1. PERSPECTIVAS PARA O GÁS
UNIBANCO – ENERGY DAY
13 de fevereiro de 2008

2. As apresentações podem conter previsões acerca de eventos
futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia. Os termos “antecipa”, “acredita”,
“espera”, “prevê”, “pretende”, “planeja”, “projeta”, “objetiva”,
“deverá”, bem como outros termos similares, visam a identificar tais
previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas
previstos ou não pela 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.

3. ESTRATÉGIAS – PLANO 2020
Negócio Gás e Energia
Desenvolver e consolidar o negócio de gás natural no mercado
brasileiro, assegurando flexibilidade e confiabilidade ao
suprimento.
Consolidar o negócio de energia elétrica, de forma rentável,
otimizando o portfólio de termelétricas.
Explorar as oportunidades de geração de energia elétrica, a partir
de biomassa, derivados e gás natural.
Atuar na integração energética da América do Sul.
Atuar no negócio de GNL, de forma verticalizada e integrada,
priorizando o atendimento do mercado do Cone Sul.
Promover o domínio de tecnologias necessárias a toda a cadeia de
gás natural.

4. MERCADO DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Demanda Oferta
160 Milhões de m3/dia
134 134
140
120 31,1 GNL
43,9
100 Bolívia
30,0
80
42,1
60 46,3
a. E&P –
40 a. Produção
16,2 8% 72,9
9, Doméstica
20 48,0
24
0 6,1
Oferta 2012
2006 2012
Termelétrica Industrial Outros usos
(1) Outros usos: veicular, residencial/comercial, refinarias e plantas de fertilizantes
* Consumo potencial de GN para geração elétrica considerando despacho máximo de todas
(2) Demanda termelétrica em 2012 representa o consumo potencial de GN considerando despacho
as térmicas
máximo de todas as térmicas

5. INVESTIMENTOS NO PERÍODO 2008-2012
Investimentos no período 2008-2012
US$ 112,4 bilhões
Investimentos por segmento de Investimentos na cadeia do gás natural
negócios* (Brasil): US$ 18,2 bilhões
58% 8%
27%
1,4
65,1
5,0
1%
0,1
0,1 1%
29,6
11,6
4,3
1,5 E&P GE
1% 2,6 2,6
Abast GE
2%
6,7 26% Gás e Energia GE
2% 4% 11,6
63% Internacional GE
6% Distribuição GE
E&P RTC G&E
Petroquímica Distribuição Corporativo Biocombustível
Nota: Inclui
* US$ 97,4 bilhões no Brasil (87%) e US$ 15,0 bilhões Internacional (13%)
Internacional

6. EVOLUÇÃO DA OFERTA DE GÁS NACIONAL
Milhões m3/dia
Urucu
80 Peroá-Cangoá
Peroá-Cangoá
Urucu
Uruguá -Tambaú
Uruguá -Tambaú Pirapitanga
Pirapitanga
Bacia Campos
Bacia Campos Mexilhão
Mexilhão
70 Manati
Manati
Canapu
Canapu 71,1 71,3 70,8
60 Espadarte
Espadarte Camarupim
Camarupim
64,1
Marlim Sul
Marlim Sul Espadarte
Espadarte
Albacora
Albacora
50 Piranema
Piranema 45,7 Frade
Frade
Golfinho
Golfinho Parque das
Parque das Jubarte
Jubarte
40 Conchas
Conchas
Lagosta Barracuda
Barracuda
Lagosta
28
30 Jabuti
Jabuti
20 Roncador P-52
Roncador P-52 Marlim Sul
Marlim Sul
GN Não Associado
10 Roncador P-54
Roncador P-54 Marlim Leste
Marlim Leste
GN Associado
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Obs: Sem ajuste de Poder Calorífico

7. MALHA DE TRANSPORTE
Investimento de US$ 4,5 bi
entre 2008 e 2012
Belém
(inclui Regas GNL)
Urucu-Coari-Manaus
Manaus
Extensão da Malha
Açu-Serra do Mel
2003 – 5.282 km
Recife
Pilar-Ipojuca
2006 – 5.324 km
Catu – Carmópolis – Pilar
+ 1.199 2007 – 6.481 km
Salvador
2008 – 7.511 km
Cacimbas – Catu
+ 3.749 km + 2.550 2009 – 9.031 km
Brasília
Gasodutos
existentes
Gasduc III
Gasbel II
Gasodutos em Japeri-Reduc
construção
Caraguatatuba – Taubaté
Terminais de GNL Expansão de Capacidade
Gaspal II / Gasan II
Gasbol Sul
Produção de GN

8. TERMINAIS DE GNL: CONCEPÇÃO
Exploração Termelétricas
Terminal Tanque
e Liquefação Terminal Transporte de
Produção de de
Marítimo Armazenagem
Embarque Recebimento
Cadeia de GNL: Sistema de
Gasodutos
Regaseificação
coleta do gás
Pier
Navio Supridor Navio Regaseificador
GNL

9. TERMINAIS DE GNL: INFRA-ESTRUTURA E NAVIOS
VT2: Golar Spirit
Baía de Guanabara-RJ
– até 20 MM m3/d
(via gasoduto de
15km de extensão)
VT1: Golar Winter
Pecém-CE – até 7 MM m3/d (via gasoduto de cerca de 20km de extensão)

10. PETROBRAS NA DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL
37,3%
23,5%
GASAP
GASAP
GASMAR
GASMAR
37,25%
GASPISA
GASPISA
41,5%
CIGÁS
CIGÁS
83,0%
41,5%
41,5%
41,5%
41,5% 41,5%
41,5%
34,46% 34,46%
100,0%
49,0%
32,0% 37,4%
24,5%
40%
41,0%
49,0%

11. CONTRATOS ESPELHO – PETROBRAS – DISTRIBUIDOR - CONSUMIDOR
Firme Inflexível: compromisso de comercialização com pagamento por
quantidades mínimas contratadas, por parte do cliente, e a respectiva garantia
de entrega por parte da Petrobras.
Interruptível: o fornecimento de gás pode ser interrompido apenas pelo
fornecedor, de acordo com as condições previamente negociadas. O preço do
gás natural tem um desconto em relação àquele de um contrato padrão Firme
Inflexível.
Firme Flexível: o fornecimento de gás natural é plausível de interrupção, de
acordo com as condições negociadas. O supridor tem o compromisso de cobrir
os custos adicionais incorridos pelo consumidor final, decorrentes do uso do
combustível substituto (óleo combustível).

12. INVESTIMENTOS EM UTEs: EFICIÊNCIA E FLEXIBILIDADE
PRINCIPAIS PROJETOS
UTE Euzébio Rocha (ex-Cubatão)
UTE Jesus Soares Pereira (ex-Termoaçu)
Fechamento de ciclo da UTE Sepé Tiarajú (ex-Canoas)
Flexibilização do Consumo de 3 UTEs para Bicombustível*
* Sepé Tiaraju, Termoceará e Barbosa L. Sobrinho.
Investimentos de US$ 0,6 bilhão PN 2008-2012

13. PARQUE DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DA PETROBRAS
Capacidade (MW)
Gás Natural 4.462
Óleo Diesel 31
PCH 16
* Não consideradas as participações nas UTEs Araucária (484MW/20%) e Norte
Fluminense (801MW/10%).

14. Obrigada!
Luciana Rachid
Gerente Geral Planejamento e Estudos
Gás e Energia
email: lrachid@petrobras.com.br