Este documento apresenta o plano de negócios da empresa para o período de 2009 a 2013. Ele destaca os excelentes resultados da empresa desde 2007, como o aumento de produção e reservas provadas. O documento também enfatiza os grandes investimentos da empresa em pesquisa e desenvolvimento e sua liderança na produção em águas profundas, com a visão estratégica de se tornar uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo até 2020.

1. Plano de Negócios 2009-2013
26 de janeiro, 2009

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem
apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos
ou não pela Companhia. 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 2009 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.
2

3. UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL
RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 - Milhão boe/d
23,0
3,9 3,8
17,9
3,2
(bilhões boe)
(milhões boe/d)
2,5 2,4 2,4
11,7 11,2 11,2 2,3
10,5 10,2 1,9 1,8
6,6
5,6
X OM BP RDS P BR C VX TOT C OP ENI S TL
XOM BP R DS C VX PBR C OP TOT STL E NI
Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas
CAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ Bilhão
5.675
406,1
(milhares boe/d)
3.905
3.119 2.917
2.600
2.223 (US$ bilhões) 161,1
2.083 150,3 143,6 128,7
96,8 93,6 77,2
828 52,2
299
XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL
Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando a participação % de cada
empresa e incluindo Joint ventures) Fonte: Bloomberg
Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS
3

4. COM EXCELENTES RESULTADOS...
EXCELENTE DESEMPENHO
Desde Agosto de 2007, quando divulgamos
nosso último Plano Estratégico…
Anunciamos mais de 10 bilhões de boe em
volume recuperável (Blocos do Pré-Sal de
Santos – Tupi e Iara, Pré-sal do Espírito
Santo e ring-fence de Golfinho)
Aumento de 1 milhão de bpd na
capacidade instalada de produção
Aumento de 7% na produção total,
atingindo 2.436 mil boe/dia
21% de aumento na produção de gás
54% de aumento na receita líquida1
56% de aumento do lucro líquido1
1 3T08 vs 3T07 4

5. ...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS
5

6. NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D…
10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO
SETOR DE ENERGIA
US$ milhões % da Receita
1200 4%
100%
1000
3% 80% Internacional
800 G&E
60% Corporativo
600 2% Downstream
40%
E&P
400
20%
1%
200 0%
0 0%
RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP
2007 P&D % da Recei ta
Fonte: PFC Energy 6

7. …NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS
Petrobras opera 23% da produção
global em águas profundas
2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS
PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D)
HESS ENI
2% 2%
BG
TOT 4%
6% PBR
APC 23%
6%
CVX
7%
BP XOM
9% 15%
STL
RDS
13%
13%
Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação.
Águas profundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas
profundas em 2007
7

8. VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS
INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO
30.000
Meta de
25.000 produção 2020
Reservas (mm boe)
Meta de
produção 2013 XOM
20.000
BP
Meta de
produção 2009
15.000
PBR
10.000 CVX RDS
TOT COP
5.000
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500
2007 Reservas SEC e produção Produção (mboe/d)
8

9. POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)
20,7 7,9
8
6
5,1
4
Brasil é o nono maior
2,7 2,7
2,4 2,4 2,3
mercado consumidor de
2,2 2,2 2,0
2
1,9 1,7 1,7 1,6 petróleo do mundo
0
Alemanha
Reino Unido
Coréia do Sul
A. Saudita
Itália
Japão
França
Canadá
Rússia
China
México
Brasil
EUA
Índia
Irã
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)
160 Brasil OCDE Mundo
150
140
Consumo de óleo no Brasil
130
crescendo a 2,4% p.a.
120
Consumo de óleo da OCDE
crescendo a 1,0% p.a. 110
100
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
1990
1992
1995
1996
1997
1991
1993
1994
Fonte: BP Statistical Review 2008, PFC Energy 9

10. PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS
PROMISSORAS DO MUNDO...
Kashagan
Sakhalin II
Sakhalin I
Kurmangazi
Thunder Shah
Horse Deniz Azadegan
Khurais Anaran
Roncador
Marlim Agbami
Albacora Akpo
Iara
Jupiter Dalia Kizomba
Tupi
Carioca
Girassol, Jaz, Rosa
Bacia de Campos
responde por
82% da produção total de O Desenvolvimento do pré-sal da
petróleo da Petrobras Bacia de Santos vai direcionar o
crescimento da produção no longo-
prazo
Descobertas significativas de
O tamanho dos círculos
óleo leve e gás natural na indicam a magnitude das
Bacia do Espírito Santo
reservas estimadas
10

11. …E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS
(mil boe/d)
632
9,0% a.a.
223
341
224 244 8,8% a.a.
131
103 409
100
210
124 142
2008 2009 2013 2020
Óleo e L G N G á s N a tura l
Produção equivalente à participação da Petrobras nos projetos 11

12. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL
Investimento Total
US$ 15,9 bilhões
POR SEGMENTO DE NEGÓCIO POR PAÍS
5% 1% 17% 16%
8%
7% 5%
22%
28%
79%
12%
Argentina Angola
E&P RTCP
G&E Distribuição EUA Nigéria
Corporativo Novas Oportunidades Outros Países
12

13. ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS
Atuar, globalmente, no segmento de
INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS biocombustíveis,
US$ 2,8 BILHÕES com participação relevante nos negócios de
biodiesel e de etanol
16% Atuar no negócio etanol, participando da
cadeia produtiva nacional e do
desenvolvimento de mercados
internacionais
Atuar no negócio biodiesel, participando da
cadeia produtiva nacional e atuar
seletivamente no exterior, priorizando
matérias-primas da agricultura familiar de
forma sustentável
Assegurar o desenvolvimento de
84% tecnologias competitivas para a produção de
biocombustíveis, a partir, principalmente, de
Etanol Biodiesel
matérias-primas de biomassa residual
13

14. QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL
MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL E
EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³) META DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³)
4500
3000
4000 2.649
40,6% a.a. 17,9% a.a.
2500
3500
3000 2000
2500
4.225 1500 1.372
2000
1500 1000
1000
500
500 1.081 401 Market-share 535
Petrobras (20% )
0 0 (29% )
2009 2013 2009 2013
* Caso base: Demanda Legal B5 em 2013 14

15. DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS
GEOPOLÍTICOS RECURSOS CRÍTICOS GRANDES
Crise econômica mundial Bens e serviços INCERTEZAS
Guerras e conflitos Recursos humanos Preço de petróleo
Tensões políticas Custos
Implicações ambientais • Senioridade
Dinâmica da demanda
Eleições • Baixa atratividade
Dinâmica da oferta
Nacionalismos ... • Criticidade de pessoal
especializado Penetração dos biocombustíveis
Desenvolvimento de tecnologias
automotivas ...
15

16. PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE
PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL …
DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS
MM bpd
140,0
Cenário Alto Crescimento
120,0 EIA DOE
Cenário de Referência | IEA
100,0
Cenários de Demanda
80,0
Global de Óleo Cenário Baixo Crescimento
EIA DOE
60,0
Observed decline
Adição Requerida de
40,0 Capacidade (bpd)
Natural decline
Declínio natural Declínio observado
20,0 2020 | 55 – 65 MM
Produção existente
Existing production
Existing production 2030 | 75 – 90 MM
0,0
2010
2012
2014
2024
2026
2008
2016
2018
2020
2022
2028
2006
2000
2002
2004
2030
Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínio
Capacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetado
da demanda
Redução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o
desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo
Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA International Energy Outlook 2007 16

17. …E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE
BAIXO
CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
140
Custos de Produção (US$/bbl-2008)
Águas profundas
120 e ultraprofundas
100
Xisto Gas-to- Coal-to-
80 liquid liquid
(GTL)
Ártico
CO₂ - EOR
60
EOR
Óleo
pesado
e
40 Betume
Outro
20
Óleos
Convencionais Preço máximo de ‘break
Produzido MENA
even’ para a Petrobras
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Reservas (bn bbls)
Fonte: IEA – Outlook 2008 17

18. ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020
Comprometimento com o desenvolvimento sustentável
Responsabilidade
Crescimento Integrado Rentabilidade Social e Ambiental
Ampliar a atuação
nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição,
sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia
Crescer produção e Expandir a atuação Consolidar a liderança no Atuar em petroquímica Atuar, globalmente, no
reservas de petróleo e gás, integrada em refino, mercado brasileiro de de forma integrada com segmento de
de forma sustentável, e ser comercialização, logística gás natural, com atuação os demais negócios do biocombustíveis,
reconhecida pela excelência e distribuição com foco internacional, e ampliar o Sistema Petrobras com participação
na atuação de E&P, na Bacia do Atlântico e negócio de geração de relevante nos negócios
posicionando a Companhia Extremo Oriente energia elétrica no Brasil. de biodiesel e de
entre as cinco maiores etanol
produtoras de petróleo do
mundo
Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia
Downstream
E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica Biocombustíveis
(RTC)
18

19. ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS
PN 2009-13 | Período 2009-2013
2% 2% 2%
3% US$ 174,4 bilhões
7% 5,6 3,0 E&P
11,8 2,8
RTC
3,2
G&E
Petroquímica
43,4 104,6 (*) Distribuição
25%
59%
Biocombustíveis
Corporativo
(*) US$ 17,0 bi em Exploração
PN 2008-12 | Período 2008-12
2% 1% 2%
4%
US$ 112,4 bilhões
6% 4,3 2,6
E&P
6,7 1,5
RTC
2,5
G&E
Petroquímica
26% 29,6 65,1
Distribuição
59%
Biocombustíveis
Corporativo
19

20. MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS
EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013
17.1 3.4 2.9 8.1
47.9
US$ bilhões
174.4
111.2
Investimentos 2009- +Novos Projetos +Aumento de Custos +Mudança no +Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-
201 incluídos no PN
3 escopo dos projetos 2013
2008-201 2
(*) Alteração Mod. Negócio, Retirados, Desvio de Cronograma | Nota: Esses Investimentos não consideram reduções no custo dos projetos 20

21. E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P
US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam
sua meta de produção
4% 1% • Dos novos projetos no Segmento E&P,
12% 0,4 cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se
2,1 com o desenvolvimento do Pré-Sal
5,7
6%
3,1
36,6
77%
E&P
Refino Transp. & Comerc.
Gás&Energia
Biocombustíveis
Demais (PQF, Distrib. E Corp)
21

22. FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013
Mais de 530 grandes projetos
US$ bilhões 1,5% 2,7
Uma grande parte dos projetos
incluídos em nosso plano de
28,3% Fase I (Aval. Oportunidade)
investimentos ainda não foi
aprovado e contratado 49,3 Fase II (Em Proj. Conceitual)
85,8
49,2% Fase III (Em Proj. Básico)
11,7
Apenas projetos com VPL 6,7%
24,9 Fase IV (Aprov.
positivo serão efetivamente p/Implantação)
aprovados e implementados Aquisições
14,3%
22

23. AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA
PETROBRAS NO LONGO PRAZO
Perspectiva empresarial…
Conteúdo
Nacional
Maior
disponibilidade Aumento da
capacidade
instalada
Mais opções e
flexibilidade
Novos
fornecedores
Menores preços
Perspectiva de sustentabilidade...
Fortalecimento da Geração de emprego Fortalecimento do
economia brasileira e renda mercado interno
23

24. OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS
Projeto
• Maior detalhamento menor risco Cultura
• Simplificação
Otimização de
• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal)
Custos
• Equipamentos padronizados Contratação
Contratação
• menores pacotes participação de Projeto
empresas de médio porte
• maior acompanhamento físico e
financeiro dos empreendimentos
Cultura
• menor flexibilidade e redundância nas
plantas operacionais
24

25. E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS
NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO
2.822
Pós-doutorado: 6 Mestrado: 1.098 Os profissionais de nível superior
recentemente admitidos, sem 2.468
Doutorado: 226 Pós-Graduação: 845 experiência prévia, passam até um ano
em salas de aula antes de iniciar suas 2.101
74.240 funções efetivas na Companhia
68.931
62.266
53.904
48.798 52.037
46.723 1.213
989 1.043
774
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
27.000 novos empregados desde 2002
Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da
Petrobras: 112.625 empregados
O Governo Brasileiro, com
suporte da Petrobras, tem um
programa específico para
atender a essa demanda Construção Construção &
Engenharia Manutenção
Civil Aquisição
5.967 7.062
15.020 84.576
25

26. ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS…
Histórico de reposição de reservas A estratégia da Petrobras é
superior a 100%, com excelentes manter uma relação
perspectivas para o futuro reservas/produção superior a
15 anos
13,75 13,92 14,09
13,02 13,23
0,88 0,92
0,88 1,23
Produção Produção Produção Produção
(0.67 bn boe) (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe)
Índice de Índice de Índice de Índice de
Reposição Reposição de 12,52 Reposição de 13,04 Reposição de 13,17
12,35
de Reservas Reservas Reservas Reservas
(131%) (174%) (124%) (123%)
2004 2005 2006 2007 2008
26

27. …E DA PRODUÇÃO…
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
5.729
223
409
7,5% a.a.
1.177
5,6% 3.655
CAGR
131
8,8% a.a. 210
2.757
103 634
2.305 2.308 2.400
2.223 109 100 142
1.812 2.042 2.027 96 101
1.637 94 124 463
23 85 163 142 126 321
24 35 161 168 274 277 273 3.920
44 252 251 265
232 2.680
1.792 1.855 2.050
1.500 1.540 1.493 1.684 1.778
1.335
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020
Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il
Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional
27

28. A UM CUSTO COMPETITIVO
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos)
$30
$25
$20
$15
$10
$5
$0
LUKOIL
Murphy
Marathon
OMV
BG
TOTAL
EnCana
Anadarko
BP
Apache
Petro-Canada
Eni
ExxonMobil
Devon
Chevron
Petrobras
Hess
Woodside
Noble
Nexen
StatoilHydro
Talisman
Can Natl Res
Occidental
Pioneer
Shell
BHP Billiton
ConocoPhillips
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos)
$35 Outras Empresas
$30
Petrobras
$25
$20
$15
$10
$5
$0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fonte: PFC Energy / Nota: (Aquisições + Gastos com exploração e desenvolvimento)/(Revisões+ Recuperação secundária + Descobertas e extensões +
Aquisições); Período de 3 anos 28

29. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

30. ESTRATÉGIA 2009-2013
Descobrir e apropriar
reservas no Brasil e no
exterior, mantendo
reserva/produção superior a
15 anos
Garantir o acesso a reservas
Delimitar e desenvolver o
e produção de gás natural de
pólo pré-sal
forma integrada com os
mercados da Petrobras
Desenvolver esforço
Crescer produção com
exploratório em novas
otimização e
fronteiras
aproveitamento da infra-
estrutura instalada
30

31. INVESTIMENTO FOCADO E
DISCIPLINADO
INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES
12% 13%
Exploração
17% Pré-sal Santos
Desenvolvimento
Internacional
58%
31

32. GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS
RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007) FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007)
$60,00 $25,00
$46,93 $47,92 $20,28
$50,00
$20,00 $19,91
$40,00
$15,00
$30,00
$10,00
$20,00
$5,00
$10,00
$0,00 $0,00
Petrobras Média das Peers * Petrobras Média das Peers *
*Peers: Exxon Mobil, Conoco Phillips, Total, Shell, Chevron e BP 32

33. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA
7,75
Crescimento Médio (2006-2008) - %
5,33
4,40 4,38
2,48
1,36
-1,02 -1,79 -2,57 -3,71 -3,78
Chevron
Total
Lukoil
E xxonM obil
RD S hell
P etroChina
Repsol YP F
ConocoPhillips
P etrobras
BP
E NI
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D)
2.400
2.298 2.301
2.217
4.4% CAGR
2.020
2004 2005 2006 2007 2008
Evaluate Energy (2006-2008 CAGR) 33

34. …E DA PRODUÇÃO…
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
5.729
223
409
7,5% a.a.
1.177
5,6% 3.655
CAGR
131
8,8% a.a. 210
2.757
103 634
2.305 2.308 2.400
2.223 109 100 142
1.812 2.042 2.027 96 101
1.637 94 124 463
23 85 163 142 126 321
24 35 161 168 274 277 273 3.920
44 252 251 265
232 2.680
1.792 1.855 2.050
1.500 1.540 1.493 1.684 1.778
1.335
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020
Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il
Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional
34

35. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL
Do crescimento de 824 mil Do crescimento de 1.240 mil No PN 2008-2012, a
bpd na produção nacional de bpd na produção nacional de estimativa de produção de
petróleo até 2013, 566 mil petróleo entre 2013 e 2020, a óleo e LGN no Brasil em
bpd virão de campos já com maior contrubuição virá do 2015 era de 2.812 mil bpd.
declaração de pré-sal Houve um aumento de 19%
comercialidade (+528 mil bpd) sobre a
estimativa anterior
PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd)
3.920
3.340
2.680
1.855 2.050
2008 2009 2013 2015 2020
Óleo Leve ≥ 31º API Óleo Médio Óleo Pesado ≤ 22º API
35

36. PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P NO BRASIL EM 2009
Além dos 5 novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o
aumento da produção a P-52 e P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou em
operação em dezembro de 2008
2.050 73
10,5% 43,1%
Milhões m3/dia
JABUTI
MANATI
expansão
mil bpd
TLD Tupi
LAGOSTA
1.855 P51
51
MARLIM SUL CANAPU
P53 FRADE
MARLIM LESTE CAMARUPIM
PARQUE DAS
SIRI 1 CONCHAS
URUCU
2008 2009 2008 2009
Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural
36

37. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009-2013
MANATI
expansão
LAGOSTA URUGUÁ JURUÁ
TAMBAÚ ARACANGA
CANAPU 3,32
MEXILHÃO 3,20 Óleo e gás
CAMARUPIM
3,02
URUCU 2,79
2,68
2,58 Óleo
2,51
2,43
milhões boe/d
P-62
2,25 RONCADOR
2,05 P55
P-57 RONCADOR
BALEIA AZUL
JUBARTE P-61
JABUTI PAPA-TERRA
TUPI P-56
P-63
TLD Tupi Piloto MARLIM SUL
PAPA-TERRA
P-51 CACHALOTE,
MARLIM SUL BALEIA FRANCA, GUARÁ 1 ou IARA 1
BALEIA ANÃ
FRADE
TUPI 1
PARQUE DAS Amplição do Piloto
CONCHAS
2009 2010 2011 2012 2013
Pré-Sal Pós-Sal Gás Natural
37

38. VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013
Bacia do Espírito
Santo
Parque das
Baleias/Pré-sal do
Espírito Santo
Bacia de Campos
tradicional
Cluster do pré-sal
180 th bpd 2009
2010
100 th bpd 2011
2012
< 100 th bpd 2013
38

39. RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS
Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrar
nossas Reservas Provadas
Bilhões boe
~23,5 -28 bn boe
Maior estimativa
+4,5
13,920 14,093 Menor
estimativa 9,5
747 920
Reservas - Produção + Incorporação Reservas + Descobertas Recursos
Provadas em Aumulada em de Reservas Provadas em Anunciadas do Anunciados
2007* 2007 Provadas 2008* Pré-Sal (Tupi,
Iara e Espírito
Santo)
*segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE 39

40. OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES
ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS
PARA OS PROCESSOS DE E&P,
USANDO OS CONCEITOS DE
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE
PETRÓLEO PARA:
Reduzir a taxa de declínio de
produção de petróleo
Aumentar reservas através da
melhoria dos fatores de recuperação
Otimizar custos, aumentando Produção Empregando técnicas de
reservas e produção recuperação avançada
Taxa natural de declíneo
Projetos para aumentar reservas
Projetos para reduzir taxa de declínio
Tempo
40

41. CASO ALBACORA
Campo de albacora:
Referência na utilização de técnicas inovadoras de
revitalização da produção
Técnicos do Recage identificaram complexas limitações
tecnológicas nas plataformas P-25 e P-31 (Albacora). Não
havia possibilidade de expandir a injeção de água nessas
unidades de produção
P-25 P-31
Solução para a Recuperação da
Produção:
Através do sistema RWI (Raw Water Injection), desenvolvido
pelo CENPES, a água do mar é bombeada para o reservatório
através de um poço de injeção, aumentando sua capacidade de
produção
O sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no
leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações
de superfície
Injeção Submarina do Mar (RWI)
41

42. CASO CARMÓPOLIS
SERGIPE CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em
1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos
na adoção de soluções alternativas.
Neste campo, foi introduzido o conceito de “rigless”,
que substitui o uso de sondas de perfuração
convencionais por um conjunto de guindastes e
equipamentos especiais na atividade de fraturamento
hidráulico do poço.
EFEITOS DIRETOS:
Aumento da produção;
Redução do custo do poço;
Aumento do Fator de Recuperação: de 27%
para 30% (em 2009);
Novo pico de produção esperado: de 25,4 mil
bpd (em 1990) para 31,6 mil bpd (em 2009);
Acréscimo da Vida Útil em 18 anos: de 2007
para 2025
42

43. CASO CARMÓPOLIS
43

44. PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL
ESPÍRITO SANTO
150 MM boe
Golfinho OTIMIZAÇÃO DA
UTILIZAÇÃO DOS
SISTEMAS INSTALADOS NO
VITÓRIA CAMPO DE GOLFINHO:
Conexão de novos poço antes
conectados ao FPSO Capixaba ao
FPSO Cidade de Vitória;
Desenvolvimento da descoberta no
Ring-Fence de Golfinho (150 milhões
boe) através do FPSO Cidade de
Vitória
Parque das Baleias/ Deslocamento do FPSO Capixaba (100
Pré-Sal Espírito Santo mil bpd) de Golfinho para o antecipar o
desenvolvimento do pré-sal do Espírito
Santo
44

45. CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO
Lâmina d’Água Operando em 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012 De 2013 a 2017
Petrobras XVI
Ocean Yorktown
Petrobras XVII
Pride Mexico
Alaskan Star Petrobras XIV
Borgny Dolphin
0-999m Atlantic Star
Ocean Concord
Ocean Wittington
Falcon-100
P. South Atlantic
Petrobras X Ocean Winner
Petrobras XXIII T. Driller
P. South America Sedco 710
P. Portland N. Therald Martin
Olinda Star
P. Rio de Janeiro N. Leo Segerius
1000-1999m Ocean Worker
P. Brazil N. Muravlenko
P. Carlos Walter Louisiana
Ocean Yatzi S.C. Lancer
Ocean Alliance Peregrine I
Delba V
Gold Star
Delba VI
Noble Dave Beard Pantanal
Sedco 707 Scorpion *
Sevan Driller Norbe VI Delba IV
Dw. Navigator Delba VII
West Taurus Delba III Schahin TBN1 + 28 novas unidades,
N. Roger Eason Delba VIII
≥ 2000m West Eminence West Orion Sevan Brasil a serem construídas no
O. Clipper Norbe IX
SSV Victoria Lone Star DS Carolina Brasil
N. Paul Wolf Schahin TBN2
Amazonia
Norbe VIII
Petrorig II
Etesco 8
Total por ano 34 7 8 5 9 28
Acumulado 41 49 54 63 91
29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS
45

46. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS
Margem Equatorial
Ceara & Potiguar AP Exploração:
2009-13
Solimões US$ 13.8 bn
Potiguar Área
exploratória:
SEAL& REC & TUC 157.587 km²
Bahia Sul 278 blocos
exploratórios
São Francisco
30 planos de
Espírito Santo avaliação
Campos 303 concessões
de prod.
Petrobras Santos
Outros
Pelotas
46

47. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO
Invstimento Taxa de sucesso
em exploratório
exploração
US$ mm
70%
2.750
2.500 60%
2.250
50%
2.000
1.750
40%
1.500
1.250 30%
1.000
20%
750
500
10%
250
0 0%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-2013
47

48. APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
TURQUIA
PAQUISTÃO
PORTUGAL
GOLFO LÍBIA
CUBA
MÉXICO IRÃ
SENEGAL
VENEZUELA
ÍNDIA
COLÔMBIA
NIGÉRIA
EQUADOR
TANZÂNIA
BRASIL
PERÚ
ANGOLA
BOLÍVIA MOÇAMBIQUE
ARGENTINA Foco
Principal
Novas áreas
48

49. PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
Área da Província: 112.000 km2
Área Total Concedida: 41.000 ESPIRITO SANTO
km2 (38%)
MINA GERAIS
Área Não Concedida: 71.000 km2
(62%)
Área com Participação Petrobras:
35.000 km2 (31%)
SÃO PAULO RIO DE JANEIRO
PARANÁ
Poços Testados
Campos HC
Blocos Exploratórios
Reservatórios Pré-sal
49

50. PRÉ-SAL: VISÃO GERAL
US$ 28 bilhões em investimentos até
2013
Cerca de 7 MMm3/d de gás natural
Produção inicial de óleo através de disponibilizados ao mercado em 2013
FPSOs
Diversos sistemas de produção
Produção inicial de gás natural será iniciando até 2020
transportada por gasodutos até a costa
Em 2015 a produção de óleo deve
6 unidades de produção iniciando até atingir 582 k bpd
2014 em Santo e Espírito Santo, sem
contar com os testes de longa duração Em 2020 a produção de óleo deve
atingir 1.815 k bpd; a disponibilização
(TLD)
de gás natural deve atingir o montante
Estimativa de produção de óleo em 219 k de 40 MMm3/d
bpd em 2013
50

51. BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL
50 km Rio de Janeiro
Descobertas: Tupi, Iara, Carioca,
BM-S-10
BR 65% BM-S-11
Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e
BR 65% Caramba
Elevado potencial de volumes
BM-S-8
BR 66%
Óleo de boa qualidade: médio-leve
Atividade sísmica e poços de
delimitações a caminho
Iara
Parati
Estimativa de volumes
Tupi
recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi
Bem-te-vi
Carioca
e 3-4 bn boe em Iara
Guara
BM-S-21
BM-S-24
3 sistemas de produção até 2014:
BR 80%
Caramba
Azulão BR 80% Tupi, Iara e Guará
BM-S-9
BM-S-22 BR 45%
BR 20%
51

52. TUPI
50 km Rio de Janeiro
Teste de Longa Duração (TLD)
• Reentrada no poço de Tupi-Sul
• Conversão do FPSO completa
• Primeiro óleo no 2Q 2009
• Até 14.000 bpd
Projeto Piloto
• Equipamentos contratados
• Óleo 100.000 bpd
• Gasoduto de 216 km até Mexilhão
• Produção no 4Q 2010
Desenvolvimento de longo prazo
Tupi • Desenvolvimento de estudos de otimização
• Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe
• Ampliação do Sistema Piloto em 2013
52

53. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)
1º Óleo – TLD 1º Óleo– Tupi Piloto Nível elevado de
Tupi (Mar/09) (Dez/10) produção
..... ..... t
2007 2009 2010 2012 2017
Aquisição de dados Desenvolvimento Definitvo
Fases
Fase 0 Fase 1A Fase 1B
TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e Implementação de diversas unidades de produção Implementação de diversas
Foco
delimitação de poços (FPSOs genérico) unidades de produção
• Delimitação da Área
• Análise da vazão dos • Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2
reservatórios • Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2
• Desempenho de poços • Teste de otimização de poços
Objetivo
fraturados • Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado
• Completação da nível de produção em 2017
amostragem • Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos
• Análise de CO2
53

54. IARA
Volume recuperável estimado: 3-4 bn
de boe
Reservatório de boa qualidade
Plano atual
• Reentrada no poço Iara-1 no
1Q/2Q 2009
• Estudos de desenvolvimento
• Poços de delimitação em 2010/11
• TLD em 2010/11
• Inicio de produção até 2014
através de um FPSO
54

55. GUARA
50 km Rio de Janeiro
Reservatório de boa qualidade
Plano atual
• Reentrada no poço Guará-1, 1Q/2Q 2009
• Estudos de desenvolvimento
• Poços de delimitação em 2010/11
• Possível TLD em 2010/11
• Produção através de um FPSO até 2014
Guara
55

56. PÓLO DO ESPÍRITO SANTO
to UTG Cacimbas
an
Linhares Uso da infra-estrutura local
S
Rio Doce Cangoá
MG Peroá P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal:
to
UPGN Lagoa Parda excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de
i
óleo
pír
24” – 66 km
Aracruz 25 MM m3/d
FPSO Seillean entrou em operação em dez/08
Es
Terminal Barra do Riacho
Camarupim
Canapu como piloto de Cachalote (CHT)
Golfinho FPSO Capixaba deve ser movido do campo de
Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no
VITÓRIA
Carapó
1S10
Vila Velha
FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10
Gasoduto Sul-Norte como piloto de Baleia Azul (BAZ)
UTG Sul Capixaba Gasoduto Capixaba
Guarapari
Sul Capixaba 12 a 24” – 160 km
7 a 15 MM m3/d
Baleia Azul: primeira unidade de produção
12” – 83 km
Anchieta 4,5 MM m3/d definitiva no 4T12
Presidente Marataizes
Produção de gás natural transportada através de
Kennedy
ARG gasodutos
CHT Baleia Franca
JUB OST
NAU
RJ Baleia Azul ABA
CXR
PRB
Catuá
56

57. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ-SAL
Produção de óleo no pré-sal Petrobras (mil bpd)
1.815
1.336
632
463
582
219
160 1.183
62 873
157 422
2013 2015 2017 2020
Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros
Investimentos no Pré-sal até 2020
2009-2013 2009 -2020
Investimentos Petrobras no Pré-Sal (Desenv. da Produção) 28,9 111,4
Pré-Sal Bacia de Santos 18,6 98,8
Pré-Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós-Sal) 10,3 12,6
57

58. ABASTECIMENTO

59. SISTEMA VERTICALMENTE INTEGRADO CAPTURANDO SINERGIAS E
ADICIONANDO VALOR
Operações do Upstream Operações do Downstream
Dutos Existentes
Refinarias
Petrobras Terminal Marítimo
Outros Termial Terrestre
59

60. INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO
REMAN LUBNOR Capacidade Carga
Refinarias
(Tbpd) (Tbpd)
Paulínia - Replan (SP) 365 348
RLAM Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 261
Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 243
Henrique Lage - Revap (SP) 251 236
RECAP Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 148
Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 169
Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 153
REDUC
Gabriel Passos - Regap (MG) 151 132
REPLAN Manaus - Reman (AM) 46 41
Capuava - Recap (SP) 53 42
REVAP Fortaleza - Lubnor (CE) 7 6
TOTAL BRASIL 1,986 1,779
REPAR REFAP RPBC RECAP
A expectativa de crescimento da curva de Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25
produção da Companhia torna necessária a anos e a crescente demanda do mercado doméstico
ampliação da capacidade de refino para garantir também apontam para a necessidade de novos
a integração das suas atividades investimentos no refino
60

61. EFEITOS POSITIVOS NA BALANÇA COMERCIAL
Exportações (mil barris/dia) Importações (mil barris/dia)
234
246 262 148 197
94 118
260
439 370 390 373
335 353 352
263
2005 2006 2007 2008 2005 2006 2007 2008
P etróleo D erivados Petróleo Derivados
Apesar do atual superávit em volumes, a Petrobras continua com
déficit na balança comercial
Investimentos focados na redução da necessidade de importação de
óleo e de aumento das exportações de derivados
61

62. ESTRATÉGIA FOCADA PARA ADICIONAR VALOR AO ÓLEO DOMÉSTICO
Expandir a capacidade de
refino no Brasil e no
exterior
Otimizar qualidade para tornar
a Petrobras a marca preferida Melhorar margens,
de combustíveis para expandindo a
consumidores no Brasil e no complexidade média
exterior
Usar parceiros comerciais
Aumentar a produção de
e logísticos para expandir
petroquímicos básicos,
a presença nos mercados-
capturando sinergias no
alvo
Sistema Petrobras
62

63. INVESTINDO PARA REALIZAR ESSES OBJETIVOS
Investimentos na Área de Abastecimento
US$ 47,8 bilhões
Refino 12%
7%
Dutos e Terminais
8%
Tranporte Marítimo
73%
Petroquímica
• Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos
padrões internacionais;
• Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão.
Nota: Não inclui internacional 63

64. ATENDENDO À NECESSIDADE DE AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO E A
COMPLEXIDADE DAS REFINARIAS...
240
220
Capacidade Média de Refino (tb/d)
200
180
160
140
120
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Índice de Complexidade Média PFC
Fonte: PFC Energy 64

65. BENEFÍCIOS DA INTEGRAÇÃO
R eturn onROCE E mployed
C apital
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
C o m panh ia Inte g r adas Em pr e s as Up s tre am Re finado r e s
Companhia Integradas: BP, RD Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, TOTAL, Eni, Lukoil e Repsol YPF
Empresas de Upstream: Apache, Anadarko, Devon, EnCana, Nexen e Talisman
Refinadores: Valero, Reliance Industries, PKN Orlen, Sunoco e Tesoro
Fonte: PFC Energy 65

66. ... AUMENTANDO AS MARGENS BRUTAS ...
Margens brutas de refino no Golfo do México (EUA)
35
US$/BBL of 2008
30
25
20
Declínio Gasolina
15 EUA
10
5
0
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Margem WTI Craqueamento Margem Maya Coqueamento
Margens Brutas de Refino = Margem WTI Craqueamento = Margem Maya Coqueamento =
Preço do produto menos óleo Margem USGC usando WTI Margem USGC usando Maya
cru com rendimento do com rendimento do coqueamento
craqueamento
Fonte: Platts 66

67. ... E CAPTURANDO O DIFERENCIAL LEVE/PESADO
45
US$/BBL of 2008
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
WTI - Maya Diesel e Gasolina – Óleo Combustível
Spread Óleo Leve-Pesado = WTI – Spread Derivados Leve-Pesado = (Unleaded
Maya USG + N2 Diesel USG)/2 – Fuel Oil 3% USG
Fonte: Platts 67

68. DIMINUINDO A NECESSIDADE DE IMPORTAÇÃO DE ÓLEO PARA AS
REFINARIAS
ÓLEO DOMÉSTICO PROCESSADO
95%
79% 80% 78%
75% 76%
O parque de refino da Petrobras será
adaptado para processar mais óleo
doméstico, capturando o diferencial
leve/pesado e evitando desconto de petrólqo
de alta acidez.
2000 2002 2004 2006 2008 2020
68

69. ADAPTANDO AS REFINARIAS PARA OTIMIZAR PERFORMANCE E ASSEGURAR
A SUSTENTABILIDADE
QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL
2009 2010 2011 2012 2013 2009 2010 2011 2012 2013
Gasolina Regular Diesel
Gasolina regular Transição
0,005% S S-1800
Diesel
S-500
RECAP REPAR
Diesel e Gasolina
Gasolina Diesel
S-50
REDUC REPLAN
Gasolina Gasolina Diesel
S-10
REFAP REVAP
Gasolina Gasolina
RECAP RLAM REFAP REPLAN
REFAP Diesel e Diesel Diesel Diesel
Gasolina Gasolina
REGAP RPBC
RLAM Diesel Diesel
Gasolina
REGAP
RPBC Revamp
Gasolina HDT
MELHORAR A QUALIDADE DA GASOLINA E DO DIESEL, REFORÇANDO SEU COMPROMISSO COM A
SUSTENTABILIDADE E ATENDENDO AS REGULAÇÕES AMBIENTAIS E REDUZIR AS EMISSÕES
69

70. MERCADO DOMÉSTICO CRESCENTE…
Mil b/d
2876
3,3% a.a.
400
2257 150
1945 3,0% a.a. 274 Outros
1906
112 OC
182 202
1224 Diesel
119 107
QAV
901
738 783 Nafta
179 Gasolina
118 GLP
84 89 246
250 218 255
367 419
326 332
208 214 230 257
2007 2008E 2013E 2020E
70

71. …SERÁ ATENDIDO PELOS INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A
CAPACIDADE DE REFINO
CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD)
Premium I
3500 600 mil bpd
e
Premium II
300 mil bpd 3.012
3000 RNE UPB 1ª Fase:
230 mil bpd 150 mil bpd 2013
2011 Dez/2012 2ª Fase:
2015
2500
REPAR 2.270
Revamp
Clara 25 mil bpd
Camarão 2011
2000 2010
1.779 1.791
REVAP
10 mil bpd
1500 2010
REPLAN
Revamp
1000 33 mil bpd
2010
500
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020
71

72. ADIÇÃO DE CAPACIDADE DOMÉSTICA DE REFINO
Adição de Capacidade (mil bpd)
000 b/d
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2009 - 2010 2010 - 2011 2011 - 2012 2012 - 2013
C ap ac id ad e D is tilaç ão C ap ac id ad e C o nv ers ão C apac id ad e Hid rotratamento
72

73. PRINCIPAIS DIRECIONADORES PARA AS NOVAS REFINARIAS
Acesso ao mercado de derivados
Acesso a novos mercados internacionais
Acesso às matérias-primas
Potencial Logístico
Infraestrutura compartilhada
Adaptação a questões sociais e ambientais
Disciplina de Capital e retornos sólidos
Adaptação a especificações internacionais de qualidade dos produtos
73

74. ATENDENDO À CRESCENTE DEMANDA DOMÉSTICA POR PETROQUÍMICOS
Mil ton/ano
10.000 671
PS
1.663
8.000 526 PVC
990
1.293
6.000 412 784
PET
991 3.212
4.000 289 587
2.353 PP
310
699
728
436 1.651
380
1.070 PE
2.000 800 3.666
2.833
1.607 1.625 2.202
0
2000 2005 2010 2015 2020
74

75. INTEGRAÇÃO DA CADEIA DE SUPRIMENTO DO DOWNSTREAM ATRAVÉS DE
INVESTIMENTOS FOCADOS
Decisões de investimento no segmento são baseadas na necessidade de:
Assegurar um hedge natural entre os ciclos da petroquímica Manter flexibilidade e acesso a matérias-primas competitivas
e do refino Garantir liderança em custos
Diversificar produtos de maior valor agregado Aumentar competitividade
QUATTOR BRASKEM
PQU
COPESUl
PRODUÇÃO PRODUÇÃO
1.020 kta eteno QUATTOR 2.480 kta eteno
320kta propeno 1.180 kta propeno IQ
1.040 kta PE 510 kta PVC
875 kta PP PU 1.975 kta PE
1.090 kta PP IPQ
RIOPOL
UDQ
COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 1 COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL
37,3% Petrobrás/Petroquisa 23% Petrobrás/Petroquisa
56% UNIPAR | 6,6% BNDES 38% Grupo Odebrecht
36% Outros
75

76. COMPERJ IRÁ CONTRIBUIR PARA A CADEIA DE VALOR DA PETROBRAS
Expansão do mercado doméstico de Captura de sinergias de estruturas
petroquímicos existentes na região
Utilização do óleo de Marlim como matéria- Melhora na balança comercial na cadeia de
prima petróleo, derivados e petroquímicos
BÁSICOS DOWNSTREAM
Produção
Produtos
(kty)
Produção
Diesel 535 Produtos
(kty)
Combustíveis Nafta 284
Polipropileno 850
Coque 700 Polietileno 800
Etileno 1,300 Estireno 500
Propileno 881 Etileno glicol 600
Petroquímicos Benzeno 608 PTA 500
Butadieno 157 PET 600
p-Xileno 700
Enxofre 45
76

77. GÁS & ENERGIA

78. ESTRATÉGIA DE GÁS E ENERGIA
Agregar valor ao uso do GN
na monetização das
reservas da Petrobras
Assegurar flexibilidade
Investir em geração de para comercialização de
energia elétrica a partir de gás natural nos
fontes renováveis Compra e Venda de mercados termelétrico e
GN e GNL não termelétrico
Transporte e
Distribuição
Geração, Compra e
Venda de Energia
Consolidar o negócio de Equilibrar o binômio
energia elétrica, de forma competitividade e
competitiva e rentável, rentabilidade do gás
otimizando o parque de natural frente aos
geração elétrica energéticos
Atuar de forma global e concorrentes
verticalizada no mercado de
GNL
78

79. INTEGRAÇÃO ENTRE AS CADEIAS DE GÁS E ENERGIA ELÉTRICA
Consumidores
O sistema
Produção Gás Natural
elétrico Processamento Import. Distribuição
brasileiro é
ANP
operado como
um
“condomínio”,
onde o ONS
coordena seu
funcionamento.
As usinas
hidrelétricas Termelétricas Consumidores
operam em
Energia Elétrica
situações de
hidrologia
favorável. As Hidroeletricidade
térmicas operam Distribuição
quando Transmissão
necessário para ANEEL
reduzir risco de
déficit futuro.
Trocas
CHOVEU: ACUMULA ENERGIA – POUPA ÁGUA
79

80. MERCADO DE GÁS NATURAL: EVOLUÇÃO E PROJEÇÃO
Demanda Não-Termelétrica
milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3 6% p.a. crescimento médio esperado: 2009-13
Industrial 60
Paridade de
preços com OC
Entrega de Gás Natural ao Mercado Não-Termelétrico
aceita pelo 50
50 49
mercado
45
Automotivo 41
Frota flex fuel, 40 37 38
36 Gás Nacional:
kits mais caros, 34
maiores preços 31 Contratado junto às
de GN Distribuidoras de GN até
30 28
2012
25
Comercial
Acompanha 20
Projeção do PIB 20 17
14 Demanda atendida Demanda Gás Boliviano:
Serviços em realização Contratado junto às
contratada Distribuidoras de GN
Residencial 10
Acompanha até 2020
crescimento da
população
urbana 0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Realizado Proj. Petrobras
80

81. CRESCIMENTO DA CARGA DE ENERGIA DO SIN: 4,7% A.A.
Carga de Energia Média 2008: 52 GW
GWmed
100
90
5% crecimento p.a.
80 2009-2013
70
Carga de Energia (GWmed)
60
50
87 91
40 80 84
73 77
67 70
30 61 64
55 58
20
10
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
81

82. GÁS NATURAL: BALANÇO OFERTA X DEMANDA
2008 - 2013
140 135
Geração Elétrica
123
120
112
GNL 49
milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3
100 96 44
41
80 Bolívia
36
Outros Usos
68
60 58 45
19 39
14 34
27
40 19
17
Oferta
Industrial
20 Nacional 40 41
30 33 36
27
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Oferta Na cional Oferta Bolivia na G NL : C a pa cida de Reg as. E x istente
Adições G NL Demanda Industrial Outros Usos
Dema nda T ermelétrica
82

83. INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) - CICLOS
1o CICLO
Criação da área de
Gás e Energia 2o CICLO
Plano de Negócios
2009-13
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1o CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
Motivação:
• Atendimento à demanda termoelétrica (PPT) e ao mercado não-térmico (crescimento)
• Diversificação das fontes de suprimento: Bolívia e GNL;
• Incremento do Parque Gerador (GN, OD, OC e PCH’s).
Consequência:
• Investimentos no PLANGÁS, integração das malhas de transporte e construção dos terminais de REGAS.
2o CICLO (2011 em diante): Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta
Motivação:
• Expansão do fornecimento de gás para geração eletrica, com flexibilidade: Gas Nacional, Boliviano, GNL
• Opção para colocacao de Gas nos mercados interno (domestico) e externo(exportacao).
Consequência:
• Investimentos para escoamento do pré-sal, terminais de Regás Flex e expansão da geração termoelétrica
83

84. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
(A) Expansão do Sistema de Dutos
70% expansão 2003-2010
Dutos de Gasfor
Manaus
Transporte Açu/Serra do Mel
Urucu - Manaus (set/09) Nordestão
Existentes:
Pilar-Ipojuca (set/10)
2003 – 5.451 km GLP duto (jan/09)
Urucu
GASALP
2006 – 5.495 km Itaporanga-Pilar
2007 – 6.157 km Atalaia-Itaporanga
2008 – 6.933 km GASEB
Catu-Itaporanga
Dutos Em Cacimbas-Catu (mar/10)
Implantação: Cacimbas-Vitoria
2009 – 7.930 km Lagoa Parda-Vitoria - Gasvit
Cabiúnas-Vitória
2010 – 9.265 km
Gasduc III (set/09)
Gasduc I e II
Gasbol
Japeri-Reduc (mar/09)
Campinas-Rio
(trecho Taubaté-Japeri)
Campinas-Rio
(trecho Paulinia – Taubaté)
Gastau (out/10)
Paulínia – Jacutinga (jul/09)
GASPAL II (abr/10)
GASAN II (abr/10)
Em implantação GASPAL I
Existentes GASAN I
Gasbol - Ampl. T. Sul (mai/10)
84

85. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
(B) Adicionar Flexibilidade com GNL
TERMINAL DE PECÉM
Capacidade:
7 MM m3/d
Início de
operação:
Jan/09
Objetivo:
Fornecimento
flexível de gás
para geração
ternelétrica no
Nordeste
Vista Geral do Terminal com Navio Regaseificador Atracado - 22/jan/09.
85

86. 1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
(B) Adicionar Flexibilidade com GNL
Baía de Guanabara
Capacidade:
Terminal: 20 MM m3/d
Navio Regaseificador:
14 MM m3/d
Término da C&M:
Jan/09
Comissionamento até
jul/09
Objetivo:
Fornecimento flexível
de gás para geração
ternelétrica no
Sudeste
Vista Geral do Terminal – Final da Construção e Montagem - 22/jan/09.
86

87. 1o CICLO: Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas
(C) Incremento do Parque Gerador
2008: 24 Usinas: 5.899 MW Carangola
Tambaqui
89 MW 2010: 43 Usinas: 7.135 MW 15 MW
Termoceará 220 MW
Jaraqui Potiguar III 66 MW BI-COMBUSTÍVEL
89 MW
Potiguar 52 MW
Termocabo 48 MW
Jesus S. Pereira 340 MW (leased)
Manauara
85 MW
SUAPE II 350 MW Petrolina 128 MW
Areia 11,4 MW (aluguel)
Juiz de Fora Arembepe 148 MW
84 MW Bahia
Água Limpa 14 MW Muricy I31 MW
148 MW
Barbosa Lima Sobrinho 386 MW Brentech 140 MW
Celso Furtado
BI-COMBUSTÍVEL 185 MW
Britarumã 60 MW
Bonfante
Irara 30 MW 19 MW
Luís Carlos Prestes Rômulo Almeida
252 MW Jataí 30 MW São Pedro 138 MW
30 MW
Retiro Velho 18 MW
Fumaça Funil
Fernando Gasparian 44,5 MW 22.5 MW
370 MW Euzébio Rocha 208 MW
São Simão Aurel. Chaves
27 MW 226 MW
Gover. Leonel Brizola
1,043 MW Calheiros 19 MW São Joaquim
Pira 19 MW Monte Serrat 25 MW 21 MW
Mário Lago
922 MW BANAÇO 60 MW Santa Fé
30 MW
NG 4.900 MW
Sepé Tiaraju 160 MW OIL 472 MW Araucária
BI-COMBUSTÍVEL
484 MW
PCH 187 MW
87

88. 2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta
(A) Infraestrutura de Transporte
Infra-estrutura de Transporte – Dutos e Terminais
Ampliação da oferta de GN e Flexibilidades: Terminal Regás Flex:
Elevação da oferta para atendimento da demanda termoelétrica;
Opção de suprimento para os mercados internos e externo.
Ampliação da capacidade de transporte de gás natural:
Adição de 307 km de dutos e novas estações de compressões;
Ampliar o fluxo de GN entre as malhas Sudeste e Nordeste (nova Ecomp do
Gasene): Escoamento de oferta firme do Sudeste;
Permitir escoamento de novas ofertas de gás natural, incluindo a do pré-sal e
do 3º e 4º terminais de GNL.
88

89. 2o CICLO: Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta
(B) Investimentos em Energia
Investimentos em Energia
Expansão da Geração Termelétrica
Plano Decenal 2008-2017 do governo federal (EPE), em consulta pública desde
24/12/07, indica oportunidades para expansão da oferta de energia elétrica através
de usinas a GN;
A Petrobras prevê participar em futuros leilões de energia, assegurando uma
receita fixa a priori da realização do investimento;
Essa participação pode se dar nas seguintes posições:
Fornecedor de gás natural
Prestador de serviço de logística (shipping, regas e transporte)
Gerador de energia elétrica
Mix das condições acima citadas
A viabilidade do negócio se dará na medida da competitividade da geração a GN
por ocasião dos Leilões
89

90. PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009-2013
Investimentos G&E
US$ 10.6 bilhões
1,477
926
4.528
3.692
US$ milhões
Gás Natural
US$ 8,2 bilhões
Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
Energy
Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos
US$ 2,4 bilhões
90

91. FINANÇAS

92. GERAÇÃO DE VALOR PARA O ACIONISTA COM DESTAQUE NO
RETORNO SOBRE O CAPITAL DA INDÚSTRIA
RETORNO TOTAL DAS AÇÕES VS. ROACE
50%
40% PBR
R T A (M é d i a 0 6 -0 8 )
30%
HES
20% OXY
BG ENI
10% MRO
0%
REP STO
10% 15% 20% 25% 30%
-10%
RETORNO TOTAL DAS AÇÕES
-20% R OAC E (Média 06-08)
145,0%
MIN
120,0%
MAX
95,0% PBR
70,0%
45,0%
20,0%
-5,0%
-30,0%
-55,0%
-80,0%
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fonte: Bloomberg/Balanço das Companhias 92

93. AUMENTO DO LUCRO GERANDO INCREMENTO DOS DIVIDENDOS
DISTRIBUÍDOS
US$ Milhões
29%
20,000 50%
18,000
32% 32% 45%
16,000
40%
14,000 33%
35%
12,000 31%
10,000 30%
8,000
25%
6,000
20%
4,000
15%
2,000
- 10%
2004 2005 2006 2007 2008
L uc ro L íquido Dividendos Dividendo/L uc ro líquido (% )
De acordo com a lei brasileira, a Companhia é obrigada a distribuir pelo menos 25% do seu lucro líquido ajustado
* Valores em US GAAP e dividendos provisionados. 93

94. INCREMENTO DA GERAÇÃO DE CAIXA VIABILIZANDO AUMENTO DOS
INVESTIMENTOS...
FONTES
35.000
25.000
US $ millio n
15.000
5.000
-5.000
-15.000 2004 2005 2006 2007 2008
FC Operac ional Dívida L íquida
USOS
55.000
U S $ m illio n
35.000
15.000
-5.000
2004 2005 2006 2007 2008
Inves timento Dividendos Aquis iç ões
94

95. ...COM CRESCIMENTO ACOMPANHADO DE BAIXA ALAVANCAGEM E
AUMENTO DA CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO
DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA E DIV. CP/DIV. LP
1.40 1.16 1.10
1.20
1.00
0.64 0.59 0.67
0.80 Comprometimento com a
0.60 0.38
0.40 Manutenção do Grau de
6.5% 4.7% 7.1% 13.7%
0.20 2.7% 6.5% Investimento
0.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Dívida Líquida/EBITDA Dívida CP/Dívida LP" DÍVIDA DE LP //CAPITAL. LP*
DÍVIDA DE LP CAPITAL. LP*
MAX
50%
MIN
PBR
40%
30%
20%
10%
0%
2003 2004 2005 2006 2007
* Fonte: Balanço das Companhias (REP, HES, ENI, BG, OXY, MRO, STO) 95

96. PREMISSAS CONSERVADORAS DE PLANEJAMENTO GERARAM
BALANCEAMENTO ENTRE FCO E INVESTIMENTOS - PLANO 2009-2013
SEGUINDO A MESMA LINHA
HISTÓRICO PROJETADO
US$ 85.3 BI (2003 – 2008) US$ 148,6 BI (2009 – 2013)
Dívida Líquida
Dívida Líquida
Investimentos
FCO FCO (US$ 174 bi)
(após dividendos) (após dividendos)
Investimentos
(US$ 83 bi)
Fontes Usos Fontes Usos
Brent médio: 60 Produção média óleo: Brent médio (e): 66 Produção média óleo (e):
(US$/barril) 1,720 (mil boed) (US$/barril) 2,398 (mil boed)
96

97. PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 COM FOCO NA
MANUTENÇÃO DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS
INDICADORES 2009-2013 2008-2012
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,0 2,18
2009 – 58,00
2010 – 61,00 2008 – 55,00
2011 – 72,00 2009 – 50,00
Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl) 2010 – 45,00
2012 – 74,00
2013 – 68,00 2011-2012 – 35,00
Fluxo de Caixa Líquido Projetado
(Após dividendos) 148,6 104,4
Investimentos Projetados
174,4 112,4
Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq.
(Alavancagem) Até 35% 20%
Caixa Mínimo (US$ bi)
5 3,8
97

98. PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013: PREMISSAS DE PREÇOS DE PETRÓLEO
(BRENT – US$/BBL)
80
74
75
72
70 68
65
61
58 60 60
60
55
50
45 45 45 45 45
45
40
40 37
35
30
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Curva de Referência Curva de Robustez
98

99. PREMISSAS DE LONGO PRAZO ABAIXO DAS PREVISÕES DE MERCADO.
NECESSIDADES DE FINANCIAMENTO DE CURTO PRAZO BASEADAS NO PREÇO
DE ÓLEO ABAIXO DA CURVA FUTURA.
CURVA DO BRENT
120
100
80
US$ bbl
60
40
20
0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Brent - Curva Futura (23/01/09) PIRA (Jan 09) Petrobras (Cas o Ba se)
Petrobras (Financia bil idade 09-10) WoodMa ckenzie (Dec 08)
A Petrobras está considerando o cenário mais pessimista
para projetar suas necessidades de financiamento nos
próximos dois anos.
Fonte: Bloomberg/PIRA/Mackenzie 99

100. PLANO NÃO CONSIDERA REDUÇÃO DO CUSTO DOS INVESTIMENTOS, APESAR DA
REDUÇÃO NO PREÇO DO ÓLEO CRIAR PRESSÃO PARA QUEDA DOS CUSTOS.
INDICE CUSTO DE CAPITAL
500
400
300
(2000=100)
Indice
18%
200
11%
100
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T 3T 1T 3T 4T 2009 2010 2011 2012 2013
2007 2007 2008 2008 2008
ICC Do wnstream ICC Upstream WTI
Fonte: CERA / Bloomberg 100

101. PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA
Principais Variáveis
• Preço internacional do óleo
e derivados
• Preços internos no Brasil
• Taxa de câmbio
• Percentual de execução do
Investimento Planejado
• Custo de Capital
FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI)
2009 2010*
FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos 10,5 16,0
Investimento 28,6 35,0
Necessidade de Captação (18,1) (18,9)
Brent (US$ / barril) 37 40
* Investimento para 2010 baseado na média anual do Plano 101

102. FINANCIAMENTO PARA 2009 EFETUADO E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM
FINANCIADAS PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS
2009 2010
Necessidades Necessidades
• US$ 18,10 bi • US$ 18,9 bi
Fontes Fontes
• BNDES: US$ 12,5 bi • BNDES: US$ 10,0 bi
• Mercado Capitais: US$ 6,5 bi (empréstimo • Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi
ponte) *US$ 2,75bi (Global Notes com vencimento em • 15% de redução no Investimento reduz
2019, em 2 tranches: 1,5bi, rendimento 8,125% + 1,25bi,
redimento 6,875%) a necessidade de captação adicional
• US Exim: US$ 2 bi para menos de US$ 4 bi
• CDB: US$ 10bi
102

103. Para mais informações:
Relacionamento com Investidores
www.petrobras.com.br/ri
(21) 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br