Visão Geral da Petrobras

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  • Excelente informação para os atores do mercado nacional e internacional e que disponibiliza portfólio de oportunidades e desafios da 5ª maior companhia de energia de capital aberto do mundo.
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  • Muito Bom , mais precisa melhorar as apresentações em Euro e Dolar
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  • 1. VISÃO GERAL Dezembro, 2011 1
  • 2. AVISO Estas apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte‐Americanos: de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia A SEC somente permite que as companhias de sobre condições futuras da economia, além do setor óleo e gás incluam em seus relatórios de atuação, do desempenho e dos resultados arquivados reservas provadas que a Companhia financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos tenha comprovado por produção ou testes de “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", formação conclusivos que sejam viáveis "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", econômica e legalmente nas condições "deverá", bem como outros termos similares, visam econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, alguns termos nesta apresentação, tais como envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela descobertas, que as orientações da SEC nos Companhia e, consequentemente, não são garantias proíbem de usar em nossos relatórios de resultados futuros da Companhia. Portanto, os arquivados. resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A 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. 2
  • 3. PETROBRAS Uma das principais companhias de energia de capital aberto do mundo   Criada em 1953 a Companhia tinha o Governo brasileiro (direta e monopólio de todas as atividades indiretamente), é proprietário de 48% das envolvendo hidrocarbonetos no Brasil. Com ações da Cia e mantém o controle com baixo índice de reservas, produção e refino. 64% do capital votante. Uma história de crescimento orgânico Estrutura financeira independente, com autofinanciado. Transição de refinaria de grau de investimento em moeda petróleo i t ól importado para a autossuficiência t d t fi iê i estrangeira acima d rating d U iã t i i do ti da União. integrada. Fim do monopólio e abertura do setor de Listagem dos ADRs na NYSE e na SEC em petróleo para outros participantes. 2000. Divulgação trimestral integral em IFRS e USGAAP. Valor de mercado no final de 2010 de USD 237 bilhões. 1953 1974 1984 1995‐8 1995‐ 2000 2006‐ 2006‐7 2010Criação em 1953 como  Descoberta de campos  Descoberta de  Eliminação do  Registro na NYSE,  Brasil adquire  US$ 70 bilhões de monopólio estatal offshore em Águas  campos gigantes monopólio,  com valor de  autosuficiência  capitalização e Reservas:  Rasas R em ÁÁguas criação da  i ã d mercado de US$  d d US$ na produção de  d ã d aquisição de  i i ã d16.8 milhões boe Profundas na Bacia legislação sobre  31 bilhões. óleo direitos de  Reservas: de Campos. óleo.  produção de 5 Produção:  800 milhões boe Regulamentação  1ª classificação  Descoberta do  bilhões de boe2.6 mil BPD* Última refinaria total até 2002. de grau de  Pré Sal em  Produção: ç concluída ‘81 investimento Santos Produção: 2MM  çCapacidade máxima de  177 mil BPD Produção: BPD de óleo no Refino: 41 mil BDP* Produção: 1  MM BPD óleo  Brasil Capacidade máxima de  467 mil BPD no Brasil em ‘98 Refino:  823 mil BDP* 1954  3
  • 4. CAPITAL SOCIALDistribuição entre os mercados Acionistas Estrangeiros 21% Não Votantes 30% 32% 36% 39% Votantes 45% 18% 25% 20% Acionistas 23% 21% Brasileiros ( ã B il i (não governamentais) Não Votantes 55% 61% 48% Votantes 45% 41% 40% União Federal* Não votantes Out/1992 Jul/2000 Após Oferta de Após Oferta de Dez/2009 Dez/2010 Votantes Ago/00 Jul/01 o A União Federal por lei deve manter o controle Exerce com 64% das ações votantes Federal, lei, controle. votantes. o Dos ADRs, a Petrobras é o mais negociado na NYSE nos últimos três anos, e entre todas as ações, a 8ª mais negociada. Na Bovespa, as ações da Petrobras são as mais negociadas.*Inclui: União, BNDES, BNDESPAR, Fundo Soberano, Caixa Econômica 4
  • 5. 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 Ab i • Posição dominante em um mercado em expansão e afastado de  outros centros de refino.  • Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda.  Gás e Energia • Posição dominante em um mercado em expansão e afastado de Posição dominante em um mercado em expansão e afastado de  outros centros de refino.  • Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda.  Biocombustíveis • Elevada Produtividade do etanol brasileiro  • Disponibilidade de área agricultável  • Grande mercado consumidor. 5
  • 6. VANTAGENS LOGÍSTICASExclusivamente posicionada para integrar as operações de upstream e downstream 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 diversificados  segmentos da cadeia de valor mais rápidos crescimentos dos  refinarias no Sudeste  com diversos drivers de  • Posição de mercado garante  mercados globais brasileiro, próximas aos  crescimento. economias de escala e de  • Atraentes oportunidades de  estados com mair PIB • Redução da volatilidade dos  modelo de negócio eficiente mercado interno para  • Logística de infraestrutura  fluxos de caixa devido à  Extração, Abastecimento e  totalmente desenvolvida capacidade de suavizar as  demais segmentos de energia  flutuações dos preços no  mercado interno 6
  • 7. SEIS PRINCIPAIS SEGMENTOSIntegrada 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) (0 300 ) Distribuição Águas Profundas 9% 3% (300-1.500m) 50% Internacional 6%’’ Em terra 9% E&P $19,255 77% Águas Ultra Profundas (>1,500m) 32% Exploração e  RTC (incl.  Bio‐ Distribuição Gás e Energia Internacional Produção ç Petroquímica) q ) Combustíveis• 15,3 bi boe de 1P (SEC) • 12 refinarias • 7.306 estações de  • 9.239 km de gasodutos • 27 países  • 3 Usinas de Biodiesel• 2,3 mm boed de prod. • 2,0 milhões bpd de  serviço • Participação em 20 das  • 0,7 Bi boe 1P(SEC) •Etanol: Abertura de • 98,5% da produção  capacidade de refino • 38,8% de  27 distribuidoras de gás  • 245 mil boed de  novos mercadosbrasileira • 11,2 milhões de ton  participação no volume  no Brasil  ã l l produção  • Responsável por 10%  distribuído • 5.943 MW de  das exportações • 20% da produção global  por ano de capacidade  • 281 mil. bbl/d de águas profundas e  nominal de  capacidade de geração capacidade de refino brasileiras de etanolultraprofundas processamento de  • Petroquímica,  materiais(2) atividades de Gás &  EnergiaNotas: (1) Inclui Eliminação Corporativa e, (2) Através de Braskem e Quattor  7
  • 8. COMPANHIA ENERGÉTICA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIALEntre as líderes Petrolíferas internacionais 4,4 2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d) 2010 Produção de Óleo e Gás (mm boe/d) 2010 Reservas Provadas – SEC (bi boe) 3,8 24,8 3,3 2,8 2,6 2,4 2,1 1,8 18 17,8 17 8 14,2 12,7 0,6 10,7 10,6 8,3 6,8 , 5,4 XOM  BP RDS CVX BR TOT COP ENI BG Oil Gas XOM  BP RDS BR TOT CVX COP ENI STL Oil Gas 6,3 2010 Capacidade de Refino (mm boe/d) Valor de Mercado (US$ bi) – 21 de novembro, 2011 369 3,9 2,7 2,7 2,6 215 190 2,3 2,2 166 132 115 91 83 77 0,7 0,3 03 * * * * XOM RDS CVX PBR BP TOT COP ENI STL XOM  RDS BP COP TOT BR CVX ENI STL Fonte: Evaluate Energy e Bloomberg Notas: empresas selecionados acima tem a maioria do capital negociado no mercado público; * 2009 8
  • 9. NECESSIDADE DE INVESTIMENTOS DEVIDO À CRESCENTE DEMANDA MUNDIAL POR PETRÓLEO CENÁRIO PARA DEMANDA DE LÍQUIDOS (Demanda mundial de líquidos em MM bpd)110 110 Projetos prováveis, em100 Projetos prováveis e 100 desenvolvimento e em desenvolvimento novas descobertas 90 90 OPEP 80 Declínio 80 Declínio Projetado Projetado Não-OPEP 70 70 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 2000 2005 2010 2015 2020 2000 2005 2010 2015 2020 • Para atender à crescente demanda mundial  com a substituição da capacidade de produção  existente adicional de 38 MMbpd serão necessários até 2020: • Incorporação de Novas Descobertas Incorporação de Novas Descobertas • Fontes alternativas de energia • Maior eficiência energética Maior  eficiência  energética Fonte: WoodMackenzie 9
  • 10. BRASIL NA LIDERANÇA DAS DESCOBERTAS RECENTES Descobertas em águas profundas no Brasil representam 1/3 das descobertas no  mundo nos últimos 5 anos Novas Descobertas 2005‐2010 (33.989 milhões bbl) Descobertas em  Águas Profundas 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; 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 Expectativa de dobrar as reservas provadas até 2020 mantendo o custo da descoberta @ US$ 2/boeFonte: PFC Energy 10
  • 11. VANTAGEM COMPETITIVAReservas em Águas Ultra Profundas no Brasil beneficiadas comparativamente pelos baixos custos baixos custos Custos Estimados de Produção de Petróleo 140 08) Águas Profundas  Á P f d o (US$/bbl‐200 120 e Ultra Profundas 100 Xisto Gas to  Coal to  OR 80 liquids liquids s de Produção CO₂ - EOR EO Árctico (GTL) 60 EOR Óleo  pesado e  Betume 40 Custos Outro óleo  20 Produzido MENA convencion Preço máximo de ‘break  al even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bilhões de bbls)Fonte: IEA – Outlook 2008 11
  • 12. LIDERANÇA EM ÁGUAS PROFUNDASLonga história de liderança tecnológica e operacional em águas profundas 1977 Enchova 410ft 1988 125m Marimbá 1,610ft 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 2010 Anadarko Other Petrobras 45 3% 10% PBR Shell 15 20% BG StatoilHydro 15 4% ExxonMobil 13 Total BP 12 7% Chevron 12 ExxonMobil Anadarko 10 Chevron 13% 7% Total 9 CNOOC 8 ConocoPhillips 8 Statoil Shell ENI/Agip 5 12% 12% BP Others 100 12% 0 20 40 60 80 100 FPSO Semi Spar TLP OtherFonte:  PFC Energy   Nota: Estas 15 operadoras respondem por 98% da produção global em águas profundas em 2010. Profundidade mínima da água é de 1.000 pés (cerca de 300 metros). 12
  • 13. PRODUÇÃO: PETROBRAS MAIS QUE DUPLICARÁ SUA PRODUÇÃO NA PRÓXIMA  DÉCADA 6.418 142 246 PN 2011‐15 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 3.070 Cessão Onerosa 1.971 2.004 2.100  Capacidade Adicionada 13 1.855 Óleo: 2.300 mil bpd Pré-Sal 1.148 543 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 a parcela de Produção Internacional não Consolidada. 13
  • 14. MERCADO CRESCENTEBrasil é o sétimo maior consumidor de óleo mundial com rápido crescimento CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2010 (MM BPD) CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2010* (MM BPD) *Inclui etanol e biodiesel  >3 MM bpd 2-3 MM bpd <2 MM bpd 19,15 CONSUMO DE ÓLEO PER CAPITA Barris por ano 27,1 27 1 1980 25,0 22,3 2000 16,0 2010 14,8 15,3 12,8 12,4 9,9 99 4,9 3,7 4,5 1,4 2,5 0,6 OECDFontes: BP Statistical Review / Estimativas da Petrobras 14
  • 15. REFINO GLOBAL Regiões com rápido crescimento permanecem investindo em refino 3.204 Capacidade de Refino Adicional (2011‐2016) 1.997 Mil bpd 1.755 736 703 437 153 Asia Oriente Médio América do Norte América Latina Europa Ex‐URSS África Expansão E ã Novas Refinarias N R fi i • Pequenas refinarias com pouca complexidade sendo fechadas em mercados estagnados • Novas refinarias de larga escala, alta complexidade, adaptadas para o processamento de óleo pesado em mercados ascendentes Fonte: Pira, Petrobras, 2011 15
  • 16. PREÇOS DE REALIZAÇÃOMercado doméstico segue os preços internacionais no longo prazo 2002-2011 Preço Médio de Realização ‐ EUA 160 US$/bbl Preço Médio de Realização ‐ Brasil 140 120 100 80 60 40 20 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 • Política de preços da Petrobras garante fluxo de caixa mais estável.  • Reajuste de 10% e 2% nos preços da gasolina e do diesel a partir de 1º de novembro de 2011. 16
  • 17. Exploração & Produção Exploração & Produção 17
  • 18. 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 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 d l d d• Em 2020, a produção do pré‐sal corresponderá a 40,5% da produção de óleo no Brasil 18
  • 19. RESERVAS E VOLUME RECUPERÁVELGrandes saltos de incremento de reservas com descobertas mais profundasMilhões  Reservas Provadas  – Critério SPE Crescimento  boe Potencial30.000 Onshore Águas rasas Águas profundas e ultra‐profundas25.00020.000 Pré‐sal: Lula e  Cernambi 15,28 Bi boe15.00015 000 Parque das Baleias,  Parque das Baleias Mexilhão  Roncador10.000 Marlim 5.000 Namorado Guaricema Garoupa p Carmópolis 0 Onshore 0‐300 m 300‐1500 m > 1500 m Pre‐salts Recoverable Volume * Volume Recuperável do Pré‐sal* Transfer of Rights Cessão Onerosa * Lula/Cernambi, Iara, Guará e Parque das Baleias, entre 8,1 e 9,6 bilhões de boe. Inclui  somente parcela Petrobras. 19
  • 20. PERFIL DAS RESERVASReservas provadas consistem em sua maioria em óleo relativamente pesado em offshore Reservas Provadas até Dez/2010 (SPE/ANP) (15.28 bilhões boe) Óleo + Condensado Ó < 22º API 84% (pesado) 22 – 31 º API (intermediário) 45% 11% 5% 34% Gás Associado 15% 6% Gás Não Associado Gás > 31 º API (leve) ( ) 39% 61% Reservas Provadas não Desenvolvidas Reservas Provadas  Desenvolvidas 20
  • 21. BACIAS BRASILEIRASVasta região de offshore brasileira, ainda não explorada EUA t 21
  • 22. PRODUÇÃOHistoricamente, Petrobras cresce produção com expansão para novas fronteirasMil bpdMil bpd2500 Águas Profundas Águas Rasas 2.004 Em terra20001500 1.271 16011000 749 653 42500 181 400 292 189 75 230 214 106 211 0 1980 1990 2000 2010 Águas Profundas e  Pré‐sal Em Terra Águas Rasas Águas Profundas Ultra‐Profundas 22
  • 23. GEOLOGIA DE OFFSHOREProduzir a partir de reservatórios do pré‐sal vai impulsionar investimento futuro Bacia de Campos Bacia de Santos Oeste Leste Turbiditos do Pós Sal: Produção Atual Carbonatos Albiano Carbonatos do Pré Sal: campos de óleo super gigantes Carbonatos do Pré Sal Aumento A mento da prod ção em curto prazo produção c rto pra o Aumento A mento da prod ção em médio e longo prazos produção pra osNota: Seção transversal geológica na Bacia de Santos para explicar sistemas petrolíferos das bacias de Santos e Campos 23
  • 24. ESTRATÉGIA DO E&P: PRODUÇÃO ATUAL E FUTURAPortifólio do E&P tem aproximadamente 3.000 projetos1 1 • Manutenção da produção: Terciário e  Terciário e • Implementar o desenvolvimento integral das principais 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 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  p pilotos. Declarar comercialidade. Reduzir o tempo na implementação de projeto com:  padronização  p p ç p j p ç de equipamentos, chegada de novas plataformas de perfuração, FPSOs replicantes. 24
  • 25. INVESTIMENTOS DO E&P NO BRASIL – PN 2011‐15Mais da metade dos investimentos em desenvolvimento da produção serão no Pré‐sal Pré‐Sal Pós‐Sal US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões 12% 2% Cessão 21% 13% Onerosa 22% 21% 54% 57% Exploração Desenvolvimento da produção Infraestrutura e suporte • Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração; • 23% dos investimentos no Pré‐sal serão nas áreas da Cessão Onerosa.* Inclui Pré‐sal das Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo 25
  • 26. EXPECTATIVA DE 66 POÇOS EXPLORATÓRIOS OFFSHORE EM 2012 Fozdo Foz do Tacutu Amazonas Amazonas Pará- Pará- 4 Maranhão Maranhão Barreirinhas Barreirinhas Mar Mediterrâneo Ceará Ceará 3 Marajó Amazonas Potiguar Potiguar Solimões Parnaíba Alto T Alt Tapajós jó Jatobá P íb P P Paraíba-Pernambuco P b b Paraíba-Pernambuco íb Acre Tucano Sergipe/Alagoas Sergipe/Alagoas 9 Parecis Bananal Jacuipe Jacuipe p Camamu C Camamu C S. Francisco Almada Almada Jequitinhonha Jequitinhonha 5 Cumuruxatiba Cumuruxatiba Pantanal Mucuri Mucuri Espírito Santo Espírito Santo Paraná 11 Campos Campos Santos Santos 16 18 500km Pelotas Pelotas Mar Vermelho 26
  • 27. PROJETOS PRINCIPAIS  Projetos de GNA Projetos do Pré‐sal e Grandes projetos sustentam o aumento da produção da Cessão Onerosa Projetos do Pós‐sal Lula Piloto TLDs FPSO BW Cidade  Angra dos Reis 100.000 bpdp  Juruá GNA Lula NE Franco 1  F 1 FPSO Cidade de  Cessão Onerosa  Cachalote e Mexilhão Paraty FPSO   Baleia Franca  Jaqueta Guará Piloto 2 120.000 bpd 150.000 bpd FPSO Capixaba GNA FPSO Cidade  de  100.000 bpd São Paulo Guará (Norte)  FPSO P‐67  Parque das Baleias Tambaú  Tambaú 120.000 bpd 120.000 bpd FPSO FPSO  Replicante 2 Replicante 2 FPSO P 58 FPSO P‐58 FPSO Cidade de   Uruguá 180.000 bpd 150.000 bpd 150.000 bpd  FPSO Cidade de  Santos Baleia Azul BMS‐9 ou 11 Santos GNA FPSO Cidade  de  Cernambi SulMil bpd 35.000 bpd Anchieta Papa‐Terra  FPSO Marlim Sul 100.000 bpd TLWP P‐61 & 150.000 bpd 3.070  Módulo 3 Módulo 3 (Reaproveita (Reaproveita‐ FPSO P‐63  Jubarte3000 FPSO P‐57 SS P‐56 mento  FPSO  150.000 bpd 100.000 bpd Espadarte) 180.000 bpd FPSO P‐662500 Replicante 1 2.100  Baleia Azul 150.000 bpd 2.004  Roncador  Roncador Pós Sal ‐ FPSO Pós Sal   BMS‐9 or 11 Roncador Roncador 2000 Módulo 3 Módulo 4   60.000 bpd  TLDs Lula NE  e  SS P‐55 Maromba FPSO P‐62  Tiro Piloto Cernambi 180.000 bpd FPSO  180.000 bpd1500 SS‐11 FPSO BW Cidade  100.000 bpd Atlantic Zephir São Vicente Tiro/Sidon Siri 30.000 bpd 30.000 bpd FPSO Cidade   de  Aruanã Jaqueta e FPSO ESP/Marimbá1000 Itajaí FPSO  FPSO 50.000 bpd FPSO   TLD Guará TLD Carioca  80.000 bpd 100.000 bpd 40.000 bpd 500 FPSO Dynamic Producer 30.000 bpd  FPSO Dynamic  Producer 30.000 bpd 4 TLDs  no Pré Sal 3 TLDs  no Pré Sal 5 TLDs  no Pré Sal 5 TLDs  no Pré Sal 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 27
  • 28. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO 2012Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período Projeto de  Capacidade  Participação da  Previsão de  desenvolvimento ( (mil bpd) p ) Petrobras Início Tambaú Gás Natural 100% BR 1T 2012 Piloto Baleia Azul  (Pré‐sal)   Piloto Baleia Azul (Pré sal) 100  100 100% BR 100% BR 3T 2012 3T 2012 Tiro Sidon 80  100% BR 3T 2012 Roncador mod. 3 SS P‐55  180  100% BR 4T 2012 Piloto Guará  (Pré‐sal) 120  45% BR 4T 2012  Capacidade Total Adicionada ‐ Petrobras: 414 mil bpd o Expectativa de elevado crescimento da produção a partir do ano de 2013 2013. o Atualmente, 23 sondas em operação para lâmina d’água ultra profundas. o Até o momento, 8 sondas chegaram em 2011. Previsão de mais 15 sondas até o final de 2012. 28
  • 29. P‐58 Novas UnidadesNovas Unidades na Bacia FPSO FPSO Espadarte FPSO Espadarte de C d Campos: 2011 15 2011-15 2011 P‐56 – 100.000 bpd 2015 2014 2012 2013 2011 2012 P‐62 P‐55 – 180.000 bpd FPSO Espadarte – 100.000 bpd P‐55 2013 P‐58 – 150.000 bpd P‐61 – 150.000 bpd P‐62 – 180.000 bpd P‐63 150.000 bpd P 63 – 150 000 bpd FPSO (Marimbá) – 40.000 bpd FPSO (Aruana) – 100.000 bpd FPSO P‐56 2014 FPSO FPSO (Baleia Azul)  – 60.000 bpd 2015 FPSO (Maromba) – 100.000 bpd FPSO P‐61 P‐63 29
  • 30. SISTEMAS DE PRODUÇÃO7 novos sistemas até 2015, com 6 já contratados 2010 Lula Piloto FPSO Cidade Angra dos Reis – 100.000 bpd O 1º poço produzido em Lula Piloto alcançou  36,000 boed (28,000 bpd de óleo), sendo o  36,000 boed (28,000 bpd de óleo), sendo o poço mais rentável da Petrobras 2012 Guará  Piloto Guará Piloto FPSO Cidade de São Paulo – 120.000 bpd 2013 Lula Northeast FPSO Cidade Paraty – 120.000 bpd 2014 Guará Norte FPSO – 150.000 bpd Cernambi  FPSO – 150.000 bpd 2015 Lula Central Franco – Cessão  FPSO – 150.000 bpd Onerosa Lula Alto FPSO – 150.000 bpd FPSO 150 000 b d FPSO – 150.000 bpd 30
  • 31. PROJETO VARREDURA Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória Descobertas do Pré-sal Projeto Varredura na Bacia de Campos 2009/10 (VARREDURA) • Volumes recuperáveis adicionais com as  p descobertas: • Pós‐sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105  MM boe;  MM b • Pré‐sal: Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim  Leste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe .  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 31
  • 32. ATIVIDADE DO PRÉ‐SALDados ratificam o potencial da fronteira exploratória BACIA DE CAMPOS  Jubarte: 14.000 bpd (ESS‐103)  Baleia Franca: 25.000 bpd (BRF‐1 + BRF‐6)  Brava: 7.000 bpd (MRL‐199D)  Carimbé: 21.000 bpd (CRT‐43)  Tracajá: 20.000 bpd (MLL‐70) TOTAL (nov/2011):  87.000 bopd POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS  TLD Carioca NE: 24.000 bpd (SPS‐74)  TLD L l NE 14 000 b d (RJS 662A) TLD Lula NE: 14.000 bpd (RJS‐662A)  Piloto de Lula: 53.000 bpd (RJS‐660 + RJS‐646) TOTAL (nov/2011):  91.000 bopd INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL NA BACIA DE SANTOS  34 poços perfurados até Out11 (27 Exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até fim de 2011.  Pil Piloto de Lula: 1º poço ‐ 28 il b d 2º d L l 1º 28 mil bpd, 2º poço ‐ 25 il b d e 3º  poço pronto para início de produção ao final de Nov.  25 mil  bpd 3º i í i d d ã fi l d N  10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012. Produção média de todos os poços do Pré‐sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio 32
  • 33. NOVAS TECNOLOGIASPetrobras está implementando tecnologias de ponta SEPARADOR DE ÓLEO E ÁGUA SEPARADOR DE ÓLEO E ÁGUA INJETOR DE ÁGUA DO MAR INJETOR DE ÁGUA DO MAR OIL/WATER SUBSEA  RAW WATER SEPARATION ‐ Soluciona limitações  quanto ao  INJECTION ‐ Aumenta a produção em sistemas já  aumento da produção de águagrowing existentes ‐ Resolves limitations from ‐ Increases submarinos in existing ‐ Três sistemas productionpara bombear a Três sistemas submarinos para bombear a  ‐ Separa água e óleo debaixo d’água,  water production systems água do mar (com um pequeno tratamento)  reinjetando água e aliviando o tamanho  ‐ Separates water and oil under the  ‐ 3 subsea systems for pumping raw  para elevar a pressão do reservatório,  do equipamento na superfície da  sea, reinjecting water and relieving  aumentando o fator de recuperação sem o  water (with little treatment) to  plataformaof the surface equipment the size of the surface equipment  the size aumento dos sistemas de superfície.  aumento dos sistemas de superfície pressurize the reservoir, increasing  pressurize the reservoir increasing on the platform ‐ Sistema pioneiro no mundo para esta  recovery factor without increasing  profundidade.  surface systems. Pioneer in the  ‐ Field:  Marlim (Nov/2011) world in such water depth Campo: Marlim (dez/2011) p ( / ) Campo: Albacora (dez/2011) Campo: Albacora (dez/2011) ‐ Field: Albacora (Dec/2011) 33
  • 34. COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃOReservatórios e equipamentos definem produção no tempo  bbl/d Declínio natural do reservatório * Declínio natural do reservatório * Possíveis causas: ‐ queda da pressão do reservatório Potencial1 ‐ aumento da produção de água Produção1 Potencial2 * Supondo 100% de eficiência dos  equipamentos instalados  Produção2 ç Produção efetiva uma combinação entre: ‐ Declínio natural do reservatório E ‐ Eficiência dos equipamentos: - deficiência do método de elevação; formação de hidratos na linha de coleta; falhas de compressão; quedas de energia; t1 t2 falhas de equipamentos; Tempo paradas programadas ou não; etc. o E 2011 d lí i d produção em alguns campos acima d valores hi ó i Em 2011, declínio de d ã l i dos l históricos d id a devido perda de eficiência em equipamentos. o Na média, o declínio do reservatório foi abaixo do esperado o Declínio não foi causado por problemas geológicos dos reservatórios. 34
  • 35. PRODUÇÃO ‐ 2011Paradas não programadas explicam maior parte da produção abaixo da meta Perdas de produção por questões operacionais – efeito na produção anual  25.000 Paradas não programadas 20.000 Paradas programadas Queda de produção causada por paradas não programadas 15.000 e atrasos em paradas d) (bpd programadas atingiu a média 10.000 de 44 mil bpd nos 9M11 5.000 5 000 0 1T 2T 3T Outros fatores que reduziram produção durante o ano o Atrasos na entrada de poços, principalmente por falta de sondas. Diversas sondas entrando p ç ,p p p em operação nos próximos meses/ano. o Restrição na logística de escoamento do gás causou redução adicional de 20 mil bpd de óleo nos 9M11 (Uruguá: 10 mil bpd; Lula: 10 mil bpd). ( g p ; p ) 35
  • 36. CUSTO DE EXTRAÇÃOCustos pressionados por uma combinação de fatores durantes os primeiros nove meses de 2011 R$/barril $/b l US$/barril 117,36 187,78 186,07 113,46 175,30 104,97 147,02 86,48 134,51 55,14 54,11 76,86 35,00 50,66 30,48 31,25 31 25 42,72 43,47 25,58 24,67 34,21 31,80 31,66 21,88 19,10  17,88 24,26 26,13 14,07 15,29 20,93 22,31 10,60 11,38 13,12 13,37 18,46 , 17,34 19,00  10,29 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 Brent Part. Governam. Part Governam Custo de Extração Custo de Extraçãoo Custo de extração em dólares impactado pelas provisões relativas ao Acordo Coletivo de Trabalho 2011 (em negociação).o T dê i d aumento d custo d extração no ano d id a entrada d novos sistemas d produção, Tendência de t do t de t ã devido t d de it de d ã maior número de paradas programadas e não‐programadas e maiores custos de serviço e energia pelo elevado preço do petróleo. 36
  • 37. RENTABILIDADE DO E&P NO BRASIL Produção no Brasil gera retornos atrativos em um cenário de elevação do preço do petróleo Brent vs. Lucro Líquido por Barril Lucro Líquido do E&P ($/boe) 25 US$) Lucro Líquid por Barril (U 20 15 do 10 5 Peer Range Peers Petrobras 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Brent (Média em Dólares) ROCE do E&P 60% • Rentabilidade do E&P tem forte correlação com o Rentabilidade do E&P tem forte correlação com o  50% preço do petróleo • Produção no Brasil: 86 % óleo e 14% gás 40% q p p p • Maior lucro liquido por barril proporciona  30% maior retorno do que as peers 20% • Ambiente regulatório estável permite  Peers Peer Range Petrobras capturar os beneficios do aumento do preço  10% do petróleo d ól 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010Fonte: PFC Energy Peers: BP, CVX, XOM,RDS, TOT 37
  • 38. RENTABILIDADENovos projetos de E&P tem taxa de retorno atraente 45,0% 40,0% Principais Premissas: 35,0% • FPSO d 150 il b d FPSOs de 150 mil bpd 30,0% • Produção de 500 mil bpd 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 Não inclui custos exploratórios e  10,0% de aquisição 5,0% 0,0% 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 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 g p ç p ,premissas baseadas em experiências anteriores 38
  • 39. DISTRIBUIÇÃO DAS RECEITAS DE E&PEm cenário de alta de preços do óleo, o lucro líquido por BOE é beneficiado por termos de concessão Distribuição do preço de realização do barril de óleo doméstico $ Preço de Realização por barril % Preço de Realização$90,00 100,0%$70,00 80,0% 60,0%$50,00$50 00 40,0%$30,00 20,0%$10,00 0,0% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1S11 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1S11$(10,00) -20,0% Produção Outros CPV DD&A I R Outros SG&A Part. Governamental Lucro Líquido R&D Custos Exploratórios 39
  • 40. O QUE É PRÉ SAL? Localizado em uma área remota, até 300km offshore Profundidades de lâmina  d’água que podem exceder  Corcovado 2 000 t 2.000 meters  Profundidade total de  5.000 to 7.000 metros Foco na camada  Post‐Salt Layer Pós‐Sal até  2006 Focus up to 2006 Camada de sal com espessura  maior que 2.000 metros i 2 000 t Grandes reservatórios de  Nova Fronteira Exploratória Pre‐Salt Layer óleo de carbono NewCamada Pre‐Sal Exploratory Frontier 40
  • 41. PRÉ‐SAL Representada por uma grande área relativamente não explorada 41
  • 42. DESTAQUES DO PLANSAL DE 2006 A 2010... Infraestrutura Gaseoduto Tupi Mexilhão Gaseoduto Tupi‐Mexilhão mas Definitivos FPSOs/ Sistem Piloto de Lula (AR) TLDs FPSOs/T Tupi (CSV) Guará (DP) W Polaris W Polaris  Cajun (SS76) Cajun (SS76) Expedição Águas Profundas Clipper  (NS28) Ocean Valor (SS77) (NS20)* New Rigs (NS21) W Taurus (SS68) W Orion (SS78) Paul Wolf  Louisiana  Victoria (SS70) W Emminence  Dave Beard (SS71) (SS53) (SS51) Stena (NS25)* (SS69) Goldstar (SS73) 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. 42
  • 43. ...E DE 2011 EM DIANTE ROTA 2 ROTA 3 fraestrutura Inf Replic. nitivos 1 Piloto  Guará  Sistemas Defin Guará G á Norte N t FPSOs/ Replic. Replic.  2 3  Piloto Lula  Cernambi  NE Sul C.O. Replic. 1 4 Lula NE (CSV) Os/TLDs Cernambi  (CSV / 2S 2011) 4 TLDs 3 TLDs 5 TLDs 5 TLDs FPSO Carioca  (DP / 2S 2011) das Vitoria 10000  Vitoria 10000 Novas Sond (NS‐30) 7 sondas de  Sondas a serem contratadas + 3 sondas perfuração (inclui até 28 sondas a serem construídas no Brasil) ... 2011 2012 2013 2014 2015 2016 43
  • 44. DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL Todas as unidades da fase 1a em construção ou em contratação 2 FPSOs desenvolvendo  Já contratados  Já contratados  TLDs (início de operação em 2012 e 2013) (início de operação 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 • Inovação acelerada ç • 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  Cascos de navio já contratados   anos após a descoberta) (conversão no Estaleiro Inhaúma) Em construção (cascos sendo  construídos no Estaleiro Rio Grande) + topsides 44
  • 45. INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL NA BACIA DE SANTOS  Manutenção de elevado índice de sucesso exploratório .  Constatação de elevada produtividade nos poços produtores. d  Produção atual de 66.000 bpd em apenas 3 poços. TLD de Carioca NE TLD  ‘ Lula NE Piloto  Piloto de Lula  34 poços perfurados até Out/2011 (27 p ç p / ( Exploratórios)  10 sondas em operação na área, de um total de uma frota de 23 sondas que operam em lâmina d’água ultra profundas.  Até o final de 2012 está prevista a chegada de mais 17 sondas, dentre as quais 10 serão alocadas no Pré‐Sal da Bacia de Santos. 45 Poços em perfuração, completação ou avaliação 45
  • 46. CAPEX: PRÉ‐SAL VS. CAMPOS Equipamentos e processos similares: principal diferença – perfuração e conclusão Pré- Pré-sal DISTRIBUIÇÃO CAPEX 27% 20% 53% Arranjo Submarino j Completação + Perf uração p ç ç Unidades Projetos em águas profundas na Bacia de Campos * DISTRIBUIÇÃO CAPEX o Custos adicionais de perfuração e completação no Pré-sal comparados com um projeto genérico de águas profundas na Bacia de Campos podem ser total ou parcialmente compensados com óleo de maior qualidade e quantidade, esperado nesta camada.* Generic example, considering that these rates can change among the different existing projects in Campos Basin 46
  • 47. RESULTADOS POSITIVOS OBTIDOS NOS TLDs  Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano (em relação ao tempo médio combinado de 2006/7) Resultados obtidos nos TLDs 2006/2007 5 poços 100%  Produção constante  Restrição por limitação de queima de gás 2008 4 poços 85%  Bom comportamento dos reservatórios 2009 5 poços 75%  Boa comunicação lateral 2010 6 poços 66%  Sem problemas de garantia de escoamento Cronograma de Realização de TLDs 4 1 4 1 5 5 4 3 3 2011 2012 2013 2014 2015 TLD ‐ Pré‐Sal e Cessão Onerosa TLD ‐ Outras áreas 47
  • 48. ECONOMICIDADE DO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOSO aumento do conhecimento reduz o investimento previsto, aumentando o VPL do Plansal 48
  • 49. Macae 49 LOGÍSTICA E INFRA‐ Aquisição  Porto do Rio ESTRUTURA Aquisição  Aquisição Angra Aeroporto de  dos Reis   Cabo Frio (2011/Fluidos) Route 3 Route 2 Centro  Passageiros (2014) Centro Fluidos Centro Route 1 Diesel Centro Fluidos FLNG Centro Diesel INFRA‐ESTRUTURA Situação Aeroporto Jacarepaguá Operando Centro Fluidos Aeroporto Itanhaem Operando Aeroporto Cabo Frio Operando Porto Rio Operando Porto Macaé Porto Macaé Operando Fluidos Centro  1 Operando PROJETOS ROUTE 1 AnoAdequação UTGCAAdequação UTGCA Mai/2013Oleoduto PMXL‐UTGCA 2010Oleoduto Lula‐Mexilhão Fev/2011 PROJETOS ROUTE 2 AnoOleoduto Cernambi‐Cabiúnas Ago/2014 50 kmExpansão do Processamento de TECAB Ago/2014ROUTE 3: Oleoduto Maricá Jan/2016 Instalações fora de escala 49
  • 50. DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADEPrazos para a declaração de comercialidade influencia planos de desenvolvimento 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Bem‐Te‐Vi BM‐S‐8 (12/31/2012) Guará G ará BM‐S‐9 (12/29/2011) Carioca (12/31/2013) Parati BM S 10 BM‐S‐10 (04/12/2012) BM‐S‐11 Iara (12/31/2013) Caramba BM‐S‐21 (04/30/2015) Júpiter BM‐S‐24 (02/28/2016) 50
  • 51. TRANSFERÊNCIA DE DIREITOS5 bilhões BOE em áreas contíguas e adjacentes, acrescentando escala e repetibilidade Transferência de Aquisição de Direitos Volume 5,0 bilhões de boe Área de  3,865 km2 in 7 blocos Concessão Preço Médio US$ 8,51 / boe Valor Inicial US$ 42.5 bilhões / R$ 74.8 bilhões 40 anos, prorrogável por mais 5  Duração anos. Período de exploração de 4  anos. anos Previsão ‐ Fluxo de Caixa Acumulado do campo de Franco (2C) * D&M Pressupostos para Franco: D&M Pressupostos para Franco: 110.000  ( $ (US$ MM) )• 2C Recursos Contingentes 90.000 • Potencial Total de Petróleo e Quantidades Condensadas: 70.000 1,632 MM boe •Potencial Total da Quantidade de Vendas de Gas:  50.000 1,664 Bn ft3  Início de  Fluxo de  30.000  Produção Caixa Positivo• Preço Brent: US$ 79.23 bbl• Preço Gas: US$ 4.27 mil ft3 ç $ 10.000 • 3 FPSOs, com 150 mil de capacidade de  (10.000) processamento BOPD * Valores Nominais 51
  • 52. DESENVOLVIMENTO DAS ÁREAS DE CESSÃO ONEROSA EM IMPLANTAÇÃO Declaração de Comercialidade Declaração de Comercialidade Fase de Exploração Fase de Produção Fase de  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  4 primeiras • 7 poços Exploratórios unidades de  Novas Tecnologias  Florim • 1 poço Exploratório  e Definição de  produção em  NE de Tupi contingente Alocação de  contratação  contratação • 1 TLD Recursos (*) Sul de Guará • 2 TLDs contingentes • Sísmica 3D  Sul de Tupi  Não foram consideradas as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba *Conversão no estaleiro Inhaúma 52
  • 53. Sondas de Perfuração,S d d P f ã Recursos Críticos e  Conteúdo Local 53
  • 54. GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS 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 pretendem desenvolvercentros tecnológicos no país. 54
  • 55. 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 Sondas Perfuração LDA acima de 2 000 m 15 39 37 ( ) 37 (1) 65 ( ) 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 p Sonda de Perfuração Produção  (FPSO) P d ã (FPSO) Sondas sob contratos Lâmina d´água 2006 2008 2010 2011 2012 2013 Até 1.000 metros 6 11 11 1.000 a 2.000 metros 19 19 21 +2 +1 +1 Acima 2.000 metros 2 3 15 +10 +13 +1 (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. 55
  • 56. CONTEÚDO LOCAL Contratos de concessão dão flexibilidade Limites mínimos e máximos por tipo de bloco: 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% p ç 50% na fase exploratória.  50% f l tó i Limite Mínimo Desenvolvimento da Produção: 1 a 4 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  5 e 6 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  Níveis de compromisso de conteúdo local menores nas primeiras rodadas de concessão da ANP permitem tempo  para a estruturação da indústria local. O Os contratos de concessão e cessão onerosa prevêem dispositivos de renúncia considerando respostas não  t t d ã ã ê di iti d ú i id d t ã compatíveis (preço, prazo e tecnologia) do mercado nacional quando comparadas com métricas internacionais. 56
  • 57. DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONALDetalhamento das necessidades nas categorias críticas permite estratégia de longo prazo DISPONIBILIDADE  Custo de  CATEGORIA DO MERCADO  DO MERCADO FPSO NACIONAL 1 Equipamentos de processo ▲▲ 2 Turbomáquinas ▲▲▲ 3 Equipamento mecânico ▲ 4 Equipamento elétrico E i t lét i ▲▲ 5 Instrumentação/automação ▲ 6 Estrutura de navio e sistemas ▲▲▲ 7 Dutos e válvulas ▲ 8 Segurança  9 Telecomunicações  Telecomunicações 10 Ventilação e AC (VAC) ▲ 11 Serviços de engenharia 12 Architetura  13 Serviços de comissionamento ▲Proportional  share of FPSO cost Uma vasta experiência na contratação de FPSOs combinada com uma escala operacional e padronização de equipamentos vai ajudar a criar uma indústria offshore competitiva internacionalmente. 57
  • 58. 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 P 62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE 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 58 58
  • 59. REALIZAÇÕES DE CONTEÚDO LOCALAlto nível de conteúdo local já em vigor Roncador: desenvolvimento da P‐54 Roncador: desenvolvimento da P‐54 Marlim Sul: desenvolvimento da P‐56  68% conteúdo local 73% conteúdo local Jubarte: desenvolvimento da P‐57  65% conteúdo local 59
  • 60. RECURSOS HUMANOSProgramas intensivos de treinamento para atender às demandas do Plano de Negócios 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 19 Embarcações de charter Refinaria Premium I Refinaria Premium II Replanejamento Comperj e RNEST Novos Projetos 78.402 212.638 Já qualificados Já qualificados Demanda HR (R$ 554 milhões) (R$ 228 milhões) PN 2010‐14 60
  • 61. RECURSOS HUMANOS REQUISITADOSTrabalhadores com ensino fundamental e médio são os mais procurados PROFISSIONAIS NECESSÁRIAS PARA O & G IMPLEMENTAÇÃO PORTFOLIO 189 CATEGORIAS PROFISSIONAIS CATEGORIAS PROFISSIONAIS 212.638 Profissionais qualificados 41 7 CONSTRUÇÃO & 90 OPERAÇÕES 51 ENGENHARIA CONSTRUÇÃO CIVIL 4% 9% ASSEMBLÉIA 79% MANUTENÇÃO 7% 8.674 20.200 168.197 168 197 15.567 15 567 21 BÁSICO 14 7 71% 12 ENSINO MÉDIO BÁSICO 118.654 BÁSICO 44% 100% 25% 3.806 3 806 20.200 20 200 27 3.909 3 909 ENSINO MÉDIO 21% 34.827 3 19 TÉCNICO  ENSINO MÉDIO 11% 2 49% 988 TÉCNICO 7.690 1% 2.103 24 1 GRADUADO 21 TÉCNICO INSPETORES 22% 45% 3% 3.880 3.393 5.060 19 11 GRADUADO GRADUADO 4% 4% 7.553 575 61
  • 62. Refino, Transporte e  fiComercialização (RTC)  e Petroquímica í i 62
  • 63. ESTRATÉGIAExpansão, qualidade, logística e comercialização Expandir o refino, assegurando as margens decorrentes do abastecimento do mercado brasileiro, com a qualidade requerida e desenvolvendo mercados para o excedente de petróleoDestaques do Plano de Negócios 2011‐15:• Aumento da capacidade de refino em 395 mil bpd no período;• Conclusão do processo de modernização do parque de refino; o c usão do p ocesso de ode ação do pa que de e o;• Logística integrada com as atividades de E&P, para garantir a comercialização dos excedentes de petróleo;• Ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros, através de participações societárias. 63
  • 64. INVESTIMENTOSInvestimentos em Refino, Petroquímica e Logística US$70.6 bilhõesDestinação do Óleo NacionalDestinação do Óleo Nacional Internacional • Ampliação do parque de refino: Refinaria do NE Ampliação do parque de refino: Refinaria do NE, Ampliação de Frotas Premium I e II e Comperj; • Atendimento ao mercado interno: Projetos de  Melhoria modernização, conversão e de  Operacional Ampliação do  hidrodessulfurização; Parque de Refino • Melhoria Operacional: manutenção e Melhoria Operacional: manutenção e  Atendimento ao  Mercado  otimização do parque, SMES e P&D; Interno • Destinação do óleo nacional: suprimento de  petróleo das refinarias e infraestrutura para  exportação de óleo. Investimentos em Petroquímica somam US$ 3,8 bi 64
  • 65. EVOLUÇÃO DA DEMANDA POR DESTILADO MÉDIOExpectativas de forte crescimento de destilados médios MATRIZ DE TRANSPORTE MATRIZ DE TRANSPORTE PIB e PIB DA AGRICULTURA NO BRASIL PIB e PIB DA AGRICULTURA NO BRASIL A matriz de transporte brasileira depende fortemente  de caminhões Rússia 81% 8% 11% +52% Canadá 46% 43% 11% Austrália 43% 53% 4% EUA 43% 32% 25% PIB China 37% 50% 13% PIB da Agricultura 1Q00 1Q01 1Q02 1Q03 1Q04 1Q05 1Q06 1Q07 1Q08 1Q09 1Q10 Brasil 25% 58% 17% Trens Caminhões Marítimo e Outros Mercado de  QAV Vendas de Diesel e QAV  Número de passageiros transportados – DIESEL AND JET SALES Transporte Aéreo no Brasil (milhares) +4,5% p.y. +17% +9% +12%a.a. 2006 2007 2008 2009 2010 9M11 Diesel Jet Fuel QAV Em 9M11, as vendas excederam o crescimento esperado,  mantendo um crescimento mais rápido do que o do PIB jan 07 jan 08 jan 09 jan 10 jan 11 jan 12 65
  • 66. MERCADO BRASILEIROCrescimento econômico e aumento da renda levam ao aumento da demanda de produtos de óleoprodutos de óleo Outros Óleo Combustível (GDP: 4,1% (GDP  4 1% a.a.) ) Gasolina +3,8% Destilados médios a.a. 3.095 2.643 928 2.147 792 1.814 1 814 1.776 128 696 124 567 602 593 507 98 Mil bpd 189 108 402 315 314 1.472 1.219 951 708 761 2000 2005 2010 2015 2020 Fonte: Petrobras (Plano Estratégico 2020) 66
  • 67. 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 Abreu e Lima PREMIUM I PREMIUM I (RNE) (1ª fase) 230.000 bpd  300.000 bpd 181 (2012) (2016) ... ... ... ... Produção de Óleo e LGN ‐ 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 67
  • 68. EXPANSÃO DO RTCNecessidade de novas refinarias para evitar a dependência excessiva das importações de produtos de produtos Importação Líquida de Produtos (mil bpd) Importação Líquida como porcentagem da demanda total(%)* ( ) 2006 2007 2008 2009 2010 2011E EUA Brasil (2010) França Alemanha China Japão Espanha México Indonésia Brasil (2020)** • Aumento das importações levará a maiores custos logísticos e aumento da exposição a  disponibilidade de suprimentos internacionais*  Fonte: IEA – 2010 World Energy Statistica**  Sem considerar ampliação do Parque de Refino 68
  • 69. EXPANSÃO DO RTCAbreu e Lima e Comperj em construção, Premiums em fase de concepção REPRE I Refinaria Abreu e Lima Comperj REPRE II Capacidade: 330.000 bpd Capacidade: 230.000 bpd Etapa: Implementação E I l ã Etapa: Implementação Inicialização : 2013 and  Inicialização : 2012 RNE 2018 Refinaria Premium I Refinaria Premium II Capacidade: 600.000 bpd Capacidade: 300.000 bpd Comperj Etapa: Terraplanagem tapa: icença Prévia mitida Etapa: Licença Prévia Emitida Inicialização: 2016 and  Inicialização : 2017 2019 Lançamento de Refinarias da Petrobras Lançamento de Refinarias da Petrobras PREMIUM II REMIUM I COMPERJ EPLAN EMAN EDUC  EGAP  EVAP ECAP EPAR NEST EFAP LAM PBC  RN RE RERP RE RE RE RERE RE PRRL 32 Anos 50’s 60’s 70’s 80’s 90’s 00’s 10’s• Curva de aprendizado das duas novas refinarias (Refinaria Abreu e Lima e Comperj) para reduzir  CAPEX  das refinarias Premium 69
  • 70. IMPACTO EM CUSTOS DE TRANSPORTEDistâncias significam custos de frete relevantes para alcance dos diferentes mercados Fretes marítimos ($/bbl) 2,8 28 4,9 5,4 2,8 28 7,7 4,1 Processar no Brasil implica em: • Menores lead‐times • Menor necessidade de tanques •M Menores estoques Petróleo • Menor necessidade de navios Derivados 70
  • 71. CONVERSÃONovas refinarias terão maiores capacidades de conversão, permitindo menor custo de matéria‐prima té i i Capacidade de Conversão / Capacidade de Destilação Custo Médio de Petróleo (2020) 70 Coque 68% 65% 64% (US$/bbl) FCC 60 HCC ‐5,8 50 31% 26% ‐2,3 40 37% 10% 65% 30 20 38% 36% 27% 10 Brent Refinarias  Refinarias Refinarias  Refinarias 0 Existentes Premium Refinarias  RNE COMPERJ PREMIUM Existentes (2010) 71
  • 72. 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. d li 72
  • 73. REFINARIAS PREMIUMFuturas refinarias projetadas para otimizar escala e recursos Economias de escala e novas estratégias de Reduzir os custos de refino devido à implementação reduzem CAPEX, incluindo: qualidade do design e da escala• Concurso de projetos com base no menor custo final Custo de Refino do parque atual (US$ / bbl em 2010)• Seleção de UOP ‐ empresa internacional com experiência  extensiva de refino extensiva de refino Idade (anos) Id d ( )• Design único integrando todas as refinarias on‐site and off‐site• Designer participando desde a concepção inicial até o início  das operações técnicas• Economias de Escala (RPRE: módulos de 300mil bpd)• Máximo de padronização na especificação de equipamentos Máximo de padronização na especificação de equipamentos• Agendar a fase de construção permitindo planejamento de  longo prazo para fornecedores de equipamentos• Reutilização do projeto executivo que permite a incorporação  das lições aprendidas Escala (mil bpd) 73
  • 74. MARGENS DE REFINO  Utilizamos premissas conservadoras frente ao histórico e frente a outros previsores Crack 321* e 2011-2020 (média) Diferencial leve-pesado* e 2011-2020 (média) (US$/bbl) (US$/bbl) Intervalo consultorias Intervalo consultorias 50 50 Intervalo Petrobras 80 Intervalo Petrobras 45 45 70 40 60 35 30 50 25 40 20 30 Avg 27 15 Avg 2010,6 10 5 10 0 0 0 jan 06 jan 07 jan 08 jan 09 jan 10 jan 11 jan 12 * (Unleaded USG*2 + N2 Diesel USG)/3 - Brent * (Unleaded USG + N2 Diesel USG)/2 – Fuel Oil 3% USG Previsões indicam Spread crack 321 de US$ 8,5/bbl e diferencial óleo leve/pesado de US$ 21 8/bbl entre 2011e 2020 21,8/bbl 2020. Fonte: Previsão dos consultores inclui Cera (3 cenários), Pira (3 cenários) e Woodmackenzie 74
  • 75. RENTABILIDADENovos projetos de refino tem taxa de retorno acima do custo de capital Taxa de  Retorno (%) 18 Principais Premissas: Principais Premissas: 16 • Refinaria com trem de 300 k bpd 14 • Esquema de refino com HCC, Coque e     12 HDT 10 •Custo de Refino em linha com as refinarias  8 atuais de mesma escala  • Análise integrada 6 • Produção voltada para o mercado interno 4 • Não inclui benefícios fiscais na operação  2 do ativo 0 Margem  13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 US$/bbl Caso 1 – Capex US$ 30.000/bpd Caso 2 – C C 2 Capex US$ 40.000/bpd S$ 0 000/b d Cenário Esperado Caso 3 ‐ Capex US$ 50.000/bpd 75
  • 76. INVESTIMENTO EM HIDRORREFINOFase 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% (atual) 20 23% 0 Agregando valor ao nosso petróleo doméstico através da produção de diesel e gasolina em linha com os  padrões internacionais.  Subinvestimento nos últimos anos exige uma modernização da capacidade de hidrorrefino (para remoção de  enxofre) 76
  • 77. INVESTIMENTOS EM QUALIDADECiclo de investimentos na modernização e qualidade atingiu o pico US$ 16 bilhões entre 2011‐15 Redução do nível de enxofre 7.0 US$ 16 billion 5.9 4.9 4.5 Nível de enxofre – 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 • Após 2013 o investimento pode ser focada principalmente na própria expansão Após 2013 o investimento pode ser focada principalmente na própria expansão  77
  • 78. SUPORTE ÀS OPERAÇÕES DE UPSTREAM Apoio logístico representa 11% do Capex Capex  para a Expansão da Frota Capex para a Expansão da Frota Capex para logísticas para petróleo Capex para logísticas para petróleo US$ 4,4 bilhões US$ 3,5 bilhões Projetos  Plangás Pré‐Sal Outros 21% 30% 51% 70% 28% Suprimento Petróleo P t ól 78
  • 79. PETROQUÍMICA Braskem ESTRUTURA DE CAPITAL Capacidade nominal  p por Tipo Petroquímico p q Total ON 36,1%  47,0% PETROBRAS (mmt/y) Etileno 3.77 38,2%  50,1% ODEBRECHT Propileno  1.59 Alagoas 25,7%  2,9% Outros Polietileno 3.06 Polipropileno li il 2.88 2 88 Bahia PVC                        0.51 Cumeno                0.32 A maior produtora de resinas termoplásticas das Américas Rio de Janeiro • Capacidade de Produção: 15 milhões de toneladas de resinas São Paulo termoplásticas e outros produtos químicos • 31 unidades industriais: 28 no Brasil e 3 nos EUA • 400 patentes no Brasil, os EUA e Europa Rio Grande do Sul • Líder mundial na área de biopolímeros por causa de Green PE, produzido pela primeira vez em escala comercial em setembro de 2010Petrobras também tem três novos projetos petroquímicos em construção:• Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro petroquímica complexo para ser integrado com a refinaria do Comperj para produzir materiais para a indústria de plásticos;• Petroquímica Suape Complexo em Pernambuco: para produzir ácido tereftálico purificado (PTA), resina de polietileno tereftalato (PET), e de polímeros e filamentos de poliéster têxtil• Companhia de Coque Calcinado de Petróleo—Coquepar: calcinado de petróleo coquerias, no Rio de Janeiro e Paraná 79
  • 80. BIOCOMBUSTÍVEIS 80
  • 81. INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS INVESTIMENTOS 2011‐2015  US$ 4,1 Bilhões 7% 14% 0,3 03 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: 12% • 2015: 26% 273% 16%    855 735 1,5 2011 2015 2011 2015 Pbio + Parceiros Pbio + Parceiros 81
  • 82. Gás Natural, Energia Elétrica  e Fertilizantes 82
  • 83. 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 08 0,8 08 26% g gestão junto as Distribuidoras visando  j 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  ã d i d G escoamento do gás do pré‐sal e  Malha Energia Elétrica atendimento do mercado termelétrico Plantas de gás química  Plantas de gás‐química Internacional (Nitrogenados) GNL • Maiores investimentos na conversão do  gás natural em uréia, amônia, metanol e  outros produtos gás‐químicos outros produtos gás químicos 83
  • 84. 1º CICLO DE INVESTIMENTOTransporte de gás natural e infraestrutura de processamento concluídos em grande pparte Infraestrutura de Transporte (km) 9.538 9.728 km 10.000 9.000 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 2 000 1.000 0 2003 2005 2007 2008 2009 2010 2011 Investmentos: R$ 29,2 bilhões Estações de Compressão e Pontos de Entrega Até 2013 2003 a 2011 Estações de Compressão Pontos de Entrega 84
  • 85. 2º CICLO DE INVESTIMENTOS: MONETIZAÇÃO DAS RESERVAS DO PRÉ‐SAL 2º Ciclo de Investimentos 1º Ciclo de Investimentos REALIZADO PN 2011-2015 2011- 100% GNL GNL Aquisições de UTE Pecém BGUA UFN III (set/14) UFN V (set/15) 90% Cubatão Conversão UTE Bicomb. Bicomb Sulfato de Amônio (mai/13) Termoaçu 80% ARLA 32 (out/11) 70% UFN IV (jun/17) estimento Total 60% Gasduc III 50% Gasbel II Regás Bahia % do Inve 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) 85
  • 86. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M3/D)PCS 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 39 13 Fertilizantes F tili t 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 86
  • 87. COMPARAÇÃO PREÇOS NACIONAIS, INTERNACIONAIS E ÓLEO COMBUSTÍVEL 22 20 18 16 MMBtu 14 12 10US$/M 8 6 4 2 0 08 09 10 11 08 08 08 08 08 09 09 09 09 09 jan/10 mar/10 mai/10 jul/10 set/10 jan/11 mar/11 mai/11 jul/11 set/11 nov/0 nov/0 nov/1 nov/1 jan/0 mar/0 mai/0 jul/0 set/0 jan/0 mar/0 mai/0 jul/0 set/0 Faixa dos Contratos Internacionais GN Brasil: Boliviano GN Brasil: Nova Política OC Brasil (SE) GN Europa: Contrato GNL Á Ásia: Contrato (PIRA) • Preços do gás no Brasil são competitivos com óleo combustível e preços de gás de outros países importadores. 87
  • 88. Internacional 88
  • 89. INVESTIMENTOS: ÁREA INTERNACIONAL Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E US$ 11 bilhões Golfo do México 7% 1% Principais Projetos: 3% 2% • Cascade / Chinook E&P G&E • Saint Malo Saint‐Malo RTCP • Tiber Distribuição 87% Corporativo Costa Oeste da África Principais Projetos: América Latina Principais Projetos: • Bolívia • Nigéria San Alberto / San Antonio  Akpo  Akpo Atendimento ao Mercado  Brasileiro 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 89
  • 90. DESENVOLVIMENTO DE CASCADE ‐ CHINOOK Expectativa de primeiro óleo em águas ultra profundas no Golfo no início de 2012 Shuttle Campos da Petrobras America - Tanker FPSO Lâmina d’água ~ 2,500 metros g , (8,200 pés). Gas Export FSHR Pipeline Regulação americana aprovou que a Chinook Petrobras traga o primeiro FPSO (*) Control para operar no Golfo do Mexico Mexico. Umbilical Flow line Power Umbilical Novas tecnologias para o Golfo do Méxivo dos EUA, incluindo bóia Cascade desconectável do sistema de Manifold M if ld Tree T ancoragem, permitindo que o navio se mova em caso de furacões, e transporte via navio-tanque. (*) FPSO – Floating Prod ction Storage and Offloading facilit Floating, Production, facility. Petrobras possui extensa experiência de produção em FPSOs, com 18 unidades operando atualmente no Brasil. Petrobras: Petrobras America inc 90
  • 91. CO SCONSIDERAÇÕES  ÇÕ S FINANCEIRAS 91
  • 92. INVESTIMENTOS 2011‐2015Investimentos estáveis com maior foco em E&P PN 2010‐14 PN 2011‐15 US$ 224,1 bilhões US$ 224,7 bilhões 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 4,14,1 3,8 118,8 (*) 73,6 73 6 53% ,65,5 70,6 65,5 127,5 31% 57% 33% E&P RTC (*) US$ 22,8 bi em Exploração Gás,Energia & Gás Química Petroquímica Distribuição ç Biocombustíveis • 5% dos investimentos serão realizados no Corporativo exterior, sendo 87% em E&P. •Nota: HSEE (US$ 4 2 bi) IT (US$ 2 7 bi) Tecnologia (US$ 4,2 bi), 2,7 bi), 4,6 bi), Logística (US$ 17,4 bi) e Manutenção & Infraestrutura (US$ 20,6 bi) 92
  • 93. PRINCIPAIS ALTERAÇÕES NO PORTFÓLIORealocação de investimentos concentrados no E&P Exploração & Produção Abastecimento  Gás & Energia (inclui Petroquímica) + US$ 8,7 bilhões ‐ US$ 4,3 bilhão ‐ US$ 4,6 bilhões Novos Projetos Novos Projetos Novos Projetos • Inclusão da Cessão Onerosa • Unidade de lubrificantes  • Novas UTEs (Comperj) • Novas Unidades para Pré Sal Novas Unidades para Pré‐Sal   (Lula) • Dutos • Infraestrutura Operacional • Ampliação do sistema de  monobóias (São Francisco do Sul) • Novas Descobertas e P&D Novas Descobertas e P&D • Adequação da Revap Projetos Excluídos, Revisados  Projetos Excluídos, Revisados  Projetos Excluídos, Revisados  e/ou Postergados e/ou Postergados e/ou Postergados • Descontinuidade de Projetos com  •T Tancagem de OC para térmicas d OC té i • Revisão de construção de gasoduto Revisão de construção de gasoduto  insucesso na fase exploratória e estação de compressão • Logística de QAV para Brasília • Exclusão de projetos de UTEs de  • Revisão de Projetos de  • Postergação da Refinaria  leilões de 2010 Desenvolvimento da Produção Premium I 93
  • 94. PREÇO DO PETRÓLEO Premissas de preço de petróleo dentro das expectativas do mercado  US$/bbl 95 Cenários  Petrobras 80 Variáveis chave para Geração de Caixa e  Nivel de Investimento Premissas • Preço do óleo • Taxa de câmbio Sem aumento de capital no  • Crescimento do Mercado Brasileiro período • Preço Médio de Realização (ARP) – Brasil – Paridade Internacional Manutenção do nivel de  – Margens Internacionais por produto investimento • Exportações e importações de óleo e produtos p ç p ç p • Programa de Investimento • Desinvestimentos e reestruturação do negócioPrevisões consultadas 2011‐2012: Bancos (Fonte: Bloomberg) • Financiamento de terceirosPrevisões consultadas 2013‐2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA 94
  • 95. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOSDesinvestimentos e fontes tradicionais de financiamento adequadas para o Plano Cenário A Cenário B US$ 256,1 US$ 256,1 $ , US$ 255,6 US$ 255,6 $ , Principais premissas Principais premissas 13,6 13,6 31,4 30,9 26,1 26,1 Cenário A  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 7 224,7 224 7 Brent (US$/bbl) Brent (US$/bbl) 2013 2013– 80 2013 2013– 95 2014 – 80 2014 – 95 148,9 125,0 2015 – 80 2015 – 95 Alavancagem  g 29% 26% (Média) Dívida Líquida/  1,9 1,5 Fontes Usos Fontes Usos Ebitda (Média) PMR (R$/bbl) PMR (R$/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 95
  • 96. CAPEX E FLUXO DE CAIXAFluxo de Caixa considera manutenção e crescimento Premissas para a Manutenção das  Capacidades Existentes: • $12 $12 por barril para reposição de  b il i ã d 830MM BBL de produção • $1,5 bn. – Exploração  • $2,0 bn. – Manutenção de  Refinaria •$1,0 bn. – Manutenção de Gás &  US$ MM Energia 50.000 45.078 43.469 • $1,5 bn. – Outras Manutenções 45.000 40.000 37.724 35.134 35.000 30.000 25.000 25 000 20.000 16.000 15.000 10.000 5.000 - FCO 2011* OCF 2011* CAPEX para  Capex 2009  Capex 2010  Capex 2011* Manutenção  Manutenção de Capex  ( ) (Est.) E&P Refino Gás & Energia OutrosNota: *Fluxo de Caixa Operacional relativo aos últimos 12 meses referentes a 30/09/11 96
  • 97. EBITDAGeração de fluxo de caixa crescente e estável EBITDA Ajustado (US$ bn)* EBITDA Aj d (US$ b )* Composição EBITDA Ajustado por Segmento(US$ bn)** ã d ( $ b )** 34,9 2,4 32,5 1,3 31,1 2,4 0,8 29,0 0,2 02 2,2 22 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 Últimos 12 ‐0,2 2008 2009 2010 Últimos  meses  12 meses E&P RTM G&P Distribuição InternacionalNota: (*) US GAAP   (**) Ajustados de acordo com taxa de câmbio média 97
  • 98. ENDIVIDAMENTOCâmbio como principal fator para elevação da alavancagem  Dívida Líq./EBITDA Dí id Lí /EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq. E di Lí /C Lí 50% 5,5 34% 40% 4,5 22% 30% 3,5 16% 17% 17% 17% 20% 2,5 10% 1,52 1,41 1,5 0,94 1,03 1,07 1,03 0% 0,5 ‐10% ‐0,5 ‐20% 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 R$ Bilhões 30/09/11 30/06/11 Endividamento de Curto Prazo 20,0 16,7 o Aumento do endividamento líquido, Endividamento de Longo Prazo 126,8 111,6 principalmente em função da depreciação do Endividamento Total 146,8 , 128,3 , Real frente ao Dólar. Este efeito cambial foi responsável pelo aumento em 3 p.p. da Disponibilidades 33,7 34,7 alavancagem no 3T11 em relação ao 2T11. Títulos federais                                            21,4 24,8 o Divida líquida/EBITDA também aumentou pois a (vencimento superior a 90 dias) geração de caixa permaneceu estável e a dívida Disponibilidades ajustadas 55,0 59,5 líquida aumentou. Endividamento Líquido 91,8 68,8 o Manutenção de elevada disponibilidade de Dívida líquida/Ebitda Dívida líquida/Ebitda 1,41X 1,07X caixa. US$ Bilhões 30/09/11 30/06/11 Endividamento Líquido 49,5 44,1 98
  • 99. PERFIL DA DÍVIDABase diversificada, de longo prazo, em grande parte atrelada ao dólar Total de Financiamentos (US$ 69,431 milhões até 31 de dezembro de 2010) Por Vencimento Por Categoria Por Moeda Por Taxa Financiamentos de Curto Prazo Iene Instituições Real  Indexado ao Dólar 13% Financeiras Capitação  24% 3% Flutuante 29% Internacional 43% 21% Real 27% Notas de Crédito à Exportação Financiamentos de  10% Dolar Longo Prazo Outros 46% Fixa 87% BNDES 7% 57% 33% 74% Por Vencimento 9% 6% 5% 4% 2% 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2016 99
  • 100. VOLUMES NEGOCIADOSAções da Petrobras Volume de negócios da NYSE e Bovespa (Média Diária) Rotatividade 2010/2005 = 619% (US$ MM) (% categoria e US$MM) 1,930 1,359 43% 43% 1,308 47% 50% 52% 47% Nyse PBR PBR/A 992 Nyse PBR 20% PBR/A 25% 21% 19% 20% 19% 6% 483 5% 7% 6% 5% 6% Bovespa 219 Bovespa p PETR3 27% 31% 27% PETR3 25% 26% 23% PETR4 PETR4 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2005 2006 2007 2008 2009 2010 PETR4 (Bovespa) PETR3 (Bovespa) PBR/A (Nyse) PBR (Nyse)o Na NYSE, a rotatividade das PBR corresponde a 3 vezes o volume das PBRAo Na Bovespa a rotatividade das PN corresponde a 5 vezes o volume das ON Bovespa,o Provável Explicação: Cultural. Os brasileiros são acostumados com as PN e não desejam pagar prêmio pelas ON 100
  • 101. DIVIDENDOSHistórico de pagamentos baseado no percentual do Lucro Líquido Dividendos por ADR Lucro Líquido por ADR Preço por ADR (Max‐Min) US$  US$  US$  1.4 1.2 75.2 0.9 09 4.3 43 0.8 3.9 58.8 0.7 3.5 53.0 48.9 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 SA 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 2009,* Dividendos incluem juros sobre o capital próprio (JCP) 101
  • 102. CONCLUSÃOPortfólio com oportunidades e desafios OPORTUNIDADES • Reservas de óleo abundante • Crescimento do mercado doméstico • Maximizar escala, padronização e integração • Desenvolvimento de novas tecnologias D l i t d t l i • Monetização do gás natural DESAFIOS • Recursos críticos (bens e serviços, recursos humanos) • Infraestrutura e logística • Desenvolvimento da insdústria para atendimento do  conteúdo local • Pressão de preços 102
  • 103. Informação:Relações com Investidores+55 21 3224-1510petroinvest@petrobras.com.br 103 103