1. SEMINÁRIO “OS NOVOS
DESAFIOS DO PRÉ‐SAL”
Presidente José Sergio Gabrielli de Azevedo
16 de agosto de 2011
Confidencial 1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia A SEC somente permite que as companhias de
sobre condições futuras da economia, além do setor óleo e gás incluam em seus relatórios
de atuação, do desempenho e dos resultados arquivados reservas provadas que a
financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos Companhia tenha comprovado por produção ou
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", testes de formação conclusivos que sejam
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", viáveis econômica e legalmente nas condições
"deverá", bem como outros termos similares, visam econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, alguns termos nesta apresentação, tais como
envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela descobertas, que as orientações da SEC nos
Companhia e, consequentemente, não são proíbem de usar em nossos relatórios
garantias de resultados futuros da Companhia. arquivados.
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. 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% 2%
1% 1% 1%
2% 1%
2%
8% 6%
3,5 4,1
5,1 2,9 E&P
3,8 2,4
17,8 2,4 RTC 13,2 3,1
G&E
Petroquímica
Distribuição
53%
73,6 118,8 Biocombustíveis 31% 70,6 127,5 (*) 57%
33% Corporativo (*) US$ 22,8 bi
em Exploração
3

4. A PROVÍNCIA DO PRÉ‐SAL
4

5. INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL 2011‐2015
Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi Exploração
65% Desenvolvimento da Produção
Desenvolvimento da
Pré‐Sal Produção Pós‐Sal
US$ 53,4 Bilhões US$ 64,3 Bilhões
15%
Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração
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
5

6. PRODUÇÃO
Com amplo acesso a novas reservas, Petrobras mais que duplicará sua produção
na próxima década
6.418
142
246
1.120
3.993
125
180 + 35 Sistemas
2.575 2.772 618
2.386 2.516 + 10 Projetos Pós‐sal
96
96 93
99 141 + 8 Projetos Pré‐sal 4.910
132 144 435
111 317 334
321 + 1 Projeto Cessão Onerosa
Mil boe/dia
3.070 845
Cessão Onerosa
2.100
Capacidade Adicionada
1.855 1.971 2.004
Óleo: 2.300 mil bpd 13
Pré-Sal 1.148
543
2008 2009 2010 2011 2015 2020
Produção de Petróleo ‐ Brasil Produção de Gás ‐ Brasil Produção Petróleo ‐ Internacional Produção de Gás ‐ Internacional
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. 6

7. GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO
Projetos de GNA
Projetos do Pré‐sal e
da Cessão Onerosa
Lula Piloto Projetos do Pós‐sal
FPSO BW Cidade Juruá GNA
Angra dos Reis TLDs
100.000 bpd Lula NE
FPSO Cidade de Franco 1
Cachalote e Mexilhão Paraty 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
Guará (Norte)
Tambaú 120.000 bpd Baleias FPSO P‐67
FPSO
Uruguá FPSO Cidade de FPSO P‐58 Replicante 2
150.000 bpd
FPSO Cidade de Santos 180.000 bpd 150.000 bpd
Baleia Azul
Santos GNA BMS‐9 ou 11
FPSO Cidade de Cernambi Sul
Mil bpd 35.000 bpd Papa‐Terra
Anchieta
Marlim Sul 100.000 bpd TLWP P‐61 &
FPSO
150.000 bpd
3.070
Módulo 3 (Reaproveita‐ FPSO P‐63
3000 Jubarte SS P‐56 mento FPSO 150.000 bpd
FPSO P‐57 100.000 bpd Espadarte)
180.000 bpd FPSO P‐66
2500 2.100 Replicante 1
2.004 Baleia Azul 150.000 bpd
BMS‐9 ou 11
Roncador Pós‐sal
2000 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 ESP/Marimbá
FPSO Cidade de
1000 Itajaí FPSO 50.000 bpd FPSO
80.000 bpd 100.000 bpd 40.000 bpd
TLD Guará TLD Carioca
FPSO Dynamic FPSO Dynamic
500 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
7

8. TECNOLOGIAS
INOVADORAS FPSO
Plug and Play
Nova geração de
equipamentos de processo
Processamento
submarino
Nanomateriais
Perfuração a
Nanopartículas
laser
8

9. NOVAS TECNOLOGIAS IRÃO ADICIONAR PRODUÇÃO EM CAMPOS EM
DECLÍNIO
Solução Tecnológica Tecnologia Situação Atual
BCS Submarino Em Operação
Módulo de Bombeiro Submarino Em Operação (Jubarte e Golfinho)
Sistemas de
Bombeamento submarino Skid BCS (leito marinho) Protótipo em TLD ESP 23 (Out/11)
Bomba Multifásica Submarina BMSHA Protótipo em Barracuda (Dez/11)
Separação submarina gás‐
VASPS Protótipo Testado na P‐08 (2011)
líquido
Separação submarina
SSAO Protótipo em Marlim (Final de 2011)
água‐óleo
Injeção submarina de água
SRWI Protótipo em Albacora (Final de 2011)
do mar
Transmissão e distribuição
Em Qualificação Previsão de Protótipo em 2015
elétrica submarina
Bombeio Elétrico Captação e Injeção de Separação Submarina
VASPS
Submarino em Skid Água Submarina Óleo/Água
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10. PROJETO VARREDURA
Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória
Descobertas do Pré‐sal
Descobertas do Pré-sal
Projeto Varredura
Descobertas do Pré-sal
na Bacia de Campos
na Bacia de Campos
na Bacia de Campos
2009/10 (Varredura)
2009/10 (VARREDURA)
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
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11. ESTRATÉGIAS PARA MAXIMIZAÇÃO DE CONTEÚDO LOCAL DE
FORMA COMPETITIVA
11

12. INSERÇÃO DE MICRO E PEQUENAS EMPRESAS
Convênio Petrobras x Sebrae
Convênio Recursos Financeiros Empresas Participantes
Situação das micro e pequenas Petrobras Sebrae
3.000 Micro e Pequenas Empresas
empresas no Brasil:
99% empresas formais Micro e pequenas 50% 50% Rodadas de Negócio
empresas são
26% salários pagos
ágeis, flexíveis 2005 ‐ 8 rodadas
e inovadoras
57% emprego formal Convênio Nacional R$ 120 MM (estimado)
(âncora) 2006 ‐ 10 rodadas
R$ 470 MM (estimado)
R$ 78 MM
2007/2008 ‐ 21 rodadas
R$ 950 MM (estimado)
2009 ‐ 12 rodadas
Contrapartida R$ 425 MM (estimado)
2010 ‐ 14 rodadas
R$ 28 MM (estimado) R$ 630 MM (estimado)
Total – 65 rodadas
16 Estados R$ 2,595 Bi (estimado)
82 empresas
/ instituições
12

13. REDES TEMÁTICAS E NÚCLEOS REGIONAIS
2006: 38 Redes / 2010: 50 Redes
1.978 convênios assinados com 105
instituições de ensino e pesquisa nacionais
Contratados R$ 2,7 bilhões
(Infraestrutura e P&D)
7 núcleos regionais:
Rio de Janeiro, RJ (2)
Macaé, RJ
Salvador, BA
Aracaju, ES
Vitória, ES
Natal, RN
Unidades Operacionais da Petrobras
Instituições de ensino e pesquisa nacionais:
1078 convênios no RJ: infraestrutura e P&D
Construção de novos laboratórios
2006‐2011: R$ 1,497 Bilhão
Ampliação de infra‐estrutura
39 ICTs
Aquisição de equipamentos
Núcleos Regionais
13

14. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL EM PLENA EXECUÇÃO
Todas as unidades da fase 1a em construção ou em contratação
Já contratados (início de operação Já contratados (início de operação
3 FPSOs em operação em 2012 e 2013) em 2014)
Fase 0 Fase 1a Fase 1b
Aquisição de Informações Produção Operada > 1 MM bbl em Aumento Significativo da Produção
2017
2008/2018 2013/2017 Após 2017
• Poços de avaliação • Piloto de Guará • Aceleração da inovação
• Testes de Longa Duração • Piloto de Lula NE • Uso intensivo de novas
• Piloto de Lula • Guará N tecnologias especialmente
desenvolvidas para as
• Cernambi S condições do Pré‐sal
• 8 sistemas de produção
definitivos (replicantes)
• 4 Unidades de Produção
na Cessão Onerosa
Em operação (apenas 4 Em contratação (conversão
anos após a descoberta) no Estaleiro Inhaúma)
Em construção (cascos sendo
construídos no Estaleiro Rio Grande)
14

15. RESULTADOS PROMISSORES NOS TESTES DE LONGA DURAÇÃO
Resultados obtidos
Produção constante
Produção constante
Restrição por limitação de
Restrição por limitação de
queima de gás
queima de gás
Bom comportamento dos
Bom comportamento dos
reservatórios
reservatórios
Boa comunicação lateral
Boa comunicação lateral
Sem problemas de garantia
Sem problemas de garantia
de escoamento
de escoamento
15

16. 16
AUMENTO DA PRODUTIVIDADE: OTIMIZAÇÃO DO NÚMERO DE POÇOS
Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano Necessidade de perfuração 15%
(em relação ao tempo médio combinado de 2006/7) inferior à do PN 2010‐2014
100%
Número de poços (fase 1a)
85%
75%
66%
2006/2007 2008 2009 2010 PN 2010‐2014 PN 2010‐2015
16

17. ECONOMICIDADE
Redução de 45% nos investimentos previstos do Plansal
‐45%
‐32%
17

18. BENS E SERVIÇOS PARA UNIDADES DE PRODUÇÃO
Lacunas de Fornecimento Mercado Nacional
Grau de participação no custo do FPSO
18

19. 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:
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;
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.
19

20. AUMENTO DO VOLUME DE VENDAS
6,6% a.a.
5,6% a.a.
(mil boed)
20

21. NECESSIDADE DE REFINO FORA DO EIXO SUL‐SUDESTE
Mercado em 2010 Mercado em 2015
763 968
‐464 ‐416
Capacidade Demanda Déficit Capacidade Demanda Déficit
1.675
1.384
‐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
21

22. PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL PREMIUM I
(2ª trem)
300 mil bpd
(2019)
COMPERJ
(2º trem)
165 mil bpd
(2018)
PREMIUM II
300 mil bpd
COMPERJ (2017)
(1º trem)
165 mil bpd PREMIUM I
(2013) (1ª trem)
300 mil bpd
ABREU E (2016)
LIMA
230 mil bpd
(2012)
(mil bpd)
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23. DEMANDA DE RECURSOS HUMANOS
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
78.402 212.638
Perfil do efetivo por tempo Profissionais já Demandas RH
Qualificados (R$ 554 milhões)
de Companhia (R$ 228 milhões) PN 2010‐14
Geração de empregos na cadeia
23

24. OBRIGADO!
24
24