1) O documento é um relatório da Petrobras sobre seu plano de investimentos para 2011-2015. 2) O plano prevê investimentos totais de US$ 224,7 bilhões, concentrados principalmente em exploração e produção. 3) Apresenta as principais alterações em relação ao plano anterior, com realocação de investimentos do refino para a exploração.

1. José Sergio Gabrielli
Presidente
26 de Julho de 2011
1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
acerca de eventos futuros. Tais previsões
refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias
administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios
futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a
do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção
Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais
"deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta
visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as
evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em
previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados.
consequentemente, não são garantias de
resultados futuros da 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. Os valores informados
para 2011 em diante são estimativas ou metas.
2

3. BRASIL NA LIDERANÇA DAS DESCOBERTAS RECENTES
Descobertas em águas profundas no Brasil representam 1/3 das descobertas no
mundo nos últimos 5 anos
Novas Descobertas 2005‐2010
(33.989 milhões bbl) Descobertas em
Águas Profundas
Brasil
38%
62%
Outros
• Nos últimos 5 anos mais de 50% das novas descobertas (no mundo) foram em águas profundas;
• Desenvolvimento dessas reservas demandará capacidade adicional da cadeia de fornecedores;
• Expansão da cadeia de óleo e gás no Brasil em linha com essa perspectiva.
Expectativa de dobrar as reservas provadas até 2020, mantendo o custo da descoberta @ US$ 2/boe
Fonte: PFC Energy
3

4. VOLUME DE VENDAS
Volume de Vendas (mil boed)
6,6% a.a. Fertilizantes
8.000 7.142
79 Energia Elétrica
141
7.000 5,6% a.a. 401
6.000 906 Biocombustíveis
4.957
38 480
5.000 106
3.773 3.847 290 (*)Vendas Internacionais
3.464 17 17 738
4.000 17 94 97 2.317
94 136 147 436
125 593 634 Gás Natural
3.000 542 312 320 997
231
699 586
2.000 706 1.739
1.453 Exportação
1.097 1.204 1.315
1.000
652 718 731 899 1.078 Outras Distribuidoras
0
2009 2010 2011 2015 2020
Vendas para BR
(*) São as vendas da área internacional mais as vendas offshore da PIFCO livres das eliminações
4

5. Programa de
Investimentos
2011‐15
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% 1% 2%
2% 1% 2% 1% 2,4 1%
8% 2,9 6% 2,4
2,3
4,2
4,24,1
3,5 14,73,2
17,8 2,4 14,7 3,2
13,2 3,1
5,1 4,14,1
3,8
118,8 65,5
70,6 (*)
73,6 53% 65,5 127,5
31% 57%
33%
E&P RTC
(*) US$ 22,8 bi em Exploração
Gás,Energia & Gás Química Petroquímica
Distribuição Biocombustíveis • 5% dos investimentos serão realizados no
exterior, sendo 87% em E&P
Corporativo
• Nota: SMES (US$ 4,2 bi), TIC (US$ 2,7 bi), Tecnologia
(US$ 4,6 bi), Logística (US$ 17,4 bi) e Manutenção e
Infraestrutura (US$ 20,6 bi)
6

7. INVESTIMENTO PN 2011‐15 VS. PN 2010‐14
Valores em US$ bilhões
PN 2010‐14 PN 2011‐15
(R$ 419,7 bilhões) (R$ 388,9 bilhões)
US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões
0,3%
Retirados
10,8 Novos
‐9,7% 32,1 90,6
82,9
37% 40%
Mantidos
Mantidos
213,2
192,6
141,1
Alterações em: 134,1
63% Taxa de Câmbio 8,6
60%
Orçamento 1,5
Cronograma (23,7)
Modelo de Negócio (0,6)
Escopo (6,4)
Total em Moeda Estrangeira
Total em Moeda Nacional
7

8. PRINCIPAIS ALTERAÇÕES NO PORTFÓLIO
Realocação de investimentos concentrados no E&P
Exploração & Produção Abastecimento Gás & Energia
(inclui Petroquímica)
‐ US$ 4,3 bilhões ‐ US$ 4,6 bilhões
+ US$ 8,7 bilhões
Novos Projetos
• UTE Barra do Rocha I
Novos Projetos Novos Projetos • UTE Bahia II
• Novas Unidades Comperj Projetos Concluídos em 2010
• Inclusão da Cessão Onerosa
• Logística do Óleo • Os gasodutos Gasene, Pilar‐
• Novas Unidades para Pré‐Sal
Ipojuca, Gasduc III e Gasbel II
(Lula) Projetos Concluídos em 2010 iniciaram sua operação em 2010
• Infraestrutura Operacional • Aporte Braskem
Projetos Excluídos, Revisados
• Novas Descobertas e P&D • Investimentos em Qualidade e/ou Postergados
Projetos Excluídos, Revisados • Postergação dos projetos UFN IV,
Projetos Excluídos, Revisados e/ou Postergados UFN V, GTL Parafinas e FSO de Gás
e/ou Postergados
•Postergação da Refinaria • Exclusão do Gasoduto Catu‐
• Descontinuidade de Projetos com Premium I camaçari e da Ecomp Itajuípe
insucesso na fase exploratória
• Exclusão das UTEs previstas para
• Revisão de Projetos de os leilões de energia não realizados
Desenvolvimento da Produção em 2010
8

9. INVESTIMENTOS E DINÂMICA DA APROVAÇÃO DE PROJETOS
PN 2011‐15
US$ 224,7 Bilhões
688 projetos
US$ bilhões
250
22 projetos 41 projetos
39 projetos
112 projetos 13,5 4,1
200 5,4
2% 2%
33,5 6%
104 projetos 15%
150 41,4
18%
95 projetos
51,0 224,7
100 23%
275 projetos
50
75,7
34%
0
Aprovados 2010 2011 2012 2013 2014 Pós 2014 Total
até 2009
9

10. RETORNOS CONSOLIDADOS
E&P impulsiona resultados
• Investimentos em E&P (57% do total) garantem crescimento de produção e elevada TIR;
• Demais Investimentos (43% do total) agregam valor na cadeia gerando retorno maior ou igual ao custo de capital;
• Investimentos em qualidade do combustível é um requerimento legal
• TIR do total dos investimentos do PN 2011‐2015 bastante atraente;
• Companhia integrada e preparada para acelerar o crescimento da produção
• Risco reduzido devido a maior integração dos negócios e a posição dominante em um grande mercado em
crescimento
ROCE
35%
30%
25%
Companhias integradas
20%
apresentam melhores
15%
retornos
10%
5%
0%
‐5%
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Companhias Integradas Companhias de E&P Companhias de Refino
Fonte: PFC Energia
10

11. Análise de
Financiabilidade
do Plano
11

12. PREÇO DO PETRÓLEO
Premissas de preço de petróleo dentro das expectativas do mercado
US$/bbl
95
Cenários
Petrobras
80
Previsões consultadas 2011‐2012: Bancos (Fonte: Bloomberg)
Previsões consultadas 2013‐2015: PIRA, DOE, CERA, WoodMackenzie, IEA
12

13. VARIÁVEIS
Principais variáveis que impactam o fluxo de caixa e a financiabilidade
Premissas
Não realizar nova Capitalização
Manter classificação de grau de investimento
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
13

14. 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) • 40% do Capex em dólar em comparação com
Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) 37% no Plano anterior
14

15. Exploração & Produção
US$ 127,5 bilhões
15

16. ESTRATÉGIA
Desenvolvimento das reservas de forma sustentável
Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida
pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores
produtoras de petróleo do mundo.
Destaques do Plano de Negócios 2011‐15:
• 65% do Capex destinado ao desenvolvimento da produção
• Instalação de 19 grandes projetos, com adição de 2,3 milhões bpd de capacidade
• Perfuração de mais de 1.000 poços offshore, sendo cerca de 40% exploratórios e 60% para
desenvolvimento da produção
• Em 2020, a produção do pré‐sal corresponderá a 40,5% da produção de óleo no Brasil
16

17. 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
17

18. PRODUÇÃO
Com amplo acesso a novas reservas, Petrobras mais que duplicará sua produção
na próxima década 6.418
3.993
+ 35 Sistemas
2.575 2.772
2.386 2.516
+ 10 Projetos Pós‐sal
+ 8 Projetos Pré‐sal
4.910
Mil boe/dia
+ 1 Projeto Cessão Onerosa 845
3.070 Cessão Onerosa
Capacidade Adicionada 13
Óleo: 2.300 mil bpd Pré-Sal 1.148
543
• Pré‐sal e Cessão Onerosa representarão 69% da produção adicional até 2020;
• 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.
18

19. PRODUÇÃO
Longo histórico de implantação de projetos offshore no Brasil
2.004
2000
10% a.a. nos últimos 30 anos
10% a.a. nos ú
Águas Profundas
1600 Águas Rasas
Terra 1.271
1200 1.601
Mil bpd
Mil bpd
653 749
800
42
400 400 292
187 189
75 211 230 214
0 112
1980 1990 2000 2010
• 123 unidades offshore (45 flutuantes e 78 fixas)
• 25 novas unidades instaladas nos últimos 5 anos
P‐56
FPSO Cidade de Angra dos Reis P‐57
FPSO Cidade de Santos
19

20. 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
Paraty Franco 1
Cachalote e Mexilhão
Cessão Onerosa

Baleia Franca Jaqueta Guará Piloto 2 120.000 bpd
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 180.000 bpd 150.000 bpd Replicante 2

FPSO Cidade de Santos 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 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
20

21. NOVOS PROJETOS
Maior número de sondas permitirá a aceleração do ramp‐up das novas plataformas
Meses
20 Para atingir 50% capacidade
16 Para atingir 75% capacidade
12
8
Previsão
4
0
P‐43 P‐48 P‐50 P‐52 P‐54 P‐53 P‐51 FPSO P‐57
CAPIXABA
2004 2005 2006 2007 2007 2008 2009 2010 2010
 A P‐56 terá 1 poço produtor e 1 injetor prontos para serem conectados quando ela iniciar a produção no
3T/11
Lâmina D’água 2006 2008 2010 2011 2012 2013
Até 1.000 metros 6 11 11
Entre 1.000 e 2.000 metros 19 19 21 +2 +1 +1
Acima de 2.000 metros 2 3 15 +10 +13 +1
 Entre 2007 e 2012 a Petrobras dobrará sua frota de sondas contratadas, com foco em sondas modernas, recém‐
construídas e com capacidade para operar no Pré‐sal
21

22. RESULTADOS POSITIVOS OBTIDOS NOS TLDs
Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano
(em relação ao tempo médio combinado de 2006/7) Resultados obtidos nos TLDs
2006/2007 5 poços 100%  Produção constante
 Restrição por limitação de queima de gás
2008 4 poços 85%
 Bom comportamento dos reservatórios
2009 5 poços 75%
 Boa comunicação lateral
2010 6 poços 66%
 Sem problemas de garantia de escoamento
Cronograma de Realização de TLDs
4
1
4
1
5 5
4
3 3
2011 2012 2013 2014 2015
TLD ‐ Pré‐Sal e Cessão Onerosa TLD ‐ Outras áreas
22

23. ECONOMICIDADE
Redução de 45% nos investimentos previstos do Plansal
23

24. RENTABILIDADE
Novos projetos de E&P tem taxa de retorno atraente
Principais Premissas:
• FPSOs de 150 mil bpd
• Produção de 500 mil bpd
• Ramp‐up em linha com indústria
• Taxa de declínio histórica
• Valor do Óleo = 95% Brent
• Não inclui custos exploratórios e
de aquisição
Caso 1 – Capex US$ 12/boe / Opex US$ 5/boe (cenário esperado)
Caso 2 – Capex US$ 15/boe / Opex US$ 7/boe
Caso 3 ‐ Capex US$ 12/boe / Opex US$ 5/boe sem Participação Especial (ex: cessão onerosa)
• O gráfico ilustra a economicidade de um desenvolvimento de produção padrão no Brasil, usando premissas
baseadas em experiências anteriores
24

25. RENTABILIDADE DO E&P NO BRASIL
Produção no Brasil gera retornos atrativos em um cenário de elevação do preço do petróleo
Brent vs. Lucro Líquido por Barril Lucro Líquido do E&P ($/boe)
Lucro Líquido por Barril (US$)
Peers
Petrobras
Brent (Média em Dólares)
ROCE do E&P
• Rentabilidade do E&P tem forte correlação com o
preço do petróleo
• Produção no Brasil: 86 % óleo e 14% gás
• Maior lucro liquido por barril proporciona
maior retorno do que as peers
• Ambiente regulatório estável permite Peers
Petrobras
capturar os beneficio do aumento do preço do
petróleo
Peers: BP, CVX, XOM,RDS, TOT
Fonte: PFC Energy
25

26. PROJETO VARREDURA
Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória
Descobertas do Pré-sal
Projeto Varredura
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
*Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste 26

27. NOVAS TECNOLOGIAS IRÃO ADICIONAR PRODUÇÃO EM CAMPOS EM DECLÍNIO
Solução Tecnológica Tecnologia Situação Atual
BCS Submarino Em Operação
Sistemas de Módulo de Bombeio Submarino Em Operação (Jubarte e Golfinho)
Bombeamento
Skid BCS (leito marinho) Protótipo em TLD ESP 23 (Out/11)
submarino
Bomba Multifásica Submarina BMSHA Protótipo em Barracuda (Dez/11)
Separação submarina VASPS Protótipo Testado na P‐08 (2011)
gás‐líquido
Separação submarina SSAO Protótipo em Marlim (Final de 2011)
água‐óleo
Injeção submarina de SRWI Protótipo em Albacora (Final de 2011)
água do mar
Transmissão e Em Qualificação Previsão de Protótipo em 2015
distribuição elétrica
submarina
Bombeio Elétrico Captação e Injeção de Separação Submarina
VASPS
Submarino em Skid Água Submarina Óleo/Água
27

28. 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:
39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍ DAS ATÉ
o 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;
o 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.
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. MECANISMOS DE REVISÃO DO CONTRATO DA CESSÃO ONEROSA
• A conclusão da revisão será realizada após a declaração de comercialidade (período de 4 anos)
• Revisão com base em laudos técnicos e das premissas estabelecidas no contrato
• Premissas para revisão do preço:
– Variação do preço do petróleo
– Curva de produção
– Atualização das premissas de custo
– Manutenção da taxa de desconto e data-base da avaliação
Valor
Final
Maior Menor
• Pagamento pela Petrobras da diferença do • Pagamento pela União da diferença do
valor à União valor à Petrobras
• (ou) Solicitação pela Petrobras da redução
de volume correspondente à diferença do
valor
30

31. BENEFICIOS COM DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA LOCAL
 Fornecedores investindo no Brasil
Mão‐de‐Obra Direta Ind. Naval
 Dutos flexíveis ‐ Wellstream e Prysmian 60000 56112
46661
 Unidades de Bombeio – Weatherford 50000
40000
42000
40000
 Válvulas – Cameron 30 x
30000
 Turbogeradores ‐ Rolls‐Royce 20000
19000
12500 14000
6500 7500
 2 FPSOs inteiramente construídos no Brasil 10000
1900
4900
0
 6 Plataformas em construção no Brasil 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
 Construção de 8 cascos para FPSOs Replicantes (65% Fonte: Sinaval
de Conteúdo Local)
 Contratação de 7 sondas de perfuração a custos
competitivos, com outras 21 em curso (55 a 65% de
Conteúdo Local)
Plataformas construídas no Brasil com preços competitivos
31

32. Refino, Transporte e
Comercialização (RTC)
e Petroquímica
US$ 74,4 bilhões
32

33. ESTRATÉGIA
Expansão, qualidade, logística e comercialização
Expandir o refino, assegurando as margens decorrentes do abastecimento do
mercado brasileiro, com a qualidade requerida e desenvolvendo mercados para
o excedente de petróleo
Destaques do Plano de Negócios 2011‐15:
• Aumento da capacidade de refino em 395 mil bpd no período 2011‐15 e 1.065 mil bpd no período 2016‐20;
• Conclusão do processo de modernização do parque de refino;
• Logística integrada com as atividades de E&P, para garantir a comercialização dos excedentes de petróleo;
• Ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros.
33

34. INVESTIMENTOS
Investimentos em Refino, Petroquímica e Logística
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
34

35. EXPANSÃO DO REFINO
Redução da dependência de importações de derivados
Crescimento das importações ...e maior dependência do mercado
acarretariam maiores custos logísticos... internacional
Importações Líquidas como percentual da
mil bpd 2006 2007 2008 2009 2010 2011E demanda total (%)*
EUA 3
Brasil (2010) 5
França 8
118 Alemanha 10
148 152 China 11
197 Japão 16
Espanha 21
México 22
299
328 Indonésia 24
Brasil (2020)** 40
* Fonte: IEA – 2010 World Energy Statistics
** Sem considerar ampliação do Parque de Refino
35

36. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL
Construção de novas refinarias para atender ao mercado doméstico
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
(2 Cenários)
• Destaca‐se no PN 2011‐15 os investimentos da RNE, 1º trem do COMPERJ e 1º trem da Premium I
36

37. 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
37

38. NECESSIDADE DE REFINO FORA DO EIXO SUL‐SUDESTE
Mercado em 2010 Mercado em 2015
299 552 968
763
-464 -416
Capacidade Demanda Déficit Capacidade Demanda Déficit
1.652 1.675
1.466
1.384
82
-23
Capacidade Demanda Superávit Capacidade Demanda Déficit
• Crescimento da demanda nas regiões CO, NE e N explica a concentração dos investimentos no Nordeste;
• Também contribuem para esta localização os incentivos fiscais combinados a restrições ambientais.
38

39. PRODUTOS
Novas refinarias produzirão derivados de maior valor agregado
Rendimentos das refinarias existentes ‐ 2020 Rendimentos das novas refinarias ‐ 2020
65%
43%
50%
36%
38% 21% 21% 19%
4% 15%
10% 4%
9%
7% 15% 15% 11%
5% 6% 4%
Destilados Médios Leves Outros Destilados Médios Leves Outros
Diesel Gasolina Nafta Óleo Combustível
QAV GLP Especial Intermediário
• O aumento da demanda global por destilados médios tende a levar a um aumento do preço em relação a
gasolina.
39

40. OTIMIZAÇÃO DE RECURSOS DAS PREMIUMS
Economias de Escala e novas estratégias de …e permitem menores custos de refino em
implementação reduzem CAPEX… função de remodelação dos projetos…
• “Design competition” determinada em função do menor custo Custo de Refino do parque atual
final (US$ / bbl em 2010)
• Seleção da UOP – Companhia Internacional com vasta Idade (anos)
experiência no setor de refino 70
• Design único integrando off‐site e on‐site 60
6,4
• Designer participando desde a concepção inicial até o início
das operações técnicas 50
4,7
• Economias de Escala (RPRE: módulos de 300mil bpd) 40
2,6
• Padronização das especificações técnicas dos equipamentos 30
20
0 100 200 300 400
Escala (mil bpd)
40

41. NÍVEL DE INVESTIMENTOS
Investimentos decrescentes em qualidade, após a fase de modernização do parque
Investimentos de US$ 16 bilhões entre 2011‐15 Redução do nível de enxofre
7,0
US$ 16 Bi 3.000
5,9 2.422
2.500 Enxofre Médio - Diesel (ppm)
4,9
4,5 2.000
-15%aa
3,2 1.500
2,3 1.000
500 231
1,1 1,0 1,0
0,1 0,2 0
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
41

42. MERCADO NO BRASIL
Mercado livre segue os preços internacionais no longo prazo
2002-2011
160 PMR EUA
US$/bbl
140
PMR Brasil
120
100
80
60
40
20
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
42

43. Gás Natural, Energia Elétrica
e Fertilizantes
US$ 13,2 bilhões
43

44. 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
44

45. 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)
45

46. NOVOS ATIVOS USUFRUINDO DA MAIOR PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
Produção de Fertilizantes Capacidade Instalada de Geração
UFN IV (Jun/2017)
4.000 UFN V (Set/2015) 30 11.000 9.475 70
UFN III (Set/2014) 25 581 60
milhões m³/d
2.936 9.000
3.000 7.114
milhões m³/d
m il to n / an o
2.271 20 6.518 44 50
7.000 420
420
2.000 13 15 34 40
MW
5.000 30
1.109 10 30
6
1.000 813 813 3.000
3 8.894 20
5 6.694
291 6.098
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.
46

47. BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M³/D) – CENÁRIO A
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
47

48. Biocombustíveis
Distribuição
Internacional
US$ 18,2 bilhões
48

49. 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
49

50. 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 (%)
50

51. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL
Atividades em 27 países, nos segmentos E&P, RTCP, Distribuição e G&E
US$ 11 bilhões Golfo do México
7%
1% Principais Projetos:
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
51

52. Considerações Finais
52

53. RECURSOS HUMANOS
Projeção do 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
53