1. Conferência com a Imprensa
José Sergio Gabrielli
Presidente
25 de Julho de 2011
1

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

4. 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, em
100 Projetos prováveis e 100 desenvolvimento e
em desenvolvimento novas descobertas*
90 90 OPEP
80 Declínio 80 Declínio
Projetado OPEP Projetado
70 Não Não-OPEP
-O P 70
EP
60 60
50 50
40 40
30 30
20 20
2000 2005 2010 2015 2020 2000 2005 2010 2015 2020
• Adição de capacidade requerida em 2020: 38 MMbpd
• Incorporação de Novas Descobertas
• Fontes alternativas de energia
• Maior eficiência energética
Fonte: WoodMackenzie
4

5. O BRASIL É O SÉTIMO MAIOR CONSUMIDOR MUNDIAL DE PETRÓLEO
Consumo Total de Petróleo por País* – 2010 (MM bpd)
Acima 3 MM bpd Entre 2‐3 MM bpd Abaixo 2 MM bpd
19,15
9,1
Consumo de óleo no Brasil
4,5
3,3 3,2 2,8
cresce a 2,1% a.a;
2,6 2,4 2,4 2,3 2,0 1,8 1,7 1,6
Reino U nido
EU A
Brasil
Coréia do Sul
Índia
Arábia Saudita
Rússia
Alem anha
Canadá
Irã
França
China
Japão
México
Consumo Total de Petróleo
230 (Índice 1999 = 100)
* Inclui Etanol+Biodiesel 210 Brasil
EUA
190 Mundo
OCDE
170 Índia
Consumo de óleo na OCDE China
150
decresce a 0,04% a.a.
130
110
90
1999 2001 2003 2005 2007 2009
Fonte: BP Statistical Review 2011 55

6. POLITICA DE DESENVOLVIMENTO DA CADEIA DE FORNECEDORES
Maximizar Conteúdo Local
Diretrizes Estratégicas
Qualificação Política Industrial Performance Industrial
Qualificação Capacidade
Financiabilidade Regulação Sustentabilidade Competitividade
Tecnológica Industrial
Fomentar micro Saúde, Meio
Qualificação
Política Fiscal e pequenas Ambiente e
Profissional
empresas Segurança
Fase I Fase II Fase III
Estimular Cadeia de
Demanda Crescente Tecnologia
Fornecedor
• Reativação Industrial • Consolidação de • Qualificação
Cadeia Produtiva Profissional
• Consolidação dos
Estaleiros • Pesquisa e
• Estabelecimento de Desenvolvimento
Cadeia de Fornecedor Tecnológico
Nível Competitivo
Conteúdo Local > Conteúdo Local Internacional
6

7. PRODUÇÃO DE ÓLEO, LGN E GN – BRASIL E INTERNACIONAL
6.418
14 2
246
1. 12 0
3.993
12 5
18 0 + 35 Sistemas
2.575 2.772 6 18
2.386 2.516
93 96 + 10 Projetos Pós‐sal
96 14 1 4.910
99 13 2 14 4 + 8 Projetos Pré‐sal
111 334 435
321 3 17
Mil boe/dia
+ 1 Projeto Cessão Onerosa 845
3.070 Cessão Onerosa
1. 8 55 1.9 71 2 .0 0 4 2 . 10 0 Capacidade Adicionada 13
Óleo: 2.300 mil bpd 1.148
543 Pré-Sal
2008 2009 2010 2011 2015 2020
P r o d u ç ã o d e P e t r ó l e o - B r a si l P r o d u ç ã o d e Gá s - B r a si l P r od u ç ã o P e t r ó l e o - I n t e r n a c i o n a l P r o d u ç ã o d e Gá s - I n t e r na c i o n a l
• Em 2011‐15 serão realizados 30 TLDs: 13 no Pré‐sal, 7 na Cessão Onerosa e 10 no Pós‐sal
• 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.
7

8. AUMENTO DO VOLUME DE VENDAS
Volume de Vendas (mil barris/dia) 6,6% a.a. Fertilizantes
Cenário A
8000 7.142
79 Energia Elétrica
141
7000
401
5,6% a.a. Biocombustíveis
6000 906
4.957
38 480 (**)Vendas Internacionais
5000 106
3.773 3.847 290
3.464 17 17 738
4000 97 2.317 (***)Gás Natural
17 94
94 136 147 436
125 593 634
3000 542 997 Exportação
312 320
231
699 586
2000 706
1.739
1.453 Outras Distribuidoras
1.204 1.315
1.097
1000
899 1.078 Vendas para BR
652 718 731
0
2009 (*) 2010 (*) 2011 2015 2020 PN 2011-15 - Volume de Vendas
Totais do Sistema Petrobras
(*) Dados do realizado para 2009 e 2010.
(**) São as vendas da área internacional mais as vendas offshore da PIFCO livres das eliminações.
(***) O Gás Natural foi convertido para boed.
8

9. Programa de
Investimentos
2011‐15
9

10. INVESTIMENTOS PN 2011‐15 vs. PN 2010‐14
PN 2010‐14 PN 2011‐15
US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões
2% 1% 2% 1%
2% 1% 2% 1%
6%
8% 2,9 2,4
3,5 4,1
17,8 2,4 13,2 3,1
5,1 3,8
118,8 53% 70,6 127,5(*)
73,6 31% 57%
33%
(*) US$ 22,8 bi em Exploração
E&P RTC
Gás,Energia & Gás Química Petroquímica
Distribuição Biocombustíveis
Corporativo
• 5% dos investimentos serão realizados no
exterior, sendo 85% em E&P
10

11. PRINCIPAIS VARIAÇÕES: PN 2010‐14 vs. PN 2011‐15
230
(US$ Bilhões)
225 1,5
220
10,8
8,6
215
213,2 23,7
210
32,1
205
224,0 0,6 224,7
200
195 6,4
variação dos mantidos 192,6
190 PN 2010‐14 x PN 2011‐15
185
180
PN 2010‐14 Excluídos Impacto taxa Alteração do Alteração de Alteração do Alteração Projetos PN 2011‐15
de câmbio Orçamento Cronograma Modelo de de Escopo Novos
Negócio
• 87% dos novos projetos direcionados para E&P, com destaque para a Cessão Onerosa (US$ 12,4 bilhões)
11

12. PRINCIPAIS VARIAÇÕES: PN 2010‐14 vs. PN 2011‐15
440 (R$ Bilhões)
420
20.4
400
399,3 11.4 2.9
380
44.0
360 419.7 55.5
1.2
388.9
340 12.2
variação dos mantidos 333,4
PN 2010‐14 x PN 2011‐15
320
300
PN 2010‐14 Excluídos Impacto taxa Alteração do Alteração de Alteração do Alteração Projetos PN 2011‐15
de câmbio Orçamento Cronograma Modelo de de Escopo Novos
Negócio
12

13. PRINCIPAIS ALTERAÇÕES NO PORTFÓLIO
Realocação 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
(Lula) • Dutos
• Infraestrutura Operacional • Ampliação do sistema de
monobóias (São Francisco do Sul)
• 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
• Tancagem de OC para térmicas • Revisão de construção de
• Descontinuidade de Projetos com
gasoduto e estação de compressão
insucesso na fase exploratória • 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
13

14. Desafios Corporativos
14

15. RECURSOS HUMANOS
“Ser referência internacional, no segmento de energia, em gestão de
pessoas, tendo seus empregados como seu maior valor.”
Planejamento de Recursos Humanos
Planejamento de Recursos Humanos
Políticas de RH
Políticas de RH Gestão de competências
Gestão de competências Gestão da prestação de serviços
Gestão da prestação de serviços
Atração e
Atração e
retenção
retenção
• Fomento à formação de
Treinamento e
Treinamento e
• Fomento à formação de
mão de obra
mão de obra desenvolvimento
desenvolvimento
• Relacionamento com
• Relacionamento com Carreira e
universidades e escolas • Desenvolvimento
• Desenvolvimento Carreira e
universidades e escolas
técnicas
técnicas
gerencial
gerencial movimentação
movimentação
• Formação de novos
• Formação de novos
• Remuneração
• Remuneração
gerentes /sucessão • Mobilidade interna e
Gestão do
Gestão do
competitiva
competitiva gerentes /sucessão • Mobilidade interna e
externa
externa conhecimento
conhecimento
• Programa de retenção • Rodízio técnico e
• Rodízio técnico e
• Programa de retenção • Disseminação do
gerencial
gerencial • Alocação de novos
• Alocação de novos • Disseminação do
• Sustentabilidade do
• Sustentabilidade do empregados
empregados conhecimento
conhecimento
plano de saúde e • Treinamento no local
• Treinamento no local
plano de saúde e • Mentor Petrobras
• Mentor Petrobras
previdenciário de trabalho
de trabalho • Plano de carreira
• Plano de carreira
previdenciário
• Lições aprendidas
• Lições aprendidas
Gestão da Ambiência
Gestão da Ambiência
Comprometimento e
Comprometimento e Relacionamento com
Relacionamento com
Cultura e valores
Cultura e valores Comunicação de RH
Comunicação de RH
satisfação
satisfação sindicatos
sindicatos
15

16. RECURSOS HUMANOS Projeção de Efetivo do Sistema Petrobras
103.030
96.953
92.693
89.201
85.417 28.608
27.985
26.722
25.528
24.347
• PN 2011‐2015 requer demanda adicional de
pessoal
• 51% do efetivo tem menos de 10 anos de Cia., 68.968
74.422
61.070 63.673 65.971
enquanto 46% tem tempo superior a 20 anos
2011 2012 2013 2014 2015
Controladora Outras Empresas do Sistema Petrobras
35.000 3000
a
a t iv
30.000 E stim
2500
Produção (mil barris/dia)
Efetivo E&P
25.000 55% 2000
20.000
1500 • Segmento de E&P será o principal
15.000 responsável pela elevação do efetivo,
1000 acompanhando o aumento da produção
10.000
5.000 500
0 0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Posição em Jan/11
Efetivo Produção
16

17. COMPROMISSO COM EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE
Objetivo Maximizar a eficiência energética e reduzir a intensidade de emissões de gases de efeito
estufa (GEE)
Compromisso • Reduzir a intensidade energética nas operações de Refino e Gás & Energia em 10% e 5%,
respectivamente;
Voluntário
• Reduzir em 65% a intensidade da queima de gás natural (em tocha) nas operações de
(2009‐2015) E&P;
• Reduzir a intensidade de emissões de GEE nas operações de E&P, Refino e Térmicas, em
15%, 8% e 5% respectivamente.
US$ 1,2 bilhão serão investidos em:
Investimentos • Eficiência energética no Abastecimento (US$ 270 milhões)
(2010‐2015) • Redução de queima em tocha no E&P (US$ 322 milhões)
• Conversão de térmicas para ciclo combinado (US$ 373 milhões)
• P&D (US$ 200 milhões)
17

18. DESAFIOS TECNOLÓGICOS
Expansão dos limites
Expansão dos limites
Exploração de Maximização da Desenvolvimento da Desenvolvimento Caracterização Soluções Otimização e Flexibilização do
novas fronteiras recuperação de produção, das de nova geração da rocha e dos logísticas do confiabilidade parque de refino
petróleo operações e da de sistemas fluidos do Pré- gás natural operacionais
logística do Pré-sal marítimos e sal e de outros
submarinos de reservatórios
produção complexos
Agregação de valor e Sustentabilidade
Diversificação dos produtos Gerenciamento Gerenciamento de
de água e CO2 e outras Eficiência
Inovação em efluentes emissões Energética
combustíveis,
lubrificantes e Energia de outras
produtos especiais Petroquímica Gasquímica Biocombustíveis fontes renováveis
18

19. GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS
Instituições de Pesquisa
Internacionais
Outros operadores
Fornecedores
Universidades e
Instituições de
Instituiç
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 desenvolver
centros tecnológicos no país.
19

20. PARCERIAS ESTRATÉGICAS
50 redes temáticas com 80 instituições
ANP
Comitê
CENPES
Instituição
Instituiç Científico
Cientí Instituição
Instituiç
(gestor) Tecnológico
parceira 1 Tecnoló parceira 5
Instituição
Instituiç Instituição
Instituiç
parceira 2 Instituição
Instituiç parceira 4
MCT parceira 3
FINEP
CNPq
INSTITUTOS -Infraestrutura física e humana
fí UNIVERSIDADES
PESQUISA -Treinamento de recursos humanos
- P & D Projetos
FORNECEDORES - Serviços Tecnológicos INCUBADORAS
Serviç Tecnoló
20

21. Análise de
Financiabilidade
do Plano

22. PREÇOS DE PETRÓLEO 2010‐2015
US$/bbl
250
225
200
175
150
125
100 95
Cenários
75 Petrobras
80
50
25
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015
• A premissa de preços da Petrobras está em faixa conservadora no horizonte das previsões
de consultorias e outras instituições
Previsões consultadas 2011‐2012: Bancos (Fonte: Bloomberg)
Previsões consultadas 2013‐2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA
22

23. PRINCIPAIS VARIÁVEIS CONTEMPLADAS NO PN 2011‐15
Principais variáveis para Geração de Caixa e Nível de Investimento
• Preço do petróleo
• Taxa de Câmbio
• Crescimento do Mercado Brasileiro
• Preço Médio de Realização (PMR) ‐ Brasil
– Paridade Internacional
– Margens internacionais por produto
• Exportação e importação de petróleo e derivados
• Programa de Investimento
• Desinvestimentos e reestruturações de negócios
• Captações de recursos de terceiros
Premissas
Não realizar nova capitalização
Manutenção da classificação de grau de investimento
23

24. 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)
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)
24

25. Exploração & Produção
US$ 127,5 bilhões
25

26. INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL– PN 2011‐15
Exploração
Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi 26%
Pré‐Sal
Pré‐Sal Pós‐Sal
US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões 68%
Outras áreas 6%
Cessão
Onerosa
17% 18%
Infraestrutura Exploração
Desenvolvimento da Produção
65%
Pré‐Sal
Desenvolvimento da Outras áreas 37%
Produção 48%
15%
Cessão
• Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração; Onerosa
• Serão investidos entre 2011‐15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da
Cessão Onerosa;
• No PN 2010‐14 o investimento previsto para o Pré‐Sal era de
US$ 33 bilhões no período 2010‐14
26

27. GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO
Projetos de GNA
Projetos do Pré‐sal e
da Cessão Onerosa
Lula Piloto
FPSO BW Cidade Juruá GNA Projetos do Pós‐sal
Angra dos Reis
100.000 bpd Lula NE TLDs
FPSO Cidade de
Franco 1
Cachalote e Mexilhão Paraty
120.000 bpd Cessão Onerosa
Baleia Franca Jaqueta Guará Piloto 2 FPSO
FPSO Capixaba GNA FPSO Cidade de 150.000 bpd
100.000 bpd São Paulo Parque das Baleias Guará (Norte)
Tambaú 120.000 bpd FPSO FPSO P‐67
FPSO P‐58
Uruguá FPSO Cidade de Replicante 2
Mil FPSO Cidade de Santos Baleia Azul
180.000 bpd 150.000 bpd
150.000 bpd
Santos
bpd 35.000 bpd
GNA FPSO Cidade de Cernambi Sul BMS‐9 ou 11
Anchieta Papa‐Terra
Marlim Sul 100.000 bpd TLWP P‐61 &
FPSO
150.000 bpd
3.070
Módulo 3 FPSO P‐63
3000 Jubarte SS P‐56
(Reaproveita‐
mento FPSO 150.000 bpd
FPSO P‐57 100.000 bpd Espadarte)
180.000 bpd
2500 2.100
FPSO P‐66
Replicante 1
2.004 Baleia Azul 150.000 bpd
Pós‐sal BMS‐9 ou 11
2000 Roncador
Módulo 3
Roncador FPSO
TLDs Lula NE e Módulo 4 60.000 bpd Maromba
SS P‐55
Tiro Piloto Cernambi FPSO P‐62 FPSO
180.000 bpd
1500 SS‐11 FPSO BW Cidade 180.000 bpd 100.000 bpd
Atlantic Zephir São Vicente Siri
30.000 bpd Tiro/Sidon
30.000 bpd Aruanã Jaqueta e FPSO
1000 FPSO Cidade de
Itajaí
FPSO 50.000 bpd ESP/Marimbá
FPSO
100.000 bpd
TLD Guará TLD Carioca 80.000 bpd 40.000 bpd
500 FPSO Dynamic FPSO Dynamic
Producer Producer 4 TLDs 3 TLDs 5 TLDs 5 TLDs
30.000 bpd 30.000 bpd no Pré‐sal no Pré‐sal no Pré‐sal no Pré‐sal
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015
27

28. PROJETO VARREDURA: DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO E OTIMIZAÇÃO EXPLORATÓRIA
Projeto Varredura
Descobertas do Pré-sal
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
Novas tecnologias levam a ganhos de eficiência nos processos de E&P bem como ao crescimento da
produção no período 2011‐2015
Bombeio Elétrico Captação e Injeção Separação Submarina Poços
Submarino em Skid de Água Submarina VASPS Multifraturados TLWP
Óleo/Água
*Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste 28

29. DESENVOLVIMENTO DAS ÁREAS DE CESSÃO ONEROSA EM IMPLANTAÇÃO
Declaração de Comercialidade
Fase de Exploração Fase de Produção
Fase de
Desenvolvimento
Duração: 4 anos Variável, conforme
Prorrogáveis por mais 2 Plano de Desenvolvimento
Duração Total: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos segundo critérios específicos
Área 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Franco
Recursos já disponíveis
Entorno de lara para:
4 primeiras
• 7 poços Exploratórios
Novas tecnologias
Florim unidades de
• 1 poço Exploratório e definição de
produção em
NE de Tupi contingentes alocação de
contratação
• 1 TLD recursos
Sul de Guará (*)
• 2 TLDs contingentes
• Sísmica 3D
Sul de Tupi
Não foram considerados as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba
*Conversão no estaleiro Inhaúma
29

30. Refino, Transporte e
Comercialização (RTC)
e Petroquímica
US$ 74,4 bilhões
30

31. NOVAS REFINARIAS, QUALIDADE DOS COMBUSTÍVEIS E MODERNIZAÇÃO SOMAM
74% DOS INVESTIMENTOS EM RTC
US$ 70,6 Bilhões
• Ampliação do parque de refino: Refinaria do
4,9%
NE, Premium I e II e Comperj;
4,5%
1,0%
6,2% 1,1%
0,8% • Atendimento ao mercado interno: Projetos de
15,2%
modernização, conversão e de
13,9% hidrodessulfurização;
50,1% • Melhoria Operacional: manutenção e
otimização do parque, SMES e P&D;
26,4%
23,9%
• Ampliação da Frota;
• Destinação do óleo nacional: suprimento de
petróleo das refinarias e infraestrutura para
Ampliação do Parque de Refino
Atendimento ao Mercado Interno
exportação de óleo.
Melhoria Operacional
Ampliação de Frotas
Destinação do óleo nacional Investimentos em Petroquímica somam US$ 3,8 bi
Internacional
31

32. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL
PREMIUM I
Mil bpd (2ª trem)
COMPERJ 300 mil bpd
(1º trem)
5.000 165 mil bpd
(2019)
(2013)
COMPERJ
Refinaria (2º trem)
165 mil bpd
4.000 Abreu e Lima
(2018)
(RNE)
230 mil bpd 3.327
(2012) PREMIUM II
3.000 2.643
300 mil bpd 3.095
(2017)
4.910
2.536
PREMIUM I
2.000 (1ª trem)
3.070
3.217
300 mil bpd
(2016)
2.147
2.205
2.208
2.100
2.004
1.971
1.933
1.811
1.798
1.792
1.000
0
2009 2010 2011 2015 2020
Produção de Óleo e LGN ‐ Brasil Carga Fresca Processada ‐ Brasil Mercado de Derivados de Petróleo
Cenário A
• Investimentos em capacidade de refino para atender prioritariamente o mercado brasileiro
32

33. INVESTIMENTOS NA EXPANSÃO DO REFINO – PN 2011‐15
REPRE I Refinaria Nordeste Comperj
REPRE II
Capacidade: 230 mil bpd Capacidade: 330 mbpd
Fase: Implantação Fase: Implantação
Partida: 2012 Partidas: 2013 e 2018
RNE
Refinaria Premium I Refinaria Premium II
Capacidade: 600 mil bpd Capacidade: 300 mil bpd
Comperj
Fase: Terraplanagem Fase: Licença Prévia emitida
Partida: 2016 e 2019 Partida: 2017
Inauguração das Refinarias da Petrobras
PREMIUM II
PREMIUM I
COMPERJ
REPLAN
REMAN
REDUC
REGAP
REVAP
REPAR
RECAP
RNEST
REFAP
RLAM
RPBC
32 anos
50’s 60’s 70’s 80’s 90’s 00’s 10’s
• Curva de aprendizagem com as duas novas refinarias (RNEST e Comperj) reduzirão CAPEX das Premiums
33

34. INVESTIMENTOS NOS PROGRAMAS DE QUALIDADE DE DERIVADOS E CONVERSÃO
TOTALIZAM APROXIMADAMENTE US$ 16 BILHÕES* NO PN2011‐15
QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL
2011 2012 2013 2014 2015 2011 2012 2013 2014 2015
Gasolina
regular Transição Gasolina Regular Diesel S-1800
1.000 ppm 50 ppm
Diesel S-500
REDUC RECAP REPLAN
Gasolina Diesel e Gasolina
Gasolina Diesel S-50
REFAP REPAR
Gasolina Gasolina
Diesel S-10
REVAP
Gasolina RECAP REGAP REFAP REDUC
REPAR
Diesel Diesel e Diesel Diesel Diesel
REGAP Gasolina
Gasolina
RLAM REPLAN RPBC
RPBC Diesel Diesel Diesel
Gasolina
REGAP
Revamp
RLAM HDT
Gasolina
• Investimentos em qualidade de derivados atendem à regulação ambiental e redução de emissões;
• Melhor qualidade dos derivados possibilita maiores margens.
*Considera os investimentos das unidades de Coqueamento
34

35. Gás Natural, Energia Elétrica
e Fertilizantes
US$ 13,2 bilhões
35

36. INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2011‐2015
• Fechado o ciclo de investimentos na
Investimentos 2011‐15 ampliação da malha de transporte de gás
US$ 13,2 bilhões
natural
6% • Novos pontos de entrega de gás natural,
2%
0,8
0,8 26%
gestão junto as Distribuidoras visando
0,3
0,3 aumento das vendas e diversificação das
3,4 modalidades contratuais
3,4
5,9 • Investimentos em geração de energia
5,9
2,8
2,8 termelétrica
45%
21% • Atuação na cadeia de GNL para
escoamento do gás do pré‐sal e
Malha Energia Elétrica atendimento do mercado termelétrico
Plantas de gás‐química Internacional
(Nitrogenados)
GNL • Maiores investimentos na conversão do
gás natural em uréia, amônia, metanol e
outros produtos gás‐químicos
36

37. 2º CICLO DE INVESTIMENTOS: MONETIZAÇÃO DAS RESERVAS DO PRÉ‐SAL
2º Ciclo de Investimentos
1º Ciclo de Investimentos
PN 2011-2015
2011-
REALIZADO
100%
GNL GNL
Aquisições de UTE Pecém BGUA UFN III (set/14)
90% Cubatão UFN V (set/15)
Conversão UTE Bicomb. Sulfato de Amônio (mai/13)
Termoaçu
80%
ARLA 32 (out/11)
70% UFN IV (jun/17)
% do Investimento Total
60%
Gasduc III
50% Gasbel II
Regás Bahia
Gasene (jan/14)
40%
Pilar-Ipojuca
Novas UTEs GN
30%
Cacimbas-Vitória Japeri-Reduc
20% Gastau
Catu-Pilar Gascav
Gaspal II
Gascar
UPGN Cabiúnas –
10% Atalaia-Itaporanga
Urucu-Manaus
Gasan II Rota 2 Pré-Sal
(ago/14)
Ecomps + Ptos de Entrega + Manutenção Malha
0%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Adequação da Malha de Gasodutos (US$ 3,34 bi) UTEs Compromissos (US$ 0,94 bi)
Novas UTEs a Gás Natural (US$ 1,82 bi) Energia Renovável: Eólica e Biomassa (US$ 0,02 bi)
Regaseificação de GNL (US$ 0,74 bi) Liquefação de Gás Natural (US$ 0,10 bi)
Transformação Química do GN (US$ 5,85 bi)
37

38. NOVOS ATIVOS USUFRUINDO DA MAIOR PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
Produção de Fertilizantes Capacidade Instalada de Geração
UFN IV (Jun/2017)
UFN V (Set/2015) 11.000 70
9.475
4.000 30
UFN III (Set/2014) 581 60
milhões m³/d
9.000
2.936 25 7.114
milhões m³/d
3.000 6.518 44 50
mil ton / ano
7.000 420
2.271 20 420
34 40
MW
2.000 13 15 5.000 30
30
1.109 10
6 813 3.000 8.894
1.000 813 20
3 5 6.098 6.694
291 1.000 10
0 -
2011 2015 2020 -1.000 2011 2015 2020 0
Amônia Ureia Consumo GN UTE Renováveis Consumo GN
• O Brasil importa atualmente 53% do volume de amônia consumida no País e alcançará a autossuficiência em 2015;
• A dependência da uréia importada, que é de 53% em 2011, será reduzida a 28% em 2015, 16% em 2017 e 22% em
2020.
38

39. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M3/D)
PCS 9.400 kcal/m³ OFERTA DEMANDA
Oferta 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 2020
Oferta 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 2020
Oferta Boliviana Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes
61
13 Fertilizantes
39
30 30 6 16 UPGN
30
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
39

40. Distribuição
US$ 3,1 bilhões
40

41. INVESTIMENTOS EM DISTRIBUIÇÃO
PN 2011‐2015
US$ 3,1 bilhões
Mercado Automotivo
Mercado Consumidor 21%
42%
Operações e Logística
Liquigás
18%
Internacional 6%
13%
Participação no mercado automotivo e global
50 40,6
38,6 38,8 38,5
40
30
20
30,6 30,9 31,3 33,7
10
0
2009 2010 2011 2015
Mercado Automotivo (%) Mercado Global (%)
41

42. Biocombustíveis
US$ 4,1 bilhões
42

43. INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS
INVESTIMENTOS 2011‐2015
US$ 4,1 Bilhões
7%
14% 0,3 Etanol
0,6
Logística para Etanol
1,9 47%
Biodiesel
1,3
P&D
32%
Oferta de Etanol (milhões m3) Oferta de Biodiesel (mil m3)
Market‐share Pbio+Parceiros: Market‐share Pbio+parceiros:
• 2011: 5,3% • 2011: 28%
5,6
• 2015: 12% • 2015: 26%
273%
16% 855
735
1,5
2011 2015 2011 2015
Pbio + Parceiros Pbio + Parceiros
43

44. Internacional
US$ 11 bilhões
44

45. INVESTIMENTOS: ÁREA INTERNACIONAL
Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E
US$ 11 bilhões Golfo do México
1% Principais Projetos:
7%
3% 2%
• Cascade / Chinook
E&P
G&E • Saint‐Malo
RTCP • Tiber
Distribuição
87%
Corporativo
Costa Oeste da África América Latina
Principais Projetos:
Principais Projetos: • Bolívia
• Nigéria San Alberto / San Antonio
Akpo Atendimento ao Mercado Brasileiro
Agbami • Peru
Egina Projeto Integrado de Gás – Lotes 57 e 58
Produção de Óleo ‐ Lote X
• Angola
• Argentina
Bloco 26 Manutenção de ativos existentes
45

46. 46