PMLZ-1 Pi l ot TUPI Area Existente PlanejadoTEFRA Em Construção N 39 39
  • 40. DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX:PRÉ-SAL VS. BACIA DE CAMPOS Pré-sal DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX 26% 18% 56% Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades Projetos em água ultra profunda na Bacia de Campos* DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX DISTRIBUIÇ 33,3% 33,3% o A grande diferença entre a distribuição do Capex no Pré-Sal e na Bacia de Campos se deve ao maior % gasto na exploração e completação na área do 33,3% Pré-Sal. Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades * Exemplo genérico. Considera uma média dos campos podendo este % variar campo a campo 40
  • 41. IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EMAVALIAÇÃO PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal Centro de logística Offshore Centro de Injeção alternativa tratamento de de água e gás (HC fluidos ou CO2) Offshore Armazenamento de Poços CO2 em aqüíferos inclinados de salinos, campos longo alcance maduros e caverna (sal) de sal Desenvolvimento Garantia de fluxo e Bóias em águas controle de Definitivo profundas (CALM) formação de danos do Pré-sal Sistemas de completação a seco Caracterização do (SPAR, TLP, FPDSO, …) Reservatório Armazenamento de GNL Flutuante gás Offshore em caverna de sal Tecnologia de separação / captura de CO2 41
  • 42. PRE-SAL ESPÍRITO SANTO to o Infraestrutura no lugar: portfólio diversificado an UTG Cacimbas Linhares e flexível; oS Rio Doce CangoáMG UPGN Lagoa Parda Peroá it o P-34 at Jubarte field, first pre-salt production pír 24” – 66 km Aracruz 25 MM m3/d (Sep/08): excellent results/light oil (30ºAPI); Es Terminal Barra do Riacho Camarupim Canapu Golfinho o FPSO Capixaba (100 Mb/d) moved from VITÓRIA Golfinho field and is being adapted to Vila Velha Carapó produce in Cachalote (CHT)/Baleia Franca (BFR) in 1H10; Sul-Norte Capixaba UTG Sul Capixaba Sul Capixaba Gas pipeline Guarapari Gas pipeline 12 a 24” – 160 km 12” – 83 km 7 a 15 MM m3/d Anchieta 4,5 MM m3/d o Baleia Azul primeira unidade definitiva dePresidente Marataizes produção no 4T12;Kennedy ARG CHT Baleia Franca JUB OSTRJ Baleia Azul NAU ABA o Produção de Gás Natural transportada via CXR PRB dutos. Catuá Whales Park* *Parque das Baleias compreende dos blocos: Jubarte, Cachalote, Baleia Franca, Baleia Azul e Baleia Anã 42
  • 43. WORLD-CLASS INTEGRATED NOVO MODELO ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL REGULATÓRIO DE SUSTAINABLE SOLID GROWTH STRATEGYRESULTS AND STRONG PORTFOLIO TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW E&P Pré-Sal e Áreas Estratégicas 43
  • 44. NOVO MARCO REGULATÓRIO Partilha de produção Pré-sal Cessão Onerosa e Áreas Estratégicas Petrobras 100% Petrobras Operadora Petrobras Terceiros por Licitatório Até 5 Bi BOE Outras Áreas Mantido Atual Modelo de Concessão Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré‐Sal 44
  • 45. REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO Celebração dos contratos de partilha Definições Técnicaso Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, mínima de 30%o Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora(s) da licitação, que será administrado pelo Comitê Operacionalo 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 Valores hipotéticos e sem proporcionalidade no gráfico 45
  • 46. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SOLIDRESULTS SUSTAINABLE GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO EQUIPAMENTOS E TECHNOLOGY SERVIÇOS LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 46
  • 47. NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSDemanda da Petrobras irá movimentar a indústria brasileira e internacional Situação Futura (a Contratar) Situação Atual Valores Acumulados Recursos Críticos (Dez/09) Até 2013 Até 2015 Até 2020 Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 5 26 31 53* Barcos de Apoio e Especiais 254 465 491 504 Plataformas de Produção SS e FPSO 41 53 63 84 Outros (Jaqueta e TLWP) 79 81 83 85 Plataforma de Barco de Apoio Sonda de Perfuração Produção (FPSO) 26 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020: CONSTRUÍ ATÉ o Até 2013:13 sondas contratadas antes de 2008 e 1 sonda realocada das operações internacionais*; + 12 novas sondas contratadas em 2008, através de licitação internacional; o 2013 a 2020: Processo de licitação em andamento, para a contratação de 28 sondas a serem construídas no Brasil.* O contrato da sonda realocada das operações internacionais expira em 2015, por isso ela não está considerada no valor acumulado de 2020. 47
  • 48. CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO Profudindade da água 2009 2010 2011 2012 2013- 2018 500-1000m 9 1000-1500m 12 +1 1500-2000m 8 +3 2000-2500m 4 +5 +3 +4 2500-3000m 1 +3 +4 +4 +28 a serem contratadas Total por ano 34 +12 +7 +8 30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS: o 23 serão entregues entre 2009 e 2011 o 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. o 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018 48
  • 49. A PETROBRAS E O FORNECIMENTO DE BENS ESERVIÇOS NO BRASIL Adequação do Complexo Industrial Nacional para Fornecimento de Bens e Serviços Ações integradas da Petrobras 5. Incentivo para instalação de empresas internacionais no Brasil Importações Fornecimento de Bens e Serviços 4. Incentivo de associação entre companhias nacionais e Indústria Acréscimo na internacionais Nacional Capacidade de Suprimento 3. Incentivar novos entrantes Nacional de nacionais BS 2. Desenvolver concorrência em Importações setores de média competição 1. Ampliar Capacidade Produtiva deIndústria Indústria setores altamente competitivosNacional Nacional Demanda Atual Demanda Futura 49
  • 50. COMPRA DE NOVOS EQUIPAMENTOS Itens Un. TOTAL Árvores de Natal Molhadas un 500 Itens Un. TOTAL Cabeças de Poço un 500 Bombas un 8.000 Dutos Flexíveis km 4.000 Compressores un 700 Manifolds un 30 Guinchos un 450 Tubos de Rev. e Produção t 42.000 Guindastes un 200 Umbilicais km 2.200 Motores de Combustão un 1.000 Árvores de Natal Seca un 1.700 Turbinas un 350 Cabeças de Poço Terrestres un 1.700 Aço estrutural t 940.000 Itens Un. TOTAL Itens Un. TOTAL Reatores un 280 Geradores un 500 Separadores de água e óleo un 50 Filtros un 300 Tanques de Armazenamento un 1.800 Queimadores (Flares) un 30 Torres un 550 50 50
  • 51. BACIA DE CAMPOS: UM LABORATÓRIO DETECNOLOGIA GIGANTE Facilidades em Águas-Profundas Instalados Planejado Equipamentos Dez/09 (2010) Árvore  Submarina 733 72 Manifolds 74 2 Submarinos Dutos Flexíveis 4.425 633 (km) Umbilicais (km) 3.391 358 Dutos Rígidos (km) 1.630 35 Unidades de  Produção  40 3 Flutuantes Monobóia 2 2 51
  • 52. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLE ABASTECIMENTO SOLID GROWTH STRATEGYRESULTS AND STRONG PORTFOLIO TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 52
  • 53. POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTEMERCADO EMERGENTE Consumo total de óleo no mundo em 2008 (mmb/d) 19.4 10 9 8,0 8 7 6 5 4,8 o Brasil é o sétimo maior consumidor 4 2,9 2,8 de petróleo do mundo. 3 2,5 2,4 2,3 2,3 2,2 2,0 1,9 1,7 1,7 1,7 2 1 ‐ B ra s il C h in a Ín d i a C anadá A .  S a u d it a It á l ia F ra n ç a USA J ap ão R ú s s ia Irã A le m a n h a C o r é ia   d o M é x ic o In g la t e r r a Sul Consumo total de óleo mb/d (índice) 120 Brazil US OECD World 115 o Consumo de petróleo no Brasil crescendo a 1,99% p.a; 110 o Consumo de petróleo na OCDE crescendo 105 a 0,17% p.a; 100 95 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 53 Fonte: BP Statistical Review 2009, PFC Energy
  • 54. POSIÇÃO DOMINANTE NO MERCADO BRASILEIRO Operações do Upstream Operações do Downstream Gasodutos existentes Refineries Petrobras Terminal Marítimo Outras Companhias Terminal em Terra Posição Dominante Crescimento do Mercado Sinergias Logísticas Fluxos de caixa estáveis • Liderança em todos os • Forte demanda em um dos • Principais bacias produtoras e • Fluxos de caixa diversificado segmentos da cadeia de valor mais rápidos crescimentos dos refinarias no sudeste brasileiro, com diversos drivers de • Posição de mercado garante mercados globais próximo dos estados com maio crescimento. economias de escala e de • Atraentes oportunidades de PIB • Redução da volatilidade dos modelo de negócio eficiente mercado interno para • Logística de infra-estrutura fluxos de caixa devido à Extratação, Absatecimento e totalmente desenvolvida capacidade de suavizar as os demais segmentos de flutuações dos preços no energia mercado interno 54
  • 55. PRODUÇÃO NACIONAL, REFINO E DEMANDAPlanos de longo prazo para alcançar melhores resultados e integração 124% Produção como % do refino 132% 110% Mil bpd 13% 2.980 3.950 1.971 2.356 3.196 1.933 2.260 1.791 2.794 1.393 1.036 181 2009 2014E 2020E 1980 Produção Carga fresca processada Demanda de Derivados o Produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino o Até 2014, as projeções das exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda 55
  • 56. DEMANDA NACIONAL E CAPACIDADE DE REFINOProjeta-se incremento da demanda de 3,4% a.a. dado forte crescimento do PIB Clara RNE PREMIUM I PREMIUM I Mil bpd Camarão 230 mil bpd (1ª fase) (2ª fase) 3.196 300 mil bpd 300 mil bpd 2010 (2013) (2014) (2016) 3.000 2.794 REPLAN COMPERJ Revamp PREMIUM II (1º trem) U200+PAM 300 mil bpd 33 mil bpd 165 mil bpd 2.356 2.260 (2017) (2010) (2013) 1.155 2.000 1.933 COMPERJ 1.831 (2º trem) 1.016 165 mil bpd (2018) 826 1.000 1.187 937 769 ... 403 ... 452 338 0 2009 2010 2014 2020 Gasolina Diesel Outros Carga Fresca Processada o Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 o Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria 56
  • 57. ADAPTANDO AS REFINARIAS PARA OTIMIZARPERFORMANCE E ASSEGURAR A SUSTENTABILIDADE o QUALIDADE DA GASOLINA o QUALIDADE DO DIESEL 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 Regular Gasoline Regular Gasoline 0,005% S Diesel S-1800 Diesel S-500 Diesel S-50 RECAP REPAR REMAN Diesel S-10 REVAP RLAM REPAR REPLAN REDUC REPLAN RECAP RPBC REVAP REGAP REMAN REGAP REFAP REFAP RLAM REGAP RPBC o MELHORAR A QUALIDADE DA GASOLINA E DO DIESEL, REFORÇANDO SEU COMPROMISSO COM A  SUSTENTABILIDADE E ATENDENDO AS REGULAÇÕES AMBIENTAIS E REDUZIR AS EMISSÕES 57 57
  • 58. INVESTIMENTOS EM REFINO E PETROQUÍMICA 2010-2014Novas refinarias, qualidade dos combustíveis e modernização somam70% dos investimentos... US$ 73,6 Bilhões • Capacidade Adicional: • Refinaria NE 3% 1% 6% • Premium I • Comperj 11% • Qualidade e conversão: • Remoção de Enxofre 50% • Modernização • Upgrading (coque) 29% • Melhoria operacional e logística: • Manutenção Ampliação do Parque de Refino • HSE Atendimento do Mercado Interno (Qualidade) • Logística para óleo e biocomb. Melhoria Operacional Ampliação de Frotas Investimentos de US$ 5,1 bilhões em Petroquímica (inclui a incorporação da Destinação do Óleo Nacional Quattor) Internacional 58
  • 59. INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09 Investimentos 9M10 Investimentos 9M09 R$ 56,5 bilhões R$ 50,7 bilhões 4,3 6,5 0,5 0,4 3,4 E&P 3,7 0,05 5,6 Abastecimento 5,5 1,1 24,0 23,2 Gas e Energia 1,3 Internacional 4,5 3,8 20,6 6,1 Distribuição 10,1 24,7 Outros 10,6 Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões Qualidade/Reduç ão do teor de enxofre• Expansão da capacidade de Conversãorefino atendendo ao crescimento 27% 27%da demanda doméstica; Novas Unidades• Manutenção da integração dos Ampliaç ão de Frota 12% 13%negócios e sinergias Aporte na Braskemoperacionais; 19% Plangás, Manutenção, Infra-estrutura,• Foco na melhoria da qualidade 2% SMS, paradas programadas e outros 59
  • 60. ABASTECIMENTOAcontecimentos relevantes Inaugurações Revap –Redução da Necessidade de Importações Futuras• Investimentos de R$ 2,5 bilhões em: • Unidade de Coque (55%): Derivados de maior valor agregado • Capacidade: 5.000 m³/dia (3.000 m³/d de capacidade adicional de processamento de óleo doméstico) • Rendimento: Diesel (55%), GLP (5%), Nafta (10%), Coque (20%) e Craqueamento (10%). • Hidrotratamento de Diesel (45%): Diesel S-50• Aumento da capacidade de produção de: - GLP - 21 mil bpd - Nafta - 42 mil bpd - Diesel - 23 mil bpd Novas Refinarias - Atualização • Obras do Comperj e Abreu e Lima em andamento; • Pré-operação da Unidade de Fios de Poliéster (Petroquímica Suape); • Contrato dos projetos básicos - Premium I (Maranhão) e II (Ceará). Abreu e Lima 60
  • 61. MERCADO DE DERIVADOS:Atividade econômica impulsiona vendas Produção Vendas InternasMil barris/dia -1% +11% 1.867 1.807 1.844 1.898 2.033 1.825 Outros 640 637 634 565 GLP 507 501 134 134 128 Gasolina 222 221 230 338 334 342 327 Diesel 374 379 755 702 740 769 802 859 3T09 3T09 2T10 2T10 3T10 3T10 o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de: - Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda para obras de infra-estrutura; - Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool no início do ano; - Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP. o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da Replan. 61
  • 62. PREÇOS DE REALIZAÇÃO:Estabilidade dos preços no mercado domésticoUS$/bbl 115 120 R$/bbl 101 100 220 Média Média Média 80 75 76 78 77 3T09 2T10 3T10 59 68 170 60 55 152,34 158,60 158,17 44 64 70 73 74 49 72 120 40 152,64 144,47 48 132,87 20 32 70 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 20 1T10 2T10 4T07 1T08 3T10 2T08 3T08 Preço Petróleo Petrobras (média) 4T08 1T09 2T09 3T09 PMR EUA 4T09 1T10 2T10 3T10 Brent (US$/bbl) PMR Petrobraso Preço médio de realização permanece estável.o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido à menor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil. 62
  • 63. MARGENS POSITIVAS GARANTEM ÓTIMOS RESULTADOS WTI Margens Petrobras* Margens da costa America do Golfo do México** 140 133,93 112,63 116,58 120 95,39 100 75,73 74,41 76,45 81,25(U S$barril) 80 76,62 71,05 49,82 60 39,16 41,45 40 PBR:+18,91 PBR:+12,61 PBR:+8,62 PBR:+27,56 20 USGC: +4,85 USGC: + 7,14 USGC: +3,26 USGC: +9,61 0 -20 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 o Apesar de o preço da gasolina e do diesel estarem em queda no mês de Junho de 2009, as margens da Petrobras se mantiveram de acordo com as margens de referência no mercado internacional *Margens da Petrobras = PMR-WTI (em US$/barril) * * USGC Margens Bloomberg 63
  • 64. BALANÇA COMERCIAL 9M10 vs. 9M09Mil bpd 9M09 9M10 714 712 667 562 231 157 196 336 483 152 405 516 331 45 Exportação Importação Exportação  Líquida Exportação Importação Exportação  Líquida Volume Financeiro (US$ Milhões) US$ 119 US$ 1,795 14,480 14,599 o Importação de petróleo mais alto devido ao 10.640 aumento da demanda (diesel, querosene de 8.845 aviação e gasolina), como resultado do aumento da atividade econômica. 9M09 9M10 Importação Exportação 64
  • 65. CADEIA DE SUPRIMENTO: INTEGRAÇÃO ATRAVÉSDE INVESTIMENTOS Decisões de Investimento estão baseados em: o Garantir um hedge natural entre petroquímica e os o Manter-se flexível e garantir acesso a matéria prima a preços ciclos do refino competitivos o Diversificar em busca de produtos com maior valor o Desenvolver liderança em custos agregado o Melhorar a competitividade BRK – Investimentos Petroquímicos i) Incorporação da holding a qual deterá 100% das ações preferenciais da Braskem ii) Petrobras fará um aporte de (R$ 2,5bi) e a Odebrecht (R$ 1 bi) iii) Incremento de capital na Braskem de uma subscrição privada (entre R$4,5 e R$ 5 bi) iv) Aquisição pela Braskem das ações da Quattor detidas pela Unipar v) Aquisição pela Braskem de 100% das ações da Unipar Comercial e 33% das ações em polibutenos vi) Fusão pela Braskem das ações da Petrobras na Quattor vii) Tender para a venda indireta das ações ordinárias na Quattor Petroquímica SA 65
  • 66. COMPERJ: CONTRIBUINDO PARA A AGREGAÇÃO DEVALOR Comperj : o Expandir o mercado petroquímico doméstico o Capturar sinergias da infraestrutura existente o Utilizar petróleo Marlin como matéria prima o Melhorar o equilíbrio na cadeia de derivados de petróleo Produtos Básicos Abastecimento Producão Produto (kta) Produção Diesel 535 Produto (kta) Combustíveis Nafta 284 Polipropileno 850 Coque 700 Polietileno 800 Etileno 1,300 Estireno 500 Propileno 881 Etileno glicol 600 PetroquÍmicos Benzeno 608 Butadieno 157 PTA 500 p-Xileno 700 PET 600 Enxofre 45 66
  • 67. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLE BIOCOMBUSTÍVEL SOLID GROWTH STRATEGYRESULTS AND STRONG PORTFOLIO TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 67
  • 68. METAS E INVESTIMENTOS DE BIOCOMBUSTÍVEIS 2010-2014Continuação da expansão e integração com produtos derivados de petróleoEstratégiaAgir globalmente, na produção de biocombustíveis, com participação relevante nos negócios de biodiesel e etanol Capacidade de Etanol Production Exportação de Etanol Produção de Biodiesel no Brasil 2.600 % 747 1,055 +47 5% +13 Thous. m³/year 3 % 507 +19 449 886 2010 2014 2010 2014 2010 2014 ETANOL BIO DIESEL INVESTMENTOS 2010-2014: US$ 3.5 Bilhões 0,7Etanol Aquisição e contrato com Guarani, 4º maior processador de cana-de-açúcar no 0,4país, e a usina São Martinho  aumento da participação da Petrobras na indústria 2,0do etanol no Brasil e bioenergia; focar em investimentos no desenvolvimento deuma nova geração de biocombustíveis e de cogeração 0,4 Etanol Biodiesel R&D Logística 68
  • 69. EVOLUÇÃO DOS INVESTIMENTOS LOGÍSTICA DO ETANOL Senador Canedo 1 Multi-produto gasoduto Existente 2 Alcoolduto Estudo concluído 3 Alcoolduto Em estudo 4 Barcaças Estudo concluído Uberaba Presidente 3 MG Epitácio Ribeirão Preto MS Araçatuba 4 2 REDUC SP RJ REPLAN Anhembi Taubaté 1 Ilha - Para a exportação e demanda interna REVAP D’ água - Investimento em etapas: US$ 3 Bi (em parceria) São Sebastião PR - Capacidade: 20 Milhões m³/ano em 2020 69
  • 70. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLE GÁS E ENERGIA SOLID GROWTH STRATEGYRESULTS AND STRONG PORTFOLIO TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 70
  • 71. INSTALAÇÃO DE INFRAESTRUTURA PARA TRANSPORTE E PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL NO BRASIL Investimentos Totais em Gás e • 5º maior país do mundo em área total (8,5 MM km²) Energia: US$ 17,8 bilhões • Mais de 9.000 km de costa 15% GNL 30% Energia Elétrica 23% Plantas de Gás Gasodutos 32% • Infra-estrutura completa de transporte e processamento de gás natural • Consolidação de Investimentos em geração de energia • Investimentos na cadeia de GNL para escoamento do Gasoduto GN gás do Pré-Sal Fertilizantes • Aumento da flexibilidade com a conversão de gás Termoelétricas natural em fertilizantes Terminais de GNL 71
  • 72. MERCADO DE GN, FERTILIZANTES E ENERGIA ELÉTRICACrescimento na demanda de GN, consolidação da capacidade termoelétrica Demanda de Gás Natural 130* 32 Milhões m3/dia 4 41 46 14,4 2,0 53 24,3 5,3 2009 2014 Geração Elétrica Industrial Fertilizantes Outros Usos * 2014 – A geração termoelétrica se refere ao despacho pleno e simultâneo das UTEs Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica (MW) 7.227 +9% 7.892 365 137 5.997 6.437 1.093 1.090 2010 2014 Internacional Termoelétrica e Co-Geração Fontes Renováveis 72
  • 73. GÁS NATURAL BASE DE FERTILIZANTESFábricas de fertilizantes para aproveitar o gás disponível e infra-estrutura UFN IV UFN III (sep/14) (dez/15) Ammonia: Uréia 763. Modelo eletrônico da planta de amônia e uréia 8. ton/ano Uréia: ton/ano 1.210 th. ton/ano 2,911 Planta Amônia (Dez/14) 2,104 519. ton/ano +160% Mil. ton/year 1,374 1,118 1,076 844 807 274 298 2010 2014 2015 Amônia Uréia • Gerenciar a demanda total de gás através da transformação do gás natural em fertilizantes necessários para a agricultura brasileira (demanda que substitua a que é atualmente importado). • Em 2009, importação Brasil : • 2.1 milhões de toneladas de uréia, 65% da demanda interna total; • 424 mil toneladas de metanol, 65% da demanda interna total; • 320 mil toneladas de amônia, 687% da demanda doméstica total. As novas unidades de fertilizantes permitirá aumento de uréia, metanol e produção de amônia, atendendo a demanda interna. 73
  • 74. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLE SOLIDRESULTS GROWTH STRATEGY AND STRONG PORTFOLIO INTERNACIONAL TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 74
  • 75. 2009 ‐ Brasil 2009 ‐ Brasil‐ Produção:  ‐ Produção:  • Petróleo e LNG: 1.971 mil. bpd• Petróleo e LNG: 1.971 mil. bpd• Gás Natural: 317 mil. bpd • Gás Natural: 317 mil. bpd • Derivados: 1.823 mil. bpd• Derivados: 1.823 mil. bpd‐ Reservas Provadas: 14,2 milhão‐ Reservas Provadas: 14,2 milhãoboe (SPE Criteria)boe (SPE Criteria)‐ Quota do mercado de distribuição: ‐ Quota do mercado de distribuição: 38.6% 38.6% ‐ Exportação de Etanol : 362.000 m³‐ Exportação de Etanol : 362.000 m³ 75 75
  • 76. ESTRATÉGIA DA ÁREA INTERNACIONALRedução de investimentos, com foco em E&P PRODUÇÃO INTERNACIONAL DE ÓLEO E GÁS PRODUÇ GÁo Aumento de produção dos campos PN 2010 - 2014 existentes e produção estável no longo Mil bpd prazo 800 632o Redução dos investimentos e da produção 600 META internacional refletem as melhores PN 2009-2013 400 323 oportunidades no Brasil 239 304 128 120 - 49% 200 93 146 176 203 0 2010 2014 2020 INVESTIMENTOS 2010-2014: 2010- US$ 11,5 bi Óleo e LGN Gás Natural BP 2009-2013 Target DISTRIBUIÇÃO 221  CORPORATIVO 2% 123  G&E 1% 186  RTCP 615  o Foco no desenvolvimento da produção: Golfo do México, Costa 2% 5% Oeste da África e América Latina o Foco na exploração - Projeto Atlântico – Costa Oeste da África alinhado ao E&P nacional E&P o Menor ênfase aos investimentos em refino 10.330  90% o Menor ênfase no segmento de GNL, de forma alinhada às diretrizes do G&E nacional 76
  • 77. CASCADE – DESENVOLVIMENTO DE CHINOOK PRIMEIRO ÓLEO EM 2010 Shuttle Tanker FPSO Campos em operação da Petrobras America - Águas Gas Export Profundas ~ 2500 metros (8.200 FSHR Pipeline pés). Chinook EUA aprovaram o plano da Control Umbilical Flow line Petrobras de instalar o primeiro Power Umbilical FPSO(*) no Golfo do México. Nova tecnologia que permitirá o Cascade Manifold Tree FPSO ser desconectado em caso de tempestades; a produção será aliviada através de shuttle tanker. (*) FPSO – Facilidade de flutuação, produção, armazenamento e descarregamento. A Petrobras tem uma extensa experiência no uso de FPSO com quinze unidades atualmente em operação na costa do Brasil. Fonte: Petrobras America inc 77
  • 78. INTERNACIONAL – OESTE DA AFRICA 6 blocks (1 in production) 6 blocos (1 em produção) AGBAMI Operador em 18 blocos com 30% Operator in prolific Block 18 participação (Primeiro óleo: 2010) (PB 13%, Operador: Chevron): with 30% stake (First oil: 2010) Primeiro óleo: Julho 2008 / Pico: 232.000 bpd em 2009 (total) AKPO (PB 20% - Operador: Total): Primeiro óleo: Março 09 / Pico: 175.000 bpd em 2009 (total) Participação da Petrobras em Akpo e Agbami: 64.000 bpd até o final de 2009. Reservas Provadas (SEC - 2008): 131.3 MM boe (% Petrobras) 78
  • 79. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLE SOLID GROWTH STRATEGYRESULTS AND STRONG PORTFOLIO LIDER EM TECNOLOGIA E KNOW- HOW INDUSTRIAL 79
  • 80. LONGA HISTÓRIA DE LIDERANÇA TECNOLÓGICA EOPERACIONAL EM ÁGUAS PROFUNDAS 1977 Enchova 410ft 1988 125m Marimbá 1,610ft 491m 1994 Marlim 3,370ft 1997 2009 1,027m Marlim Sul 2003 Tupi 5,600ft Roncador 7,125ft 1,707m 6,180ft 2,172m 1,884m Produção em Águas Profundas 2009¹ Instalações de Produção Offshore Petrobras 45 Anadarko Other Shell 15 3% 10% PBR 20% StatoilHydro 15 BG ExxonMobil 13 4% BP 12 Total Chevron 12 7% Anadarko 10 ExxonMobil Chevron Total 9 13% 7% CNOOC 8 ConocoPhillips 8 ENI/Agip 5 Statoil Shell 12% Others 100 12% BP 0 20 40 60 80 100 12% FPSO Semi Spar TLP Other A Petrobras opera 20% da produção global em águas profundas Fonte: PFC Energy Nota: 1. Estas 15 operadoras respondem por 98% da produção global em águas profundas em 2009. Profundidade mínima da água é de 80 1.000 pés (cerca de 300 metros)
  • 81. INVESTIMENTO EM LIDERANÇA DA TECNOLOGIA Expansão do CENPES torna um dos  maiores centros de pesquisa no mundo Parcerias da Petrobras com 120 universidades e centros de pesquisa criou uma das maiores concentrações de investigação sobre energia no mundo No Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio  de Janeiro, quatro centros de P&D para o equipamento  principal e prestadores de serviços está em construção: Investimentos da Petrobras  em SMS, TIC e P&D  • Schlumberger • FMC Technologies (2010‐14) • Baker Hughes • Usiminas US$ 11.4 Bilhões Outras  empresas  estão  agenda  para  vir  ao  Brasil  para  29% desenvolver centros tecnológicos: • Cameron 46% 1.9 •TenarisConfab 0.2 • General Electric • Vallourec & Mannesman 0.9 • Halliburton  • IBM • Weatherford • Technip • Wellstream 25% SMS TIC P&D 81
  • 82. NOVAS TECNOLOGIASPARA AUMENTAR O FATOR DERECUPERAÇÃO ESP no fundo do mar Separação Vertical anulares e (Parque dos 4D Seismic (Espadarte-Fase III) Sistema de bombeamento Temperos; ) (Marlim; Marlim Sul; (Congro; Malhado; Corvina) Bonito Albacora) VASPS CAISSON 2009 2010 2011 2012 Petróleo Árvore de Natal separação Molhada. submarina “Piggy-back” de água (Marimbá; Barracuda) (Marlim) TLWP (Papa-terra) SBMS - Subsea RWI – Raw Sistema de Injeção de água bombeamento Poço multifásico (Marlim) (Albacora) Multifracionado (Bonito) 82
  • 83. CONTEÚDO NACIONAL 2010-2014 Fornecedores brasileiros devem fornecer cerca de 70% das necessidades totais necessidades Investimentos no Brasil (US$ bilhões) Distribuição e Colocação no Conteúdo PBio (100%) Investimentos Área de Negócio Mercado nacional  100 no Brasil Nacional  (%) Gás & Energia % (82%) E&P 108,2 57,8 53%Abastecimento e 80 % Abastecimento 78,6 62,8 80%Corporativo (80%) Gás & Energia 17,6 14,4 82% 60 % E&P Distribuição 2,3 2,3 100% (53%) 40 % PBio 2,3 2,3 100% Corporativo 3,3 2,6 80% 20 % Total 212,3 142,2 67% 0% + Conteúdo Nacional US$ 46,4 bilhões de parceiros PATH Aumento da 1. Aumentar a capacidade de produtividade dos setores altamente competitivosIndústria capacidade de 2. Desenvolver a concorrência entre os setores competitivos médiosNacional abastecimento 3. Incentivo para novos operadores nacionais nacional de 4. Incentivo para a associação entre empresas nacionais e internacionais Bens e Serviços 5. Incentivo para empresas internacionais para estabelecer operações no Brasil 83
  • 84. DESAFIOS DO RH NO LONGO PRAZO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Plano de Negócios 2008 – 2012 28 Sondas 146 Barcos de Apoio Novas Plataformas de Produção Promef II Afretamento 19 Navios Refinaria Premium I Refinaria Premium II 207.643 Lacunas de Recursos 25.540 Humanos Profissionais PN 2009-13 52.862 Selecionados Profissionais Qualificados 84
  • 85. WORLD-CLASS INTEGRATED ENERGY COMPANY FOCUSED IN BRAZIL SUSTAINABLERESULTADOS GROWTH STRATEGY SÓLIDOS AND STRONG PORTFOLIO TECHNOLOGY LEADERSHIP AND INDUSTRY KNOW-HOW 85
  • 86. HISTÓRICO DO PAGAMENTO DE DIVIDENDOS Dividendos por ADR Lucro Líquido por ADR Preço por ADR (Max-Min)US$  US$  US$  75,2 58,8 2,0 4,3 53,0 3,5 2,9 3,0 0,8 0,9 26,7 23,0 0,7 21,1 17,5 14,92006 2007 2008 2009 2006 2007 2008 2009 2006 2007 2008 2009 o Lei das SAs Brasileira requer uma distribuição mínima de dividendos no valor de 25% do lucro líquido o Dividendos pagos a cada ano baseados no lucro do ano anterior o Em 2009, a Petrobras pagou dividendos relativos a 2008 bem como JCP relativo ao resultado de 2009 * Dividendos inclui o juros sobre o capital próprio (IOC) 86
  • 87. Fontes e Usos Fontes (US$ milhões) 42,832 33,823 27,886 34,213 5.993 17.912 22,408 17,825 5.222 21.077 22.664 28.220 24.920 21.338 ‐3.252 ‐9.924 2006 2007 2008 2009 9M10 * OCF Dívida Líquida Capitalização Usos (US$ milhões) 42,846 34,621 7.712 33,823 26,179 4.747 3.000 18,030 1. 551 4 16 3.860 3.144 29.874 35.134 30.823 20.768 14.470 2006 2007 2008 2009 9M10 * CAPEX Dividendos Aquisição *Considerando a taxa de câmbio média de R $ 1,78 / $ EUA 87
  • 88. CAPEX RELACIONADO A CRESCIMENTO ORGÂNICO DACOMPANHIA US$ MM 47.326 50.000 Outros 45.000 35.134 40.000 Gás e Energia 35.000 24.920 30.000 Abastecimento 25.000 14.500 E&P 20.000 15.000 10.000 5.000 - FCO 2009 Capex 2009 (1) Capex 2010 (2) Capex Manuntenção(E) (1) Em USGAAP (2) Para o cálculo do Capex da Petrobras de 2010, de R$ 88,5 Bi, utilizou-se a taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (premissa Petrobras para 2010). 88
  • 89. CONSTRUÇÃO EM ANDAMENTO:Aumento da dívida líquida relacionada com a expansão Construção e Instalações em AndamentoUS$ Milhão 70000 63.929 60000 50000 38.735 40000 30.537 30000 19.738 20000 15.865 10000 0 US$ Milhão Dívida Líquida 2005 2006 2007 2008 2009 45000 40.963 40000 35000 30000 25000 20.624 20000 14.908 15000 11.306 10000 8.650 5000 0 2005 2006 2007 2008 2009 89
  • 90. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOSInvestimentos rentáveis financiados com fluxo de caixa, dívida e capitalização Fluxo de Caixa Operacional PROJETADO (2010 – 2014) Caixa Amortização US$ 11 bi US$ 38 bi Captações (dívida + equity) US$ 96 bi Investimentos US$ 224 bi FCO (após dividendos) US$ 155 bi Fontes Usos o Plano contempla necessidade de capital de terceiros o Carteira de projetos apresenta retorno de 14%, superando o custo de capital 90
  • 91. PRINCIPAIS INDICADORES FINANCEIROS 2009-2013 VERSUS 2010-2014Estabilidade do Fluxo de Caixa com aumento dos Investimentos INDICADORES 2010-14 2009-13 Taxa de Câmbio 1,78 2,00 (R$/US$) 2010 - 76 2009 - 58 Brent anual (US$/bbl) 2011 - 78 2010 - 61 2012 - 82 2011 - 72 2013 - 82 2012 - 74 2014 - 82 2013 - 68 Investimento Projetado (US$ bilhões) 224 174 Geração Operacional após dividendos (US$ 155 149 bilhões) Captação Total Líquida (US$ bilhões) 58* 23 Alavancagem Liquida média (%) Até Até 35% 35% Preço Médio de Realização (R$ barril) 163 160 *Inclui capitalização da companhia e excluindo amortização de US$ 38 bilhões o Suposições conservadoras: Apesar de alta dos preços do petróleo assumida, preço de realização estável 91
  • 92. AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO Emissão de Títulos no Mercado de Capitais + Outros Empréstimos 6,75 2009 US$ 28,05 bilhões 6,5 30-out (Venc. 2040) Rendimento ao U S Eximbank 1,5 Investidor: 7,00% 2 Outros(US$ bilhões) 30-out (Venc. 2020) Rendimento ao BNDES 2,75 2,5 Investidor: 5,875% (*) 09-jul (Venc. 2019) 13,3 1,25 Rendimento ao Investidor: 6,875% 10 China 1,5 0 11-fev (Venc. 2019) Development Rendimento ao Bank Empréstimo Ponte Emissão de Títulos Investidor: 8,125% (*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09 Em 2009, US$34,8 bilhões foram levantados com uma vida média de 10,6 anos 92
  • 93. PORTFOLIO DA DÍVIDA:A carteira de dívida muito diversificada 0,2% 2,3% FONTES DE FINANCIAMENTO 22,5% (US$bn) Oct-10** Dez-09 Dez-08 Empréstimos com 19,6 13,1 6,9 75,0% Bancos Comerciais Bonds Internacionais 12,5 12,4 5,7 Bonds Local 1,9 1,8 1,6 US$ R$ JPY Outros ECA’s 1,4 1,2 1,4 Project Finance 2,5 2,9 4,5 BNDES* 18,9 18,0 2,9 Outros 0,7 0,7 1,0 44,2% BB/CEF 7,2 5,4 3,4 55,8% Empréstimos Total 64,7 55,5 27,4 % Mercado de Capitais 22% 26% 27% Fixo Flutuante * Incluindo projeto financeiro 93 **Baseado nos resultados em BRGAAP do 3T10
  • 94. OFERTA PÚBLICA DE RECONCILIAÇÃO R$ 120.2 Bilhões: Oferta Pública R$ 115.1 Bilhões: 3T10 R$ 67.8 Bilhões: LFTs R$ 67.8 B: LFTs R$ 74.8 Bilhões para adquirir direitosGreenShoe R$ 47.2 Bilhões: Dinheiro R$ 7.0 Billion: Cash a 5 bilhões de barris R$ 29.5 Bilhões: Dinheiro R$ 45,5 Bilhões R$ 10.7 Bilhões: LFTs* Retidas como caixa e equivalentes R$ 5.2 Bilhões: 4T10 Dinheiro Antes da Oferta Pública Após a Oferta Pública R$ Bilhões 30/06/2010 30/06/2010 Caixa e Equivalentes de Caixa (Ajustado pela LFT) 24.2 58.0 Dívida Líquida 94.2 57.1 Dívida Líquida / Capitalização Líquida 34% 16% Dívida Líquida/Ebitda 1.52X 0.94X *Títulos públicos com vencimento superior a 90 dias. 94
  • 95. ESTRUTURA DE CAPITAL E PRINCIPAIS MÉTRICAS 1H Em US$ Milhões 2009 2008 2007 Caixa e Caixa Equivalente 16.169 6.499 6.987 EndividamentoTotal 57.132 27.123 21.895 Endividamento Líquido 40.963 20.624 14.908 PL 94.058 61.909 65.179 End. Líquido / Capitalização Líquida 30% 25% 19% End. Líquido/ Valor de Mercado 21% 22% 6% End. Líquido / Produção Boe (US$/boe)* 22,4 23,5 17,8 End. Líquido / Reservas Provadas (US$/boe) 2,76 1,37 1,0 Reservas/Produção (Anos, Critério SPE)* 16,12 17,22 17,98 2009 2008 2007 Lucro Líquido 15.504 18.879 13.138 EBITDA 28.982 31.083 25.604 Dívida Líquida/EBITDA* 0,71 0,66 0,58 95
  • 96. IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010 Investimentos 2009 25% Plano Anual de Negócios 2010 R$ 70,8 bilhões R$ 88,5 bilhões 0.6 0.9 3.8 2.6 6.2 6.8 E&P Abastecimento 8.1 10.5 31.6 Gas e Energia 36.7 Internacional 17.4 Distribuição 34.0 Outros 16,6 (2,4) (0,7) (0,9) 88,5 5,1 (R$ bilhões) 70,8 CAPEX 2009 E&P Abastecimento G&E Internacional Distribuição, CAPEX 2010 Biocombustíveis e Corporativo 96 96
  • 97. Informação:Relações com Investidores+55 21 3224-1510petroinvest@petrobras.com.br 97 97