Este documento apresenta o plano de negócios da Petrobras para 2011-2015. O plano prevê investimentos de US$ 224,7 bilhões, sendo a maior parte (57%) destinada à exploração e produção, com foco no pré-sal. A produção da Petrobras deve mais que dobrar na próxima década, com o pré-sal representando 40,5% da produção total brasileira em 2020.

1. Plano de Negócios 2011-15
IBEF
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
14 de Setembro de 2011

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
acerca de eventos futuros. Tais previsões
refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias
administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios
futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a
do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção
Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais
"deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta
visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as
evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em
previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados.
consequentemente, não são garantias de
resultados futuros da Companhia. Portanto, os
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. ESTRUTURA DE NEGÓCIOS
Atuação 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
3

4. 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
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
4

5. INVESTIMENTOS 2011-2015
Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P
1% 2%
PN 2010-14 1% PN 2011-15
2%
US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões
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
31% 118,8
56% 65,5 (*)
53% 70,6
65,5 127,5
73,6
31% 57%
33%
E&P RTC
E&P (*) US$ 22,8 bi em Exploração
RTC
Gás,Energia & Gás Química Petroquímica
Gás,Energia & Gás Química Petroquímica
• 5% dos investimentos serão realizados no
Distribuição Biocombustíveis
Distribuição
exterior, sendo 87% em E&P 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)
5

6. GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOS
Desinvestimentos 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
6

7. Exploração & Produção

8. PRODUÇÃO
Com amplo acesso a essas novas reservas Petrobras mais que duplicará sua produção
na próxima década 6.418
3.993
+ 35 Sistemas
2.575 2.772
2.386 2.516 + 10 Projetos Pós-sal
+ 8 Projetos Pré-sal 4.910
Mil boe/dia
+ 1 Projeto Cessão Onerosa
845
3.070 Cessão Onerosa
Capacidade Adicionada 13
Óleo: 2.300 mil bpd Pré-Sal 1.148
543
• 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.
8

9. INVESTIMENTOS DO E&P NO BRASIL – PN 2011-15
Mais 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
21% 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
9

10. PRODUÇÃO
Historicamente, Petrobras cresce produção com expansão para novas fronteiras
Mil bpd
2500 Águas Profundas
Águas Rasas 2.004
Em terra
2000
1500 1.271
1601
1000 749
653
42
500 181 400 292
189
75 230 214
106 211
0
1980 1990 2000 2010
Águas Profundas e Pré-sal
Em Terra Águas Rasas Águas Profundas
Ultra-Profundas
10

11. P-34
P-57 Unidades Instaladas
Unidades instaladas na Bacia
de Campos desde 2004 FPSO Espírito Santo
2004
P-43 – 150.000 bpd (Barracuda)
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004 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)
11

12. P-58
Novas Unidades
Novas Unidades na Bacia FPSO
FPSO Espadarte
de Campos: 2011-15 2011
P-56 – 100.000 bpd (Marlim Sul)
2015
2014
2012
2013
2011
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 12

13. SISTEMAS DE PRODUÇÃO
7 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
13

14. PRODUÇÃO DO PRÉ-SAL
Indicadores Relevantes
BACIA DE CAMPOS
 Baleia Franca: 19.800 bopd
 Brava: 6.900 bopd
 Carimbé: 23.100 bopd
 Tracajá: 19.800 bopd
 TOTAL: 69.600 bopd
POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
 TLD Guará: 15.300 bopd
 TLD Lula NE: 14.400 bopd
 Piloto de Lula: 28.300 bopd
 TOTAL: 58.000 bopd
PRODUÇÃO TOTAL (JUL/11): 127.600 bopd
14

15. 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
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 15

16. NOVAS TECNOLOGIAS
Separação Submarina Óleo / Água
• Benefício: Separa a água e o óleo no fundo do mar, reinjetando a água e aliviando o
porte dos equipamentos de superfície na plataforma de petróleo.
• Campo : Marlim
• Operação: 2011
16

17. NOVAS TECNOLOGIAS
Captação e Injeção de Água Submarina
• Benefício: 3 sistemas submarinos de bombeamento de água bruta (com pouco
tratamento) para pressurização do reservatório de Albacora, aumentando o fator de
recuperação do reservatório sem aumentar sistemas de superfície. Pioneiro no mundo
em LA.
• Campo: Albacora
• Operação: 2011
17

18. CONTEÚDO LOCAL
Crescimento da indústria e dos contratos de concessão levam ao aumento da
necessidade conteúdo local
Principais Fatos da Petrobras Impactos na Indústria Nacional
Principais Desafios
Volumes Crescentes
de Investimentos da
Petrobras Capacidade Produtiva
Inovação Tecnológica
Maior demanda por
Cessão onerosa - produtos e serviços
Petrobras operadora de P&G
única do Pré-Sal Capacitação de pessoas
Gestão Empresarial
Aumento das
obrigações de
conteúdo local Financiamento e
incentivos fiscais
18

19. CONTEÚDO LOCAL
Contratos 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.
19

20. NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOS
Recursos 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)
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.
20

21. ENCOMENDAS DE PLATAFORMAS
Joint 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
21
21

22. CENÁRIO ATUAL
PERSPECTIVAS DE CRESCIMENTO ENTRAVES À EXPANSÃO SUSTENTÁVEL DA
» Aumento da participação do mercado nacional;
CADEIA DE SUPRIMENTO
» Acesso a Tecnologia;
» Descoberta do pré-sal: redobrado esforço para a
» Qualificação de mão de obra;
implantação segura, rentável e dentro dos
» Fontes de crédito (Investimento e Capital de Giro).
cronogramas previstos de todos os projetos de
exploração e produção da Petrobras;
» Necessidade de garantir sustentabilidade e DIFICULDADES PARA EXPANSÃO DE
expansão da cadeia de suprimentos. CRÉDITO BANCÁRIO E CUSTO ELEVADO
Cadeia
de Fornecimento
Medidas preventivas devem ser adotadas para atendimento da demanda da Petrobras
22

23. PROGREDIR
 75 empréstimos (R$ 383 MM), sendo 60 apenas nos útlimos dois meses.
COMPRADORES / CADEIA DE FORNECEDORES
Fornecedor Fornecedor Fornecedor Fornecedor
Petrobras
(F1) (F2) (F3) (F4)
FUCNIONALIDADES DO PORTAL
Gestão de
Gerenciamento de Cadastro de Contratos de Operações de Avaliações de Notificações de
Pendências e
Usuários Fornecedores Fornecimento Financiamento Performance Default
Relatórios
BANCOS
23

24. DESENVOLVIMENTO DE RONCADOR
P-54: 68% de conteúdo local
24

25. DESENVOLVIMENTO DE MARLIM SUL
P-56:73% de conteúdo local
25

26. DESENVOLVIMENTO DE JUBARTE
P-57: 65% de conteúdo local
26

27. Refino, Transporte e
Comercialização (RTC)
e Petroquímica

28. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL
Construção de novas refinarias para atender ao mercado doméstico
Mil 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 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
28

29. EXPANSÃO DO REFINO
Redução da dependência de importações de derivados
Importações Líquidas de Produtos (mil bpd) Importações Líquidas como percentual da
mil 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
• Crescimento das importações acarretariam maiores custos logísticos e maior
dependência do mercado internacional
* Fonte: IEA – 2010 World Energy Statistics
** Sem considerar ampliação do Parque de Refino
29

30. NÍVEL DE INVESTIMENTOS
Investimentos decrescentes em qualidade, após a fase de modernização do parque
Investimentos 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
30

31. MERCADO NO BRASIL
Mercado 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
• Petrobras continua comprometida com os preços internacionais.
31

32. CONCLUSÃO
Portfólio com oportunidades e desafios
OPORTUNIDADES
• Reservas de óleo abundante
• Crescimento do mercado doméstico
• Maximizar escala, padronização e integração
• Desenvolvimento de novas tecnologias
• Monetização do gás natural
DESAFIOS
• Recursos críticos (bens e serviços, recursos humanos)
• Infraestrutura e logística
• Desenvolvimento da instústria para atendimento do
conteúdo local
• Pressão de preços
32

33. Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
33
33