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Petrobras
Update
Agosto de 2015
AVISOS
Esta apresentação pode 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", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta",
"objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais
previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou
não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados
futuros. 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 2015 em diante são
estimativas ou metas.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus
relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado
por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica
e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações
da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
3
Objetivos do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019
DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS
Foco em rentabilidade
Disciplina de capital
Reforçar a gestão de desempenho
Alavancagem líquida abaixo de 40%
Endividamento Líquido / EBITDA
abaixo de 3,0x
Até 2018
Até 2020
Alavancagem líquida abaixo de 35%
Endividamento Líquido / EBITDA
abaixo de 2,5x
Prioridade para os projetos de
produção de petróleo no Brasil, com
ênfase no pré-sal
E&P
Abastecimento,
G&E e Demais
Áreas
Manutenção das operações
4
Premissas do Planejamento Financeiro
Paridade de importação
Preços dos
derivados no Brasil
Preço do Brent
US$ 60/bbl em 2015 e
US$ 70/bbl no período 2016-2019
Preço do Brent
(Médio)
Taxa de Câmbio
Nominal
(Média)
R$/US$
2015
3,10
2016
3,26
2017-2019
3,29
2020
3,56
Não há previsão de emissão de novas ações
5
Desinvestimentos e Reestruturações
US$ 42,6 bilhões distribuídos em:
Reestruturações de negócios
Desmobilizações de ativos
Desinvestimentos adicionais
Desinvestimentos de US$ 13,7 bilhões2015-2016
2017-2018
6
Investimentos
Redução de 37% em relação ao PNG 2014-2018
* Considera apenas o portfólio para a financiabilidade (implementação + em licitação)
** Inclui investimentos da Petrobras no exterior
*** Inclui Distribuição
6,3
(5%)
12,8
(10%)
2,6
(2%)
108,6
(83%)
Exploração & Produção**
Gás & Energia
Abastecimento***
Outras Áreas
PNG 2015-2019
US$ 130,3 Bilhões
3,2
(2%)
158,1
(76%)
9,1
(4%)
36,4
(18%)
PNG 2014-2018*
US$ 206,8 Bilhões
Redução de 37%
3,2
(2%)
158,1
(76%)
9,1
(4%)
36,4
(18%)
Redução de 37%
7
Investimentos por Segmento
89,4
(82%)
3,0
(3%) 11,3
(10%)
4,9
(5%)
Suporte Operacional
Investimentos Internacionais
Exploração
Desenvolvimento da Produção
E&P
US$ 108,6 Bilhões
1,3
(10%)
1,4
(11%)
8,8
(69%)
1,3
(10%)
Outros
Refinaria Abreu e Lima
Distribuição (BR Distribuidora)
Manutenção e Infraestrutura
Abastecimento
US$ 12,8 Bilhões
(1%)
5,0
(80%)
0,3
(5%)0,9
(14%)
Regás - GNL
Gasodutos
Plantas de Gás Química (Nitrogenados)
Energia Elétrica
G&E
US$ 6,3 Bilhões
Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros.
8
Mercado de Derivados
842
1.032 1.032
1.189
402
573 587
608
897
990 1.008
1.054
2.6272.596
2015
2.141
2010 2014
2.851
2020
Mil bpd
Outros Gasolina Diesel
5,0%
a.a.
1,6%
a.a.
9
Projeção Para Desalavancagem
Com ganhos de produtividade e desinvestimentos/reestruturações em 2017 e 2018
Dívida Líquida/EBITDAAlavancagem Líquida
50,8%
32,2%
20%
30%
40%
50%
60%
2015 2016 2017 2018 2019 2020
3,33
2,03
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
2015 2016 2017 2018 2019 2020
10
Moody’s
Petrobras Brasil
Aaa
Aa1
Aa2
Aa3
A1
A2
A3
Baa1
Baa2
Baa3
Ba1
Ba2
Ba3
B1
B2
B3
C
Aaa
Aa1
Aa2
Aa3
A1
A2
A3
Baa1
Baa2
Baa3
Ba1
Ba2
Ba3
B1
B2
B3
C
O
-
+
S&P
Petrobras Brasil
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
Fitch
Petrobras Brasil
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
AAA
AA+
AA
AA-
A+
A
A-
BBB+
BBB
BBB-
BB+
BB
BB-
B+
B
B-
C
O -
-
-
Outlook Positivo
Outlook Estável
Outlook Negativo
O
Rating Global da Petrobras Risco Intrínseco Petrobras
Investment Grade
Non Investment Grade
Escala de Rating das Agências – Rating Autal Petrobras e Brasil
O
Exploração & Produção
Update
12
Sistemas de Produção na Camada do Pré-Sal
Pico de Produção de 811 kbbl em 26 de Junho de 2015, com 40 poços. Participação da Petrobras = 586 kbbl
FPSO Cid. Angra dos Reis
5 poços de produção
FPSO Cid. Paraty
5 poços de produção
FPSO Cid. São Paulo
4 poços de produção
FPSO Cid. Mangaratiba
3 poços de produção
FPSO Cid. Ilhabela
3 poços de produção
FPSO Dynamic
Producer
1 poço de produção
P-58 (*)
5 poços de produção
FPSO Capixaba (*)
2 poços de produção
FPSO Cid. Anchieta
4 poços de produção
P-48 (*)
2 poços de produção
P-53 (*)
4 poços de produção
TLD
Lula/Iracema
Sapinhoá
Parque das Baleias
Marlim Leste + Marlim
Bacia de Santos
Pré-Sal
Participação Média – 60%
327 kbbl
Bacioa de Campos
Pré-Sal
Participação Média – 100%
259 kbbl
*Produção no pós-sal e pré-sal
FPSO Cid. São Vicente
1 poço de produção
P-20 (*)
1 production well
13
ATAPU
LIBRA
BUZIOS
LULA / IRACEMA
SURURU
JÚPITER
SÉPIA
SUL DE SURURU
OESTE DE ATAPU
SUL DE LULA
CARCARÁ
CARAMBA
LAPASAPINHOÁ
NORTE DE BERBIGÃO
ITAPÚ
SUL DE SAPINHOÁ
SAGITÁRIO
BERBIGÃO
SUL DE BERBIGÃO
IRACEMA
NORTE DE SURURU
152
126
101 99
85 79
158
102
89 86
66 58
0
50
100
150
200
250
300
350
Until
2010
2011 2012 2013 2014 1Q15
Redução no tempo de perfuração
(55% do CAPEX)
Performance no Pré-Sal
Rápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços
Redução Média
17% p.a. 9,07
14,57 14,97
Pré-Sal* Média
Petrobras
Média Majors
Custo de Extração em 2014
(US$/boe)
Dias
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Produção Operada no Pré-Sal
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
PARTILHA
CESSÃO ONEROSA
CONCESSÃO
Record de Produção Diária
811 kbpd em 26 de Junho
ProduçãoMensalMédia
(kbpd)
Pólo do Pré-Sal na
Bacia de Santos
Breakeven = US$54/boe
* Campo de Lula/Iracema
14* Top 5 campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management
Produtividade do Pré-Sal
Produção média acima de 30 kbpd
39
36
35 34
33
31
30
28 27
24
SPH-7
SPH-1
SPH-5
LL-27
JUB-34
RJS-681
RJS-647
SPH-8
LL-22
SPS-55
Top 10 Poços do Pré-sal - Petrobras
17
7 6 6 5
Svalin
Hyme
Gudrun
Bøyla
Knarr
Mar do Norte*
24
20
15
14 13 13 13 13 13 13
RO-158
RO-41
MLL-10
RO-66
SPS-92
RO-133
RO-8
RO-153
JUB-51
BAN-1
Top 10 Poços do Pós-Sal - Petrobras
Abr/15, Fonte: NPDMaio/15Maio/15
13
12
11 10 10
SaintMalo
Lucius
TubularBells
EastAnstey
Jack
US GoM*
Abr/15, Fonte: BOEM
15
Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG 2015-2019
Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018
1 ano de atraso
Rev. of Marlim
Lula Sul
Atapu Sul
Berbigão
Sépia
Búzios 1
2 anos de atraso
Lula Norte
Búzios 4
3 anos de atraso
Lula Oeste
Búzios 2
Depois de 2020
ES Águas Profundas
SE Águas Profundas 1
Parque das Baleias Sul
Maromba 1
Carcará
Júpiter
Espadarte 3
SE Águas Profundas 2
Rev. of Marlim 2
Itapu
Sem alteração
Iracema Norte
Lapa
Lula Alto
Lula Central
Tartaruga Verde e
Mestiça
Lula Ext. Sul / Sul de
Lula
Búzios 3
Iara NE / Atapu Norte
Búzios 5
Libra
Pós-sal
Pré-sal
16
Cronograma de Entrada das Unidades de Produção
Capacidade média de processamento de óleo de 150 kbpd e pico da produção em 2 anos
2,0
2,1 2,2
2,8
2,1 2,1
1,4
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Produção Total de Óleo e LGN
Produção Implantados + Ramp-up + Complementares
Milhões bpd
PAPA TERRA
(mar/15)
IRACEMA NORTE
(3º Tri)
LULA ALTO
(1º Sem)
LULA CENTRAL
(1º Sem)
LAPA
(2º Sem)
TLD de LIBRA
(2º Sem)
LULA SUL
FPSO Replicante
BÚZIOS 1
FPSO CO
BÚZIOS 3
FPSO CO
TARTARUGA
VERDE E
MESTIÇA
LULA EXT. SUL
FPSO Replicante
LULA NORTE
FPSO Replicante
ATAPU NORTE/
PILOTO SURURU
FPSO Replicante
ATAPU SUL
FPSO Replicante
BÚZIOS 2
FPSO CO
BÚZIOS 4
FPSO CO
SÉPIA
REVITALIZAÇÃO
DE MARLIM 1
BÚZIOS 5
BERBIGÃO /
SURURU
FPSO Replicante
PRÉ –SAL
(CONCESSÃO)
CESSÃO
ONEROSA
PÓS -SAL
PARTILHA
A contratar
PILOTO LIBRA
LULA OESTE
17
Vitória
ES
RJ
Bacia de
Campos
Parque das Baleias
Cangoá
Peroá
Canapu
Golfinho
Camarupim
Carapó
RoncadorAlbacora
Marlim
Barracuda
Garoupa
Carapicu
Xerelete
Papa-Terra
Maromba
Carataí
Pampo
Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos
Redução de 9,9% da produção em cinco anos
1.694
1.526
1.000
1.500
2.000
2.500
2009 2010 2011 2012 2013 2014
Produção de óleo (kbbl/d)
Brasil
Bacia de Campos
- 2,1% CAGR
100 km
86% 75%
Participação
da Bacia de
Campos na
produção da
Petrobras no
Brasil
84% 83% 82% 79%
18
Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior
Comparação com o PNG 2014-2018
2,7
2,8
2,9
3,7
2,7
3,1
3,2
5,3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
PNG 2015-2019 PNG 2014-2018
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Visão Geral da Petrobras

  • 2. AVISOS Esta apresentação pode 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", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros. 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 2015 em diante são estimativas ou metas. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
  • 3. 3 Objetivos do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 DESALAVANCAGEM GERAÇÃO DE VALOR PARA OS ACIONISTAS Foco em rentabilidade Disciplina de capital Reforçar a gestão de desempenho Alavancagem líquida abaixo de 40% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 3,0x Até 2018 Até 2020 Alavancagem líquida abaixo de 35% Endividamento Líquido / EBITDA abaixo de 2,5x Prioridade para os projetos de produção de petróleo no Brasil, com ênfase no pré-sal E&P Abastecimento, G&E e Demais Áreas Manutenção das operações
  • 4. 4 Premissas do Planejamento Financeiro Paridade de importação Preços dos derivados no Brasil Preço do Brent US$ 60/bbl em 2015 e US$ 70/bbl no período 2016-2019 Preço do Brent (Médio) Taxa de Câmbio Nominal (Média) R$/US$ 2015 3,10 2016 3,26 2017-2019 3,29 2020 3,56 Não há previsão de emissão de novas ações
  • 5. 5 Desinvestimentos e Reestruturações US$ 42,6 bilhões distribuídos em: Reestruturações de negócios Desmobilizações de ativos Desinvestimentos adicionais Desinvestimentos de US$ 13,7 bilhões2015-2016 2017-2018
  • 6. 6 Investimentos Redução de 37% em relação ao PNG 2014-2018 * Considera apenas o portfólio para a financiabilidade (implementação + em licitação) ** Inclui investimentos da Petrobras no exterior *** Inclui Distribuição 6,3 (5%) 12,8 (10%) 2,6 (2%) 108,6 (83%) Exploração & Produção** Gás & Energia Abastecimento*** Outras Áreas PNG 2015-2019 US$ 130,3 Bilhões 3,2 (2%) 158,1 (76%) 9,1 (4%) 36,4 (18%) PNG 2014-2018* US$ 206,8 Bilhões Redução de 37% 3,2 (2%) 158,1 (76%) 9,1 (4%) 36,4 (18%) Redução de 37%
  • 7. 7 Investimentos por Segmento 89,4 (82%) 3,0 (3%) 11,3 (10%) 4,9 (5%) Suporte Operacional Investimentos Internacionais Exploração Desenvolvimento da Produção E&P US$ 108,6 Bilhões 1,3 (10%) 1,4 (11%) 8,8 (69%) 1,3 (10%) Outros Refinaria Abreu e Lima Distribuição (BR Distribuidora) Manutenção e Infraestrutura Abastecimento US$ 12,8 Bilhões (1%) 5,0 (80%) 0,3 (5%)0,9 (14%) Regás - GNL Gasodutos Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Energia Elétrica G&E US$ 6,3 Bilhões Obs.: O montante total inclui investimentos no Comperj para recepção e tratamento de gás, manutenção de equipamentos, dentre outros.
  • 8. 8 Mercado de Derivados 842 1.032 1.032 1.189 402 573 587 608 897 990 1.008 1.054 2.6272.596 2015 2.141 2010 2014 2.851 2020 Mil bpd Outros Gasolina Diesel 5,0% a.a. 1,6% a.a.
  • 9. 9 Projeção Para Desalavancagem Com ganhos de produtividade e desinvestimentos/reestruturações em 2017 e 2018 Dívida Líquida/EBITDAAlavancagem Líquida 50,8% 32,2% 20% 30% 40% 50% 60% 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3,33 2,03 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 2015 2016 2017 2018 2019 2020
  • 10. 10 Moody’s Petrobras Brasil Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C Aaa Aa1 Aa2 Aa3 A1 A2 A3 Baa1 Baa2 Baa3 Ba1 Ba2 Ba3 B1 B2 B3 C O - + S&P Petrobras Brasil AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C Fitch Petrobras Brasil AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C AAA AA+ AA AA- A+ A A- BBB+ BBB BBB- BB+ BB BB- B+ B B- C O - - - Outlook Positivo Outlook Estável Outlook Negativo O Rating Global da Petrobras Risco Intrínseco Petrobras Investment Grade Non Investment Grade Escala de Rating das Agências – Rating Autal Petrobras e Brasil O
  • 12. 12 Sistemas de Produção na Camada do Pré-Sal Pico de Produção de 811 kbbl em 26 de Junho de 2015, com 40 poços. Participação da Petrobras = 586 kbbl FPSO Cid. Angra dos Reis 5 poços de produção FPSO Cid. Paraty 5 poços de produção FPSO Cid. São Paulo 4 poços de produção FPSO Cid. Mangaratiba 3 poços de produção FPSO Cid. Ilhabela 3 poços de produção FPSO Dynamic Producer 1 poço de produção P-58 (*) 5 poços de produção FPSO Capixaba (*) 2 poços de produção FPSO Cid. Anchieta 4 poços de produção P-48 (*) 2 poços de produção P-53 (*) 4 poços de produção TLD Lula/Iracema Sapinhoá Parque das Baleias Marlim Leste + Marlim Bacia de Santos Pré-Sal Participação Média – 60% 327 kbbl Bacioa de Campos Pré-Sal Participação Média – 100% 259 kbbl *Produção no pós-sal e pré-sal FPSO Cid. São Vicente 1 poço de produção P-20 (*) 1 production well
  • 13. 13 ATAPU LIBRA BUZIOS LULA / IRACEMA SURURU JÚPITER SÉPIA SUL DE SURURU OESTE DE ATAPU SUL DE LULA CARCARÁ CARAMBA LAPASAPINHOÁ NORTE DE BERBIGÃO ITAPÚ SUL DE SAPINHOÁ SAGITÁRIO BERBIGÃO SUL DE BERBIGÃO IRACEMA NORTE DE SURURU 152 126 101 99 85 79 158 102 89 86 66 58 0 50 100 150 200 250 300 350 Until 2010 2011 2012 2013 2014 1Q15 Redução no tempo de perfuração (55% do CAPEX) Performance no Pré-Sal Rápido crescimento da produção, baixo custo de extração e redução contínua no tempo de perfuração de poços Redução Média 17% p.a. 9,07 14,57 14,97 Pré-Sal* Média Petrobras Média Majors Custo de Extração em 2014 (US$/boe) Dias 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Produção Operada no Pré-Sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PARTILHA CESSÃO ONEROSA CONCESSÃO Record de Produção Diária 811 kbpd em 26 de Junho ProduçãoMensalMédia (kbpd) Pólo do Pré-Sal na Bacia de Santos Breakeven = US$54/boe * Campo de Lula/Iracema
  • 14. 14* Top 5 campos em produtividade média por poço. Fontes: Norwegian Petroleum Directorate e Bureau of Ocean Energy Management Produtividade do Pré-Sal Produção média acima de 30 kbpd 39 36 35 34 33 31 30 28 27 24 SPH-7 SPH-1 SPH-5 LL-27 JUB-34 RJS-681 RJS-647 SPH-8 LL-22 SPS-55 Top 10 Poços do Pré-sal - Petrobras 17 7 6 6 5 Svalin Hyme Gudrun Bøyla Knarr Mar do Norte* 24 20 15 14 13 13 13 13 13 13 RO-158 RO-41 MLL-10 RO-66 SPS-92 RO-133 RO-8 RO-153 JUB-51 BAN-1 Top 10 Poços do Pós-Sal - Petrobras Abr/15, Fonte: NPDMaio/15Maio/15 13 12 11 10 10 SaintMalo Lucius TubularBells EastAnstey Jack US GoM* Abr/15, Fonte: BOEM
  • 15. 15 Ajustes do Organograma de Projetos Offshore - PNG 2015-2019 Alteração nas datas do 1º óleo em comparação ao PNG 2014-2018 1 ano de atraso Rev. of Marlim Lula Sul Atapu Sul Berbigão Sépia Búzios 1 2 anos de atraso Lula Norte Búzios 4 3 anos de atraso Lula Oeste Búzios 2 Depois de 2020 ES Águas Profundas SE Águas Profundas 1 Parque das Baleias Sul Maromba 1 Carcará Júpiter Espadarte 3 SE Águas Profundas 2 Rev. of Marlim 2 Itapu Sem alteração Iracema Norte Lapa Lula Alto Lula Central Tartaruga Verde e Mestiça Lula Ext. Sul / Sul de Lula Búzios 3 Iara NE / Atapu Norte Búzios 5 Libra Pós-sal Pré-sal
  • 16. 16 Cronograma de Entrada das Unidades de Produção Capacidade média de processamento de óleo de 150 kbpd e pico da produção em 2 anos 2,0 2,1 2,2 2,8 2,1 2,1 1,4 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Produção Total de Óleo e LGN Produção Implantados + Ramp-up + Complementares Milhões bpd PAPA TERRA (mar/15) IRACEMA NORTE (3º Tri) LULA ALTO (1º Sem) LULA CENTRAL (1º Sem) LAPA (2º Sem) TLD de LIBRA (2º Sem) LULA SUL FPSO Replicante BÚZIOS 1 FPSO CO BÚZIOS 3 FPSO CO TARTARUGA VERDE E MESTIÇA LULA EXT. SUL FPSO Replicante LULA NORTE FPSO Replicante ATAPU NORTE/ PILOTO SURURU FPSO Replicante ATAPU SUL FPSO Replicante BÚZIOS 2 FPSO CO BÚZIOS 4 FPSO CO SÉPIA REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 BÚZIOS 5 BERBIGÃO / SURURU FPSO Replicante PRÉ –SAL (CONCESSÃO) CESSÃO ONEROSA PÓS -SAL PARTILHA A contratar PILOTO LIBRA LULA OESTE
  • 17. 17 Vitória ES RJ Bacia de Campos Parque das Baleias Cangoá Peroá Canapu Golfinho Camarupim Carapó RoncadorAlbacora Marlim Barracuda Garoupa Carapicu Xerelete Papa-Terra Maromba Carataí Pampo Declínio Controlado da produção da Bacia de Campos Redução de 9,9% da produção em cinco anos 1.694 1.526 1.000 1.500 2.000 2.500 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Produção de óleo (kbbl/d) Brasil Bacia de Campos - 2,1% CAGR 100 km 86% 75% Participação da Bacia de Campos na produção da Petrobras no Brasil 84% 83% 82% 79%
  • 18. 18 Produção de Óleo, LGN e Gás Natural no Brasil e Exterior Comparação com o PNG 2014-2018 2,7 2,8 2,9 3,7 2,7 3,1 3,2 5,3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PNG 2015-2019 PNG 2014-2018 Milhões boed