Este documento fornece informações sobre investimentos da Petrobras no Brasil entre 2011-2015. Ele resume que a Petrobras planeja investir US$ 224,7 bilhões nesse período, sendo US$ 127,5 bilhões em exploração e produção. Grande parte desse investimento será direcionado a projetos no pré-sal, que devem sustentar o aumento da produção da companhia.

1. 31/Ago/2011
Confidencial 1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia A SEC somente permite que as companhias de
sobre condições futuras da economia, além do setor óleo e gás incluam em seus relatórios
de atuação, do desempenho e dos resultados arquivados reservas provadas que a Companhia
financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos tenha comprovado por produção ou testes de
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende formação conclusivos que sejam viáveis
", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem econômica e legalmente nas condições
como outros termos similares, visam a identificar econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem alguns termos nesta apresentação, tais como
riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia descobertas, que as orientações da SEC nos
e, consequentemente, não são garantias de proíbem de usar em nossos relatórios
resultados futuros da Companhia. Portanto, os arquivados.
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. “A idade da pedra não acabou por falta de pedra”
Sheik Ahmed Zaki Yamani (ex Ministro do Petróleo da Arábia Saudita)
Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?
3

4. MATRIZ ENERGÉTICA
Matriz Energética Brasileira
Matriz Energética Mundial
MM toe
MM toe
500
16.000
450
14.000
400
12.000
350
10.000
300
250
8.000
8 000
200
6.000
150
4.000
100
2.000
50
00
2010
2010 2020
2020
Petróleo Gás Natural Carvão Nuclear Hidráulica Renováveis
Fontes: BP Statistical Review 2011,
4
Balanço Energético Nacional: Resultados Preliminares 2010 (EPE), Plano Decenal de Expansão de Energia: Informe à Imprensa (EPE)

5. 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 Projetado
70 70 Não-OPEP
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
Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?
Parece que não...
Fonte: WoodMackenzie 5

6. INVESTIMENTOS 2011‐2015
Nível de Investimento similar ao do Plano anterior,
com maior foco em E&P
PN 2010‐14 PN 2011‐15
US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões
2% 2%
1% 1% 1%
2% 1%
2%
8% 6%
3,5 4,1
5,1 2,9 E&P
3,8 2,4
17,8 2,4 RTC 13,2 3,1
G&E
Petroquímica
Distribuição
53%
73,6 118,8 Biocombustíveis 31% 70,6 127,5 (*) 57%
33% Corporativo (*) US$ 22,8 bi
em Exploração
Previsto para 2011
US$ 49 bilhões**
** US$ 49 bi = R$ 84,7 bi : R$1,73/US$
(PAN 2011) (premissa PN 2011‐1015) 6

7. INVESTIMENTO PREVISTO PARA 2011
Ano Mês Dia Hora Minuto Segundo
US$ 49 Bi
US$ 49 Bi US$ 4 Bi
US$ 4 Bi US$ 136 MM
US$ 136 MM US$ 5,7 MM
US$ 5 7 MM US$ 94,5 mil
US$ 94 5 il US$ 1.575
US$ 1 575
7

8. INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL 2011‐2015
Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi Exploração
26%
18%
68% 6%
17%
65%
Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa
Desenvolvimento da Produção
D l i t d P d ã Exploração
E l ã Infraestrutura
I f t t
65% Desenvolvimento da Produção
Desenvolvimento da
Produção 37%
Pré‐Sal Pós‐Sal
US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões
15%
48% 15%
Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração
Serão investidos entre 2011‐15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da
Cessão Onerosa Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa
No PN 2010‐14 o investimento previsto para o Pré‐Sal era de
US$ 33 bilhões no período 2010‐14
8

9. CURVA DE PRODUÇÃO
VISÃO PN 2011‐2015
Cessão Onerosa acrescenta
valor significativo à curva de 5.382
produção
PN 2010‐2014
1.078
9

10. GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO
Lula Piloto
FPSO BW Cidade Juruá GNA
Angra dos Reis
100.000 bpd Lula NE
FPSO Cidade de
Paraty Franco 1
Cachalote e Mexilhão
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
Mil FPSO Cidade de Santos
180.000 bpd 150.000 bpd Replicante 2
150.000 bpd
Baleia Azul
bpd Santos
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
Módulo 3 FPSO P‐63
3000 Jubarte
SS P‐56
(Reaproveita
(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
Roncador Pós‐sal BMS‐9 ou 11
2000 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
Producer
FPSO Dynamic
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
Projetos do Pré‐sal e
Projetos de GNA Projetos do Pós‐sal TLDs 10
da Cessão Onerosa

11. PROJETO VARREDURA
Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória
Descobertas do Pré‐sal
Descobertas do Pré-sal
Projeto Varredura
na Bacia de Campos
na Bacia de Campos
2009/10 (Varredura)
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
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 11

12. RESERVAS ESTIMADAS DA PETROBRAS NO BRASIL
Volumes recuperáveis anunciados do Pré‐Sal da Bacia de Santos, incluindo a
Cessão Onerosa, podem dobrar as Reservas da Petrobras no Brasil
Bilhões de boe ~ 28‐30 bi boe
30
5
25
Estimativa alta
20
14 10
Estimativa baixa
8
15 29
10
15
5
0
Volume Produção Reservas Potencial Recuperável
Cessão Reservas Provadas
Recuperável Acumulada Provadas BR (Lula, Cernambi, Iara, Gu
Onerosa +
Provado BR Petrobras (SPE 2010) ará and Parque das
Potencial Recuperável
1953 ‐ 2010 1953 ‐ 2010 Baleias), variando de 8,1
+
a 9,6
Cessão Onerosa
(parcela Petrobras)
*Critério SPE 12

13. A PROVÍNCIA PRÉ‐SAL
Blocos Consórcio
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%)
Cessão Onerosa 100% Petrobras
13

14. PLANEJAMENTO INTEGRADO
Aquisição de vários Parcerias Características
blocos no mesmo Operacionais Geológicas Grandes
período Similares desafios:
Lâmina
d’água, distâ
ncia da
costa, cama
da de sal...
Petrobras como
Petrobras como
Grande esforço Áreas com alto risco e
Á lt i
operadora de vários
exploratório alto potencial
blocos
Enormes Desafios tecnológicos Necessidade de alto
descobertas significantes investimento
14

15. ESTRUTURA DO PLANO DIRETOR – PLANSAL
• LOGÍSTICA • PETRÓLEO
• LIQUIDOS DE GN
• PDET
• PDEG
PLANO DE GESTÃO OPERACIONAL
PLANO DE OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS
PLANO DE GESTÃO INTEGRADA DA CESSÃO ONEROSA
PLANO DE GESTÃO DAS PARCERIAS OPERACIONAIS (MELHORES PRÁTICAS, NEGOCIAÇÕES)
PLANO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL
PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE RECURSOS CRÍTICOS (E&P e ENGENHARIA)
PLANO DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO (DRENAGEM DE RESERVATÓRIOS, UEPs E DUTOS, ARMAZENAMENTO DE GÁS, CO2, LOGÍSTICA)
PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE COMPETÊNCIAS
PLANEJAMENTO E INTEGRAÇÃO 15

16. INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE PERFURAÇÃO DE POÇOS
Manutenção de elevado índice de
sucesso exploratório (todos os
poços com ocorrência de petróleo)
Constatação de elevada
produtividade nos poços
produtores.
TLD
‘
Lula NE
Piloto
de Lula
30 poços perfurados até
Ago/2011 (26 Exploratórios)
Até 15 poços previstos para
perfuração ao longo de 2011
9 sondas em operação
(ago/2011) e incremento de
mais 5 ainda em 2011
Poços em perfuração, completação ou avaliação 16
16

17. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL EM PLENA EXECUÇÃO
Todas as unidades da fase 1a em construção
ou em contratação
1º já contratado e o 2º em
Até 3 FPSOs em Já contratados (início de
negociação
operação operação em 2012 e 2013)
(início de operação em 2014)
Fase 0 Fase 1a Fase 1b
Aquisição de Informações Produção Operada > 1 MM bbl em Aumento Significativo da Produção
2017
2008/2018 2013/2017 Após 2017
• Poços de avaliação • Piloto de Guará • Aceleração da inovação
ç ç
• Testes de Longa Duração • Piloto de Lula NE • Uso intensivo de novas
• Piloto de Lula • Guará N tecnologias especialmente
desenvolvidas para as
• Cernambi S condições do Pré‐sal
• 8 sistemas de produção
definitivos (replicantes)
• 4 Unidades de Produção
na Cessão Onerosa
Em operação (apenas Cascos já comprados
4 anos após a (conversão no Estaleiro
descoberta) Inhaúma) )
Em construção (cascos sendo
construídos no Estaleiro Rio
Grande) + topsides em licitação
17

18. Rota 2
Rota 3
Rota 1 (2 opções)

19. 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 unidades de
Novas Tecnologias
Florim
• 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 19

20. TESTES DE LONGA DURAÇÃO
Resultados obtidos
• Produção constante
• Restrição por limitação de queima de gás
• Bom comportamento dos reservatórios
dos reservatórios
• Boa comunicação lateral
• Sem problemas de garantia de escoamento
20

21. AUMENTO DA PRODUTIVIDADE:
OTIMIZAÇÃO DO NÚMERO DE POÇOS
Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano Necessidade de perfuração 15%
(em relação ao tempo médio combinado de 2006/7) inferior à do PN 2010‐2014
21

22. ECONOMICIDADE
Redução de 45% nos investimentos previstos do Plansal
200%
‐45%
150%
Investimento
100%
‐32%
50% 100%
81%
55%
0%
PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)
200%
Valor Presente Liquido
150%
100%
152%
118%
50% 100%
0%
PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)
Fonte: PLANSAL 2010/11, como divulgado em 29/04/2011 22

23. 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)
39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020:
Até 2013: 16 sondas contratadas antes de 2008 e 2 sondas realocadas das operações internacionais (1); + 15
novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em 2011, através de licitação
internacional;
2015 a 2020: Das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi aberta a
licitação para afretamento das 21 sondas restantes.
(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.
23

24. DEMANDA DE E&P PETROBRAS PARA EQUIPAMENTOS E
SERVIÇOS COM COMPROMISSO DE CONTEÚDO LOCAL
Conteúdo Local
Fonte: Relacionamento com Investidores Petrobras 24

25. DEMANDAS TECNOLÓGICAS –
POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS
Caracterização de Reservatórios
Arranjo Submarino
Integridade do Sistema de Produção
FPSOs com Topsides Flexíveis
Processamento e Tratamento de CO2
Garantia de Escoamento
25

26. GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS INTEGRADA COM FORNECEDORES,
INSTITUIÇÕES DE PESQUISA E OUTRAS COMPANHIAS DE PETRÓLEO
Instituições de Pesquisa
Internacionais
Outros operadores
Fornecedores
Universidades e
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 vão desenvolver centros
tecnológicos no país.
26

27. RECURSOS HUMANOS
27

28. INDICADORES RELEVANTES
Petrobras: 6,4 MM boe/d
(PN 2011-2015)
2011-
(PN 2010-2014)
2010-
BACIA DE CAMPOS
Baleia Franca: 19.800 bopd
Brava: 6.900 bopd
Carimbé: 23.100 bopd
Tracajá: 19.800 bopd
TOTAL: 69.600 bopdp
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
28

29. RESULTADOS FINANCEIROS PRESENTES
RESULTADO OPERACIONAL 1S11 vs 1S10
LUCRO LÍQUIDO 1S11 vs 1S10
R$ milhões 1S10 1S11
Resultado Financeiro ‐1.331
4.918 +469%
Líquido
Imposto de ‐6.045
Renda/Contribuição ‐7.339 +21%
Social
‐113
Resultado atribuível aos
‐677 +499%
não Controladores
16.021
Lucro Líquido 21.928 +37%
29

30. OBRIGADO!
30
30