1) O documento discute o novo marco regulatório para a indústria do petróleo no Brasil em resposta às descobertas do pré-sal. 2) O novo marco regulatório inclui a partilha de produção para o pré-sal e áreas estratégicas, com a Petrobras como operadora única, e a manutenção do regime de concessões para outras áreas. 3) A cessão onerosa será avaliada considerando fatores como a curva de produção, volumes de óleo, custos de produção, reservatório, c

1. José Sergio Gabrielli de Azevedo – Presidente
Petrobras e o Novo Marco Regulatório
Reservatório do Pré-Sal
São Paulo, 01 de dezembro de 2009
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
conclusivos que sejam viáveis econômica e
previstos ou não pela Companhia. Portanto, os
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. Energia e Sociedade
3 3

4. MUDANÇAS DAS FONTES DE ENERGIA
Do trabalho humano ao combustível
A natureza como fonte
Renováveis Não Renováveis
Raios
Petróleo
Fogo
Ventos Gás natural
Movimento da água
Carvão
Animais
Sustentabilidade
4

5. USO GENERALIZADO DO PETRÓLEO
Preço baixo do petróleo por muito tempo viabilizou:
Crescimento populacional, consumo crescente e limites de recursos finitos
Uso generalizado como combustível e insumo
Limites da incorporação de novos barris: GRANDES DESCOBERTAS NOS ÚLTIMOS 10 ANOS
Subsolo e superfície
Lev oberezhnoy e
Limitações dos reservatórios Sev erny i
Y adav aran
Kashag an
Shah Deni z
Kish Long gan g
conhecidos Niban
Dhirubh ai Tab na
k
Fragilidades do sistema de
produção, refino e logística Iara
Petróleo Tupi
Gas Natural
Acumulações gigantes cada vez
mais raras
Shah Deniz
Lev oberezhnoy e
25
Yadavaran
Severnyi
Bilhões Boe
Longgang
20
Dhirubhai
Tabnak Grandes
Kashagan
Necessidade de adequar o tipo de 15
Niban
Kish
descobertas
Tupi
Iara
10
petróleo às caracteristicas do refino 5
(> 3 Bi Boe)
e perfil da demanda 0
1999 1999 2000 2000 2000 2000 2002 2004 2006 2006 2007 2008
5

6. AS NOVAS OFERTAS ANUNCIADAS AINDA NÃO
ATENDEM A DEMANDA NO LONGO PRAZO
CENÁRIOS PARA DEMANDA DE PETRÓLEO
(Demanda por Petróleo Mundial EM MM bpd)
120 Cenários Petrobras
Crescimento Predatório
110
Força do Hábito
100
Atenção Dividida
Desenvolvimento Sustentável
90
TAMANHO DO DESAFIO
80 Cenários da Demanda DA OF ERTA
OPEP Mundial de Líquidos
70
• Adição de Capacidade
60 Não OPEP Requerida
2020 29 34 MM bpd
50
2030 68 79 MM bpd
40 Projetos Nov os OPEP
Declínio observado
Projetos Expans ão
30 OPEP
Projetos Não-O PEP
Nov os
20
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Projetos Não-O PEP
em Expansão
O cenário Crescimento Predatório destaca-se como o mais desafiador para a oferta no longo prazo. Apesar de
menos desafiadores, Atenção Dividida e o Desenvolvimento Sustentável também demandarão esforço
considerável de investimento.
6 *Volumes Estimados a partir de dados do serviço GOST da WoodMackenzie.

7. DECLÍNIO DOS CAMPOS EXISTENTES
Declínio na produção de petróleo*
Mbpd
30
20
10
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Declínio acumulado dos campos existentes Produção da Arábia Saudita em 2008
Volumes equivalentes a "uma Arábia Saudita" a cada dois anos
Fonte: IEA, Merrill Ly nch Commodity Research, análise BCG * (sem considerar investimentos em novos campos)
7

8. ORGANIZAÇÃO DA INDÚSTRIA DO
PETRÓLEO
Indú
Indústria de petróleo intensiva em capital, multisetorial e sujeita a ciclos
petró
Capital Intensivo + Alto Risco + Retornos de Longo Prazo
Da prospecção e exploração de recursos
Do desenvolvimento da atividade
extrativa, chamada de produção
Da logística e o armazenamento
Do refino
Da distribuição
Do varejo
Baía de Guanabara – RJ
8

9. RISCOS DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Riscos Específicos
Riscos geológicos
Riscos políticos e regulatórios
Mecanismos de minimização de riscos
Menor alavancagem que outras indústrias
Preços projetados abaixo das previsões de mercado
Antecipações de curva de produção
Estimações conservadoras de reservas provadas
Integração vertical da cadeia
Prioridade para resultados de longo prazo mais do que os
lucros segmentados do curto prazo
9

10. DINÂMICA DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Capacidade excedente de óleo
Crescimento econômico crú em níveis baixos
Demanda-preço
inelástica
Riscos Geopolíticos
Eficiência Energética &
Biocombustíveis
Riscos Geológicos
Preços do óleo
Dolar x Euro
Taxa de juros
Novas Unidades de
Refino
10

11. RISCO DA DOENÇA HOLANDESA
Doença Holandesa…
Exportação de
Commodities
Entrada de
investimentos
Desindustrialização
Apreciação da
Moeda
Dependência da
exportação de
commodities
Aumento das
importações
Queda das
exportações
11 11

12. A INDÚSTRIA INCORPORANDO NOVOS
BARRIS
US$ 2006 2007 2008
Custo de Produção (por boe produzido) 7,99 9,64 11,87
Custo da Descoberta (boe) 12,91 11,39 35,76
Gasto de exploração (por boe produzido) 2,44 2,97 3,81
Custo de Reposição da Reserva provada (boe) 13,57 53,42 25,15
Custo técnico de reposição da reserva provada (boe) 17,03 36,14 19,78
Fonte: PFC Energy.
Nota: Média dos dados divulgados da empresas: Petrobras (USGAAP) BG Group (IFRS);
ConocoPhillips ; ExxonMobil; BP (IFRS) ; Chevron; ENI (IFRS); Repsol-YPF (IFRS); Royal Dutch Shell
12 (IFRS); Total (IFRS) ; Statoil ASA

13. RISCO EXPLORATÓRIO
Posição
Rendas
Tecnologia Diferenciais Localização
Qualidade
Tem que remunerar:
Exploração
Perfuração e Completação
Desenvolvimento e produção
13

14. MARCO LEGAL: CONTRATOS TÍPICOS
TIPO DESCRIÇÃO
Uma das partes é o Estado, um Ministério ou entidade controlada
Partes
pelo Estado. A outra é uma entidade privada ou internacional.
Objeto Define a abrangência das atividades cobertas pelo contrato
Investimentos Responsabilidades, volumes e cronograma
Etapas Duração de cada etapa e critério para passagem entre elas
Dominio de regulação do contrato para proteger as atividades de
Cobertura
mudanças no marco legal doméstico
Solução de Determinação de processos para solução de conflitos como
conflitos arbitragens e escolha de cortes.
Força de Lei Grau de aprovação legal necessário
Intangibilidade Mudanças só por acordo entre as partes
Estado se compromete a não legislar em direção diretamente
Estabilidade
contrária ao contrato
Renegociação Definição das condições que levam a necessidade de renegociação dos contratos
14

15. PORQUE UM NOVO MARCO REGULATÓRIO
• País • País
• Blocos exploratórios de baixa • Descoberta de uma das maiores
rentabilidade e risco elevado províncias petrolíferas do mundo
• Importador de Petróleo • Parque industrial diversificado
• Escassez de recursos para • Perspectiva de aumento da capacidade
investimentos de exportação
• Petrobras • Petrobras
• Insuficiência de capital para realizar • Elevada capacidade tecnológica
investimentos
• Maior capacidade de captação de
• Dificuldade de captação externa recursos
• Elevados custos de capital • Robusta carteira de investimento.
• Preço do Petróleo • Preço do Petróleo
• US$ 19/barril • Oscilando em torno de US$ 65/barril
15

16. A PROVÍNCIA DO PRÉ‐SAL
A grande área em azul indica a ocorrência No Campo de Jubarte (Parque das Baleias)
prevista para o Pré-sal, com potencial para está sendo realizada a antecipação da produção
a presença de petróleo 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%)
16

17. 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
17

18. NOVO MARCO REGULATÓRIO
Partilha Cessão
de Produção Onerosa
Pré-Sal e
Petrobras 100% Áreas
Estratégicas
Petrobras Operadora
Terceiros por Até 5 bilhões boe
Licitação
Outras Mantém-se o Regime
Áreas de Concessões Atual
Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal
18

19. A PETROBRAS COMO OPERADORA
ÚNICA DO PRÉ-SAL
Desenvolvimento das Contratação e Contratação e
tecnologias treinamento de pessoal execução de serviços
necessárias para a qualificado a planejar e especializados
condução das executar as atividades
atividades
Contratação da
construção dos bens
de capital Garante-se que as decisões estratégicas serão
necessários tomadas por brasileiros, no Brasil
19

20. VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA
Fatores considerados na avaliação
Curva
de Investimentos
produção
Volume Custo
de de
óleo produção
Reservatório
Cenário Taxa
de de
preço futuro desconto
Grau do
desenvolvimento Ambiente fiscal
das reservas / (participações
Conhecimento governamentais)
20

21. NOVA EMPRESA ESTATAL – PETRO-SAL
Tem por objetivo diminuir a assimetria de informações entre a União e as
empresas de Petróleo por meio da atuação e acompanhamento direto de todas
as atividades na área de E&P, em especial o custo de produção do óleo
produç
•Principais Atribuições:
• Gestão dos contratos de partilha de produção celebrados pelo MME,
participando dos consórcios e dos comitês de gestão, com poder de voto e
veto
• Não assumirá riscos e não fará investimentos (não possuirá ativos; não
aufere receitas com a partilha)
• Gestão dos contratos para a comercialização do petróleo e gás natural da
União, podendo contratar Petrobras dispensada a licitação
• Analisar dados sísmicos
• Representar a união nos procedimentos de individualização da produção
A PETRO-SAL NÃO EXECUTARÁ ATIVIDADES DE E&P
21

22. FUNDO SOCIAL - FS
Fundo Social de natureza contábil e financeira, vinculado à
Presidência da República
Objetivos
• Constituir poupança pública de longo prazo
• Proporcionar fonte regular de recursos para realização de
projetos e programas nas áreas de:
• Combate à pobreza e desenvolvimento da educação, da
cultura, da saúde pública, da ciência e tecnologia e de
mitigação e adaptação às mudanças climáticas
• Mitigar as flutuações de renda e de preços na economia
nacional, decorrentes das variações na renda gerada pelas
atividades de E&P e outros recursos não renováveis
• Não poderá conceder garantias
22

23. FUNDO SOCIAL - FS
Fundo Social
Comitê de Gestão Conselho Deliberativo
• Política de investimentos do FS • Propor ao Poder Executivo,
• Montante a ser resgatado ouvidos os Ministérios afins, a
anualmente prioridade e a destinação dos
• Rentabilidade mínima, tipo e recursos resgatados do FS
nível de risco a serem • A composição, competência e
assumidos
funcionamento do CDFS serão
• Percentuais de investimentos definidos em ato do Poder
no Brasil, no exterior e por Executivo
setor ou atividade econômica
• Capitalização mínima antes
de qualquer transferência de
recursos
23

24. PROMINP - NOVA DEMANDA DE RECURSOS
HUMANOS – PN 2009-2013
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Plano de Negócios 2008 – 2012
28 Sondas
146 Barcos de Apoio
Novas Plataform as de Produção
Promef II
Afretamento 19 Navios
Refinaria Premium I
Refinaria Premium II
207.643
Lacunas de Recursos
Humanos
PN 2009-13
29.862
Profissionais
Selecionados
48.330
Profissionais
Qualificados
24

25. CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA AS
PRÓXIMAS DÉCADAS
Parceria com mais de 100 instituições de ensino e pesquisa
no Brasil e no exterior.
Eixos da Estratégia Tecnológica
Expandindo os limites
Investimentos em Tecnologia
2009-2013
Maxi mização Transporte de
US$ 4,0 bilhões Pré-sal destilados
médios
Gás Natural
Offshore
Águas
Novas Recuperação
ultra-
25% fronteiras avançada
profundas
Exploratórias
Sustentabilidade
1.0
1.9 47% Aumentando o mix de produtos
5% 0.2
0.9
23%
Refino de Biocombustíveis Gereciam ento Gerenciamento Eficiência
E&P Abastecimento G&E Corp. Biomassa de 2ª Geração de CO2 de água Energética
25

26. REDES TEMÁTICAS E NÚCLEOS REGIONAIS
Construç
Construção de Infraestrutura de
pesquisa no país com padrão
paí
internacional
7 Núcleos Regionais
RJ - Rio de Janeiro(2) e Macaé(1)
BA - Salvador
RN - Natal
SE - Aracaju
ES - Vitória
2006 2009
38 Redes Temáticas 50 Redes Temáticas
71 Instituições em 19 80 Instituições em 19
unidades da Federação unidades da Federação Unidades Operacionais da
PETROBRAS
Instituiç
Instituições de ensino e pesquisa nacionais
2006 – 2008 Construção de novos laboratórios
→ 422 convênios assinados com 52 Am pliação de infra-estrutura
instituições de ensino e pesquisa nacionais
Aquisição de equipamentos
→ Contratados R$ 724 Milhõe s
Núcleos Regionais
26

27. PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013
PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS CAPACIDADE DE REFINO
Premium I
600 mil bpd
5.729 e
Premium II
7,5% a.a. 223 300 mil bpd 3.012
.
6 % a .a 409 1ª Fase: 2013
3.655 RNE UPB 2ª Fase: 2015
1,177 230 mil bpd 150 mil bpd
2.270
2.400 2.757 131 REPAR
2.308 Clara
8,8% a.a.
210
1.779 1.791 Revamp
103 634 Camarão 25 mil bpd
109 100 142
12 6
12 4 463 REVAP
321 3,920
273 10 mil bpd
2,680
1,792 1,855 2,050 REPLAN
Revamp
33 mil bpd
2007 2008 2009 2013 2020
Produção de Óleo ‐ Brasil Produção de Gás ‐ Brasil
Produção de Óleo ‐ I nternacional Produção de Gás ‐ I nternacional 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
GÁS E ENERGIA Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões
2% 2% 2% US$ 174,4 bilhões
Visão até 2013 3%
E&P
7% 5,6 3.0
• 9.629 km de gasodutos 11,8 2.8 RTC
3.2 G&E
• 7.484 MW de capacidade de geração elétrica
• 2 plantas de Regas + 2 plantas de GNL 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
27

28. OBRIGADO
28