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Visao geral petrobras_setembro_2011

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  • 1. VISÃO DA PETROBRAS Setembro, 2011 1
  • 2. Aviso AVISO AOS INVESTIDORES NORTE-AMERICANOS: As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas A SEC somente permite que as companhias de óleo expectativas dos administradores da Companhia. Os e gás incluam em seus relatórios arquivados termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", reservas provadas que a Companhia tenha "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem comprovado por produção ou testes de formação como outros termos similares, visam a identificar tais conclusivos que sejam viáveis econômica e previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou legalmente nas condições econômicas e incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos resultados futuros das operações da Companhia podem nesta apresentação, tais como descobertas, que as diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A relatórios arquivados. Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2011 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. HISTÓRIA DA PETROBRASUma companhia de petróleo de capital aberto e com grau de investimento Criada em 1953 a Companhia tinha o Governo brasileiro (direta e monopólio de todas as atividades indiretamente), é proprietário de 48% da envolvendo hidrocarbonetos no Brasil. Com Petrobras, e mantém o controle com 64% baixo índice de reservas, produção e refino. do capital votante. Uma história natural de operação com Estrutura financeira independente, com crescimento auto-financiado. A transição de grau de investimento em moeda uma refinaria de petróleo bruto importado estrangeira acima do índice esperado. para a auto-suficiência integrada. Fim do monopólio e abertura do setor de Listagem do registo NYSE e na SEC em petróleo para os participantes 2000. Divulgação trimestral integral em internacionais. Estatuto da Petrobras de IFRS e U.S.GAAP. Valor de mercado no operador, sem posição privilegiada. final do ano de 2010 de USD 237 bilhões.Emenda na Primeiro Petrobras é Desregula- Conquistou O valor de Brasil se 2MM bpd Novo MarcoConstituição leilão de listada na mentação grau de mercado tornou auto Descoberta do Regulatório.Brasileira áreas NYSE investimento ultrapassou suficiente Pré-Sal deTupi Pré-Sal e exploratórias US$ 100 em petróleo Áreas no Brasil bilhões EstratégicasNov 1995 Jun 1999 Ago 2000 Jan 2002 Out 2005 2006 Abr 2006 2007 Ago 2009 3
  • 4. CAPITAL SOCIALDistribuição uniforme entre governo e acionistas (brasileiros e estrangeiros) Acionistas Estrangeiros 21% Não-Votantes 30% 32% 36% 39% Votantes 45% 18% 25% 20% Acionistas 23% 21% Brasileiros (não- governamentais) Não-Votantes 55% 61% 48% Votantes 45% 41% 40% Governo Brasileiro* Não-Votantes Out/1992 Jul/2000 Depois Oferta Depois Oferta Dez/2009 Dez2010 Votantes Ago/00 Jul/01 o O Governo brasileiro, por lei, deve manter o controle. Exerce com 64% das ações votantes. o Das ADRs, a Petrobras é a mais negociada na NYSE em três anos, e entre todas as ações, a 8ª mais negociada. Na Bovespa, as ações da Petrobras são as mais negociadas, por ações.*Inclui: União, BNDES, BNDESPAR, Fundo Soberano, Caixa Econômica 4
  • 5. SEIS PRINCIPAIS SEGMENTOSTotalmente integrada em toda a cadeia de hidrocarbonetos EBITDA Ajustado US$ 32,6 bilhões1 (2010) 2010 Reservas Provadas (SPE) RTC 15,986 bilhões boe 10% G&E Águas Rasas 4% (0-300m) Distribuição Águas Profundas 9% 3% (300-1.500m) 50% Internacional 6%’’ Em terra 9% E&P $19,255 77% Águas Ultra Profundas (>1,500m) 32% Nossos principais segmentos: Importantes Estatísticas e Posições no Mercado (2010) Exploração e RTC (incl. Bio- Distribuição Gás e Energia Internacional Produção Petroquímica) Combustíveis• 15,3 bi boe de 1P (SEC) • 12 refinarias • 7.306 estações de •9.239 km de gasodutos • 25 países • 3 novas Usínas de• 2,3 mm boed de prod. • 2,0 milhões bpd de serviço •Participação em 20 das • 0.7 Bn boe of 1P(SEC) Biodiesel• 98,5% da produção capacidade de refino •38,8% de participação 27 distribuidoras de gás • 245 mil. boed de • Etanol: Abertura debrasileira • 11,2 milhões de ton no volume distribuído no Brasil produção novos mercados• 20% da produção global por ano de capacidade •5.943 MW de • 281 mil. bbl/d • Responsável por 10%de águas profundas e nominal de capacidade de geração capacidade de refino das exportaçõesultraprofundas processamento de brasileiras de etanol •Petroquímica, materiais(2) atividades de Gás & EnergiaNotas: (1) Inclui Eliminação Corporativa e, (2) Através de Braskem e Quattor 5
  • 6. ESTRUTURA DE NEGÓCIOSAtuação integrada, equilibrada e dominante no Brasil Exploração & Produção • Foco na produção em águas profundas e ultra-profundas. • Blocos concedidos e acesso a reservas garantem economias de escala. • Nova fronteira exploratória, próxima a operações existentes. Abastecimento • Posição dominante em um mercado em expansão e afastado de outros centros de refino. • Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda. Gás & Energia • Infraestrutura já instalada para escoamento do gás. • Total flexibilidade nas operações. Biocombustíveis • Elevada Produtividade do etanol brasileiro • Disponibilidade de área agricultável • Grande mercado consumidor 6
  • 7. COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIALEntre as líderes Petrolíferas internacionais 2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d) 2010 Reservas Provadas – SEC (bi boe) 4.4 24,8 3.8 3.3 2.8 17,8 2.6 2.4 2.1 14,2 12,7 1.8 10,7 10,6 8,3 6,8 5,4 0.6 XOM BP RDS CVX BR TOT COP ENI BG XOM BP RDS BR TOT CVX COP ENI STL Oil Gas Oil Gas 6,3 2010 Capacidade de Refino (mm boe/d) Valor de Mercado (US$ bi) – 28 de Agosto, 2011 341 3,9 201 187 2,7 2,7 2,6 169 2,3 2,2 121 110 87 76 72 0,7 0,3 XOM RDS * BP COP TOT BR CVX * ENI * STL* XOM RDS CVX PBR BP TOT COP ENI STL Origem: Evaluate Energy e Bloomberg Notas: empresas selecionados acima tem a maioria do capital negociado no mercado público; * 2009 7
  • 8. LIDERANÇA EM ÁGUAS PROFUNDASUma história de desenvolvimento em tecnologia e know-how em águas brasileiras 1977 Enchova 410ft 1988 125m Marimbá 1,610ft 491m 1994 Marlim 3,370ft 1997 2009 1,027m Marlim Sul 2003 Lula 5,600ft Roncador 7,125ft 1,707m 6,180ft 2,172m 1,884m Produção em Águas Profundas Instalações de Produção Offshore 2010¹ Petrobras 45 Shell 15 StatoilHydro 15 ExxonMobil 13 BP 12 Chevron 12 Anadarko 10 Total 9 CNOOC 8 ConocoPhillips 8 ENI/Agip 5 Others 100 0 20 40 60 80 100 FPSO Semi Spar TLP OtherFonte: PFC Energy Nota: (1) Estas operadoras respondem por 98% da produção global em águas profundas em 2010. Profundidade mínima de 1.000 pés (cerca de 300 metros) 8
  • 9. DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO Demanda global crescente DEMANDA GLOBAL POR LÍQUIDOS (MM bpd)110 110 Projetos em Projetos em100 desenvolvimento 100 desenvolvimento e novas descobertas 90 90 OPEP 80 Declínio na 80 Declínio na produção produção Não OPEP 70 do projeto 70 do projeto 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 2000 2005 2010 2015 2020 2000 2005 2010 2015 2020 • Capacidade adicional requerida em 2020: 38 MMbpd de incorporação de novas descobertas • Fontes alternativas de energia • Crescimento da eficiência energética Source: WoodMackenzie 9
  • 10. BRASIL NA LIDERANÇA DAS DESCOBERTAS RECENTESDescobertas em águas profundas no Brasil representam 1/3 das descobertas nomundo nos últimos 5 anos Novas Descobertas 2005-2010 (33.989 milhões bbl) Descobertas em Águas Profundas Brasil 38% 62% Outros • Nos últimos 5 anos mais de 50% das novas descobertas (no mundo) foram em águas profundas; • Desenvolvimento dessas reservas demandará capacidade adicional da cadeia de fornecedores; • Expansão da cadeia de óleo e gás no Brasil em linha com essa perspectiva. Expectativa de dobrar as reservas provadas até 2020, mantendo o custo da descoberta @ US$ 2/boe Fonte: PFC Energy 10
  • 11. RESERVAS EM ÁGUAS ULTRA-PROFUNDAS PODEM SER DESENVOLVIDAS AUM CUSTO RELATIVAMENTE 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) Ártico CO₂ - EOR 60 EOR Óleo pesado e 40 Betume Outro 20 Produzido MENA Óleos Convencionais Preço máximo de ‘break even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bilhões bbls) Source: IEA – Outlook 2008 11
  • 12. PRODUÇÃOPetrobras pode mais que duplicar sua produção na próxima década 6.418 142 246 1.120 3.993 125 180 + 35 Sistemas 2.575 2.772 618 2.386 2.516 + 10 Projetos Pós-sal 93 96 99 96 141 + 8 Projetos Pré-sal 4.910 132 144 435 111 317 334Mil boe/dia 321 + 1 Projeto Cessão Onerosa 845 845 3.070 Cessão Onerosa Capacidade Adicionada 13 13 1.855 1.971 2.004 2.100 Óleo: 2.300 mil bpd 1.148 1.148 543 Pré-Sal 543 2008 2009 2010 2011 2015 2020 Produção de Petróleo - Brasil Produção de Gás - Brasil Produção Petróleo - Internacional Produção de Gás - Internacional • Pré-sal e Cessão Onerosa representarão 69% da produção adicional até 2020; • A participação do Pré-sal na produção de petróleo da Petrobras no país passará dos atuais 2% em 2011 para 18% em 2015 e para 40,5% em 2020. Nota: Não inclui produção internacional não consolidada. 12
  • 13. CONSUMO MUNDIAL DE PETRÓLEOBrasil é o sétimo maior consumidor de petróleo Consumo total de petróleo no mundo* – 2010 (MM bpd) Acima de 3 MM Entre 2-3 MM bpd Abaixo de 2 MM 19,15 bpd bpd 9.1  Consumo de petróleo no Brasil 4.5 cresce 2,1% ao ano; 3.3 3.2 2.8 2.6 2.4 2.4 2.3 2.0 1.8 1.7 1.6 Coreia do Irã India Russia França Canada Saudita Alemanha Japão Mexico Reino Unido EUA Brasil China Arabia Sul Consumo total de petróleo (índice) 230* Incluindo Etanol e Biodisel Brasil 210 EUA 190 Mundo OCDE 170 India  Consumo de petróleo na OCDE 150 China decresce a 0,04% ao ano 130 110 90 1999 2001 2003 2005 2007 2009Fonte: BP Statistical Review 2011 1313
  • 14. REFINO GLOBALRegiões com crescimento acelerado, como o Brasil, continuam investindo em refino 3.204 Aumento da Capacidade de Refino (2011-2016) 1.997 Mil bpd 1.755 736 703 437 153 Ásia Oriente Médio América do Norte América Latina Europa Ex-USSR África Expansão Novas Refinarias • Pequenas refinarias e com baixa complexidade estão sendo fechadas nos mercados estagnados • Novas refinarias de larga escala e alta complexidade, adaptadas a processar petróleo pesado em mercados crescentes Fonte: Pira, Petrobras, 2011 14
  • 15. POSIÇÃO DOMINANTE NO MERCADO BRASILEIROOperando como uma empresa integrada de petróleo Operações do Upstream Operações do Downstream Gasodutos existentes Refineries Petrobras Terminal Marítimo Outras Companhias Terminal em Terra Crescimento do Fluxos de caixa Posição Dominante Sinergias Logísticas Mercado estáveis • Liderança em todos os • Forte demanda em um dos • Principais bacias produtoras • Fluxos de caixa segmentos da cadeia de mais rápidos crescimentos e refinarias no sudeste diversificado com diversos valor dos mercados globais brasileiro, próximo dos drivers de crescimento. • Posição de mercado • Atraentes oportunidades de estados com maio PIB • Redução da volatilidade garante economias de mercado interno para • Logística de infra-estrutura dos fluxos de caixa devido à escala e de modelo de Extratação, Absatecimento totalmente desenvolvida capacidade de suavizar as negócio eficiente e os demais segmentos de flutuações dos preços no energia mercado interno 15
  • 16. Plano de Investimento 2011-15 Análise de Financiabilidade do Plano 16
  • 17. INVESTIMENTOS 2011-2015Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P PN 2010-14 PN 2011-15 1% 2% US$ 224 bilhões 1% US$ 224,7 bilhões 2% 7% 1% 2% 1% 2% 1% 2% 2% 1% 2,4 2,9 6% 2,4 2,3 8% 4,2 4,24,1 3,5 14,73,2 17,8 2,4 14,7 3,2 13,2 3,1 5,1 4,13,8 4,1 118,8 65,5 70,6 (*) 53% 65,5 127,5 31% 73,6 56% 31% 57% 33% E&P (*) US$ 22,8 bi em Exploração RTC E&P RTC Gás,Energia & Gás Química Petroquímica • 5% dos investimentos serão realizados no Gás,Energia & Gás Química Petroquímica Distribuição exterior, sendo 87% em E&P Biocombustíveis Distribuição Biocombustíveis Corporativo Corporativo • Nota: SMES (US$ 4,2 bi), TIC (US$ 2,7 bi), Tecnologia (US$ 4,6 bi), Logística (US$ 17,4 bi) e Manutenção e Infraestrutura (US$ 20,6 bi) 17
  • 18. INVESTIMENTO PN 2011-15 VS. PN 2010-14Valores em US$ bilhões PN 2010-14 PN 2011-15 (R$ 419,7 bilhões) (R$ 388,9 bilhões) US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões 0,3% Retirados 10,8 Novos -9,7% 32,1 90,6 82,9 37% 40% Mantidos 213,2 Mantidos 192,6 141,1 Alterações em: 134,1 63% Taxa de Câmbio 8,6 60% Orçamento 1,5 Cronograma (23,7) Modelo de Negócio (0,6) Escopo (6,4) Total em Moeda Estrangeira Total em Moeda Nacional 18
  • 19. PREÇO DO PETRÓLEOPremissas de preço de petróleo dentro das expectativas do mercado US$/bbl 95 Cenários Petrobras 80 Previsões consultadas 2011-2012: Bancos (Fonte: Bloomberg) Previsões consultadas 2013-2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA 19
  • 20. RENTABILIDADENovos projetos de E&P tem taxa de retorno atraente 45,0% 40,0% Principais Premissas: 35,0% • FPSOs de 150 mil bpd 30,0% • Produção de 500 mm BOE 25,0% • Ramp-up em linha com indústria • Taxa de declínio histórica 20,0% • Valor do Óleo = 95% Brent 15,0% • Não inclui custos exploratórios e 10,0% de aquisição 5,0% 0,0% 60 70 80 90 100 110 US$/bbl Caso 1 – Capex US$ 12/boe / Opex US$ 5/boe (cenário esperado) Caso 2 – Capex US$ 15/boe / Opex US$ 7/boe Caso 3 - Capex US$ 12/boe / Opex US$ 5/boe sem Participação Especial (ex: cessão onerosa)• O gráfico ilustra a economicidade de um desenvolvimento de produção padrão no Brasil, usando premissasbaseadas em experiências anteriores 20
  • 21. VARIÁVEISPrincipais variáveis que impactam o fluxo de caixa e a financiabilidade Premissas Não realizar nova Capitalização Manter classificação de grau de investimento Principais variáveis para Geração de Caixa e Nível de Investimento • Preço do petróleo • Taxa de Câmbio • Crescimento do Mercado Brasileiro • Preço Médio de Realização (PMR) - Brasil – Paridade Internacional – Margens internacionais por produto • Exportação e importação de petróleo e derivados • Programa de Investimento • Desinvestimentos e reestruturações de negócios • Captações de recursos de terceiros 21
  • 22. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOSDesinvestimentos e fontes tradicionais de financiamento adequadas para o Plano Cenário A Cenário B US$ 256,1 US$ 256,1 US$ 255,6 US$ 255,6 Principais premissas 13,6 13,6 31,4 30,9 Cenário A 26,1 26,1 Cenário B Taxa de câmbio 1,73 1,73 67,0 (R$/US$) 91,4 2011 – 110 2011 – 110 2012 – 80 2012 – 95 224,7 224,7 Brent (US$/bbl) 2013– 80 2013– 95 2014 – 80 2014 – 95 148,9 125,0 2015 – 80 2015 – 95 Alavancagem 29% 26% (Média) Dívida Líquida/ 1,9 1,5 Fontes Usos Fontes Usos Ebitda (Média) PMR (R$/bbl) 158 177 Desinvestimento e Reestruturações Amortização Dívida Caixa Investimentos Recursos de Terceiros (Dívida) • 40% do Capex em dólar em comparação com Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 37% no Plano anterior 22
  • 23. CAPEX E FLUXO DE CAIXAFluxo de Caixa suporta manutenção mais crescimento Premissas para Manutenção Capacidades Existentes: • $12 por barril para substituir 830MM BBL´s de produção • $1,5 bi - Exploração • $1,5 bi - Manutenção de Refinaria • $1,5 bi - Manutenção de Gás & Energia • $1,5 bi - Outras Manutenções US$ MM 50.000 45,078 45,897 45.000 35,134 40.000 35.000 33,447 30.000 25.000 20.000 16,000 15.000 10.000 5.000 - OCF 2010 Capex 2009 Capex 2010 Capex 2011* Manutenção Capex (Est.) E&P Downstream Gás & Energia Outros * Últimos 12 meses, considerando 30/06/11 23
  • 24. EBITDACrescimento e estabilidade na geração de fluxo de caixa EBITDA Ajustado (US$ bi) Composição EBITDA Ajustado por Segmento (US$ bi)* 34,9 32,5 2,4 31,1 1,3 29,0 2,4 0,8 0,2 2,2 1,4 1,3 1,7 1,1 1,1 4,2 0,9 11 41,0 35,4 30,5 19,3 -1,6 2008 2009 2010 2011* -0,2 2008 2009 2010 2011* E&P Abast G&E Distribuição InternacionalNota: (*) Calculado pelas taxas médias de câmbio e considerando os últimos 12 meses até 30/06/11 24
  • 25. ALAVANCAGEM E LIQUIDEZSolidez do balanço patrimonial com alta liquidez R$ Bilhões 30/06/11 31/12/10 Endividamento de Curto Prazo 16,7 15,7 Endividamento de Longo Prazo 111,6 102,2 o Nível de alavancagem estável com Endividamento Total 128,3 117,9 manutenção de elevada disponibilidade Disponibilidades 34,7 30,3 em caixa. Títulos federais o Melhora da classificação de risco 25,0 25,5 (vencimento superior a 90 dias) (rating) em moeda estrangeira, de Baa1 Disponibilidades ajustadas 59,7 55,8 para A3 (Agência Moody´s). Endividamento Líquido 68,8 62,1 Dívida líquida/Ebitda 1,07X 1,03X US$ Bilhões 30/06/11 31/12/10 Endividamento Líquido 44,1 37,3 25
  • 26. Exploração & Produção 26
  • 27. ESTRATÉGIADesenvolvimento das reservas de forma sustentável Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores produtoras de petróleo do mundo.Destaques do Plano de Negócios 2011-15:• 65% do Capex destinado ao desenvolvimento da produção• Instalação de 19 grandes projetos, com adição de 2,3 milhões bpd de capacidade• Perfuração de mais de 1.000 poços offshore, sendo cerca de 40% exploratórios e 60% para desenvolvimento da produção• Em 2020, a produção do pré-sal corresponderá a 40,5% da produção de óleo no Brasil 27
  • 28. INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL– PN 2011-15 Exploração Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi 26% Pré-Sal Pré-Sal Pós-Sal US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões 68% Outras áreas 6% Cessão Onerosa 17% 18% Infraestrutura Exploração Desenvolvimento da Produção 65% Pré-Sal Desenvolvimento da Outras áreas 37% Produção 48% 15% Cessão • Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração; Onerosa • Serão investidos entre 2011-15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da Cessão Onerosa; • No PN 2010-14 o investimento previsto para o Pré-Sal era de US$ 33 bilhões no período 2010-14 28
  • 29. REGIÃO DO PRÉ-SAL • Área Total: 149.000 km2 • Área Concedida: 41.772 km2 (28%) • Área Não Concedida: 107.228 km² (72%) • Área com participação da Petrobras: 35.739 km2 (24%) 29
  • 30. RESERVAS E VOLUME RECUPERÁVELGrandes saltos de aumento da reserva com descoberta de reservas mais profundas Reservas Provadas – Critério SPEMilhões Crescimento boe Onshore Águas rasas Águas profundas e ultra-profundas Potencial30.00025.00020.000 Pré-sal: Lula e 15,28 bi boe Cernambi Parque das Baleias,15.000 Mexilhão Roncador10.000 Marlim 5.000 Namorado Guaricema Garoupa Carmópolis 0 Volume Recuperável: Lula/Cernambi, Iara, Guará e Parque das Baleias, entre 8,1 e 9,6 bilhões de boe Cessão Onerosa: 5 bilhões de boe Reservas Provadas + Volume Recuperável + Cessão Onerosa = 28 a 30 bilhões de boe 30
  • 31. PERFIL DAS RESERVAS PROVADAS Reservas Provadas a partir de dez/2010 (SPE / ANP) (15,28 bilhões de boe) Óleo + Condensado 84% < 22º API (pesado) 22 – 31 º API (intermediário) 45% 11% 5% 34% Gás associado 15% 6% Gás não-associado Gas > 31 º API (leve) Reservas Provadas 39% 61% Reservas Provadas não desenvolvidas Desenvolvidas 31
  • 32. PRODUÇÃOLongo histórico de implantação de projetos offshore no Brasil 2.004 2000 Águas Profundas 1600 Águas Rasas Terra 1.271 1200 1.601 Mil bpd 653 749 800 42 400 400 292 187 189 75 211 230 214 0 112 1980 1990 2000 2010 • 123 unidades offshore (45 flutuantes e 78 fixas) • 25 novas unidades instaladas nos últimos 5 anos P-56 FPSO Cidade de Angra dos Reis P-57 FPSO Cidade de Santos 32
  • 33. PRINCIPAIS PROJETOSGrandes projetos sustentam o aumento da produção Projetos de GNA Projetos do Pré-sal e da Cessão Onerosa Lula Piloto FPSO BW Cidade Juruá GNA Projetos do Pós-sal  Angra dos Reis 100.000 bpd Lula NE TLDs (Teste de longa duração) FPSO Cidade de Paraty Franco 1 Cachalote e Mexilhão Cessão Onerosa  Baleia Franca Jaqueta Guará Piloto 2 120.000 bpd FPSO  FPSO Capixaba GNA FPSO Cidade de 150.000 bpd 100.000 bpd São Paulo Parque das Baleias Guará (Norte) Tambaú 120.000 bpd FPSO FPSO P-67 FPSO P-58 Uruguá FPSO Cidade de Mil 180.000 bpd 150.000 bpd Replicante 2  FPSO Cidade de Santos 150.000 bpd  Baleia Azul bpd Santos 35.000 bpd GNA FPSO Cidade de Cernambi Sul BMS-9 ou 11 Anchieta Papa-Terra FPSO Marlim Sul 100.000 bpd TLWP P-61 & 150.000 bpd 3.070 Módulo 3 (Reaproveita- FPSO P-63 3000 Jubarte SS P-56 mento FPSO 150.000 bpd  FPSO P-57 100.000 bpd Espadarte) 180.000 bpd FPSO P-66 2500 2.100 Replicante 1 2.004 Baleia Azul 150.000 bpd  Roncador Pós-sal BMS-9 ou 11 2000 Módulo 3 Roncador FPSO TLDs Lula NE e Módulo 4 60.000 bpd Maromba SS P-55 Tiro Piloto Cernambi FPSO P-62 FPSO 180.000 bpd 1500 SS-11 FPSO BW Cidade 180.000 bpd 100.000 bpd  Atlantic Zephir São Vicente Siri 30.000 bpd Tiro/Sidon 30.000 bpd Aruanã Jaqueta e FPSO 1000 FPSO Cidade de Itajaí FPSO 50.000 bpd ESP/Marimbá FPSO 100.000 bpd TLD Guará TLD Carioca 80.000 bpd 40.000 bpd 500 FPSO Dynamic FPSO Dynamic  Producer Producer 4 TLDs 3 TLDs 5 TLDs 5 TLDs 30.000 bpd 30.000 bpd no Pré-sal no Pré-sal no Pré-sal no Pré-sal 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 33
  • 34. P-34 P-57 Unidades InstaladasUnidades instaladas na Bacia de Campos desde 2004 FPSO Espírito Santo 2004 P-43 – 150.000 bpd (Barracuda) 2010 FPSO Marlim Sul– 100.000 bpd (Marlim Sul) 2005 P-48 – 150.000 bpd (Caratinga) FPSO Frade P-54 2006 P-50 – 180.000 bpd (Albacora Leste) P-52 P-34 – 60.000 bpd (Jubarte) P-50 2007 P-52 – 180.000 bpd (Roncador) FPSO Cid. Niteroi P-54 – 180.000 bpd (Roncador) FPSO Espadarte – 100.000 bpd (Espadarte) P-43 P-53 2008 P-53 – 180.000 bpd (Marlim Leste) P-48 FPSO Marlim Sul P-51 2009 FPSO Espadarte P-51 – 180.000 bpd (Marlim Sul) FPSO Frade – 100.000 bpd (Frade) FPSO Cid. Niteroi – 100.000 bpd (Marlim Leste) FPSO Espírito Santo – 100.000 bpd (Parque das Baleias) 2010 P-57 – 180.000 bpd (Jubarte) 34
  • 35. P-58 Novas UnidadesNovas Unidades na Bacia FPSO FPSO Espadarte de Campos: 2011-15 2011 P-56 – 100.000 bpd (Marlim Sul) 2015 2012 P-62 P-55 – 180.000 bpd (Roncador) FPSO Espadarte – 100.000 bpd P-55 (Parque das Baleias) 2013 P-58 – 150.000 bpd (Parque das Baleias) P-61 – 150.000 bpd (Papa-Terra) P-62 – 180.000 bpd (Roncador) P-63 – 150.000 bpd (Papa-Terra) FPSO (Marimbá) – 40.000 bpd FPSO P-56 FPSO (Aruana) – 100.000 bpd 2014 FPSO FPSO (Baleia Azul) – 60.000 bpd 2015 FPSO (Maromba) – 100.000 bpd FPSO P-61 P-63 35
  • 36. SISTEMAS DE PRODUÇÃO7 novos sistemas até 2015, sendo 6 já contratados 2010 Piloto de Lula FPSO Cidade Angra dos Reis – 100.000 bpd O 1o poço de produção no Piloto de Lula atingiu 36.000 boed (28.000 bpd de óleo), sendo o poço mais produtivo da Petrobras 2013 Lula Nordeste FPSO Cidade Paraty – 120.000 bpd Piloto de Guará FPSO Cidade de São Paulo – 120.000 bpd 2014 Guará Norte FPSO – 150.000 bpd Cernambi FPSO – 150.000 bpd 2015 Lula Central Franco – Cessão Onerosa FPSO – 150.000 bpd FPSO – 150.000 bpd Lula Alto FPSO – 150.000 bpd 36
  • 37. PROJETO VARREDURADesenvolvimento tecnológico e otimização exploratória Descobertas do Pré-sal Projeto Varredura na Bacia de Campos 2009/10 (VARREDURA) • Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas: • Pós-sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe; • Pré-sal: Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe*. • Produtividade dos poços supera 20.000 bpd Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios na Bacia de Campos em áreas de produção *Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste 37
  • 38. BACIAS DE CAMPOS E SANTOS:Produção atual e futura Bacia de Campos Bacia de Santos West East Carbonatos Carbonatos do Pré-Sal: Albiano Carbonatos do Pré-Sal Campos Supergigantes Aumento da produção de curto prazo Aumento da produção de médio e longo prazoSeção Geológica Transversal da Bacia de Santos usada para explicar o sistema petrolífero da Bacia de Santos e Campos 38
  • 39. ANÁLISE DO CUSTO-BENEFÍCIORedução de 45% nos investimentos previstos do Plansal 200% -45% Investment 150% Investimento 100% -32% 50% 100% 81% 55% 0% PLANSAL 2008 (2008-2030) PLANSAL 2009 (2008-2030) PLANSAL 2010 (2008-2030) 200% Net Presente Líquido Valor Present Value 150% 100% 152% 118% 50% 100% 0% PLANSAL 2008 (2008-2030) PLANSAL 2009 (2008-2030) PLANSAL 2010 (2008-2030) 39
  • 40. DESTAQUES DO PLANSAL DE SANTOSDe 2006 a 2010... Infraestrutura Pipeline Tupi-Mexilhão Sistemas Definitivos FPSOs/ Piloto de Lula (AR) FPSOs/EWTs Tupi (CSV) Guará (DP) W Polaris Cajun (SS76) Expedião em águas Clipper Novas Sondas (NS28) Ocean Valor (SS77) profundas (NS20)* (NS21) W Taurus (SS68) W Orion (SS78) Paul Wolf Louisiana Victoria (SS70) Stena (NS25)* W Emminence Dave Beard (SS71) (SS53) (SS51) (SS69) Goldstar (SS73) Descobertas Júpiter Pré-Sal/Parati Carioca Iara Iracema Bem-Te-Vi Franco Caramba Tupi Guará ... 2006 2007 2008 2009 2010* Sondas que não estão mais sob contrato com a Petrobras ou consórcios operados pela Cia. 40
  • 41. DESTAQUES DO PLANSAL DE SANTOS... 2011 em diante Infraestrutura ROTA 2 ROTA 3 Sistemas Definitivos FPSOs/ Replic. 1 Piloto Guará Guará Norte Replic. Replic. 2 3 Piloto Lula Cernambi NE Sul C.O. Replic. FPSOs/EWTs 1 4 Lula NE (CSV) Cernambi (CSV / 2S 2011) 4 EWTs 3 EWTs 5 EWTs 5 EWTs Novas Sondas Carioca (DP / 2S 2011) Vitoria 10000 (NS-30) 7 sondas de Sondas de perfuração a serem contratadas (inculem até Descobertas + 3 sondas perfuração 28 sondas a serem construídas no Brasil) ... 2011 2012 2013 2014 2015 2016 41
  • 42. NOVAS TECNOLOGIASMelhoraram a produção e recuperação de campos em declínio Solução Tecnológica Tecnologia Situação Atual BCS Submarino Em Operação Sistemas de Módulo de Bombeio Submarino Em Operação (Jubarte e Golfinho) Bombeamento Skid BCS (leito marinho) Protótipo em TLD ESP 23 (Out/11) submarino Bomba Multifásica Submarina BMSHA Protótipo em Barracuda (Dez/11) Separação submarina VASPS Protótipo Testado na P-08 (2011) gás-líquido Separação submarina SSAO Protótipo em Marlim (Final de 2011) água-óleo Injeção submarina de SRWI Protótipo em Albacora (Final de 2011) água do mar Transmissão e Em Qualificação Previsão de Protótipo em 2015 distribuição elétrica submarina Bombeio Elétrico Captação e Injeção de Separação Submarina VASPS Submarino em Skid Água Submarina Óleo/Água 42
  • 43. NOVOS PROJETOSMaior número de sondas permitirá a aceleração do ramp-up das novas plataformas Meses 20 Para atingir 50% capacidade 16 Para atingir 75% capacidade 12 8 Previsão 4 0 P-43 P-48 P-50 P-52 P-54 P-53 P-51 FPSO P-57 CAPIXABA 2004 2005 2006 2007 2007 2008 2009 2010 2010  A P-56 terá 1 poço produtor e 1 injetor prontos para serem conectados quando ela iniciar a produção no 3T/11 Lâmina D’água 2006 2008 2010 2011 2012 2013 Até 1.000 metros 6 11 11 Entre 1.000 e 2.000 metros 19 19 21 +2 +1 +1 Acima de 2.000 metros 2 3 15 +10 +13 +1 Entre 2007 e 2012 a Petrobras dobrará sua frota de sondas contratadas, com foco em sondas modernas, recém-construídase com capacidade para operar no Pré-sal 43
  • 44. PRODUÇÃO DE GÁS NATURALInício do Plangas e projetos do Pré-sal irão aumentar a produção Bacia Amazônica Manaus Coari Jurua Urucu Bacia de Santos UTGCA Mexilhão Urugua UGN RPBC PMLZ-1 LulaMilhões de m3 2011-15 Gás Natural não-associado 2015-20 • Mexilhão – 15MM m3/dia Gás Natural associado do Pré-sal • Uruguá-Tambaú – 10 MM m3/dia • Juruá – 2 MM m3/dia Produção de Gás Natural do Pré-sal da Bacia de Santos Gás Natural associado deve superar 20 MM m3/dia Aumento de produção na Bacia de Campos e de Santos 44
  • 45. CUSTO DE EXTRAÇÃOCustos pressionados pela alta do petróleo R$/barril US$/barril 35,00 55,14 50,66 30,48 43,91 42,72 43,47 25,58 24,50 24,67 Brent Part. Governam. Custo de ExtraçãoNo comparativo 2T11 vs. 1T11:o Maiores gastos com intervenções em poços e manutenção preventiva contribuíram para a elevação.o Maiores participações governamentais devido a elevação do preço de referência do petróleo. 45
  • 46. DISTRIBUIÇÃO DAS RECEITAS DO E&P Distribuição do preço de realização do barril de óleo doméstico $ Preço de Realização por barril % Preço de Realização 100%8070 80%6050 60%40 40%3020 20%100 0% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 9M10 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 9M10 -20% Extração Outras DGA DD&A Imp. Renda Outros Vendas Lucro Líquido R&D Custo Exploratório Participação Governamental 46
  • 47. DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX:PRÉ-SAL VS. BACIA DE CAMPOS Pré-sal DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX 27% 20% 53% Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades Projetos em águas ultra-profundas da Bacia de Campos* DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX 33,3% 33,3% Perfuração e custos adicionais de conclusão no pré-sal comparado com um projeto comum em águas 33,3% profundas na Bacia de Campos, pode ser parcial ou totalmente compensado por maior qualidade e quantidade de óleo que se espera na área do pré-sal. Arranjo Submarino Completação + Perfuração Unidades• Exemplo genérico. Considera uma média dos campos, podendo esta % variar campo a campo 47
  • 48. DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SALTodas as unidades da fase 1a em construção ou em contratação Já contratados (início de operação Já contratados (início de operação 3 FPSOs em operação em 2012 e 2013) em 2014) Fase 0 Fase 1a Fase 1b Aquisição de Informações Produção Esperada > 1 MM bbl em Aumento Significativo da Produção 2017 2008/2013 2013/2017 Após 2017 • Poços de avaliação • Piloto de Guará • Aceleração da inovação • Testes de Longa Duração • Piloto de Lula NE • Uso intensivo de novas • Piloto de Lula • Guará N tecnologias especialmente desenvolvidas para as • Cernambi S condições do Pré-sal • 8 sistemas de produção definitivos (replicantes) • 4 Unidades de Produção na Cessão Onerosa Em operação (apenas 4 Em contratação (conversão anos após a descoberta) no Estaleiro Inhaúma) Em construção (cascos sendo construídos no Estaleiro Rio Grande) 48
  • 49. DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADEPrazos para declaração de comercialidade têm influência nos planos dedesenvolvimento 2011 2012 2013 2014 2015 2016 BM-S-8 Bem-Te-Vi (12/31/2012) BM-S-9 Carioca (11/11/2011) Guará (12/31/2012) BM-S-10 Parati (04/12/2012) BM-S-11 Iara (12/31/2013) BM-S-21 Caramba (04/30/2015) BM-S-24 Júpiter (02/28/2016) 49
  • 50. ATUALIZAÇÃO DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOSAceleração da campanha de perfuração de poços  Manutenção de elevado índice de sucesso exploratório (todos os poços com ocorrência de petróleo)  Constatação de elevada produtividade nos poços produtores. TLD ‘ Lula NE Piloto de Lula  30 poços perfurados até Jul/2011 (26 Exploratórios)  Até 15 poços previstos para perfuração ao longo de 2011  9 sondas em operação (jul/2011) e incremento de mais 5 ainda em 2011 Poços em perfuração, completação ou avaliação 50 50
  • 51. CESSÃO ONEROSADesenvolvimento das áreas em implantação Declaração de Comercialidade Fase de Exploração Fase de Produção Fase de Desenvolvimento Duração: 4 anos Variável, conforme Prorrogáveis por mais 2 Plano de Desenvolvimento Duração Total: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos segundo critérios específicos Área 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Franco Recursos já disponíveis Entorno de lara para: 4 primeiras • 7 poços Exploratórios unidades de Novas Tecnologias Florim • 1 poço Exploratório e Definição de produção em NE de Tupi contingentes Alocação de contratação • 1 TLD Recursos (*) Sul de Guará • 2 TLDs contingentes • Sísmica 3D Sul de Tupi  Não foram considerados as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba *Conversão no estaleiro Inhaúma 51
  • 52. 5 BILHÕES DE BOE EM ÁREAS PRÓXIMAS DO PRÉ-SAL Pagamento da Cessão Onerosa Volume 5,0 bilhões de boe Área de 3.865 km2 em 7 blocos concessão Preço Médio US$ 8,51 / boe Valor Inicial US$ 42,5 bilhões / R$ 74,8 bilhões Duração 40 anos, prorrogáveis por mais 5 Previsão – Fluxo de Caixa acumulado para o Campo de Franco (2C)* Pressupostos da D&M para Franco: 110.000 (US$ MM) • Recurso de Contingente - 2C 90.000 • Potencial Total de petróleo e condensados: 1.632 70.000 MM boe • Potencial Total de Venda de Gás: 1.664 Bn pés3 50.000 Início da Fluxo de Caixa • Preço do Brent: US$ 79.23 bbl 30.000 Produção Positivo • Preço do Gás: US$ 4,27 mil/pés3 10.000 • 3 FPSOs, com capacidade de processamento de 150 mil BOPD (10.000) t 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ t+ * Valores nominais 52
  • 53. FLUXO DO GÁS NATURALRota 1 em operação, Rota 2 em construção e Rota 3em estudo para identificar melhor alternativa Rota 3 Rota 2 (3 opções) FLNG Rota 1 PROJETOS ROTA 1 Ano Adequação UTGCA Mai/2013 Gasoduto PMXL-UTGCA 2010 Gasoduto Lula-Mexilhão Fev/2011 PROJETOS ROTA 2 Ano Gasoduto Iracema-Cabiúnas Ago/2014 Expansão do Processamento TECAB Ago/2014 ROTA 3: Definição do óleoduto + Jan/2016 processamento/ Gas FSO 53
  • 54. LOGÍSTICA E INFRAESTRUTURA Macae 54Soluções logísticas prontas para atender a demanda Contrataçã oda frota de sondas e FPSOs em operação Porto do Rio Contrataçã Contratação o Angra dos Reis Até 2 novos (2011/Fluidos) Aeroporto de Cabo centros de Frio diesel, até 3 centros de Central Fluido e Salmoura Central de Central fluído, centro de Passageiros Central Diesel Fluido e Salmoura (2014) passageiros Central Diesel Central Fluido e Salmoura INFRAESTRUTURA Status Aeroporto de Jacarepaguá Operando Aeroporto de Itanhaém Operando Aeroporto de Cabo Frio Operando Porto do Rio Operando Porto de Macaé Operando 50 km Centro de Fluidos 1 Operando Instalações fora de escala 54
  • 55. 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 Mantido Atual Outras Áreas Modelo de Concessão Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal 55
  • 56. REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO Celebração dos contratos de partilha Definições Técnicas o 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 Operacional o 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 56
  • 57. GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS INTEGRADA COM FORNECEDORES,INSTITUIÇÕES DE PESQUISA E OUTRAS COMPANHIAS DE PETRÓLEO Instituições de Pesquisa Internacionais Outros operadores Fornecedores Universidades e Instituições de Pesquisa Brasileiras Gastos (investimentos e custeio): US$ 1,3 bi / ano• 4 centros de P&D de fornecedores da Petrobras em construção;• Para atendimento dos requisitos de conteúdo local, diversas empresas vão desenvolver centrostecnológicos no país. 57
  • 58. ESTRATÉGIA DO E&P: PRODUÇÃO ATUAL E FUTURAPortifólio do E&P tem aproximadamente 3.000 projetos1 1 • Manutenção da produção: Terciário e • Implementar o desenvolvimento integral das principais Turbiditos do concessões de produção Cretáceo Superior • Diminuir o declínio dos campos existente. • Manutenção operacional em sistemas de produção Carbonatos Albiano existentes.2 • Esforço de exploração contínua. Sal Carbonatos do Pré-sal3 2 • Explorar, avaliar e começar a produção principalmente nos Campos Santos 4 sistemas de produção existentes. 3 • Explorar, avaliar e começar a produção principalmente nos sistemas de produção existentes.4 • Explorar e avaliar. Aumentar os testes nas principais descobertas. Começar a produção nos projetos pilotos. Declarar comercialidade. Reduzir o tempo na implementação de projeto com: padronização de equipamentos, chegada de novas plataformas de perfuração, FPSOs replicantes. 58
  • 59. Sondas de Perfuração, Recursos Críticos e Conteúdo Local 59
  • 60. SONDAS DE PERFURAÇÃOo Aprovação da contratação/afretamento do 1º lote de 7 sondas a serem construídas no Brasil: o Entregas a partir de 2015 o Requisito de conteúdo nacional de 65% Evolução da Frota Petrobras (unidades em operação em cada ano) o Chegada de 14 sondas em 2011, sendo 12 para operar em LDA maior ou igual a 2.000m, com a frota alcançando 60 unidades; o Continuidade do processo de contratação de 28 unidades; o 7 sondas iniciarão atividades em 2012. Até 900m (3000´) De 900 a 1500m (5000´) De 1501 a 2286m (7500´) Acima de 2286m 60
  • 61. NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSRecursos para crescimento da produção Situação Futura (Contratadas e a Contratar) Situação Atual Recursos Críticos (Dez/10) Valores Acumulados Até 2013 Até 2015 Até 2020 Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 15 39 37 (1) 65 (2) Barcos de Apoio e Especiais 287 423 479 568 Plataformas de Produção SS e FPSO 44 54 61 94 Outros (Jaqueta e TLWP) 78 80 81 83 Plataforma de Barco de Apoio Sonda de Perfuração Produção (FPSO) 39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020: o Até 2013: 16 sondas contratadas antes de 2008 e 2 sondas realocadas das operações internacionais (1); + 15 novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em 2011, através de licitação internacional; o 2015 a 2020: Das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi aberta a licitação para afretamento das 21 sondas restantes. (1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020. (2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem 29 sondas cujos contratos vencem até 2020. 61
  • 62. CONTEÚDO LOCALContratos de concessão dão flexibilidade Limites mínimos e máximos por tipo de bloco: Rodada 0 Sem Exigência de Conteúdo Local Rodadas em águas profundas, entre 37% e 55% para a fase 7, 9 e 10 de exploração, e entre 55% e 65% para a fase de desenvolvimento da produção. Limite máximo Rodadas Limite Mínimo Exploração: 37% 50% na fase exploratória. Limite Mínimo Desenvolvimento da Produção: 1a4 70% na fase de desenvolvimento da produção Cessão • Até 2016: 55% Onerosa • 2017-2018: 58% Limite mínimo por tipo de bloco • Após 2019: 65% Rodadas De 30% a 70% nas fases de exploração e 5e6 desenvolvimento da produção Projetos 2011-2015 2011 2012 2013 2014 2015 Marlim Sul Guará Piloto 2 Lula NE Guará (Norte) Lula 3 Central SS P-56 FPSO Cid. São Paulo FPSO Cid. de Paraty FPSO FPSO Baleia Azul Parque das Baleias Cernambi Lula 4 Alto FPSO FPSO P-58 FPSO FPSO Papa-Terra BALEIA AZUL ESP/MARIMBÁ Roncador P-61 &FPSO P-63 FPSO FPSO SS P-55 Roncador SIRI Maromba Tiro/Sidon 2 jaquetas e FPSO FPSO P-62 FPSO FPSO Aruana Franco 1 FPSO FPSO  Níveisde compromisso de conteúdo local menores nas primeiras rodadas de concessão da ANP permitem tempo para a estruturação da indústria local.  Os contratos de concessão e cessão onerosa prevêem dispositivosde renúncia considerando respostas não compatíveis (preço, prazo e tecnologia) do mercado nacional quando comparadas com métricas internacionais. 62
  • 63. DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONALDetalhamento das necessidades em pontos críticos permite uma estratégia de longo prazo ▲Grau de participação no custo do FPSO Longa experiência na contratação de FPSOs combinada com a escala das operações e padronização de equipamentos contribuirá para a criação de uma Indústria Offshore competitiva internacionalmente. 63
  • 64. ENCOMENDAS DE PLATAFORMASJoint ventures com estaleiros estrangeiros crescendo a capacidade brasileira Em Construção: P-55: Estaleiro Atlântico Sul – PE (casco) /QUIP- RS (módulos) Plataforma construída recentemente: P-57: Brasfels – RJ  Capacidade: 180 mil bpd de óleo  Valor: US$ 1,2 bilhão  Entregue dois meses antes do previsto Em Construção: P-56 e P-61: Brasfels –RJ P-62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE FPSO Cidade de Paraty: Brasfels -RJ FPSO Cidade de São Paulo: Brasfels -RJ Em Construção: P-63: QUIP – RS 8 FPSOs (pré-sal): Ecovix – Rio Grande - RS P-58: Estaleiro Rio Grande –RS , UTC Engenharia S/A – RJ e EBE – RJ. o 2 Jack-ups em construção (P-59 e P-60) em São Roque (BA) o Crescimento de 900 novos fornecedores por ano no cadastro corporativo da Petrobras; o Existem 13 novos estaleiros em implantação que elevarão o total para 50*. *Fonte: Sinaval - Sumário executivo -Janeiro de 2011 64 64
  • 65. OFERTA DE BENS E SERVIÇOS NACIONAL LINHAS DE AÇÃO Importação 5. Estimular a instalação de companhias estrangeiras no Brasil 4. Estimular a associação de companhinas nacionais e estrangeiras Expansão da capacidade nacional 3. Estimular o desenvolvimento de de oferta de bens e novos entrantes nacionais Importação serviços 2. Desenvolver competitividade nos setores de média competitividade 1. Expandir a capacidade de produção Indústria nos setores de alta competitividade Nacional Demanta Atual Demanda Futura 65
  • 66. DEMANDA DE RECURSOS HUMANOS – PLANO DE NEGÓCIOS 2010-2014 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 78.402 212.638 Sendo qualificados Demanda de RH (R$ 554 milhões) (R$ 228 milhões) PN 2010-14 66
  • 67. Refino, Transporte eComercialização (RTC) e Petroquímica 67
  • 68. ESTRATÉGIAExpansão, qualidade, logística e comercialização Expandir o refino brasileiro, assegurando o abastecimento nacional e a liderança na distribuição, desenvolvendo mercados de exportação para o excedente de petróleo produzido no BrasilDestaques do Plano de Negócios 2011-15:• Aumento da capacidade de refino em 395 mil bpd no período 2011-15 e 1.065 mil bpd no período 2016-20;• Conclusão do processo de modernização do parque de refino;• Logística integrada com as atividades de E&P, para garantir a comercialização dos excedentes de petróleo;• Ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros. 68
  • 69. INVESTIMENTOSInvestimentos em Refino, Petroquímica e Logística US$ 70,6 Bilhões • Ampliação do parque de refino: Refinaria do NE, 4,9% Premium I e II e Comperj; 4,5% 1,0% 6,2% 1,1% 0,8% • Atendimento ao mercado interno: Projetos de 15,2% modernização, conversão e de 13,9% hidrodessulfurização; 50,1% • Melhoria Operacional: manutenção e otimização do parque, SMES e P&D; 26,4% 23,9% • Ampliação da Frota; • Destinação do óleo nacional: suprimento de petróleo das refinarias e infraestrutura para Ampliação do Parque de Refino Atendimento ao Mercado Interno exportação de óleo. Melhoria Operacional Ampliação de Frotas Destinação do óleo nacional Investimentos em Petroquímica somam US$ 3,8 bi Internacional 69
  • 70. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASILConstrução de novas refinarias para atender ao mercado domésticoMil bpd PREMIUM I (2ª fase) 4.910 300.000 bpd (2019) COMPERJ (2ª fase) 165.000 bpd 3.327 3.070 3.217 (2018) 2.643 3.095 COMPERJ PREMIUM II 2.004 2.147 (1ª fase) 2.205 2.536 300,000 bpd 1.814 1.798 165,000 bpd (2017) 1.641 (2013) 1.393 1.323 1.036 Abreu e Lima PREMIUM I (RNE) (1ª fase) 230.000 bpd 300.000 bpd 181 (2012) (2016) ... ... ... ... Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil Carga Fresca Processada - Brasil Mercado de Derivados de Petróleo (2 Cenários) • Nenhuma refinaria nova construída desde 1980 • Demanda hoje excede capacidade de refino, com demanda crescendo 20% nos últimos 2 anos 70
  • 71. MERCADO NO BRASILMercado livre segue os preços internacionais no longo prazo 2002-2011 160 PMR EUA US$/bbl 140 PMR Brasil 120 100 80 60 40 20 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 • Sem mudança na política: Petrobras permanece alinhada com os preços internacionais 71
  • 72. EXPANSÃO DO REFINO Redução da dependência de importações de derivados Crescimento das importações ...e maior dependência do mercado acarretariam maiores custos logísticos... internacional Importações Líquidas como percentual damil bpd 2006 2007 2008 2009 2010 2011E demanda total (%)* EUA 3 Brasil (2010) 5 França 8 118 Alemanha 10 148 152 China 11 197 Japão 16 Espanha 21 299 México 22 328 Indonésia 24 Brasil (2020)** 40 * Fonte: IEA – 2010 World Energy Statistics ** Sem considerar ampliação do Parque de Refino 72
  • 73. NECESSIDADE DE REFINO FORA DO EIXO SUL-SUDESTE Mercado em 2010 Mercado em 2015 299 552 968 763 -464 -416 Capacidade Demanda Déficit Capacidade Demanda Déficit 1.652 1.675 1.466 1.384 82 -23 Capacidade Demanda Superávit Capacidade Demanda Déficit• Crescimento da demanda nas regiões CO, NE e N explica a concentração dos investimentos no Nordeste;• Também contribuem para esta localização os incentivos fiscais combinados a restrições ambientais. 73
  • 74. INVESTIMENTOS NA EXPANSÃO DO REFINO – PN 2011-15 REPRE I Refinaria Nordeste Comperj REPRE II Capacidade: 230 mil bpd Capacidade: 330 mbpd Fase: Implantação Fase: Implantação Partida: 2012 Partidas: 2013 e 2018 RNE Refinaria Premium I Refinaria Premium II Capacidade: 600 mil bpd Capacidade: 300 mil bpd Comperj Fase: Terraplanagem Fase: Licença Prévia emitida Partida: 2016 e 2019 Partida: 2017 Inauguração das Refinarias da Petrobras PREMIUM II PREMIUM I COMPERJ REPLAN REMAN REDUC REGAP REVAPRECAP REPAR RNEST REFAPRLAMRPBC 32 anos 50’s 60’s 70’s 80’s 90’s 00’s 10’s• Curva de aprendizagem com as duas novas refinarias (RNEST e Comperj) reduzirão CAPEX das Premiums 74
  • 75. PRODUTOSNovas refinarias produzirão derivados de maior valor agregado Rendimentos das refinarias existentes - 2020 Rendimentos das novas refinarias - 2020 65% 43% 50% 36% 38% 21% 21% 19% 4% 15% 10% 4% 9% 7% 15% 15% 11% 5% 6% 4% Destilados Médios Leves Outros Destilados Médios Leves Outros Diesel Gasolina Nafta Óleo Combustível QAV GLP Especial Intermediário • O aumento da demanda global por destilados médios tende a levar a um aumento do preço em relação ao da gasolina. 75
  • 76. OTIMIZAÇÃO DE RECURSOS DAS PREMIUMS Economias de Escala e novas estratégias de …e permitem menores custos de refino em implementação reduzem CAPEX… função de remodelação dos projetos…• “Design competition” determinada em função do menor custo Custo de Refino do parque atual final (US$ / bbl em 2010)• Seleção da UOP – Companhia Internacional com vasta Idade (anos) experiência no setor de refino 70• Design único integrando off-site e on-site 60 6,4• Designer participando desde a concepção inicial até o início das operações técnicas 50 4,7• Economias de Escala (RPRE: módulos de 300mil bpd) 40 2,6• Padronização das especificações técnicas dos equipamentos 30 20 0 100 200 300 400 Escala (mil bpd) 76
  • 77. NÍVEL DE INVESTIMENTOSInvestimentos decrescentes em qualidade, após a fase de modernização do parqueInvestimentos de US$ 16 bilhões entre 2011-15 Redução do nível de enxofre 7,0 US$ 16 Bi 5,9 4,9 4,5 Enxofre Médio - Diesel (ppm) 3,2 2,3 1,1 1,0 1,0 <250 0,1 0,2 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 77
  • 78. INVESTIMENTO EM QUALIDADEConstrução de novas unidades em refinarias já existentes Qualidade da Gasolina Qualidade do Diesel 2015 and 2011 2012 2013 2014 2015 2011 2012 2013 2014 beyond 1000 ppm Transição 50 ppm Diesel S-1800 Diesel S-500 REDUC RECAP REPLAN Gasolina Diesel e Gasolina Gasolina Diesel S-50 REFAP Gasolina REPAR Diesel S-10 Gasolina REVAP Gasolina RECAP REGAP REFAP REDUC REPAR Diesel e Diesel Diesel Diesel REGAP Diesel Gasolina Gasolina RLAM REPLAN RPBC RPBC Diesel Diesel Diesel Gasolina REGAP RLAM Revamp Gasolina HDT Confirmando o compromisso da Petrobras com sustentabilidade e diminuição da emissão de enxofre 78
  • 79. INVESTIMENTO EM HIDRORREFINO Fase de crescimento para atingir os padrões internacionais de qualidadeCapacidade de hidrorrefino em relaçãoa capacidade de destilação 100 95% 86% 80 74% (2020) 67% 70% 69% 70% 15% 59% (2015) 60 40 36% 23% (current) 20 23% 0 Agregando valor ao nosso petróleo doméstico através da produção de diesel e gasolina em linha com os padrões internacionais. Estamos alcançando nossa capacidade de hidrorrefino já que o setor teve desinvestimento nos últimos anos. 79
  • 80. ALGUNS FATORES ESPECÍFICOS TORNAM O CUSTO ESTIMADO DA RNEST MAIS ALTOQUE O PROJETADO PARA O PLANO DE EXPANSÃO1 Refinarias preparadas para processar 2 ... com alto índice de diesel no seu mix petróleo ultra-pesado… de produtos... 70% -38% 26 39% 16 17 2010 RNEST Média Média API API 4 2010 RNEST Adicionalmente, a previsão de 3 processamento simultâneo de petróleo ... com alta complexidade 9,6 sintético e ultra-pesado requer dois 7,7 trens separadas de 115 kbpd, aumentando o custo do projeto 5 É importante levar em consideração o contexto da RNEST: $ 4,2 bilhões de investimento em infraestrutura e extra-muro, Média de 2010 RNEST 20% do total Índice Solomon 80 80
  • 81. BIOCOMBUSTÍVEIS 81
  • 82. INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS INVESTIMENTOS 2011-2015 US$ 4,1 Bilhões 7% 14% 0,3 Etanol 0,6 Logística para Etanol 1,9 47% Biodiesel 1,3 P&D 32% Oferta de Etanol (milhões m3) Oferta de Biodiesel (mil m3) Market-share Pbio+Parceiros: Market-share Pbio+parceiros: • 2011: 5,3% • 2011: 28% 5,6 • 2015: 12% • 2015: 26% 273% 16% 855 735 1,5 2011 2015 2011 2015 Pbio + Parceiros Pbio + Parceiros 82
  • 83. Gás Natural, Energia Elétrica e Fertilizantes 83
  • 84. INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2011-2015 • Fechado o ciclo de investimentos na Investimentos 2011-15 ampliação da malha de transporte de gás US$ 13,2 bilhões natural 6% • Novos pontos de entrega de gás natural, 2% 0,8 0,8 26% gestão junto às Distribuidoras visando 0,3 0,3 aumento das vendas e diversificação das 3,4 3,4 modalidades contratuais 5,9 • Investimentos em geração de energia 5,9 2,8 2,8 termelétrica 45% 21% • Atuação na cadeia de GNL para escoamento do gás do pré-sal e Malha Energia Elétrica atendimento do mercado termelétrico Plantas de gás-química Internacional (Nitrogenados) GNL • Maiores investimentos na conversão do gás natural em uréia, amônia, metanol e outros produtos gás-químicos 84
  • 85. 1º CICLO DE INVESTIMENTOMalha de transporte de gás natural Infraestrutura de Transporte (km) 9.538 9.728 km 10.000 9.000 7.991 8.000 7.086 7.000 6.098 5.623 5.667 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 2003 2005 2007 2008 2009 2010 2011 Investimentos: R$ 29,2 bilhões Estações de Compressão e Pontos de Entrega Até 2003 2003 a 2011 Estações de Compressão Pontos de Entrega 85
  • 86. 2º CICLO DE INVESTIMENTOS: MONETIZAÇÃO DAS RESERVAS DO PRÉ-SAL 1º Ciclo de Investimentos 2º Ciclo de Investimentos REALIZADO PN 2011-2015 100% GNL GNL Aquisições de UTE Pecém BGUA UFN III (set/14) 90% Cubatão UFN V (set/15) Conversão UTE Bicomb. Sulfato de Amônio (mai/13) Termoaçu 80% ARLA 32 (out/11) 70% UFN IV (jun/17) % do Investimento Total 60% Gasduc III 50% Gasbel II Regás Bahia Gasene (jan/14) 40% Pilar-Ipojuca Novas UTEs GN 30% Cacimbas-Vitória Japeri-Reduc 20% Gastau Catu-Pilar Gascav Gaspal II Gascar UPGN Cabiúnas – 10% Atalaia-Itaporanga Urucu-Manaus Gasan II Rota 2 Pré-Sal (ago/14) Ecomps + Ptos de Entrega + Manutenção Malha 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Adequação da Malha de Gasodutos (US$ 3,34 bi) UTEs Compromissos (US$ 0,94 bi) Novas UTEs a Gás Natural (US$ 1,82 bi) Energia Renovável: Eólica e Biomassa (US$ 0,02 bi) Regaseificação de GNL (US$ 0,74 bi) Liquefação de Gás Natural (US$ 0,10 bi) Transformação Química do GN (US$ 5,85 bi) 86
  • 87. NOVOS ATIVOS USUFRUINDO DA MAIOR PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL Produção de Fertilizantes Capacidade Instalada de Geração UFN IV (Jun/2017) 4.000 UFN V (Set/2015) 30 11.000 9.475 70 UFN III (Set/2014) 25 581 60 milhões m³/d 2.936 9.000 3.000 7.114mil ton / ano milhões m³/d 2.271 20 6.518 44 50 7.000 420 420 2.000 15 34 40 13 MW 5.000 30 1.109 10 30 6 1.000 813 813 3.000 3 8.894 20 5 6.694 291 6.098 1.000 10 0 - 2011 2015 2020 -1.000 2011 2015 2020 0 Amônia Ureia Consumo GN UTE Renováveis Consumo GN• O Brasil importa atualmente 53% do volume de amônia consumida no País e alcançará a autossuficiência em 2015;• A dependência da uréia importada, que é de 53% em 2011, será reduzida a 28% em 2015, 16% em 2017 e 22% em 2020. 87
  • 88. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M³/D) – CENÁRIO APCS 9.400 kcal/m³ OFERTA DEMANDAOferta de GN Nacional ao Mercado Demanda das Térmicas: Petrobras + Terceiros 102 Região Norte 78 9 76 (15,1 GW) 55 9 59 (10,7 GW) 25 A contratar (5,5 GW) 6 93 38 9 Demais Regiões (6,7 GW) 69 49 37 40 Flexível 25 13 13 11 Inflexível 2011 2015 2020 2011 2015 2020Oferta via Terminais de Regaseificação de GNL Demanda Distribuidoras de GN 63 53 41 41 41 14 14 Bahia Não Termelétrico 21 7 7 Pecém 7 14 20 20 Baia de Guanabara 2011 2015 2020 2011 2015 2020Oferta Boliviana Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes 61 13 Fertilizantes 39 30 30 30 6 16 UPGN 6 6 6 Flexível 18 3 8 24 24 24 4 32 Refino Firme 11 25 2011 2015 2020 2011 2015 2020 Oferta Demanda 106 149 173 96 151 200 Total Total 88
  • 89. Internacional 89
  • 90. 90 90
  • 91. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E US$ 11 bilhões Golfo do México 7% 1% Principais Projetos: 3% 2% • Cascade / Chinook E&P G&E • Saint-Malo RTCP • Tiber Distribuição 87% Corporativo Costa Oeste da África América Latina Principais Projetos: Principais Projetos: • Bolívia • Nigéria San Alberto / San Antonio Akpo Atendimento ao Mercado Brasileiro Agbami • Peru Egina Projeto Integrado de Gás – Lotes 57 e 58 Produção de Óleo - Lote X • Angola • Argentina Bloco 26 Manutenção de ativos existentes 91
  • 92. CASCADE – DESENVOLVIMENTO DE CHINOOK PRIMEIRO ÓLEO EM 2011 Shuttle Tanker FPSO Campos em operação da Petrobras America - Águas Gas Export Profundas ~ 2.500 metros (8.200 FSHR Pipeline pés). Chinook Control Flow line EUA aprovaram o plano da Umbilical Power Petrobras de instalar o primeiro Umbilical FPSO(*) no Golfo do México. Cascade Nova tecnologia que permitirá o 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 92
  • 93. OESTE DA ÁFRICA 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) 93
  • 94. CONSIDERAÇÕES FINANCEIRAS 94
  • 95. ACCESSO AO CAPITAL NUMA ESCALA MUNDIAL E HISTÓRICA Maior Oferta de Ações da história Maior emissão de Títulos (US$ billion) (US$ billion) 70.0 o Excluindo as ofertas relacionadas a aquisição ou aumento de capital e programas de aumento da dívida pública, a Petrobras realizou maior emissão de debêntures para uma companhia no “curso normal” de negócios. 24.4 22.5 22.1 22.0 20.2 19.7 19.4 19.3 19.3 17.6 16.0 * 13.5 * 9.5 * 8.0 * 6.3 6.0 6.0 6.0 6.0 5.5 5.1 RBS Lloyds Agricultural ICBC Barclays Visa Inc HSBC Fortis Bank of Citigroup Roche Pfizer Kraft Berkshire Lloyds Conoco ING Anheuser- The Dow NBC Bank Bank of America Inc Holdings Foods Hathaway Bank Phillips Bank Busch Chemical China Company FO FO FO IPO IPO FO IPO FO FO FO FO(2010) (2008) (2009) (2010) (2006) (2007) (2008) (2009) (2007) (2009) (2009) (2009) (2009) (2010) (2010) (2009) (2011) (2009) (2009) (2009) (2009) (2010) *Relacionadas a aquisiçõesSource: Petrobras, Bloomberg and Thompson 95
  • 96. PORTFOLIO DA DÍVIDA DE ALTA QUALIDADE Total de Dívida (US$ 69.431 milhões em 31 de dezembro de 2011) Por Maturidade Por Categoria Por Moeda Por TaxaFinanciamento Instituições Real indexado no Dolar Yende CP Financeiras 24% 3% Mercado Floating Variável 13% 29% 43% Intl de Capitais 21% Real 27% Crédito de Exportação 10% Dolar Financiamento Outros 46% Fixa Fixed de LP 87% BNDES 7% 57% 33% 74% Por Maturidade 9% 6% 5% 4% 2% 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2016 96
  • 97. SUCESSO NA CAPTAÇÃO DE RECURSOS DE LONGO PRAZO 2009 2010 US$ 34,8 bilhões conseguidos com US$ 26,6 bilhões da Capitalização + prazo médio de 10,6 anos US$ 9.6 bilhões de empréstimo U S Eximbank Emissão de Bonds 2(3) Outros 6.5 2.75 26.6(US$ bilhões) Equity Banco de 10(2) Desenvolvimento da China BNDES 13.3(1) 1.47 7.49 0.61 Project Finance Empréstimos GIEK (1) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de 30/07/09 Bilaterais (2) US$ 3 bilhões desembolsados em 2009 e US$ 4 bilhões em 2010 (3) Ainda não desembolsado Janeiro, 2011 US$ 6 bilhões emitidos em papéis de 5, 10 e 30 anos nos mercados de capitais internacionais Global Bonds Bonds 2016 Bonds 2021 Bonds 2041 Montante US$ 2,5 bilhões US$ 2,5 bilhões US$ 1,0 bilhão Taxa para investidores 3,950% 5,401% 6,806% 97
  • 98. PETROBRAS x PEERS EPS (CAGR 2000-2010) LPA (TCCA 2000-2010) EBITDA (TCCA 2000-2010) EBITDA (CAGR 2000-2010) 12,20% 10,68% 18,67% 10,15% 9,43% 12,13% 8,17% 7,70% 6,66% 8,08% 6,23% 2,43% XOM CVX COP BP RDS TOT PBR XOM CVX COP RDS TOT PBR -21,12% PRODUCTION (TCCA 2000-2010) PRODUÇÃO (CAGR 2000-2010) RESERVES(TCCA 2000-2010) RESERVAS (CAGR 2000-2010) 5,17% 11,52% 2,71% 5,14% 1,77% 1,45% 1,68% 1,03% 0,39% 0,08% XOM CVX COP BP RDS TOT PBR XOM CVX COP BP RDS TOT PBR -1,02% -0,86% -0,15% -0,12%Fonte: EvaluateEnergy LPA: Lucro por Ação / TCCA: Taxa Composta de Crescimento anual 98
  • 99. PETROBRAS É UMA DAS AÇÕES MAIS LÍQUIDA EM VALOR DE NEGOCIAÇÃO NABOVESPA E NYSE Volume de Negócios NYSE & Bovespa (Média diária) Turnover 2010/2005 = 619% (US$ MM) (% categoria e US$MM) 1.930 1.359 43% 43% 47% 47% Nyse 50% 52% PBR 1.308 PBR/A 992 Nyse 20% PBR 25% 21% 19% PBR/A 20% 19% 6% 5% 7% 483 6% 5% 6% Bovespa 219 Bovespa PETR3 27% 31% 27% PETR3 25% 26% 23% PETR4 PETR4 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2005 2006 2007 2008 2009 2010 PETR4 (Bovespa) PETR3 (Bovespa) PBR/A (Nyse) PBR (Nyse) o Volume de negócios de PBR é 3 vezes maior do que o de PBRA na NYSE o O volume de negócios de PN é 5 vezes maior do que o de ON o Explicação provável: Cultural. Brasileiros são mais familiarizados com PN por pagar melhores dividendos 99
  • 100. HISTÓRICO DE PAGAMENTO DE DIVIDENDOS Dividendos por ADR Lucro Líquido por ADR Preço por ADR (Max-Min) US$ US$ US$ 1,4 75,2 1,2 58,8 0,9 4,3 53,0 48,9 0,8 3,9 0,7 3,5 2,9 3,0 31,9 26,7 23,0 17,5 21,1 14,9 2006 2007 2008 2009 2010 2006 2007 2008 2009 2010 2006 2007 2008 2009 2010 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 (JCP) 100
  • 101. Informações:Relacionamento com Investidores+55 21 3224-1510petroinvest@petrobras.com.brwww.petrobras.com.br/ir 101 101