1) O documento discute o marco regulatório de exploração e produção no pré-sal e áreas estratégicas no Brasil. 2) Apresenta detalhes sobre os volumes recuperáveis significativos encontrados no pré-sal da Bacia de Santos, que podem dobrar as reservas brasileiras. 3) Discutem os planos da Petrobras para aumentar progressivamente a produção de óleo no pré-sal entre 2013 e 2020 através de novos poços e campos em desenvolvimento.

1. Marco Regulatório de Exploração e Produção
Pré-sal e áreas estratégicas
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Rio de Janeiro, 09/11/09
1

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-
acerca de eventos futuros. Tais previsões Americanos:
refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia. Os termos A SEC somente permite que as
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", companhias de óleo e gás incluam em seus
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", relatórios arquivados reservas provadas
"deverá", bem como outros termos similares, que a Companhia tenha comprovado por
visam a identificar tais previsões, as quais, produção ou testes de formação
evidentemente, envolvem riscos ou incertezas
previstos ou não pela Companhia. Portanto, os conclusivos que sejam viáveis econômica e
resultados futuros das operações da legalmente nas condições econômicas e
Companhia podem diferir das atuais operacionais vigentes. Utilizamos alguns
expectativas, e o leitor não deve se basear termos nesta apresentação, tais como
exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC
A Companhia não se obriga a atualizar as nos proíbem de usar em nossos
apresentações e previsões à luz de novas relatórios arquivados.
informações ou de seus desdobramentos
futuros. Os valores informados para 2009
em diante são estimativas ou metas.
2

3. PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013
2.270 3.012
PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS CAPACIDADE DE REFINO
5.729
Premium I
7,5% a.a. 223 600 mil bpd
.
6 % a.a 409 2010: 43 MIL BPD e
Premium II
3.655 2011:255 MIL BPD 300 mil bpd
1,177
2.757 1.779 1.791 2012: 150 MIL BPD
2.308 2.400 131
210
8,8% a.a. 634
103
109 100 142
124 463
126
273 321 3,920
2,680
1,792 1,855 2,050
2007 2008 2009 2013 2020
Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - Brasil
Produção de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
GÁS E ENERGIA Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões
2% 2% 2% US$ 174,4 bilhões
Plano de Negócios 2009-2013 3%
E&P
7% 5,6 3.0
RTC
+ 2. 318 km de gasodutos 11,8 2.8
3.2 G&E
+ 1.381 MW de capacidade de geração elétrica
+ 2 plantas de GNL – Baía de Guanabara e Terceira Planta Petroquímica
Distribuição
43,4 104,6 (*)
Crescimento da Oferta de Gás Natural 25% 59% Biocombustíveis
2008: Brasil - 29 MM m3/d 2013: Brasil - 73 MM m3/d Corporativo
Bolívia -29 MM m3/d Bolívia - 30 MM m3/d
(*) US$ 17,0 bilhões destinados a
GNL - 32 MM m3/d Exploração
3

4. DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL
DE PETRÓLEO
• Em 2008, produção mundial de petróleo foi de 86 milhões de barris por dia
• Considerando apenas os campos existentes em produção e seu declínio
natural, projeta-se para 2030 produção de 31 milhões de barris por dia
• Ao mesmo tempo, estima-se que a demanda global por petróleo será, em
2030, de 106 milhões de barris por dia
• A diferença (aproximadamente 75 milhões) entre a produção esperada com
base nos campos atuais e a elevada demanda deverá ser suprida por:
Incorporação de novas
Fontes alternativas Maior eficiência
descobertas e nova
tecnologia recuperação de energia energética
Em qualquer cenário de crescimento da economia mundial serão
necessárias descobertas de grandes volumes de óleo para suprir
a demanda prevista
4

5. GRANDES DESCOBERTAS NOS ÚLTIMOS
10 ANOS
• As descobertas no pré-sal brasileiro já concedidos (Tupi e Iara) encontram-se entre as maiores do
mundo dos últimos anos
• O Brasil ganha posição de destaque, contando com as únicas grandes descobertas realizadas no
Ocidente recentemente
• Tendência de diminuir as grandes descobertas no mundo, devido ao esgotamento de áreas “nobres”,
o que demanda novas tecnologias para explorar novas fronteiras
• Maior descoberta da última década em 2000, Kashagan só iniciará a produção em 2013. Já Tupi,
descoberto em 2007, estará produzindo em 2010
Levoberezhnoye
Severnyi Kashagan
Yadavaran Shah Deniz
Niban Kish Longgang
Dhirubhai Tabnak
Iara
Tupi
Petróleo
Gas Natural
Shah Deniz
Levoberezhnoye
25
Yadavaran
Bilhões Boe
Longgang
Severnyi
Dhirubhai
20
Tabnak
Grandes
Kashagan
15
Niban
Kish
descobertas
Tupi
10 Iara
5
(> 3 Bi Boe)
0
1999 1999 2000 2000 2000 2000 2002 2004 2006 2006 2007 2008
5

6. DEMANDA VERSUS OFERTA
PETROLÍFERA
Os maiores mercados consumidores de petróleo produzem apenas pequena
parcela do que consomem → dependem dos grandes países produtores
Os maiores produtores de petróleo, por sua vez, não possuem grandes mercados
consumidores domésticos → dependem das exportações
O Brasil é um grande produtor de petróleo que possui um grande mercado
consumidor interno
Importações e Exportações Líquidas de Petróleo
11
(Milhões barris por dia)
6
1
EUA
China
Índia
França
Saudita
Japão
Kuwait
Rússia
Irã
Noruega
Nigéria
Alemanha
Iraque
Coréia do
Árabes
Venezuela
Em.
Ar.
Sul
-4
-9
-14 Principais consumidores x Principais produtores da OPEP,
incluindo Rússia e Noruega
6

7. ACESSO À RESERVA E À TECNOLOGIA
O conflito de interesses petrolíferos :
Países com muitas reservas, pouca tecnologia, reduzida base
industrial, conflitos regionais e instabilidade institucional
X
Países com grandes mercados consumidores com poucas reservas,
alta tecnologia, grande base industrial e estabilidade institucional
Situação Privilegiada
BRASIL: País com grandes reservas, alta tecnologia em petróleo,
base industrial diversificada, grande mercado consumidor,
estabilidade institucional e jurídica
7

8. IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA
DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL
Garantia da
Segurança energética manutenção da auto-
para o país e blindagem suficiência petrolífera Agregação de valor na
quanto a eventuais cadeia do petróleo e
crises energéticas outros setores
mundiais industriais
Relevância Criação de novos
para balança Potencial para empregos
comercial brasileira expansão do parque
industrial do país
atendendo à Política
do Desenvolvimento
Produtivo (PDP)
8

9. IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA
DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL
Melhoria da percepção
Fortalecimento da de risco do país
economia nacional Aumento da
importância
econômica e
geopolítica do Brasil
Criação e
Expansão dos recursos desenvolvimento de
para educação, cultura, tecnologia de ponta,
inovação e pesquisa consolidando a
tecnológica e meio liderança off shore do
ambiente país
9

10. A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
• A grande área em azul indica a ocorrência prevista para o Pré-sal, com potencial para a
presença de petróleo
• No Campo de Jubarte (Parque das Baleias) está sendo realizada a antecipação da
produção e, na área de Tupi (Bacia de Santos), o teste de longa duração
• Área total da Província: 149.000 km2
• Área já concedidas: 41.772 km2 (28%)
• Área sem concessão: 107.228 km2 (72%)
• Área concedida c/ partc. Petrobras: 35.739 km2 (24%)
10

11. BACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM
BRAZILIAN SE BASINS PN DO MÉXICO
IN – 2009-2013
COMPARAÇÃO COM GOLFOCOMPARISON WITH GULF OF MEXICO
11

12. CLUSTER DO PRÉ-SAL DA BACIA DE
SANTOS VS. BACIA DE CAMPOS
Blocos Consócio
BMS-8 BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)
BMS-9 BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)
BMS-10 BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)
BMS-11 BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)
BMS-21 BR (80%), PTG (20%)
BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)
BMS-24 BR (80%), PTG (20%)
Distancia da Terra = 400 km
Área Total = 15.000 km2
12

13. OS VOLUMES RECUPERÁVEIS PODEM
DOBRAR AS RESERVAS BRASILEIRAS
Bacia de Santos
50 km
• Em áreas já concedidas pela ANP no Rio de Janeiro
pré-sal na Bacia de Santos encontram-
se as principais descobertas do Brasil e
do mundo nos últimos anos, com BM-S-10
BM-S-11
estimativas de óleo recuperável:
• Tupi: 5 a 8 bilhões de barris
BM-S-8
• Iara: 3 a 4 bilhões de barris
• Guará: 1,1 a 2 bilhões de barris
Iara
Parati
• A Petrobras perfurou 31 poços na região Tupi Júpiter
do Pré-sal, nas bacias de Campos e
Carioca
Santos, alcançando uma taxa de Bem-te-vi Guará
sucesso de 87% na comprovação de BM-S-21
Iguaçu
BM-S-24
presença de hidrocarbonetos Caramba
• Na Bacia de Santos, foram BM-S-22
BM-S-9
Exxon
perfurados 13 poços com taxa de Poços Perfurados
sucesso da Petrobras de 100%
13

14. VOLUMES RECUPERÁVEIS NA BACIA
DE CAMPOS E SANTOS
mil boe
~ 25-30 bilhões boe
30.000
25.000
20.000
15.000
Maiores Estimativas
+5.400
10.000
5.000
14.093 Menores Estimativas
10.600
0
Reservas Provadas Pré-sal Bacia de Santos e Reservas Provadas* +
em 2008* Campos Pré-sal Bacia de Santos e
(Tupi, Iara, Guará e Parque Campos
das Baleias)** (Tupi, Iara, Guará e Parque
das Baleias)**
*Critério SPE
**inclui Petrobras e Parceiros
14

15. PRODUÇÃO DE ÓLEO NO PRÉ-SAL
Produção de óleo da Petrobras no Pré-sal
(em milhares de b/d)
1.815
1.336 632
582 463
219 160
873 1.183
62 422
152
2013 2015 2017 2020
Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros
Capex do Pré-sal até 2020
2009-2013 2009-2020
Capex Total para o Pré-sal (Desenvolvimento da Produção) 28.9 111.4
Pré-Sal da Bacia de Santos 18.4 98.8
Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (Inclui campos do pós sal) 10.3 12.6
15

16. IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS
TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO
PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal
Centro de
logística
Injeção alternativa Offshore Centro de
de água e gás (HC tratamento de
ou CO2) fluidos Offshore
Armazenamento de CO2
Poços inclinados de em aqüíferos salinos,
longo alcance (sal) campos maduros e
caverna de sal
Desenvolvimento
Garantia de fluxo e Bóias em águas
controle de formação Definitivo profundas
de danos do Pré-sal (CALM)
Sistemas de
completação a Caracterização do
seco (SPAR, TLP, Reservatório
FPDSO, …)
Armazenamento de
GNL Flutuante gás Offshore em
Tecnologia de caverna de sal
separação / captura
de CO2
16

17. NOVAS EMBARCAÇÕES
Planejamento de Entrega de Novas Embarcações
Recursos Críticos
de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020
Navios de Grande Porte (1) 44 5 0
Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53
Plataformas de Produção (2) 15 8 22
Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3
Total 153 65 78
Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO)
SONDAS DE PERFURAÇÃO
30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREMOs investimentos previstos atendem às necessidades da carteira
CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS:
• 23 serão entregues entre 2009 e 2011 exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras
• 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as
necessidades de curto prazo da Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para responder as demandas
adicionais (sendo que 2 só serão liberadas em 2013).
• 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018
(1) Promef 1 e Promef 2
17 (2) FPSO e SS

18. CONTEÚDO NACIONAL
O processo de agregação de valor ao petróleo e gás produzidos gera um efeito
multiplicador para toda a cadeia produtiva
US$ Bilhões
Investimento Colocação no Conteúdo
Área de Negócio Doméstico Mercado Nacional Nacional
2009-13 2009-13 (%)
E&P 92,0 48,9 53%
Abastecimento 46,9 36,6 78%
Gás e Energia 10,6 7,4 70%
Distribuição 2,1 2,1 100%
Biocombustível 2,1 1,9 83%
Áreas Corporativas 3,5 2,8 80%
Total 157,3 100,1 64%
Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão
colocados junto ao mercado fornecedor local, levando a uma média anual
de colocação de US$ 20 bilhões
A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões
18

19. PROMINP - DEMANDA DE RECURSOS
HUMANOS
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
120.000
120.000
Projetos do Plano de Negócios
2008 – 2012
28 Sondas
100.000 146 Barcos de Apoio
Novas Plataformas de Produção
Promef II
80.000 Afretamento 19 Navios
Refinaria Premium II
Refinaria Premium I
60.000
40.000
243.000
43.000 Plano de Negócios
20.000 2009-2013
Pessoal
qualificado
0
Atualização 16mar2009
19

20. CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA
AS PRÓXIMAS DÉCADAS
Parceria com mais de 120 universidades e centros
de pesquisa no Brasil e 70 instituições no exterior.
Investimentos em Tecnologia Programas Tecnológicos
2009-2013
US$ 4,0 bilhões
25%
1.0 Novas Modelagem Óleos Recuperação
Águas Pré-sal
Fronteiras de bacias Pesados avançada Refino
profundas
1.9 47% Exploratorias
5% 0.2
0.9
23% Otimização
Inovação em Energias Meio Mudanças
E&P Abastecimento &
combustíveis
Transporte Gás natural
renováveis ambiente Climáticas
confiabilidade
G&E Corp. (Cenpes)
20
20

21. NOVO MODELO
REGULATÓRIO
21 21

22. NOVO MODELO REGULATÓRIO
Partilha Cessão
de Produção Onerosa
Pré-Sal e Áreas
Petrobras Estratégicas
Operadora
Única
Até 5 bilhões boe
Outras Mantém-se o Regime
Áreas de Concessões Atual
Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal
22

23. REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
Celebração dos contratos de partilha
Definições Técnicas
Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, mínima de 30%
Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora(s) da licitação, que será
administrado pelo Comitê Operacional
Petrobras poderá participar das licitações visando aumentar sua participação
para além do mínimo
Vencedora da licitação será a
Empresas Empresa que oferecer o
maior percentual do “óleo
Óleo lucro” para União
Lucro Petrobras acompanha o
União percentual ofertado pela
licitante vencedora
União não assume riscos das
atividades, exceto nos casos em
Óleo que resolver investir diretamente
Custo Antes de contratar, a União fará
avaliação de potencial das
áreas e poderá contratar
diretamente a Petrobras
23

24. O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS
DA INDÚSTRIA MUNDIAL
OPERADOR
Responsável pela condução das atividades de exploração e produção,
providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e
desenvolvimento), pessoal e recursos materiais (contratação)
Acesso à informação estratégica
Controle sobre a produção e custos
Acesso e desenvolvimento de tecnologia
PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas
sujeitas ao regime de partilha de produção
24

25. CESSÃO ONEROSA DE E&P:
PL no 5.941/2009
Autoriza a União a ceder, onerosamente à Petrobras, direitos de E&P:
Cessão limitada a 5 bilhões de barris de óleo produzidos
A Petrobras terá a titularidade dos volumes produzidos
O valor determinado a partir de laudos técnicos contratados pelas partes
Cláusula de reavaliação do valor da Cessão Onerosa
Os royalties serão pagos e distribuídos na forma da Lei nº 9.478/97
Não há previsão de pagamento de Participação Especial
À ANP caberá regular e fiscalizar as atividades exercidas pela Petrobras,
utilizando os termos da Lei 9.478/97 no que couber
25

26. VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA
Fatores considerados na avaliação
Curva de
produção Investimentos
Custo de
Volume de óleo produção
Reservatório de petróleo
Cenário de Taxa de
preço futuro desconto
Grau do
desenvolvimento Ambiente fiscal
das reservas / (participações
Conhecimento governamentais)
26

27. CESSÃO ONEROSA DE E&P:
VALORAÇÃO
O cenário de preços
Os cenários são bastante variáveis conforme os analistas
180
Global Insight
160 Global Insight Hight Prices
Global Insight Low Prices
140 Woodmackenzie
PIRA (Reference)
PIRA (Low)
120 CERA Asian Phoenix
CERA Break Point
100 CERA Global Fissures
S$ arril
U /b
80
60
40
20
0
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Necessário uniformizar cenário entre a União e a Petrobras no
processo de valoração
27

28. TRANSAÇÕES MUNDIAIS DE
RESERVAS ENTRE EMPRESAS
Reserva Provada + Reserva Provável → reserva 2P
Operações com valor maior que US$ 10 milhões
As transações envolvendo reservas ainda não provadas têm menor valor em
função da incerteza sobre os volumes de petróleo
Localização Valor Valor
nº transações US$/boe nº transações US$/boe
(US$ milhões) (US$ milhões)
Am. Norte 70 18.956 14,85 39 7.379 17,63
África 8 4.068 7,72 3 10.408 10,49
Ásia 8 3.595 3,21 5 447 1,67
Europa 18 3.410 15,95 20 5.164 8,76
Am. Latina 7 3.945 10,64 5 2.255 8,25
Oceania 15 14.976 9,41 6 1.371 2,73
Ex URSS 8 11.219 1,83 4 2.352 0,77
Total 134 60.168 5,26 83 30.181 5,01
28 Fonte:Compilado de John S. Herold, Inc.

29. CESSAO ONEROSA:
Roteiro
1 2 3 4 5
ANP indica PB e União CA aprova
áreas União decide Laudos negociam contrato e PB
potenciais sobre áreas termos do assina com
contrato União
1 ANP indica possíveis áreas para a Cessão Onerosa
2 União decide quais áreas serão objeto da Cessão Onerosa
3 Com base nos laudos de avaliação das áreas eleitas, a DE encaminha ao CA
proposta dos termos da Cessão Onerosa, incluindo valores (range) e critérios
de reavaliação para negociação com a União
4 Petrobras negocia com a União os termos do contrato da Cessão Onerosa,
incluindo a valoração e os critérios para reavaliação
5 Petrobras conclui negociação com a União e submete ao CA, para aprovação,
os termos do contrato da Cessão Onerosa de direitos de E&P
29

30. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS
O Projeto de Lei autoriza o aumento de capital da Companhia,
que deverá ser feito:
através de oferta particular → restrita aos atuais acionistas
obedecendo a atual distribuição das classes de ações (ON e
PN)
Composição do Capital Social -Setembro de 2009
Ações Ações Capital Valor em US$
ACIONISTAS
Ordinárias Preferenciais Social milhões
UNIÃO FEDERAL 55,6% 0,0% 32,1% 67.349
BNDESPar 1,9% 15,5% 7,7% 14.055
PROGRAMA DE ADRs 26,1% 35,5% 30,1% 58.447
ESTRANGEIROS NA BOVESPA 4,3% 14,3% 8,5% 15.949
DEMAIS PJ E PF NA BOVESPA 8,5% 34,7% 19,6% 36.515
FMP - FGTS PETROBRAS 3,6% 0,0% 2,1% 4.343
TOTAL 196.658
30

31. POR QUE CAPITALIZAR?
O Desafio
• Vultosos Investimentos • Crescer com
• Manter a Estrutura de sustentabilidade
Capital Ótima
Capitalização
Melhora na estrutura de Recursos para novos
Capital, abrindo investimentos e Pagamento da Cessão
possibilidades de novos fortalecendo a Onerosa
financiamentos Companhia
31

32. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS:
Roteiro
1 2 3 4 5
Aumento de Prazo para o Prazo para o
AGE Homologa
exercício dos exercício das Emissão das
Capital Aumento de
acionistas “sobras” da Ações
Capital
operação
1 Conselho de Administração aprova a faixa de valor do Aumento de Capital (mínimo e
máximo) e convoca a Assembléia Geral de Acionistas para aprovar a operação
2 Concede-se prazo legal para o exercício dos acionistas. O acionista poderá
ceder seu direito de preferência, podendo este também ser negociado em Bolsa de
Valores Mobiliários
3 Estende-se, aos acionistas que exerceram na primeira etapa, o direito de adquirir
nova quantidade de ações (as “sobras”)
4 AGE homologa aumento de Capital, com alteração do Estatuto Social da Companhia
5 Petrobras emite ações para o aumento de Capital
32

33. DILUIÇÃO E RETORNO AOS ACIONISTAS
• O exercício do direito de preferência será assegurado a todos os acionistas, inclusive os
internacionais, por isso qualquer diluição somente ocorrerá por uma decisão individual.
• Conforme prevê a Lei das SAs, no parágrafo 6º do artigo 171, o acionista poderá
ceder seu direito de preferência, podendo este também ser negociado em Bolsa de
Valores.
• Havendo diluição: o acionista, em um primeiro momento, irá receber um percentual
menor dos dividendos pagos, porém com o crescimento esperado da Companhia, esses
dividendos tendem a aumentar nominalmente.
• A parcela dos
120%
97,3% Comparativo dos Retornos Totais dividendos pagos em
84,1% relação ao retorno total
90% 78,4%
7,6% 57,6% do acionista nos últimos
13,8% 58,6% 63,9% anos, corresponde a
60%
5,4% 40,9% 43,6% 4,2% menos de 14%.
34,9% 32,9%
27,7% 7,1% 77,5%
30% 64,7% 7,7%
17,8% 53,2% 53,4% • A principal variável no
27,2% 33,8%
2,3% retorno total é o
0% desempenho das ações
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009YTD
em bolsa e os ativos da
-48,3%
-30% -41,2% cessão onerosa poderão
-46,1%
ter grande impacto nas
-60% ações da Companhia.
valorização das ações dividendos Bovespa
Fonte: Bloomberg
33

34. Relacionamento com Investidores
www.petrobras.com.br/ri
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
34