1. A Petrobras e o Novo Marco Regulatório
Pré-sal e áreas estratégicas
José Sergio Gabrielli de Azevedo Salvador, 06/11/09 - Rede Bahia
Presidente
1

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte-
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Americanos:
expectativas dos administradores da Companhia.
Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", A SEC somente permite que as companhias de
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", óleo e gás incluam em seus relatórios
bem como outros termos similares, visam a arquivados reservas provadas que a
identificar tais previsões, as quais, evidentemente, Companhia tenha comprovado por produção ou
envolvem riscos ou incertezas previstos ou não testes de formação conclusivos que sejam
pela Companhia. Portanto, os resultados futuros
das operações da Companhia podem diferir das viáveis econômica e legalmente nas condições
atuais expectativas, e o leitor não deve se basear econômicas e operacionais vigentes.
exclusivamente nas informações aqui contidas. A Utilizamos alguns termos nesta
Companhia não se obriga a atualizar as apresentação, tais como descobertas, que
apresentações e previsões à luz de novas as orientações da SEC nos proíbem de usar
informações ou de seus desdobramentos em nossos relatórios arquivados.
futuros. Os valores informados para 2009 em
diante são estimativas ou metas.
2

3. NÚMERO DE CONCESSÕES NO BRASIL
Concessões da Petrobras
Concessões Outras Total
(jan-2009) 100% Cias Brasil
Parcerias Total
W.I
Exploração Blocos 77 109 186 154 340
Exploração PA´s 15 20 35 0 35
Produção 285 27 312 38 350
Total 377 156 533 192 725
3

4. A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
• Área Total: 149,000 km2 Demais Operadoras do Pré-sal
• Área sob concessão: 41,772 km2 (28%) Bloco Consórcio
• Área sem Concessão: 107,228 km² (72%) BMC-30 AND (30%), DEV (25%), SK (25%) e
• Área concedida a Petrobras: 35,739 km2 (24%) IBV (25%)
BMC-32 DEV (40%), AND (33%) e SK (27%)
JUBARTE BMC-33 RPS (35%), STA (35%) e BR (33%)
ESS-103 CHL-4
BMC-34 DEV (50%) e BR (50%)
BFR-1
1-2 BMS-52 BG (40%) e BR (60%)
Bi boer
BAZ-1
BMS-54 SH (100%)
BMS-55 RPS (40%), BR (35%), VAL (12,5%)
e WSD (12,5%)
Distancia da Terra = 60 km Bloco Consócio
Àrea Total = 3.000 km2 BC-60 BR (100%)
Jubarte Baleia Franca
Cachalote Baleia Anã
Baleia Azul
Bloco 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%)
Distancia da Terra = 300 km BMS-22 EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)
Área Total = 15.000 km2 BMS-24 BR (80%), PTG (20%)
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5. EVOLUÇÃO DO PORTFÓLIO EXPLORATÓRIO
Após quebra do monopólio, participação ativa nos Leilões da ANP (BID), com média
• Com a quebra do monopólio superior a 50% de participação nos Leilões, em ambiente de livre concorrência
a Petrobras teve a garantia
de escolher os blocos no
Brasil (BID 0) para explorar. Total das Áreas Licitadas (em KM2) Bid 10 (2008)
500.000
Bid 9 (2007)
450.000
Área Concedida pela
• Os demais blocos ficaram 400.000 ANP no BID Zero Bid 8 (2006)
com a ANP para leilões. Bid 7 (2005)
350.000
Bid 6 (2004)
300.000
• Durante os anos de 1999 a Bid 5 (2003)
250.000
2003, principalmente, a Bid 4 (2002)
200.000
Companhia teve que devolver Bid 3 (2001)
grande parte dos blocos do 150.000
Bid 2 (2000)
BID zero 100.000
Bid 1 (1999)
50.000
BID 0 (1998)
• Após essa primeira etapa de 0
abertura, a ANP vem 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
realizando anualmente
leilões de áreas Área total adquirida nos leilões da ANP
exploratórias, com a 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
participação de empresas do
Área Adquirida
setor de óleo, nacional e (mil Km²)
54,7 48,1 48,6 25,3 22,0 39,7 171,0 45,3 45,0
internacional. Suspenso
% Área Concedida
44,5% 58,2% 50,0% 56,5% 96,1% 91,2% 23,3% 23,1% 45,1%
Petrobras + Parceiros
5

6. ÁREAS ARREMATADAS NOS LEILÕES DA ANP
2 4 0 .0 0 0
227.616
2 2 5. 0 0 0 Outras Cias BR Parcerias BR 100% 11. 2 4 1
2 10 .0 0 0
28.632
19 5.0 0 0
18 0 .0 0 0
16 5.0 0 0
150 .0 0 0
Área km2
13 5.0 0 0
12 0 .0 0 0
Área
10 5.0 0 0
18 7 . 7 4 3
9 0 .0 0 0
75.0 0 0 54.660
48.074 45.624
6 0 .0 0 0 686 48.529 48.030
1. 5 11 39.657 296
4 5. 0 0 0 23.646 10 . 6 6 1 14 . 3 2 2
10 . 18 0
26.492
25.289 21.950
3 0 .0 0 0 13 . 6 6 5 2 0 . 19 8 11.890 5.942
8.575 2.697 3 5 . 14 8
15. 0 0 0 30.328 5 . 7 14 20.862 15 . 9 6 0 27.766
20.071 24.203
11. 0 0 0 239 3.499 5 . 14 4
0 4.049
849
R-1 R-2 R-3 R-4 R-5 R-6 R-7 R-8 * R-9 R-10
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
* Aguardando decisão judicial
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7. DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE
PETRÓLEO
CENÁRIO MUNDIAL DE DEMANDA POR ÓLEO
Cenário Alto Crescimento
EIA DOE
Cenário de Referência | IEA
Cenário mundial de demanda por óleo
Cenário Baixo Crescimento
EIA DOE
Declínio atual
Declínio natural Adição Requerida de
Produção existente Capacidade (bpd)
2020 | 42 – 51 MM
2030 | 66 – 85 MM
A diferença deverá ser suprida por:
• Incorporação de novas descobertas
• Fontes alternativas de energia
• Maior eficiência energética
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8. DISTRIBUIÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS E
MODELOS CONTRATUAIS
• Principais países detentores de grandes reservas apresentam risco
exploratório menor
• Mais de 80% das reservas mundiais estão localizadas em países que adotam
o modelo de partilha da produção ou misto
Rússia possui
modelo misto
Países que adotam concessão
Países que adotam contratos de Partilha ou de Serviço
8

9. PORQUE UM NOVO MARCO REGULATÓRIO
• País • País
• Blocos exploratórios de baixa rentabilidade • Descoberta de uma das maiores províncias
e risco elevado petrolíferas do mundo
• Importador de Petróleo • Parque industrial diversificado
• Escassez de recursos para investimentos • Perspectiva de aumento da capacidade de
exportação
• Petrobras
• Insuficiência de capital para realizar • Petrobras
investimentos • Elevada capacidade tecnológica
• Dificuldade de captação externa • Maior capacidade de captação de 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
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10. PRINCIPAIS MODELOS DE CONTRATO DE E&P
Sistemas Regulatórios Típicos Concessão Partilha de Produção
Todo petróleo/gás natural
Parte é da empresa e parte é
Propriedade do Petróleo e do gás natural produzido é da empresa
da União
concessionária
Acesso da empresa ao petróleo e ao gás Parte é da empresa e parte é
Boca do poço
natural da união
Bônus de Assinatura,
Todo óleo menos a Parcela da
Royalties, Participação
Parcela do Governo Empresa + Bônus de
Especial, Pagamento por
assinatura
ocupação e retenção de área
Parcela da Empresa Custo em óleo mais
Receita bruta menos parcela
Excedente em óleo e gás da
do Governo
empresa
Propriedade das instalações Empresa União
Gerenciamento e controle
Menor controle do governo Maior controle do governo
10 10

11. O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS DA
INDÚSTRIA MUNDIAL
OPERADOR
Responsável pela condução das atividades de exploração e produção,
providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento),
pessoal e recursos materiais (contratação)
Acesso à informação estratégica
Controle sobre a produção e custos
Acesso e desenvolvimento de tecnologia
PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas
sujeitas ao regime de partilha de produção
11

12. PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013
2.270 3.012
PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS CAPACIDADE DE REFINO
5.729
Premium I
7,5% a.a. 223 600 mil bpd
.
6% a.a 409 2010: 43 MIL BPD e
Premium II
3.655 2011:255 MIL BPD 300 mil bpd
1,177
2.757 1.779 1.791 2012: 150 MIL BPD
2.308 2.400 131
210
8,8% a.a. 634
103
109 100 142
124 463
126
273 321 3,920
2,680
1,792 1,855 2,050
2007 2008 2009 2013 2020
Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - Brasil
Produção de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 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
2.8 RTC
• 9.629 km de gasodutos 11,8
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 (*)
25%
Crescimento da Oferta de Gás Natural 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
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13. NOVAS EMBARCAÇÕES
Planejamento de Entrega de Novas Embarcações
Recursos Críticos
de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020
Navios de Grande Porte (1) 44 5 0
Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53
Plataformas de Produção (2) 15 8 22
Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3
Total 153 65 78
Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO)
SONDAS DE PERFURAÇÃO
30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS:
Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira
• 23 serão entregues entre 2009 e 2011 exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras
• 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as necessidades
de curto prazo da Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para responder as demandas adicionais (sendo que 2 só
serão liberadas em 2013).
• 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018
(1) Promef 1 e Promef 2
13 (2) FPSO e SS

14. COMPRA DE NOVOS EQUIPAMENTOS
EQUIPAMENTOS E MATERIAIS DEMANDADOS 2009-2013*
unidades
Motores de Combustão 603
143
Separadores de Água e Óleo 23
7
Turbinas 278
34
Torres 410
34
Tanques de Armazenamento 645
279
Reatores 106
161
Guindastes 89
22
Guinchos 133
40
Geradores 256
24
Queimadores (Flares) 31
3
Filtros 609
470
Compressores 629
48
Manifolds 140
Cabeças de Poço Seca 1280
426
Cabeças de Poço Molhada 229
98
Árvores de Natal Seca 1280
426
Árvores de Natal Molhada 417
75
2009 2010-2013
14 Esta lista não esgota todos os equipamentos e materiais demandados

15. 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
Maximização Transporte de
Pré-sal destilados Gás Natural
US$ 4,0 bilhões médios Offshore
Águas ultra-
Novas fronteiras Recuperação
profundas
25% Exploratórias avançada
Sustentabilidade
1.0
1.9 47% Aumentando o mix de produtos
5% 0.2
0.9
23%
Refino de Biocombustíveis Gereciamento Gerenciamento de Eficiência
E&P Abastecimento G&E Corp. Biomassa de 2ª Geração de CO2 água Energética
15

16. REDES TEMÁTICAS E NÚCLEOS REGIONAIS
Construção de Infraestrutura de
pesquisa no país com padrão
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
2006 – 2008
• 422 convênios assinados com 52 instituições de
ensino e pesquisa nacionais
Unidades Operacionais da PETROBRAS
• Contratados R$ 724 Milhões
Instituições de ensino e pesquisa nacionais
Construção de novos laboratórios
Ampliação de infra-estrutura
Aquisição de equipamentos
Núcleos Regionais
16

17. VANTAGEM COMPETITIVA EM ÁGUAS
PROFUNDAS
Petrobras opera 22% da produção global em águas profundas e possui o maior número
de unidades de produção (FPS e navios).
2008 produção mundial em águas Operadores FPS
profundas por operador Navios Contratados (Total de 252)
13% 22%
6%
8%
14%
9%
14% 14%
Petrobras Exxon Shell Statoil
BP Total Chevron Outros
Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação. Águas profundas são
consideradas acima de 300 m de lâmina d’ água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas profundas em 2007
17

18. IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS
TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO
PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal
Centro de
logística Offshore
Injeção alternativa de Centro de
água e gás (HC ou tratamento de
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
18

19. NOVO MARCO
REGULATÓRIO
19 19

20. NOVO MARCO REGULATÓRIO
Partilha Cessão
de Produção Onerosa
Pré-Sal e Áreas
Petrobras 100% Estratégicas
Petrobras Operadora
Até 5 bilhões boe
Terceiros por Licitação
Outras Mantém-se o Regime de
Áreas Concessões Atual
Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal
20

21. A PETROBRAS COMO OPERADORA ÚNICA
DO PRÉ-SAL
Desenvolvimento das Contratação e Contratação e execução
tecnologias necessárias treinamento de pessoal de serviços
para a condução das qualificado a planejar e especializados
atividades executar as atividades
Contratação da
construção dos bens
de capital necessários Garante-se que as decisões estratégicas serão
tomadas por brasileiros, no Brasil
21

22. REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO
Celebração dos contratos de partilha
Definições Técnicas
Petrobras é sempre a Operadora com participação definida pelo CNPE, não inferior a 30%
Consórcio entre Petrobras, Petro-Sal e vencedora(s) da licitação, que será administrado pelo
Comitê Operacional
Petrobras poderá participar das licitações visando aumentar sua participação para além da
mínima
Vencedora da licitação será a
Empresas Empresa que oferecer o maior
+ Petrobras* percentual do “óleo lucro” para
Óleo União
Lucro Petrobras acompanha o
União percentual ofertado pela licitante
vencedora
União não assume riscos das
atividades, exceto nos casos em que
Óleo resolver investir diretamente
Custo Antes de contratar, a União poderá
fazer avaliação de potencial das áreas
e, para tanto, poderá contratar
diretamente a Petrobras
22 * Petrobras com no mínimo 30%

23. VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA
Fatores considerados na avaliação
Curva de
produção Investimentos
Custo de
Volume de óleo
produção
Reservatório de petróleo
Cenário de Taxa de
preço futuro desconto
Grau do
desenvolvimento Ambiente fiscal
das reservas / (participações
Conhecimento governamentais)
23

24. CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS
O valor da capitalização poderá ser de:
• Mínimo: igual ao da cessão onerosa
• Máximo: 3 vezes este valor
Entrada de R$ no Caixa
da Petrobras (exercício
dos minoritários)
Aumento de Capital na
Petrobras
(aprovado pelo Conselho Petrobras paga a
Valoração das de Administração) União pela Cessão do
Reservas em R$ exercício das
atividades de E&P
• União poderá fazer o aporte de capital na Petrobras com títulos da dívida pública
mobiliária federal, precificados a valor de mercado
• A Petrobras poderá pagar a União, pela cessão onerosa dos direitos de E&P,
utilizando os mesmos títulos advindos da capitalização
24 Valores hipotéticos e sem proporcionalidade no gráfico

25. 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
•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
25

26. NOVA EMPRESA ESTATAL – PETRO-SAL
•Principais fontes dos recursos da
Petro-sal provenientes da:
• Gestão dos contratos de partilha de produção, incluindo parcela do bônus de
assinatura
• Gestão dos contratos de comercialização
• Acordos e convênios realizados com entidades nacionais e internacionais
• Aplicações financeiras que forem realizadas
• Alienação de bens patrimoniais
• Doações, legados, subvenções e outros
A remuneração da Petro-sal pela gestão dos contratos de partilha de
produção será estipulada em função das fases de cada contrato e das
dimensões dos blocos e campos
26

27. NOVO FUNDO SOCIAL - NFS
Objetivos
• Proporciona uma fonte regular de recursos para as atividades prioritárias:
• Combate à pobreza e o incentivo à educação de qualidade, a cultura, a
inovação científica e tecnológica e a sustentabilidade ambiental
• Transforma a riqueza baseada nos recursos naturais em riqueza para as
pessoas, em oportunidades e desenvolvimento humano e ambiental
• Recebe a renda do petróleo, realiza aplicações e proporciona uma receita
regular para União, que a direciona para as atividades prioritárias
• Os recursos do NFS repassados à União serão orçados e fiscalizados pelo
Congresso
27

28. NOVO FUNDO SOCIAL - NFS
Recursos
• Resultado da partilha de produção que cabe à União
• Bônus de assinatura de contratos de partilha de produção
• Royalties da União em contratos de partilha de produção
Política de Investimentos
• O NFS realizará investimentos no Brasil e no exterior com objetivo de
diversificar o risco e evitar os problemas da “doença holandesa”
• As aplicações realizadas para valorizar os recursos do NFS terão critérios de
solidez liquidez, classificação e diversificação de risco, bem como de
rentabilidade esperada
• As aplicações no Brasil poderão ser destinados a projetos de infra-estrutura
social
• Instituições financeiras poderão ser contratadas para atuarem com agentes
operadores
28

29. OS DESAFIOS DA PETROBRAS
DESAFIOS DO PLANO ESTRATÉGICO
Audacioso plano de negócios 2009-2013
Forte incremento do portfólio de E&P e maior integração com as demais áreas,
demandando:
Aprimoramento do modelo de gestão da companhia
Administração dos recursos críticos (financeiros, tecnológicos, RH, contratação
de equipamentos e serviços)
DESAFIOS AINDA MAIORES COM O NOVO MARCO REGULATÓRIO
Expansão dos investimentos em todas as áreas de negócios, mantendo a Companhia
integrada
Administração financeira, contábil e tributária
Contratação e formação de novos Empregados (treinamento contínuo da força de trabalho)
Ampliação dos controles internos (inclusão de mais um ente fiscalizador – Petro-sal, e novos
parceiros na partilha de produção)
29

30. OBRIGADO
30