Este documento apresenta o plano de negócios e gestão da Petrobras para o período de 2012 a 2016, com investimentos totais de US$ 236,6 bilhões. Os principais investimentos serão de US$ 131,6 bilhões na área de exploração e produção, com foco no pré-sal. A produção deverá aumentar de 2,022 milhões de barris por dia em 2011 para 4,2 milhões de barris por dia em 2020, com redução da dependência do pós-sal e aumento da participação do pré-sal.

1. Plano de
Negócios e Gestão
2012/2016
15 de Agosto de 2012

2. PNG 2012-2016
Investimento total da Petrobras:
US$ 236,6 bilhões
0
Investimento na área de E&P: US$ 131,6 bilhões*
19%
68% (25,4)
Desenvolvimento da Produção
(89,9) 12% Exploração
(16,3) Infraestrutura e Suporte
* Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional

3. Investimentos no E&P
Período 2012-2016
Desenvolvimento da Produção
US$ 89,9 bilhões
49%
18% (43,7)
(16,0)
34%
Exploração (30,2)
US$ 25,4 bilhões
Pré-sal
69%
Pós-sal
(17,5)
24% Cessão Onerosa
(6) 8%
(2)
Além de exploração e desenvolvimento da produção,
os investimentos do E&P em infraestrutura somam US$ 16,3 bilhões

4. Brasil: Líder em novas descobertas em águas profundas
PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo
Novas Descobertas 2005-2010
33.989 milhões bbl • Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas
do mundo foram em águas profundas.
O Brasil responde por 63% dessas descobertas.
49%
19%
32% • Projeções indicam que, com o desenvolvimento
Brasil das reservas recém-descobertas, o Brasil será o
Brasil país com maior crescimento de produção dentre
os países fora da OPEP até 2030 (PFC Energy).
Águas Profundas Outras Descobertas
Petrobras: Reservas provadas no Brasil (bilhão boe)
+3%
15,71
Reserva/Produção 19,2 anos
+164% Apropriação de Reservas em 2011
Total: 1,24 bilhão boe
Pré-Sal: 1 bilhão boe
1991
1995
2000
2005
2010
2011

5. Investimentos em exploração no Brasil
Ênfase em novas fronteiras
Investimentos focados nas novas fronteiras (Margem Equatorial e Margem Leste), visando garantir
R/P maior que 15, e na consolidação e delimitação das áreas do pré-sal e da Cessão Onerosa.
Pré-sal - Consolidação e Delimitação
69%
(17,5)
24% Pós-sal - Novas Fronteiras US$ 25,4 bilhões
(6,0)
8%
(2,0)
Margem
Cessão Onerosa Equatorial
Custo da descoberta (US$ / boe)
1,56 Margem
1,15 Leste
0,58 0,64 0,76
2007 2008 2009 2010 2011
Custo da Petrobras inferior ao das majors
Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe

6. Curva de produção Brasil: Pós-sal, pré-sal e Cessão Onerosa
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
Mil bpd Franco 4
Lula Ext. Sul Sul de Guará
5.000 Espadarte III
Norte Pq. Lula Alto Iara Horst Júpiter Maromba
Baleias (P-58) Florim
Piloto Lula Central NE Tupi Carcará Bonito
Sapinhoá (Cid. Roncador IV
São Paulo) Lula Sul Carimbé Sul Pq. Baleias Entorno de Iara
4.000 (P-62)
Piloto Lula NE Franco 1 Aruanã Franco 5 4.200
Baleia Azul (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte
(Cid. Ilhabela) Carioca 1 Iara NW Espadarte I
(Cid. Anchieta) Papa-Terra Lula Norte Franco 3
3.000
Baúna e (P-61 e P-63) Iracema Sul Iracema
(Cid. Franco 2
Piracaba Roncador III Norte
Mangaratiba)
(Cid. Itajaí) (P-55)
2.500
2.000 19 até 2016
2.022 UEPs
38 até 2020
1.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
2011 2016 2020
2.022 mbpd 2.500 mbpd 4.200 mbpd
Pré-sal (concessão)
28%
95% 69% 42%
Pós-sal Pós-sal Pós-sal
5%
Pré-sal (concessão) 1% 30% 12% 19%
Cessão Onerosa Pré-sal (concessão) Novas Descobertas (*) Cessão Onerosa
(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas

7. Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em agosto/2012
FPSO Cidade de Anchieta: 100 mil bpd
Projeto Baleia Azul: Desenvolvimento do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, através da
perfuração, completação e interligação submarina de 10 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo
FPSO (Cidade de Anchieta) afretada junto à SBM, escoando o gás através do Gasoduto Sul-Norte Capixaba
Pico de produção: mar/13
CONTEÚDO LOCAL
Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 44%
Vista aérea do FPSO Cidade de Anchieta no Rio de Janeiro
agosto /2012

8. Curva S de acompanhamento físico
Baleia Azul – UEP FPSO Anchieta 2012
UEP: Acompanhamento da construção e integração de uma UEP afretada do tipo FPSO (Anchieta), com
capacidade de processamento de 100 mbpd de óleo e de 3,5 milhões de m3/d de gás natural.
Just. 1
100 Just. 2:
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
90
1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11) 2 4 5
80 2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12)
Entrada em Operação 3
70
3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12) Planejado: Jul/12
Entrada em Operação
4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12)
Projetado: Ago/12
60
5 - Ancoragem do FPSO (ago/12) 1
% Acumulado
50
40
30
20
Acumulado até 30/04/2012:
Previsto: 95,3%
10
Realizado: 98,4%1
0
mar-10
mai-10
set-10
out-10
mar-11
mai-11
set-11
out-11
mar-12
mai-12
fev-10
abr-10
jun-10
jul-10
ago-10
dez-10
jan-11
fev-11
abr-11
jun-11
jul-11
ago-11
dez-11
jan-12
fev-12
abr-12
jun-12
jul-12
nov-10
nov-11
Linha de Base Realizado Projetado
Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos Justif 2: Não há desvio na realização física acumulado.
das obras de adaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO
do campo de Espadarte.

9. Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em outubro/2012
FPSO Cidade de Itajaí: 80 mil bpd
Projeto Baúna e Piracaba: Desenvolvimento dos Campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto
Sídon). Perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. Construção e instalação de uma
UEP do tipo FPSO (Cidade de Itajaí) afretada junto à OOG-TK (Odebrecht e Teekay), com capacidade de
processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender a ambos os campos.
Pico de produção: jan/14
CONTEÚDO LOCAL
Compromisso ANP: 60%
FPSO Cidade de Itajaí no Estaleiro Jurong - Cingapura
Previsão de realização: 81% Junho de 2012

10. Projeto Roncador Módulo III: 1º Óleo em setembro/2013
SS P-55: 180 mil bpd
Projeto Roncador Módulo III: Desenvolvimento do Módulo III do campo de Roncador (pós-sal - 100%
Petrobras) através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e
instalação de uma UEP (P-55) e instalação de dois oleodutos e um gasoduto submarinos
Pico de produção: abr/15
Içamento do Deckbox
Maior operação do gênero já feita no mundo
Peso: 17.000 toneladas CONTEÚDO LOCAL
Altura de elevação do Deckbox: 47,2 m Compromisso ANP: 0%
Previsão de realização: 65%
Deck Mating da P-55 no Polo Naval de Rio Grande em julho de 2012

11. Aprendizado organizacional
SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia
Validação e
Documentos
GESTOR
SIGA*
Aprovação de Normativos
Procedimentos
Itens de
COLETA DE ITENS DE CONHECIMENTO
Conhecimento
REGISTRO DE CONHECIMENTO
NORTEC MAGES
Relatórios Relatórios
(Normalização (Manual
de de
Lições Técnica de Gestão
acidentes Workshops Lições
Força Petrobras) da ETM)
de
Aprendidas
Aprendidas
Trabalho Intranet
RACs Listas de
Verificação
Treinamento
Fontes SINAPSE
Registro,
Diretrizes Rotinas de
consulta e
contratuais Fiscalização
interação
Melhores Práticas
Melhores Práticas
Pontos de Atenção
Pontos de Atenção
Mudanças, melhorias devem ser incluídas no próximo projeto
* Sistema Integrado de Gestão de Anomalias

12. Disponibilidade de sondas
As sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior
Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO
Sondas a contratar
Número de Sondas (LDA > 2.000m)
Sondas previstas para 2011: 16
Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso)
+1 +1
+15
+7 +10
+2 +1
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Sondas que chegarão em 2012
1. Pacific Mistral – Coreia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 730 dias) -> Marlim Sul
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão – Coreia do Sul (atraso de 203 dias) -> Roncador
3. Ocean Rig Mykonos – Coreia do Sul (atraso de 98 dias) 10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora
4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias) 11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41
12. ODN I – Coreia do Sul (atraso de 269 dias) -> Cessão Onerosa
5. Etesco Takatsugu J – Coreia do Sul (atraso de 147 dias)
13. ODN II – Coreia do Sul (atraso de 274 dias) -> Cessão Onerosa
6. Deepsea Metro II – Coreia do Sul (atraso de 138 dias)
14. Amaralina Star – Coreia do Sul (atraso de 192 dias) -> Cessão Onerosa
7. Ocean Rig Corcovado – Coreia do Sul (atraso de 148 dias)
15. Laguna Star – Coreia do Sul (atraso de 195 dias)
Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento no Brasil, operação não iniciada

13. Disponibilidade de sondas: atendimento à demanda de médio/longo prazo
As sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil
33 novas sondas nacionais a partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65%
Número de Sondas
(LDA > 2.000m)
+8 +9
+8
+6
+2
2012 2016 2017 2018 2019 2020
CONTRATOS ASSINADOS - SETE BRASIL SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO
7 Sondas EAS •Os estaleiros fornecem mensalmente para a Sete Brasil
as curvas S física e financeira de cada unidade a ser
6 Sondas BrasFels
construída
6 Sondas Jurong
6 Sondas EEP •ENGENHARIA presta serviço à Sete Brasil de fiscalização de
execução da obra
3 Sondas ERG-2
•E&P/PGSU (Programa de Gestão de Investimentos em
CONTRATOS EM NEGOCIAÇÃO Sondas e UEPs)
o gerencia o contrato de afretamento junto à Sete Brasil
5 Sondas Ocean Rig o controla o andamento da obra
o avaliando a exequibilidade das curvas S
o toma as ações necessárias para garantir as metas de
acordo com o Plano de Negócios e Gestão

14. Contratos para afretamento e operação
de sondas de perfuração a serem construídas no Brasil
Fornecedores: equipamentos críticos
Análise crítica do check list para Conteúdo Local: capacidade de atendimento aos requisitos
Instalações: projeto, construção e capacidade do estaleiro
mitigação dos riscos na construção: SMS: licenciamento ambiental
Gestão Contratual: estaleiro consultor
Gestão Jurídica: impedimentos legais
Gestão Financeira: garantias corporativas e financeiras
Distribuição:
28 contratos de afretamento assinados com a Sete Brasil
EAS
EAS
7 navios-sonda
Contratos assinados em junho/2011
EEP
EEP
4 navios-sonda operados pela Odebrecht
2 navios-sonda operados pela Etesco
EJA
EJA
3 navios-sonda operados pela Odfjell
3 navios-sonda operados pela Seadrill
BrasFELS
BrasFELS
EAS – Estaleiro Atlântico Sul
EAS – Estaleiro Atlântico Sul 3 sondas semissubmersíveis operadas pela Queiroz Galvão
2 sondas semissubmersíveis operadas pela Petroserv
EEP – Estaleiro Enseada do Paraguaçu
EEP – Estaleiro Enseada do Paraguaçu 1 sonda semissubmersíveis operada pela Odebrecht
EJA – Estaleiro Jurong Aracruz
EJA – Estaleiro Jurong Aracruz
BrasFELS – Estaleiro BrasFELS
BrasFELS – Estaleiro BrasFELS
ERG2
ERG2
ERG2 – Estaleiro Rio Grande 2
ERG2 – Estaleiro Rio Grande 2 3 navios-sonda operados pela Etesco

15. Replicantes

16. Cessão Onerosa
Franco 1: P-74
2016
Franco 2: P-75
2016
NE Tupi: P-76
2017
Franco 3: P-77
2017

17. Programas Estruturantes de Apoio ao PNG 2012-2016
Plano de Negócios e Gestão 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
Programa de
Aumento da Programa de
Programa de
Eficiência Gestão de
Otimização de
Operacional da Conteúdo
Custos
Bacia de Campos Local
(*)
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia | Segurança e Meio Ambiente
(*) Esse programa é voltado para a Unidade de Operações da Bacia de Campos (UO-BC)

18. PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional
Programa lançado no dia 27 de julho de 2012 na UO-BC
15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas...
... com foco tanto em aumento de ... como na manutenção do
eficiência no curto prazo (2012-13), desempenho no longo prazo (após
via ações específicas e de suporte 2013), via ações estruturantes
Estrutura
Exemplos Exemplos
do PROEF
Campanha intensiva de recuperação Simplificação e padronização de
em poços com incrustação equipamentos
Aumentar disponibilidade de Substituição de sistemas de produção
equipamentos críticos para UEPs e projetos de revitalização
Dispêndios do PROEF:
• Intervenções em poços, sistemas submarinos e plataformas via Unidades
Recursos
de Manutenção e Segurança (UMSs):
e VPL
US$1 bi de investimentos já provisionados no PNG 12-16 + US$ 4,6 bi de
estimados
custeio
VPL estimado do PROEF:
• De US$ 1,6 bi a US$ 3,3 bi

19. E&P: Eficiência Operacional
Eficiência Operacional - sem UO-BC
Eficiência Operacional - E&P
Eficiência Operacional - UO-BC
%
94 95 94 93 100
92 90
90
88 87 86 80
80
70
71 72
60
50
40
30
20
10
0
2009 2010 2011 1T 2012

20. PROEF nas atividades de E&P da Bacia de Campos
Programa de Aumento da Eficiência Operacional
Melhoria dos níveis de Aumento da confiabilidade de
Objetivos Melhoria de integridade
eficiência operacional entrega da curva de óleo
do PROEF dos sistemas de produção
da UO-BC prevista no PN 12-16
Eficiência Operacional da Bacia de Campos
Realizado Metas PROEF
89 90
88 88
Metas de 80 81
(%)
eficiência 76
operacional 74
para UO-BC 71
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

21. Recentes resultados exploratórios
Dolomita Sul (1-RJS-689A)
Bacia de Santos
BM-S-42 (pré-sal)
Sul de Guará (1-SPS-96)
Bacia de Santos
Cessão Onerosa (pré-sal)

22. Recentes resultados exploratórios
Grana Padano
Bacia do Espírito Santo
ES-M-661
Pecém (1-CES-158)
Bacia do Ceará
BM-CE-2

23. Recentes resultados exploratórios
Pão de Açúcar (1-REPF-12D-RJS)
Bacia de Campos
BM-C-33 (pré-sal)
Carcará (4-SPS-86B)
Bacia de Santos
BM-S-8 (pré-sal)