O documento apresenta o plano de negócios da Petrobras para 2009-2013. O plano prevê investimentos de US$ 174 bilhões, priorizando novos projetos de exploração e produção, especialmente no pré-sal. Grandes oportunidades de investimento são destacadas nos estados do Rio de Janeiro e São Paulo.

1. José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente
Plano de Negócios 2009‐2013

2. AVISO
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.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados
reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação
conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais
vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da
SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
2

3. DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS
GEOPOLÍTICOS RECURSOS CRÍTICOS GRANDES INCERTEZAS
Crise econômica mundial Bens e serviços Preço de petróleo
Guerras e conflitos Recursos humanos Custos
Tensões políticas • Senioridade Dinâmica da demanda
Implicações ambientais • Baixa atratividade Dinâmica da oferta
Eleições • Criticidade de pessoal Penetração dos
Nacionalismos ... especializado biocombustíveis
Desenvolvimento de
tecnologias automotivas ...
3

4. PRESPECTIVAS: NECESSIDADE DE NOVOS INVESTIMENTOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS
MM bpd
140,0
Cenário Alto Crescimento
120,0 EIA DOE
Cenário de Referência | IEA
100,0
80,0 Cenários de Demanda
Global de Óleo Cenário Baixo Crescimento
EIA DOE
60,0
Observed decline Adição Requerida de
40,0 Capacidade (bpd)
Declínio natural
Natural decline Declínio observado
20,0 2020 | 55 – 65 MM
Produção existente
Existing production
0,0
Existing production 2030 | 75 – 90 MM
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2000
2002
2004
2030
Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA Internat ional En ergy Outloo k 2007
4

5. E O PETRÓLEO BRASILEIRO PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO COMPETITIVO
CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Custos de Produção (US$/bbl‐2008)
140
Águas
120 profundas e
ultraprofundas
100
Oil Gas to Coal to
80 Shales liquids liquids
Arcti c
CO₂ ‐ EOR
60
EOR
Heavy oil
and
bitumen
40
Other
20 convenctial Preço máximo de ‘break
Produced MENA oil
even’ para a Petrobras
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Reservas (bn bbls)
Fonte: IEA – Outl ook 2008
5

6. BRASIL: UM MERCADO IMPORTANTE E COM GRANDE POTENCIAL DE CRESCIMENTO
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)
20,7 7,9
8
6
5,1
4
Brasil é oitavo maior
2,7 2,7
2,4 2,4 2,3 2,2 2,2 2,0
mercado consumidor de
1,9 1,7 1,7
2 1,6
petróleo do mundo
0
Reino Unido
Alemanha
A. Saudita
Itália
Coréi a do Sul
Ja pão
Méxi co
França
China
Brasil
Índia
Rússia
Canadá
EUA
Irã
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)
160 Brasil OCDE Mundo
150
140
Consumo de óleo no Brasil
130
crescendo a 2,4% p.a.
120
Consumo de óleo da OCDE
110
crescendo a 1,0% p.a.
100
2005
2006
2007
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Fonte: BP St atistic al R evi ew 2008, PFC En ergy
6

7. PETROBRAS: CADA VEZ MAIS PREPARADA PARA ATENDER A ESTE CENÁRIO
7

8. MAIORES INVESTIMENTOS APROVEITANDO O PORTFÓLIO DE OPORTUNIDADES
PN 2009‐13 | Período 2009‐2013 *
PN 2009‐13 | Brasil vs. Exterior
2% 2% 2%
3% US$ 174,4 bilhões 9%
7% 5,6 3,0 E&P
11,8 2,8 16,2 US$ 174,4 bilhões
RTC
3,2 Brasil
G&E
Exterior
Petroquímica
158,2
43,4 104,6 (*)
25% Distribuição
59%
Biocombustíveis
Corporativo
91%
(*) US$ 17,0 bi em Exp loraç ão
PN 2008‐12 | Período 2008‐12 *
2% 1% 2%
4%
US$ 112,4 bilhões
6% 4,3 2,6 E&P
6,7 1,5
2,5 RTC
G&E
Petroquímica
26% 29,6 65,1
Distribuição
59%
Biocombustíveis
Corporativo
* Inclui Investimentos no Brasil e no Exterior 8

9. MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS
EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008‐2012 PARA O PN 2009‐2013
17,0 3,5 2,9 8,1
47,9
174,4
111,2
Investimentos 2009- +Novos Projetos +Aumento de Custos +M udança no escopo +Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-
201 incluídos no PN
3 dos projetos 201
3
2008-2012
(*) Alt eração Mo d. N egócio , R etirados, Desv io de Cronograma | Nota: Ess es Inv estimentos não consideram reduções no custo dos projetos
9

10. NOVOS PROJETOS SÃO EM SUA MAIORIA NO SEGMENTO DE E&P
US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras
priorizam sua meta de produção
4% 1%
12% 0,4 • Dos novos projetos no Segmento E&P,
cerca de US$ 28 bilhões relacionam‐se
2,1
com o desenvolvimento do Pré‐Sal
5,7
6%
3,1
36,6
77%
E&P
Refino Transp. & Comerc.
Gás&Energia
Biocombustíveis
Demais (PQF, Distrib. E Corp)
10

11. GRANDE PARTE DOS INVESTIMENTOS AINDA A SER CONTRATADO
1,5%
Uma grande parte dos projetos 28,3% Fase I (Aval. Oportunidade)
incluídos em nosso plano de
Fase II (Em Proj. Conceitual)
investimentos ainda não foi
contratada 49,2% Fase III (Em Proj. Básico)
6,7% Fase IV (Aprov.
p/Implantação)
Aquisições
14,3%
11

12. A PETROBRAS ESTÁ TOMANDO MEDIDAS DE OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS
Projeto
• Maior detalhamento menor risco Cultura
Otimização de
• Simplificação
• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré‐sal)
Custos
• Equipamentos padronizados Contratação
Contratação
• menores pacotes participação de Projeto
empresas de médio porte
• maior acompanhamento físico e
financeiro dos empreendimentos
Cultura
• menor flexibilidade e redundância nas
plantas operacionais
12

13. QUEDA NO PREÇO DO PETRÓLEO CRIOU PRESSÃO PARA A REDUÇÃO DE CUSTOS NA
CADEIA DE FORNECEDORES
ÍNDICE CUSTO DE CAPITAL
500
400
(2000=100)
300
Indice
18%
200
11%
1
00
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T 3T 1T 3T 4T 2009 2010 2011 201
2 201
3
2007 2007 2008 2008 2008
ICC Do wns tream ICC Upstream WTI
Fonte: CER A / Bloo mberg
13

14. GRANDES OPORTUNIDADES NO ESTADO DO RIO DE JANEIRO
US$ 158,2 bilhões no Brasil
Norte: US$ 2,7 bilhões
Nordeste: Principais Projetos
US$ 24,9 bilhões
Rio de Janeiro
E&P
Pré-Sal, Roncador, Marlim, Marlim Sul,
Marlim Leste, Papa-Terra, Atlanta,
Pirapitanga
Abastecimento
Projetos REDUC (Qualidade e aumento
do processamento do óleo nacional)
Gás & Energia
Terminal de GNL/Regás;
Centro-Oeste : GASDUC III, Japeri/REDUC, Gasbel II,
US$ 0,4 bilhões Japeri/Sepetiba
Petroquímica
Unidades do Comperj
Sudeste:
US$ 103 bilhões Biocombustíveis
Sul:
US$ 10,1bilhões REDUC-HBIO
Distribuição
Valores à definir: US$ 17 bilhões 14

15. GRANDES OPORTUNIDADES NO ESTADO DE SÃO PAULO
US$ 158,2 bilhões no Brasil Principais Projetos
São Paulo
Norte: US$ 2,7 bilhões
E&P
Pré-Sal, Merluza, Mexilhão, Desenvolvimento
Nordeste:
da Produção de Descobertas.
US$ 24,9 bilhões
Abastecimento
REPLAN, REVAP, RPBC e RECAP (Qualidade e
aumento do processamento do óleo nacional);
Plano Diretor de Dutos;
Duto OSVAP.
Gás & Energia
Térmica de Cubatão e Térmica a Biomassa;
Gasodutos: Campinas-Rio, Gaspal II,
Caraguatatuba-Taubaté, Paulínea/Jacutinga,
Gasbar, Ampliação do Trecho Sul do Gasbol.
Centro-Oeste : Biocombustíveis
US$ 0,4 bilhões Ampliação da capacidade de etanol
REPLAN-TABG - RP18;
Alcoolduto REPLAN-Guararema;
Alcoolduto PASP – OSVAP;
Sudeste: Plantas de HBIO na REVAP e RBPC.
US$ 103 bilhões
Sul: Distribuição
US$ 10,1bilhões Projeto de Logística e Infra-Estrutura, Aviação,
Automotivo e Grandes Consumidores
Valores à definir: US$ 17 bilhões 15

16. GRANDE COLOCAÇÃO DOS INVESTIMENTOS JUNTO A FORNECEDORES NACIONAIS
A média anual de colocação no mercado nacional será de US$ 20 bilhões
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 47,8 37,8 79%
Gás e Energia 10,6 7,4 70%
Distribuição 2,1 2,1 100%
Biocombustível 2,1 1,8 85%
Áreas Corporativas 3,6 2,9 80%
Total 158,2 100,9 64%
16

17. COM UM EXPRESSIVO POTENCIAL DE CRESCIMENTO
PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil boed)
5,729
7,5% a.a.
632
1177
3,655
5.6% CAGR 8.8% a.a.
341
2,757
634
244
250 243 224 463
60 265 321
70 252 269 274 277 273 3.920
252 251 265
232 2.680
1.792 1.855 2.050
1.500 1.540 1.684 1.778
1.335 1.493
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020
Produção d e Óleo ‐ Brasil Produção de Gás ‐ Brasil Produção Internacional (óleo + gás)
17

18. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009‐2013
MANATI
expansão
LAGOSTA URUGUÁ JURUÁ
TAMBAÚ ARACANGA
CANAPU 3,32
MEXILHÃO 3,20 Óleo e gás
CAMARUPIM
3,02
URUCU 2,79
2,68
2,58 Óleo
2,51
2,43
milhões boe/d
P‐62
2,25 RONCADOR
2,05 P55
P‐57 RONCADOR
BALEIA AZUL
JUBARTE P‐61
JABUTI PAPA‐TERRA
TUPI P‐56
TLD Tupi P‐63
Piloto MARLIM SUL
PAPA‐TERRA
P‐51 CACHALOTE,
MARLIM SUL BALEIA FRANCA, GUARÁ 1 ou IARA 1
BALEIA ANÃ
FRADE
TUPI 1
PARQUE DAS Amplição do Piloto
CONCHAS
2009 2010 2011 2012 2013
Pré‐Sal Pós‐Sal Gás Natural
18

19. PROVÍNCIA DO PRÉ‐SAL
Área da Província: 112.000 km2
ESPIRITO SANTO
Área Total Concedida: 41.000
km2 (38%) MINA GERAIS
Área Não Concedida: 71.000
km2 (62%)
Área com Participação
Petrobras: 35.000 km2 (31%)
SÃO PAULO RIO DE JANEIRO
PARANÁ
Poços Testados
Campos HC
Blocos Exploratórios
Reservatórios Pré‐sal
19

20. PRÉ‐SAL: VISÃO GERAL
US$ 28 bilhões em investimentos até
2013 Cerca de 7 MMm3/d de gás natural
Produção inicial de óleo através de disponibilizados ao mercado em 2013
FPSOs Diversos sistemas de produção
Produção inicial de gás natural será iniciando até 2020
transportada por gasodutos até a costa Em 2015 a produção de óleo deve
6 unidades de produção iniciando até atingir 582 k bpd
2014 em Santo e Espírito Santo, sem Em 2020 a produção de óleo deve
contar com os testes de longa duração atingir 1.815 k bpd; a disponibilização
(TLD) de gás natural deve atingir o
Estimativa de produção de óleo em 219 montante de 40 MMm3/d
k bpd em 2013
20

21. BACIA DE SANTOS ‐ PÓLO PRÉ‐SAL
50 km Rio de Janeiro
Descobertas: Tupi, Iara, Carioca,
BM‐S‐10
BR 65% BM‐S‐11 Guará, Júpiter, Parati, Bem‐te‐vi e
BR 65%
Caramba
Elevado potencial de volumes
BM‐S‐8
BR 66%
Óleo de boa qualidade: médio‐leve
Atividade sísmica e poços de
Parati
Ia ra
delimitações a caminho
Tupi
Estimativa de volumes
Carioca
Bem‐te‐vi
recuperáveis: 5‐8 bn boe em Tupi
Guara
BM‐S‐21
BM‐S‐24
e 3‐4 bn boe em Iara
BR 80% Azulão BR 80%
Caramba 3 sistemas de produção até 2014:
BM‐S‐9
BM‐S‐22 BR 45% Tupi, Iara e Guará
BR 20%
21

22. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)
1º Óleo – TLD 1º Óleo– Tupi Nível elevado de
Tupi (Mar/09) Piloto (Dez/10) produção
..... ..... t
2007 2009 2010 2012 2017
Aquisição de dados Desenvolvimento Definitvo
Fases
Fase 0 Fase 1A Fase 1B
Implementação de
TLD (Mar/2009), Tupi Piloto Implementação de diversas unidades de produção
Foco diversas unidades de
e delimitação de poços (FPSOs genérico)
produção
• Delimitação da Área
• Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2
• Análise da vazão dos
reservatórios • Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2
• Desempenho de poços • Teste de otimização de poços
Objetivo
fraturados • Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir
• Completação da elevado nível de produção em 2017
amostragem • Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos
• Análise de CO2
22

23. PÓLO DO ESPÍRITO SANTO
to UTG Cacimbas
Uso da infra‐estrutura local
an
Linhares
Rio Doce Cangoá
o S
MG UPGN Lagoa Parda
Peroá
P‐34 (Jubarte), primeira produção no pré‐sal:
excelentes resultados, prod. até 18 k bpd
ír it
24” – 66 km
Aracruz 25 MM m3/d de óleo
Esp
Terminal Barra do Riacho
Camarupim
Canapu
FPSO Seillean entrou em operação em dez/08
como piloto de Cachalote (CHT)
Golfinho
VITÓRIA
FPSO Capixaba deve ser movido do campo de
Vila Velha
Carapó Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no
1S10
Gasoduto Sul‐Norte
UTG Sul Capixaba
Guarap ari Gasoduto Capixaba FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10
Sul Capixaba 12 a 24” – 160 km
12” – 83 km 7 a 15 MM m3/d como piloto de Baleia Azul (BAZ)
Anchieta 4,5 MM m3/d
Baleia Azul: primeira unidade de produção
Presiden te Marataiz es
Kenned y
ARG definitiva no 4T12
CHT Baleia Franca
JUB OST Produção de gás natural transportada através
NAU
RJ Baleia Azul ABA de gasodutos
CXR
PRB
Catuá
23

24. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ‐SAL
Produção de óleo no pré‐sal Petrobrás (mil bpd)
1.815
1.336 63 2
46 3
582
62 219 16 0 873 1,183
157 422
2013 2015 2017 2020
P ré‐sal Pe trobras Pré‐s al P arc eiros
Investimentos da Petrobras no Pré‐sal até 2020
2009‐2013 2009 ‐2020
Investimentos Petrobras no Pré‐Sal (Desenv. da Produção) 28,9 111,4
Pré‐Sal Bacia de Santos 18,6 98,8
Pré‐Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós‐Sal) 10,3 12,6
24

25. INTEGRAÇÃO DAS ATIVIDADES
Exploração
Energia
Renovável
Sondas Navios de Apoio
Refinaria
Plataformas Óleo Aliviadores Porto
Petroquímica
Produção
Logística
Submersos
Gás UTGN Gasodutos Distribuição
25

26. INVESTIMENTOS NA ÁREA DE ABASTECIMENTO
Investimentos PN 2009-13: US$ 47,8 bilhões*
Refino 12%
7%
Dutos e Terminais
8%
Tranporte Marítimo
73%
Petroquímica
• Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos padrões
internacionais;
• Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão.
*Nota: Não inclui internacional 26

27. INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO
CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD)
3500
Premium I Premium II 3.012
3000 600 mil bpd 300 mil bpd
1ª Fase: 2013 1ª Fase: 2014
2ª Fase: 2015 2ª Fase: 2016
RNE UPB
2500 230 mil bpd 150 mil bpd
2011 Dez/2012 2.270
REPAR
2000 Reva mp
1.779 1.791 25 mil bpd
REPLAN 2011
Reva mp
1500 33 mil bpd
2010
1000
500
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
27

28. COMPERJ
Seis sociedades anônimas, subsidiárias
integrais;
Processamento de 150 mil barris por dia de
petróleo pesado;
Produção de produtos petroquímicos de
segunda geração, como polietilenos,
polipropileno, PTA, PET, etilenoglicol e estireno;
Partida prevista para 2012 ;
Terraplenagem: Conclusão em Dez/2009;
O projeto como um todo (Petrobras +
Parceiros) deverá demandar até 87 mil postos
de trabalho (diretos,indiretos e efeito‐renda).
De acordo com estudos da Fundação Getúlio
Vargas, há potencial para instalação de cerca de
720 empresas na região até 2015, na indústria
de transformação, para produzir plásticos a
partir dos produtos do COMPERJ
28

29. INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) ‐ CICLOS
1o CICLO
Criação da área de
Gás e Energia 2o CICLO
2009‐13
200 0
200 1
200 2
200 3
200 4
200 5
200 6
200 7
200 8
200 9
201 0
201 1
201 2
201 3
201 4
201 5
201 6
201 7
201 8
201 9
1o CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
Motivação:
• Atendimento à demanda termoelétrica (PPT) e ao mercado não‐térmico (crescimento)
• Diversificação das fontes de suprimento: Bolívia e GNL;
• Incremento do Parque Gerador (GN, OD, OC e PCH’s).
Consequência:
• Investimentos no PLANGÁS, integração das malhas de transporte e construção dos terminais de REGAS..
2o CICLO (2011 em diante): Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta
Motivação:
• Expansão do fornecimento de gás para geração eletrica, com flexibilidade: Gas Nacional, Boliviano, GNL
• Opção para colocacao de Gas nos mercados interno (domestico) e externo(exportacao).
Consequência:
• Investimentos para escoamento do pré‐sal, terminais de Regás Flex e expansão da geração termoelétrica
29

30. PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009‐2013
Investimentos Gás&Energia
US$ 10.6 bilhões
1.477
926
4.528
3.692
US$ milhões
Gás Natural
US$ 8,2 bilhões Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
Energia Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
US$ 2,4 bilhões
30

31. CONTEÚDO NACIONAL: DIVERSIFICAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E CUSTOS
Perspectiva empresarial…
Conteúdo
Nacional
Maior
disponibilidade Aumento da
capacidade
Mais opções e instalada
flexibilidade
Novos
fornecedores
Menores preços
Perspectiva de sustentabilidade...
Fortalecimento da Geração de Fortalecimento do
economia brasileira emprego e renda mercado interno
31

32. CONTEÚDO NACIONAL: EVITAR A DOENÇA HOLANDESA NA ECONOMIA BRASILEIRA
Doença Holandesa…
Exportação de
Commodities
Entrada de
investimentos
Desindustrialização
Apreciação da
Moeda
Dependência da
exportação de
commodities
Aumento das
importações
Queda das
exportações
32

33. SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS
Fornecimento de Bens e Serviços (B&S) PASSOS
5. Estimular a instalação de
Importações empresas internacionais no
Brasil
4. Estimular a associação entre
companhia nacionais e
Acréscimo na internacionais
Capacidade de
Suprimento 3. Estimular novos entrantes
Nacional de nacionais
Importações
B&S
2. Desenvolver concorrência em
setores de média competição
Indústria 1. Ampliar Capacidade Produtiva
no Brasil de setores altamente
Nacional competitivos
Demanda Atual Demanda Futura
33

34. CONTRATAÇÃO DE NOVAS EMBARCAÇÕES – PERÍODO 2009‐2013
LICITADOS/ EM LICITAÇÃO A LICITAR TOTAL
Barcos de Apoio (até 2020) 24 24 48
Plataformas de Produção FPSO/SS 10 3 13
Outros (Jaqueta, TLWP) 1 1 2
PROMEF 1 PROMEF 2
Navios de Grande Porte
22 16
SONDAS DE PERFURAÇÃO
Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira
Contratação de 40 navios‐sonda e plataformas de perfuração semi‐submersíveis até 2017 para operação em águas profundas
e ultra‐profundas exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras
‐ 12 primeira obtidas através de licitação internacional, com recebimento até 2012 – Atender à necessidade de curto‐prazo da
Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para as demais encomendas
‐ 28 construídas no Brasil e operadas por empresas brasileiras, com recebimento entre 2013 e 2017
34

35. PRINCIPAIS PROJETOS DE GÁS E ENERGIA
1º ciclo de investimentos (até 2010) – Diversificação do Suprimento e integração da malha
+ 2. 332 km de gasodutos até 2010
+ 19 novas usinas de energia
+ 1.236 MW até 2010
+ Terminal de GNL da Baía de Guanabara
2º ciclo de investimentos (2011 em diante) – Flexibilidade de Suprimento e Diversificação de Oferta
+ 307 km de gasodutos
+ novas estações de compressões;
+ 2 terminais de GNL (Terminal Regás‐Flex)
+ usinas a Gás Natural
35

36. ESTIMATIVA DE DEMANDA DE ALGUNS EQUIPAMENTOS PARA OS PRINCIPAIS PROJETOS NO
PERÍODO DE 2009‐13
Itens Un. TOTAL Itens Un. TOTAL
Árvores de Natal Molhadas un 500 Filtros un 300
Cabeças de Poço un 500 Queimadores (Flares) un 30
Dutos Flexíveis km 4.000 Fornos aquecedores un 200
Manifolds un 30 Reatores un 280
Tubos de Rev. e Produção t 42.000 Separadores de água e óleo un 50
Umbilicais km 2.200 Tanques de Armazenamento un 1.800
Árvores de Natal Seca un 1.700 Torres un 550
Cabeças de Poço Terrestres un 1.700 Geradores un 500
Itens Un. TOTAL
Bombas un 8.000
Compressores un 700
Guinchos un 450
Guindastes un 200
Motores de Combustão un 1.000
Turbinas un 350
Aço estrutural (casco de navios) t 240.000
Aço estrutural (casco de plataformas) t 700.000
Nota: Valores Aproximados 36

37. E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS
NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO
2.822
Pós‐doutorado: 6 Mestrado: 1.098 Os profissionais de nível superior
recentemente admi tidos , sem 2.468
Doutorado: 226 Pós‐Gradua ção: 845 experiência prévia , passam a té um ano
2.101
em salas de aula antes de inicia r suas
74.240 funções efeti vas na Companhia
68.931
62.266
53.904
48.798 52.037
46.723 1.213
989 1.043
774
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
27.000 novos empregados desde 2002
Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da
Petrobras: 112.625 empregados
O Governo Brasileiro, com
suporte da Petrobras, tem
um programa específico
Construção Construção &
para atender a essa Engenharia Manutenção
Civil Aquisição
demanda 5.967 7.062
15.020 84.576
37

38. GERAÇÃO DE EMPREGO E RENDA
Média Anual
Postos de Trabalho (Mil) 2009‐13
Postos de Trabalho Diretos
267
Postos de Trabalho Indiretos (Cadeia Produtiva) 389
Postos de Trabalho Indiretos (Efeito Renda) 388
Postos de Trabalho Totais
1.044
38

39. PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009‐2013 COM FOCO NA MANUTENÇÃO
DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS
INDICADORES 2008‐2012 2009‐2013
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18 2,0
2009 – 58,00
2008 – 55,00 2010 – 61,00
Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl) 2009 – 50,00 2011 – 72,00
2010 – 45,00 2012 – 74,00
2011‐2012 – 35,00 2013 – 68,00
Fluxo de Caixa Líquido Projetado
104,4 148,6
(Após dividendos)
Investimentos Projetados
112,4 174,4
Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq.
20% Até 35%
(Alavancagem)
Caixa Mínimo (US$ bi)
‐ 5
95

40. PLANO SUSTENTÁVEL E BASEADO EM PREMISSAS CONSERVADORAS
80
74
75
72
70 68
65
61 60
58 60
60
55
50
45 45 45 45 45
45
40
40 37
35
30
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Curva de Referência Curva de Robustez
40

41. INVESTIMENTOS BASEADOS NA GERAÇÃO PRÓPRIA DE CAIXA E NÍVEIS ADEQUADOS DE
ENDIVIDAMENTO
HISTÓRICO PROJETADO
US$ 80,3 BI 2003 ‐SET. 2008 US$ 148,6 BI 2009 ‐ 2013
Dívida Líquida
Dívida Líquida
Investimentos
FCO FCO
(US$ 174 bi)
(após dividendos) Investimentos (após dividendos)
(US$ 83 bi)
Fontes Usos Fontes Usos
Brent médio: Produção média óleo: Brent médio (e): Produção média óleo (e):
60 (US$/barril) 1,720 (mil boed) 66 (US$/barril) 2,398 (mil boed)
41

42. PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA
Principais Variáveis
• Preço internacional do óleo
e derivados
• Preços internos no Brasil
• Taxa de câmbio
• Percentual de execução do
Investimento Planejado
• Custo de Capital
FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI)
2009 2010*
FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos 10,5 16,0
Investimento 28,6 35,0
Necessidade de Captação (18,1) (18,9)
Brent (US$ / barril) 37 40
* Inv esti men to para 2010 baseado na média anu al do Pl ano

43. RECURSOS PARA 2009 JÁ GARANTIDOS E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM FINANCIADAS
PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS
2009 2010
Necessidades Necessidades
• US$ 18,10 bi • US$ 18,9 bi
Fontes Fontes
• BNDES: US$ 12,5 bi • BNDES: US$ 10,0 bi
• Pré‐ financiamento. 2008: US$ 2,5 bi • Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi
• Mercado Capitais: US$ 5 bi • 15% de redução no Investimento
reduz a necessidade de captação
adicional para menos de US$ 4 bi
INDICADORES 2008‐2012 2009‐2013
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18 2,0
Fluxo de Caixa Líquido Projetado 104,4 148,6
(Após dividendos) (R$ bilhões)
43

44. GERAÇÃO DE RIQUEZA PARA O BRASIL
R$ Bilhões Média Anual
Valor Adicionado Gerado pela: 2009‐13
Petrobras no País 170
Cadeia Produtiva dos Investimentos 73
Cadeia Produtiva dos Gastos Operacionais 66
Total do Valor Adicionado 309
44

45. PRINCIPAIS DESAFIOS DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO NO BRASIL
DESAFIOS
Melhoria de Infra‐estrutura
Suprimento de Material Crítico
(Importações)
Equipamentos de Perfuração
Posicionamento Dinâmico e Sistemas de Estaleiro Brasfels em Angra dos Reis. Construção de P‐51
Propulsão e P‐56.
Processo e Oferta de Produção de Aço
Força de Trabalho qualificada para
construção e operação
Financiabilidade
Otimização de custos
Estaleiro Rio Grande em construção. Preparado para a
construção de plataformas.
45

46. DESEMPENHO DAS AÇÕES A PARTIR DA DIVULGAÇÃO DO PN 2009‐13
120
Evolução PETR4 - IBOVESPA - BRENT
114.67
115
PETR4 R$ IBOVESPA Brent
110 108.06
105
Nº Índice
100
100
95.11
95
90
85
80
23/01/09 26/01/09 27/01/09 28/01/09 29/01/09 30/01/09 02/02/09 03/02/09 04/02/09 05/02/09 06/02/09 09/02/09 10/02/09
Evolução PBR-AmexOil - Brent
130
125 PBR US$ Amex Oil Brent
122.99
120
116.80
115
Nº Índice
110
105 104.69
100 99.92
100 99.14
95 95.11
90
85
80
23/01/09 26/01/09 27/01/09 28/01/09 29/01/09 30/01/09 02/02/09 03/02/09 04/02/09 05/02/09 06/02/09 09/02/09 10/02/09
Fonte: Bloomberg 46

47. José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente
Plano de Negócios 2009‐2013