Apresentação do Plano de Negócios e Gestão da Petrobras para o período de 2012 a 2016. IBEF, 1º de agosto de 2012.

1. IBEF
01 de Agosto de 2012
Plano de Negócios e Gestão
2012 - 2016

2. Aviso
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia sobre
condições futuras da economia, além do setor de
atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da
Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
"acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos A SEC somente permite que as companhias de óleo
similares, visam a identificar tais previsões, as quais, e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por
não pela Companhia e, consequentemente, não são produção ou testes de formação conclusivos que
garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, sejam viáveis econômica e legalmente nas condições
os resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve alguns termos nesta apresentação, tais como
se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC nos
A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
e previsões à luz de novas informações ou de seus
desdobramentos futuros. Os valores informados para
2012 em diante são estimativas ou metas.
2

3. Brasil: Crescimento em Óleo e Gás Acima da Média Mundial
BRASIL MUNDO
Entre 2000 e 2011...
Produção de Óleo
(milhão bpb)
+73% +12%
PRODUÇÃO DE ÓLEO
PRODUÇÃO DE ÓLEO 2,2 75,2 84,5
MUNDO: +1,1% a.a. 1,3
MUNDO: +1,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a. 2000 2011 2000 2011
Produção de Gás Natural
(milhão m³/dia)
+61% +36%
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
MUNDO: +2,8% a.a.
MUNDO: +2,8% a.a.
56,4 6.606 8.975
35,1
BRASIL: +4,4% a.a
BRASIL: +4,4% a.a
2000 2011 2000 2011
Reservas de Óleo
e GN (bilhão boe)
RESERVAS DE ÓLEO EEGN +73% +38%
RESERVAS DE ÓLEO GN
MUNDO: +3,0% a.a.
MUNDO: +3,0% a.a. 17,0 1.958 2.711
9,9
BRASIL: +5,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a.
2000 2011 2000 2011
3

4. BRASIL: Líder em Novas Descobertas em Águas Profundas
PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo
RESERVAS DE ÓLEO EEGN
RESERVAS DE ÓLEO GN
33.989 milhões bbl
Novas Descobertas 2005-2010
MUNDO: +3,0% a.a.
MUNDO: +3,0% a.a.
19%
BRASIL: +5,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011
49% • Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do
32% mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por
Brasil 63% destas descobertas.
Brasil
• Projeções indicam que, com o desenvolvimento das
Águas Profundas reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com
Outras Descobertas maior crescimento de produção dentre os países fora da
OPEP até 2030 (PFC Energy).
Petrobras: Reservas Provadas no Brasil +3%
(bilhão boe)
15,28 15,71
13,23 • Reserva/Produção 19,2 anos
+164% 9,65 • Apropriação de Reservas em 2011
7,53 Total: 1,24 bilhão boe
5,96 Pré-Sal: 1 bilhão boe
1991
1995
2000
2010
2005
2011
4

5. PNG 2012 – 2016: Revisão da Curva de Produção de Óleo & Gás
METAS REALISTAS
Pautadas em Projetos Típicos Já Desenvolvidos pela Petrobras no Exterior e no Brasil
Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN
4.910
5.000
-700 mbpd
PN 2011-2015
4.000
-1.000 mbpd 4.200
Produção de Óleo + LGN
3.070
3.000 2.500
2.022 PNG 2012-2016
2.000
Qual a produção E&P revisitou o
1.000 realista possível cronograma de
para o ano de seus projetos
2012? durante 3 meses
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
PRODUÇÃO DE ÓLEO
PRODUÇÃO DE ÓLEO PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL
MUNDO: +1,1% a.a.
MUNDO: +1,1% a.a. MUNDO: +2,8% a.a.
MUNDO: +2,8% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011 BRASIL: +4,4% a.a
BRASIL: +4,4% a.a 2000 e 2011
5

6. Sondas de Perfuração LDA > 2.000m: Atraso nas Entregas
Sondas de Perfuração Importadas: Conteúdo Local ZERO
Sondas que chegarão ao longo de 2012
1. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias) 8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 735 dias) -> Marlim Sul
2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias) 9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 203 dias) -> Roncador
3. Ocean Rig Mykonos – Coréia 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
5. Etesco Takatsugu J – Coréia do Sul (atraso de 147 dias) 12. ODN I – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa
6. Deepsea Metro II – Coréia do Sul (atraso de 138 dias) 13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa
7. Ocean Rig Corcovado – Coréia do Sul (atraso de 148 dias) 14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa
em pré-inspeção
Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento (já no Brasil). Sonda em navegação para o Brasil.
Sondas 1, 3, 4, 5, 6,
Sondas 11 e 14
Número de Sondas (LDA > 2.000m)
7, 9, 10, 12 e 13
Sonda 8
Sonda 2
Sondas a contratar
60
40 +1 41 +1 42 42 42
40
26 +14
+8 16
20 +2 +1 8 +10
5 7
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 6

7. Nosso Diferencial: O Valor das Nossas Reservas
300 km do Mercado
A Região Sudeste representa:
47% do consumo de derivados
62% do Consumo de Energia Elétrica
65% do Consumo de Gás Natural
55 % do PIB
7
7

8. Brasil: Demanda de Derivados Cresce Acima da Média Mundial
BRASIL MUNDO
Entre 2000 e 2011...
Gasolina (mbpd)
Demanda por
+49% +15%
CONSUMO DE GASOLINA
CONSUMO DE GASOLINA
MUNDO: +1,3% a.a.
MUNDO: +1,3% a.a. 469 22.533
315 19.616
BRASIL: +3,7% a.a.
BRASIL: +3,7% a.a.
• • 1S12 x 1S11: +23,5%
1S12 x 1S11: +23,5%
2000 2011 2000 2011
Diesel (mbpd)
Demanda por
CONSUMO DE DIESEL +43% +29%
CONSUMO DE DIESEL
MUNDO: +2,3% a.a.
MUNDO: +2,3% a.a.
626 896 20.220 26.072
BRASIL: +3,3% a.a.
BRASIL: +3,3% a.a.
• • 1S12 x 1S11: +7,0%
1S12 x 1S11: +7,0%
2000 2011 2000 2011
+53% -2%
Demanda por
CONSUMO DE QAV
QAV (mbpd)
CONSUMO DE QAV
MUNDO: -0,2% a.a.
MUNDO: -0,2% a.a.
79 121 6.506 6.393
BRASIL: +4,0% a.a.
BRASIL: +4,0% a.a.
• • 1S12 x 1S11: +7,1%
1S12 x 1S11: +7,1%
2000 2011 2000 2011
Óleo Combustível
CONSUMO DE ÓLEO -56% -18%
Demanda por
CONSUMO DE ÓLEO
COMBUSTÍVEL
(mbpd)
COMBUSTÍVEL
MUNDO: -1,8% a.a. 189 9.675 7.958
MUNDO: -1,8% a.a. 84
BRASIL: -7,1% a.a.
BRASIL: -7,1% a.a.
• • 1S12 x 1S11: -5,4%
1S12 x 1S11: -5,4% 2000 2011 2000 2011
Fontes: Petrobras para os dados do Brasil e Woodmackenzie para dados internacionais. 8

9. Importância da Expansão do Refino para o
Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados
Mercado de Derivados no Mercado de Derivados no
Brasil em 2012 Brasil em 2020
Hoje o Brasil importa 15% dos derivados consumidos. Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
(mil bpd) (mil bpd)
552
N, NE e CO
N, NE e CO
RNEST
308
693 1.230
Capacidade de - 385 Capacidade de - 678
Processamento Processamento
Demanda Déficit
Demanda Déficit
Já Considerando em
Operação a RNEST e
o Comperj Trem 1
Comperj 1.652
Trem 1
S e SE
S e SE
1.562 1.562
2.166
36
Capacidade de Demanda Superávit Capacidade de - 514
Processamento Processamento
Demanda Déficit
OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização. 9

10. Brasil: Crescimento em Fertilizantes Acima da Média Mundial
BRASIL MUNDO
Entre 2000 e 2011...
Amônia¹ (mil ton)
Demanda por
+32% +26%
CONSUMO DE AMÔNIA
CONSUMO DE AMÔNIA
MUNDO: +2,1% a.a.
MUNDO: +2,1% a.a. 414 548 130.077 163.274
BRASIL: +2,6% a.a.
BRASIL: +2,6% a.a.
2000 2011 2000 2011
Ureia² (mil ton)
Demanda por
CONSUMO DE UREIA +72% +43%
CONSUMO DE UREIA
MUNDO: +3,3% a.a.
MUNDO: +3,3% a.a. 4.501 107.779 154.437
BRASIL: +5,0% a.a. 2.620
BRASIL: +5,0% a.a.
2000 2011 2000 2011
Sulfato de Amônio³
CONSUMO DE SULFATO DE
CONSUMO DE SULFATO DE +23% +20%
Demanda por
AMÔNIO
AMÔNIO
(mil ton)
MUNDO: +1,6% a.a.
MUNDO: +1,6% a.a. 1.908 2.339 17.872 21.363
BRASIL: +1,9% a.a.
BRASIL: +1,9% a.a.
2000 2011 2000 2011
Demanda Outros
CONSUMO DE FERTILIZANTES +73% +31%
CONSUMO DE FERTILIZANTES
Potássicos4
POTÁSSICOS
(mil ton)
POTÁSSICOS
4.431 22.220 29.200
MUNDO: +2,5% a.a. 2.562
MUNDO: +2,5% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a.
BRASIL: +5,1% a.a. 2000 2011 2000 2011
Fontes: ANDA/MDIC para dados do Brasil e Fertecon, CRU e IFA para dados internacionais. 10

11. Importância de Novas Fábricas para Reduzir a
Dependência Externa de Fertilizantes Nitrogenados
Mercado de Nitrogenados no Mercado de Nitrogenados no
Brasil em 2012 Brasil em 2020
Sem novas unidades o Brasil importará
Hoje o Brasil importa 66% da Ureia e 70% da amônia consumida.
52% da demanda de Ureia e 71% da demanda de amônia.
(mil ton/ano) (mil ton/ano)
Ureia 2.807
Ureia
1.463 UFN III - MS
Oferta Nacional 4.320
5.872
- 2.857 Oferta Nacional
- 3.064
Já Considerando em
Operação a UFN III -
Demanda Déficit
Mato Grosso do Sul Demanda Déficit
Amônia 261
Amônia
180 UFN III - MS
593
Oferta Nacional - 413
913
Oferta Nacional - 652
Demanda Déficit
Demanda Déficit
OBS: Considerando apenas os fertilizantes nitrogenados amônia e ureia. 11

12. Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016
nhia
ortfólio da Compa
t egrada do P
Gestão In PRIORIDADE
DISCIPLINA DE
CAPITAL • Prioridade
• Todos os projetos do PN DESEMPENHO para os
2011-2015 foram mantidos projetos de
• Curvas “S” exploração e
• Paridade com Preços de • Garantir a
Importação de Derivados expansão dos produção de
• Gestão focada
negócios da óleo e gás
• Manutenção do Grau de no atendimento
Investimento Empresa com natural no
das metas
indicadores Brasil
• Não há emissão de novas físicas e
financeiras de financeiros
ações
cada projeto sólidos • Realismo
• Desinvestimentos de ativos nas metas de
existentes no exterior
produção
Seguranç
a e Meio Am
biente: Va
zam ento Zero
2012 2016
12

13. PNG 12-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração 13/06/12
Não houve cortes ou inclusões de projetos no PNG 2012-2016 em relação ao PN 2011-2015
Período 2012-2016: US$ 236,5 bilhões
980 Projetos
Financiabilidade Aprovada pelo C.A.
Refino, Transporte e US$ 236,5 bilhões
Comercialização.
27,7%28% - Indicadores econômico-financeiros que não
E&P (US$ 65,5 Bi)
podem ser ultrapassados para manutenção
60,0% 5,8% do grau de investimento:
(US$ 141,8 Bi) (US$ 13,8 Bi)
• Nível de Alavancagem Financeira < 35%;
2,1%
(US$ 5,0 Bi) • Indicador Dívida líquida/Ebitda < 2,5x.
1,5%
(US$ 3,6 Bi) - Não haverá emissão de novas ações.
Investir para aumentar a
produção de óleo e, em 1,6% - Desinvestimentos de ativos existentes de
1,3% (US$ 3,8 Bi) US$ 14,8 bilhões.
consequência, aumentar a
(US$ 3,0 Bi)
Receita para Investir.
E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo
13

14. Organização dos Investimentos: Projetos em Avaliação e Implantação
Projetos Em Avaliação Projetos Em Implantação
Aprovação
INICIAÇÃO E PLANEJAMENTO DO PROJETO do EVTE¹
Básico e Fase IV
FASE I FASE II FASE III liberação Fase V
Execução Operação
Identificação da Projeto Projeto Básico para
Execução
Obra
Oportunidade Conceitual
(início das
obras)
Entrada na Aprovação Aprovação Partida
Carteira da do EVTE¹ do EVTE¹
Petrobras Fase I Conceitual
¹EVTE: Estudo de Viabilidade Técnico Econômica
14

15. Projetos em Implantação e Projetos em Avaliação
Projetos Em Implantação Projetos Em Avaliação
PNG 2012-2016 = Projetos com Obras já Iniciadas
+ Projetos em Fase I, II e III.
US$ 236,5 bilhões US$ 208,7 bilhões US$ 27,8 bilhões
980 projetos 833 projetos 147 projetos
OBRAS
27,7% 24,8% 17% (**)
(US$ 65,5 Bi) US$ 51,7 Bi (US$ 4,6 Bi)
28% 7%
(US$ 1,9 Bi)
0%
(US$ 0,1 Bi)
3,7%
60,0% 65,8% 5% 50%
(US$ 7,8 Bi)
(US$ 141,8 Bi) (US$ 137,2 Bi) (US$ 13,9 Bi)
5,8% (US$ 1,3 Bi)
1,8%
(US$ 13,8 Bi)
(US$ 3,7 Bi)
2,1%
1,7%
(US$ 5,0 Bi)
(US$ 3,5 Bi) 21%
1,5%
(US$ 3,6 Bi) 0,9% (US$ 6,0 Bi)
1,6% (US$ 1,9 Bi)
1,4%
(US$ 3,8 Bi)
1,3% (US$ 3,0 Bi)
(US$ 3,0 Bi) ** E&P no exterior
E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo
15

16. Curva de Produção Brasil: Projetos em Implantação no E&P
Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN
Projetos Em Implantação (mbpd)
Projetos com Obras já Iniciadas
Franco 4
Lula Ext.
US$ 208,7 bilhões Lula Alto
P-66 Sul P-70 Sul de
Guará
833 projetos Lula Central Iara Horst
P-67 P-71 Júpiter
NE Tupi Carcará Maromba Espadarte III
Norte Pq. Lula Sul
P-68 P-76 P-73 Bonito Florim
Baleias (P-58)
Piloto Sapinhoá Carimbé Sul Pq. Entorno de
Franco 1
(Cid. São Paulo) Roncador IV Baleias
OBRAS Piloto Lula NE
(P-62) P-74 Aruanã
Franco 5
Iara
Sapinhoá Norte Carioca Z2 Iara NW 4.200
(Cid. Paraty)
24,8% (Cid. Ilhabela) Lula Norte P-72 Espadarte I
Baleia Azul Papa-Terra
US$ 51,7 Bi Iracema Sul P-69 Franco 3
(Cid. Anchieta) (P-61 e P-63) Iracema
(Cid. Franco 2 P-77
Baúna e Roncador III Norte Z1
Mangaratiba) P-75
Piracaba (P-55)
(Cid. Itajaí)
Sondas 24 entre 2012 e 2016
2.500 LDA > 2.000 m 49 entre 2012 e 2020 ¹
3,7%
(US$ 7,8 Bi) 2.022
E&P Brasil: 1,8% UEPs
19 entre 2012 e 2016
38 entre 2012 e 2020 ²
US$ 131,6 bi (US$ 3,7 Bi)
1,7%
(US$ 3,5 Bi) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
65,8% 0,9% ¹ 49 Sondas: 16 construídas no exterior e 33 com ² 38 UEP: 1 unidade com conteúdo local zero e outras
(US$ 137,2 Bi) (US$ 1,9 Bi) construção no Brasil 37 com conteúdo local contratado/previsto
1,4%
(US$ 3,0 Bi)
Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Sondas e UEPs nas
Diretorias de E&P e ENGENHARIA
E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo
16

17. Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:
Projetos em Implantação no Abastecimento
Mercado de Derivados no
Projetos Em Implantação Brasil em 2020
Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
Projetos com Obras já Iniciadas (mil bpd)
US$ 208,7 bilhões • RNEST
N, NE e CO
552
833 projetos Em Obras RNEST
(Trem 1 - 115 mil bpd 1.230
Trem 2 – 115 mil bpd) Capacidade de - 678
Processamento
OBRAS
Demanda Déficit
24,8%
US$ 51,7 Bi
1.652
Comperj
3,7%
65,8% Trem 1
S e SE
(US$ 137,2 Bi)
(US$ 7,8 Bi) • Comperj - Trem 1
1,8% Em Obras 2.166
(US$ 3,7 Bi)
(165 mil bpd)
1,7%
(US$ 3,5 Bi)
Capacidade de - 514
0,9% Processamento
(US$ 1,9 Bi)
1,4% Demanda Déficit
(US$ 3,0 Bi)
E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo
OBS: Capacidade de processamento considera a capacidade de destilação e o fator de utilização. 17

18. RefinariaÚltima Refinaria Construída Há Mais de 34 Anos
REVAP: do Nordeste (RNEST)
1980 – Construção da REVAP: Projeto elaborado pela Snamprogetti (importado).
a)
AP T L im
EC R N ES u e
M e R BC MAN DUC BNO GAP PLA AR AP RN bre
A IX P E
L S R R E U RE E E P RE V
R R L R R (A
Datas de inauguração
1966
1968
1972
1980
2014
1955
1961
1977
1954
1957
1950
34 anos
REVAP (fev/08) Construção da RNEST (jun/12)
São José dos Campos (SP) Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)
Lições Aprendidas - 2006 a 2012
SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia
18

19. Aprendizado Organizacional: 2006
SINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia
Validação e
Documentos
GESTOR
SIGA*
Aprovação de Normativos
Procedimentos
REGISTRO DE DE CONHECIMENTO Itens de
Conhecimento
COLETA DE ITENS CONHECIMENTO
NORTEC
Relatórios Relatórios MAGES
(Normalização (Manual de
de de
Lições Ténica Gestão da
acidentes Workshops Lições
Força Petrobras) ETM)
de
Aprendidas
Aprendidas
Trabalho Intranet
RACs Listas de
Treinamento
Verificação
Fontes SINAPSE
Registro, consulta
e interação Diretrizes Rotinas de
contratuais Fiscalização
Melhores Práticas
Melhores Práticas
Pontos de Atenção
Pontos de Atenção
Mudanças, Melhorias devem ser incluídas no próximo projeto
* Sistema Integrado de Gestão de Anomalias 19

20. Novas Refinarias e o Equilíbrio Oferta e Demanda:
Projetos em Implantação e Avaliação
Novas Refinarias Novas Refinarias
em Implantação Mercado de Derivados no em Avaliação
Brasil em 2020
Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.
(mil bpd)
N, NE e CO
• RNEST 552
Em Obras RNEST • Premium I - Trem 1
(Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14 1.230 (300 mil bpd - Out/17)
Trem 2 - 115 mil bpd – Mai/15) Capacidade de - 678
Processamento • Premium II
Demanda Déficit (300 mil bpd - Dez/17)
• Premium I - Trem 2
(300 mil bpd - Out/20)
1.652
Comperj
Trem 1
• Comperj - Trem 1
S e SE
Em Obras 2.166
(165 mil bpd - Abr/15)
Capacidade de - 514 • Comperj - Trem 2
Processamento (300 mil bpd - Jan/18)
Demanda Déficit
Criadas 2 Gerencias Executivas para Implantação das Refinarias nas Diretorias de ABASTECIMENTO e ENGENHARIA
20

21. Desempenho: Monitoramento das Metas
Gestão dos Projetos em Implantação e Avaliação
Projetos do PNG 12-16 possuem Curvas Ss: ferramenta de gestão, planejamento e controle
Acompanhamento Físico Acompanhamento Financeiro
100 Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Projetos críticos acompanhados mensalmente pela Custo total
Diretoria da Petrobras Diretoria da Petrobras projetado
90
80
70
Entrada em Entrada em Custo total
60
% Acu m u la d o
operação planejada operação projetada planejado
(U S $ M ilhões)
50
1
Desvio de prazo
40 - Justificativas para desvio de custo
1
30 2 Desvio de avanço físico mensal
Autorização para revisão
- Justificativas para desvio de prazo orçamentária
1
20
2
10 Plano de Recuperação quando 1 Desvio de custo
necessário
0
set-09
nov-09
set-10
nov-10
set-11
nov-11
set-12
nov-12
set-13
nov-13
set-14
nov-14
jan-10
m ar-10
m ai-10
jul-10
jan-11
m ar-11
m ai-11
jul-11
jan-12
m ar-12
m ai-12
jul-12
jan-13
m ar-13
m ai-13
jul-13
jan-14
m ar-14
m ai-14
jul-14
set-09
jan-10
m ar-10
m ai-10
jul-10
set-10
jan-11
m ar-11
m ai-11
jul-11
set-11
jan-12
m ar-12
m ai-12
jul-12
set-12
jan-13
m ar-13
m ai-13
jul-13
set-13
jan-14
m ar-14
m ai-14
jul-14
set-14
nov-09
nov-10
nov-11
nov-12
nov-13
nov-14
Linha de Base Realizado Projetado Linha de Base Realizado Projetado
21

22. Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em Agosto/12 Pico de produção: mar/13
FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd
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 (Anchieta) afretada junto a SBM, escoando o gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.
Avanço Físico: Previsto 84,7% e Realizado 78,2%
Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012 22
22

23. Curva S de Acompanhamento Físico:
Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção 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 2 4
1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)
80 2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (jun/12) 3 5
3 - Início da navegação do FPSO de Cingapura para o Brasil (jun/12)
70 Entrada em Operação
4 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12) Planejado: Jul/12 Entrada em Operação
60
5 - Chegada do FPSO na locação (ago/12) Projetado: Ago/12
1
% Acumulado
6 - Término da Ancoragem do FPSO. Campo Baleia Azul - ES (ago/12)
50
40
30
20
Acumulado até 30/06/2012:
10 Previsto: 98,5%
Realizado: 99,2%
0
set-09
out-09
mar-10
mai-10
set-10
out-10
mar-11
mai-11
set-11
out-11
mar-12
mai-12
set-12
out-12
jun-09
jul-09
ago-09
dez-09
jan-10
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
ago-12
dez-12
jan-13
nov-09
nov-10
nov-11
nov-12
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido ao atraso na Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.
desmobilização do FPSO do campo de Espadarte (atraso na licença do IBAMA e
necessidade de remoção do LSA).
23

24. Curva S de Acompanhamento Físico:
Baleia Azul – Poços e Interligações 2012
Poços e Interligações: Perfuração, completação e interligação submarina de 7 poços produtores e 3 poços
injetores. Escoamento do gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.
100
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1º óleo: Ago/12
90
1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12) 6
5
2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12) Just. 2:
80
3 - Obtenção da LO (ago/12) 2
70 4 - Início da produção de óleo (ago/12)
5 - Início da exportação de gás (out/12) 3
60 6 - Início da injeção de água (dez/12) 1
% Acumulado
4
Campanha de Poços
50
Total de Poços: 10
40 Já perfurados: 9
Poços a perfurar
30
set/12: 1
20
Acumulado até 30/06/2012:
Previsto: 77,9%
10
Realizado: 70,5%
0
mar-10
mai-10
set-10
out-10
mar-11
mai-11
set-11
out-11
mar-12
mai-12
set-12
out-12
mar-13
mai-13
dez-09
jan-10
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
ago-12
dez-12
jan-13
fev-13
abr-13
jun-13
jul-13
ago-13
nov-09
nov-10
nov-11
nov-12
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Avanço físico acumulado abaixo da linha de base do EVTE por conta de
atraso na campanha de construção de poços do projeto e fabricação dos dutos
flexíveis.
24
24

25. Programas Estruturantes Integrantes do PNG 2012-2016
Plano de Negócios e Gestão 2012-2016
US$ 236,5 bilhões
PROCOP - PROEF -
Programa de PROMINP -
Programa de PETROBRAS
Aumento da
Otimização de Programa de
Eficiência
Custos Gestão de
Operacional da
Operacionais Conteúdo Local
Bacia de Campos
Gestão Integrada do Portfólio da Companhia Segurança e Meio-Ambiente
25

26. PROCOP - Programa de Otimização de Custos Operacionais
Motivação: Os gastos gerenciáveis respondem por 30% do desembolso anual da
Petrobras.
- Os gastos gerenciáveis foram de US$ 32 bilhões em 2011, equivalentes à geração operacional (US$ 33 bilhões) e 33% superior à captação
realizada no período (US$ 24 bilhões).
Objetivo do Programa
Identificar as oportunidades de redução de custo com impacto relevante e perene, segundo duas
visões: ativos, tais como plataformas, refinarias e usinas termelétricas; e linhas de custo, dentre
elas estoques de materiais, combustível, logística e serviços.
Preparação do Programa – Plano de Ação 2012
8 semanas 16 semanas 4 semanas
(junho-julho) (agosto-novembro) (dezembro)
Visão geral:
Detalhamento e
I áreas de foco e II quantificação III Consolidação
potencial de redução
• Estruturação e Definição do Escopo • Definição do Portfolio de Iniciativas • Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis,
• Identificação de Oportunidades marcos, metas e impactos)
• Quantificação preliminar • Comunicação
26

27. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional – UO-BC
Melhoria dos níveis de Aumento da confiabilidade de
Objetivos do Melhoria de integridade dos
eficiência operacional entrega da curva de óleo
PROEF sistemas de produção
da UO-BC prevista no PNG 2012-2016
Eficiência Operacional da Bacia de Campos – UO-BC
89 90
88 88
Metas PROEF
Metas de Realizado 81
80
(%)
eficiência 76
operacional 74
para UO-BC 71
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Eficiência Operacional
• Sem UO-BC: 94% 95% 94%
• E&P Total: 90% 87% 86% 27