1. O documento discute os excedentes da cessão onerosa, que concedeu à Petrobras os direitos de explorar até 5 bilhões de barris de petróleo em seis áreas do pré-sal. Estima-se que esses campos possuem excedentes de 9,8 a 15,2 bilhões de barris. 2. A aquisição desses excedentes permitiria à Petrobras elevar sua produção média de 2020 a 2030 para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizando a rentabilidade. Isso reduziria

1. 1
Excedentes da
Cessão Onerosa
Maria das Graças Silva Foster
Presidente
Rio de Janeiro, 27 de junho de 2014

2. 2
Cessão Onerosa
Através da Cessão Onerosa a Petrobras adquiriu os direitos para explorar,
avaliar e produzir até 5 bilhões de boe em seis áreas do pré-sal da
bacia de Santos. Para esta transação a Petrobras pagou
R$ 75 bilhões (US$ 42 bi) em 2010, sujeito a revisão após
declarações de comercialidade.
Área
Volume
MM boe
Florim 467
Búzios 3.058
Sul de Guará 319
Entorno de Iara 600
Sul de Lula 128
NE Tupi 428
Total 5.000
Concessão
Cessão Onerosa
Partilha de Produção
Volumes Contratados em
2010
As discussões, em curso, sobre
Cessão Onerosa,
não se alteram em consequência
do contrato dos excedentes.

3. 3
Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP
estimativas de volumes de Búzios na Declaração de
Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de
excedentes de até 7 bilhões de barris equivalentes neste
campo (volume recuperável de 10 bilhões boe)
Áreas
Volumes Adicionais ao Contrato de Cessão Onerosa
de 9,8 a 15,2 bilhões de boe, segundo a ANP
(milhões de barris equivalentes de petróleo)
Búzios entre 6.500 e 10.000
Entorno de Iara entre 2.500 e 4.000
Florim entre 300 e 500
Nordeste de Tupi entre 500 e 700
Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de 2014.
As Áreas da Cessão Onerosa Possuem Grande Potencial Já Conhecido e Comprovado
Módulo 1 de Búzios (cessão onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016
Capacidade: 150 mil barris/dia
Avanço Físico (mai/14): 55,5%

4. 4
Campo / Área Área (km2
)
Volume Contratado
Cessão Onerosa
(bilhão boe)
Poços perfurados
ou em andamento
Poços testados
ou com teste em
andamento
Teor de CO2 no
gás (%)
Lula 1.523 Não se aplica 36 24 10 - 20%
Lula / área de
Iracema
Não se aplica 16 5 muito baixo
Sapinhoá 233 Não se aplica 19 7 15 - 20%
Buzios 852 3,1 10 8 22 - 25%
Entorno de Iara 611 0,6 3 1 25 - 35%
NE Tupi 291 0,4 2 2 15 - 20%
Florim 292 0,5 2 1 muito baixo
Sul de Lula 203 0,1 1 1 17%
Sul de Guará 145 0,3 1 0 15%
Libra 1.548 Não se aplica 1 1 45%
• Áreas da cessão onerosa já têm número
significativo de poços perfurados e
testados, com ótimos resultados
• Grande potencial por poço, em linha com
os projetos já em produção do pré-sal da
Bacia de Santos, sancionados com 20 mil
bpd e resultados que atingem até 35 mil
bpd
• Projetos de desenvolvimento em
andamento, sem que se vislumbrem riscos
adicionais quanto aos volumes,
propriedades de reservatórios ,
tecnologias e disponibilidade de bens e
serviços necessário s aos projetos
• Projetos dos volumes excedentes poderão
“replicar” os projetos da Cessão Onerosa,
com grandes ganhos de curva de
aprendizado e otimização de custos
Alto Grau de Maturidade das Áreas do Pré-Sal da Bacia de Santos
GraudeMaturidadeemTermosde
ConhecimentodosReservatórios
ExcedentesdaCessãoOnerosa
9,8a15,2bilhõesboe
CessãoOnerosa

5. 5
2014
2010
Risco
Acesso aos Excedentes da Cessão Onerosa:
1. Repõe a produção acumulada de seis anos no período 2020-2030 (reposição de 1,6 a 1,8 bilhão de boe/ano)
2. Assegura de forma antecipada um volume potencial com baixo risco exploratório (Índice de Sucesso Exploratório de 100%)
3. Permite maior seletividade nas futuras licitações de áreas exploratórias
4. Considerando o atual Custo de Descobrir (US$ 2,66 / boe, média Petrobras em 2013) seria necessário investir cerca de
US$ 26 bilhões para adquirir áreas (pagamento de bônus), descobrir e delimitar (sísmica, poços pioneiros e de delimitação)
o volume potencial estimado dos Excedentes da Cessão Onerosa
5. Economia de custos com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021)
Aquisição dos volumes
Excedentes da
Cessão Onerosa
Assinatura do Contrato da
Cessão Onerosa
Cessão Onerosa
4 anos
Sísmica 3D (2.159 km²)
17 poços perfurados nas 4 áreas
Testes de Formação e TLDs
Excedentes da Cessão Onerosa: 9,8 a 15,2 bilhões de boe
Excelente Potencial, com Baixo Risco, Levando à Redução dos Investimentos Exploratórios
2016
2021
1º Óleo da Cessão
Onerosa
1º Óleo dos Excedentes
da Cessão Onerosa
Exploração /
Delimitação
Desenvolvimento
da Produção
Produção

6. 6
Cessão Onerosa e Partilha: Convivência de Marcos Regulatórios e Produção Simultânea
Caso Búzios
Partilha (6,5 a 10 bilhões boe)
(35 anos)
Cessão Onerosa (3,058 bilhões boe)
(40 anos / limitado ao volume)
Assinatura do Contrato de
Cessão Onerosa: Set/10
Final da produção do
volume contratado
Unidades da Cessão
Onerosa prosseguem
produção sob Partilha
Final da vigência do contrato
de Partilha dos Excedentes
da Cessão Onerosa
2010
2040
Contrato de
Cessão Onerosa
Contrato de
Cessão Onerosa
+
Contrato de Partilha
da Produção
Contrato de
Partilha
da Produção
1º óleo Búzios ECO: 2021
2050
Final da vigência do contrato
de Cessão Onerosa
20512021
1º óleo Búzios: 2016
Início da vigência do
contrato de partilha (ECO)
2016
Produção
Concomitante

7. 7
Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P
Planejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030
Petrobras: PE 2030 + Exterior Petrobras: Média 2013-2020
Petrobras: Média Exterior 2013-2020 Petrobras: Média Exterior 2016-2020
Petrobras: Média 2016-2020
4,2
Produção Média da Petrobras
no Brasil* e no Exterior 2020-2030: 4,0 milhões de bpd
Média 2020-2030
milhãobpd
Produção Média da Petrobras no
Brasil* 2020-2030: 3,7 milhões de bpd
Produção Média de Petróleo no Brasil *
Petrobras (70%) + Terceiros (26%) + Governo (4%) 2020-2030:
5,2 milhões de bpd
Produção Média da
Petrobras no Brasil* e no
Exterior 2013-2020:
3,0 milhões de bpd
Produção Média da Petrobras
no Brasil* 2013-2020:
2,9 milhões de bpd
* Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo.
Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da
Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivoE&P
E&P
Webcast em 26/02/2014 e em Reunião com Analistas em 24/03/2014.

8. 8
A Contratação Integral Destas Áreas Assegura a Nossa Reposição de Reservas e a
Sustentabilidade da Produção no Horizonte 2020-2030, com Maior Rentabilidade
0
1
2
3
4
5
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Petrobras: PE 2030
4,2
Média 2020-2030
milhãobpd
3,7 milhões de bpd (16 BIDs e ECO = 50% Petrobras em 2026)
Os Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2
milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade via participação seletiva nos BIDs e gestão de portfólio (desinvestimentos).
Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030
4,2 milhões de bpd (14 BIDs e ECO = 100% Petrobras em 2021)
500 mil bpd
A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa implica em:
• Redução da participação em novos BIDs de 16 para 14 (2015-2030), na visão e
fundamentação da Petrobras adotada no PE 2030, plano este aprovado pelo
Conselho de Administração em 25/02/2014

9. 9
Unidades de Produção Previstas no Plano de Negócios
e Planejamento Estratégico da Petrobras
1º Óleo 2014-2030
ECO
ECO ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
P-62
Roncador IV
Cid Ilhabela
Sapinhoá Norte
P-61
Papa-Terra
Cid Mangaratiba
Iracema Sul
Cid Itaguaí
Iracema Norte
Cid. Maricá
Lula Alto
Cid Saquarema
Lula Central
P-74
Búzios 1
P-66
Lula Sul
P-67
Lula Norte
Cid
Caraguatatuba
Lapa
P-75
Búzios 2
P-68
Lula Ext. Sul e
CO Sul de Tupi
P-69
Lula Oeste
P-76
Búzios 3
Tartaruga Verde
e Mestiça
P-70
Iara Horst
P-77
Búzios 4
Júpiter
Búzios 5
ES Águas
Profundas
P-72
NE de Tupi
P-71
Iara NW
Revitalização
Marlim I
Sul Pq. Baleias
SE Águas
Profundas I
Carcará
Maromba I
P-73
Entorno de Iara
Libra
SE Águas
Profundas II
Espadarte III
Revitalização
Marlim II
Florim
ECO
Planejamento inclui: projetos já divulgados no PNG, projetos ainda a serem divulgados nos próximos PNGs, projetos de revitalização da produção,
novas unidades previstas em áreas com volumes em avaliação e previsão de longo prazo para novas descobertas.
Excedentes da Cessão Onerosa:
Elevação de Investimentos a Partir de 2019 para 1º Óleo a Partir de 2021
2017 2018 2019 2020 2021 2026 2027 2028 20292022 2023 2024 20302025201520142013 2016
Cid Itajaí
Baúna
P-61
Papa-Terra
Cid Paraty
Piloto Lula NE
P-63
Papa-Terra
P-58
Norte Pq.
Baleias
P-55
Roncador III
Cid São Paulo
Piloto Sapinhoá
P-62
Roncador IV
TAD
Papa-Terra
P-58
Norte Pq.
Baleias
TAD
Papa-Terra
Aumento da Maturidade do Setor Naval/Offshore no Brasil
9 Unidades
Concluídas
Excedentes da Cessão Onerosa (ECO)
Demais Áreas sob Concessão ou Partilha
Cessão Onerosa
Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014
Construção das Sondas da Sete Brasil: 28 unidades até 2020

10. 10
201720162015 20272026202520142013 20242023 202820192018 20302029202220212020
US$bilhão
Investimento Médio sem E&P: US$ 10,6 bilhões / ano Investimento Médio sem E&P: US$ 3,8 bilhões / ano
Investimento da Petrobras Será Ainda Mais Concentrado em E&P
Menor Investimento das Demais Áreas Viabiliza Investimentos Adicionais em E&P no Brasil
Investimentos da Petrobras sem E&P Brasil no PNG 2014-2018 / PE 2030
O investimento médio anual cairá de US$ 45,6 bilhões entre 2013 e 2020 para US$ 26,6 bilhões de 2021 a 2030, principalmente devido
à conclusão, até 2020, de projetos do ABAST (RNEST, Comperj, Premium I, Premium II) e do G&E (UFN-III, UFN-V, Rotas 2 e 3)
Investimentos Totais da Petrobras em E&P no Brasil no PNG 2014-2018 / PE 2030
Investimentos da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação (Parceria nas Premiums).
Investimento Médio em E&P: US$ 35 bilhões / ano
Produção Média Petrobras Brasil: 2,9 milhões bpd
Investimento Médio em E&P: US$ 22,8 bilhões / ano
Produção Média Petrobras Brasil: 3,7 a 4,2 milhões bpd
QuantidadedeUEPsporAno
+ +

11. 11
Financiabilidade com os Excedentes da Cessão Onerosa
PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento.
I – PREMISSAS DO PNG 2014-2018:
• Produção de Óleo: Crescimento de 7,5% (+/- 1pp) em 2014, 3,2 milhões de bpd em 2018, 4,2 milhões de bpd em 2020
• Reajustes de Preços: Conforme política apresentada ao CA em nov/2013.
• Desinvestimentos: Considera Desinvestimentos de US$ 11 bilhões no período 2014-2018.
• Reestruturações no Modelo de Negócios (troca de Capex por Opex): Considera recebimentos de US$ 9,9 bilhões no
período 2014-2018.
• Trajetória de Brent: 104,72 US$/bbl em 2014, 100 US$/bbl de 2015 a 2017 e 95 US$/bbl de 2018 em diante.
• Câmbio depreciado: 2014 = 2,44 R$/US$; 2015 = 2,56 R$/US$; 2016 em diante = 2,59 R$/US$.
• Câmbio apreciado: 2014 = 2,23 R$/US$; 2015 = 2,10 R$/US$; 2016 em diante = 1,92 R$/US$.
II – IMPACTOS NOS INVESTIMENTOS:
Investimentos (US$ bilhão) 2014-2018 2019-2020 2021-2030
PNG 2014-2018 - Implantação+Licitação 206,8 - -
Bônus Excedentes C.O. 0,8 0 0
Antecipação Óleo Excedentes C.O. 5,0 0 0
Investimento Adicional 1,2 9,7 39,8

12. 12
Financiabilidade do PNG 2014-2018 (US$ 206,8 bilhões) + Excedentes da Cessão Onerosa
PNG 2014-2018: Não há impacto material nos resultados e nos indicadores de endividamento.
Câmbio Depreciado 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-2030
EL/EBITDA
PNG 2014-2018 4,61 2,73 1,93 1,68 1,41 1,06 0,95 1,04 a 1,13
+Excedentes da
Cessão Onerosa
4,64 2,77 1,91 1,76 1,53 1,17 1,02 0,95 a 1,21
Alavancagem
PNG 2014-2018 44,6% 42,0% 37,0% 33,3% 29,3% 25,1% 25% 25%
+Excedentes da
Cessão Onerosa
44,7% 42,3% 37,3% 34,2% 31,1% 26,3% 25,1% 25%
Captação Bruta
Média Anual
(Capitação Líquida
Média Anual)
PNG 2014-2018 8,2 (-0,2) 10,5 (-2,5) *
+Excedentes da
Cessão Onerosa
10,2 (1,7) 13,3 (-4,2) *
III – IMPACTOS NA FINANCIABILIDADE NO HORIZONTE DO PNG 2014-2018:
 No PNG 2014-18: 3,5 % de acréscimo no investimento (incluindo bônus)
 EL/EBITDA e Alavancagem: Não há impacto material
IV – NÃO É CONTEMPLADA A EMISSÃO DE NOVAS AÇÕES (CAPITALIZAÇÃO)
* As captações do período 2021-2030 objetivam a manutenção da alavancagem em 25% nesta simulação e não
tem relação com o volume de investimentos, que será totalmente financiado pela geração de caixa.

13. 13
Conclusões
Mantidas as Premissas de Convergência de Preços, Desinvestimentos e Reestruturação Financeira do PNG 2014-2018
I – A contratação direta para 100% dos Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) confere à Petrobras:
• Áreas de excelente potencial, com baixo risco, já conhecidas e comprovadas
• Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de boe
• Possibilidade de elevar a produção no Brasil entre 2020 e 2030 para até 4,2 milhões de bpd
• Maximizar a rentabilidade pela participação seletiva em futuros BIDs e gestão do portfólio de E&P
(desinvestimentos em áreas sob Concessão)
II – A produção simultânea da Cessão Onerosa e da ECO possibilitará otimizar os recursos de produção e de
infraestrutura, assim como antecipar a produção do volume dos excedentes
III – No período 2014-2018 o investimento se eleva em 3,5% e a ECO não traz impacto material para os
indicadores de financiabilidade
IV – No período 2020-2030 a média anual do investimento total cairá, será ainda mais concentrada em E&P, e
a produção de petróleo no Brasil será em patamar superior à média do período 2013-2020
V – Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização)
VI – A contratação do ECO está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de
Administração em 25 de fevereiro de 2014

14. Fim