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José Sergio Gabrielli
Presidente

26 de Julho de 2011




                        1
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
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
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
Programa de 
Investimentos
  2011‐15




                5
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
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
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
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
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
Análise de 
Financiabilidade 
    do Plano




                    11
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
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
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
Exploração & Produção 

  US$ 127,5 bilhões




                         15
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
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
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
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
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
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
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
ECONOMICIDADE
Redução de 45% nos investimentos previstos do Plansal




                                                        23
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
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
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
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
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
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
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
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
Refino, Transporte e 
Comercialização (RTC) 
   e Petroquímica

  US$ 74,4 bilhões




                         32
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
Gás Natural, Energia Elétrica 
      e Fertilizantes

       US$ 13,2 bilhões




                             43
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
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
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
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
Biocombustíveis 
  Distribuição
 Internacional
US$ 18,2 bilhões




                   48
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
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
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
Considerações Finais




                       52
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

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  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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