122
Plano de Negócios 20092013 26 de janeiro, 2009

Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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Page 1: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Plano de Negócios 2009‐201326 de janeiro, 2009

Page 2: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

2

AVISO

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

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.

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.

Page 3: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ BilhãoCAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d

UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL

Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS

Fonte: BloombergFonte: PFC Energy WRMS (barris por dia , considerando a participação % de  cada

empresa e incluindo Joint ventures)

(bilhõesboe)

(milhõesboe/d)

(US$

 bilhões)

(milhares

boe/d)

3,8

3,2

2,5 2,4 2,4 2,31,9 1,8

3,9

XOM BP R DS C VX PBR C OP TO T S T L E NI

299828

2,223 2,083

5,675

2,6002,9173,119

3,905

XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL

3

RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 ‐ Milhão boe/d

Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas

23,0

17,9

11,7 11,2 11,2 10,5 10,2

6,6 5,6

XOM BP RDS PBR CVX TOT COP ENI STL

52,277,296,8 93,6

406,1

128,7143,6150,3161,1

XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL

Page 4: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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 produçãoAumento de 7% na produção total, atingindo 2.436 mil boe/dia21% de aumento na produção de gás54% de aumento na receita líquida1

56% de aumento do lucro líquido1

COM EXCELENTES RESULTADOS...

Desde Agosto de 2007, quando divulgamos nosso último Plano Estratégico…

EXCELENTE DESEMPENHO

1 3T08 vs 3T07 4

Page 5: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS

5

Page 6: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

0

200

400

600

800

1000

1200

RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP

0%

1%

2%

3%

4%

2007  P&D % da  Recei ta

US$ milhões % da Receita

NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D…

Fonte: PFC Energy

10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO SETOR DE ENERGIA

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Internacional

G&E

Corporativo

Downstream

E&P

6

Page 7: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

…NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS

2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D)

PBR

23%

XOM15%

RDS13%

STL13%

BP9%

CVX7%

APC6%

TOT6%

BG4%

HESS2%

ENI2%

Fonte: PFC Energ y | Nota: Os vol umes esti mados aci ma r epresentam o que cada operador é responsável por pr oduzir, não o que eles detêm como participação. Águas pr ofundas são consideradas aci ma de 300 m de lâmina d água; os 11 oper adores apresentados aci ma r epr esentam 94% da pr oduç ão mundial em águas profundas em 2007

Petrobras opera 23%da produçãoglobal em águas profundas

7

Page 8: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO

2007 Reservas SEC e produção

XOM

RDS

BP

CVXTOT COP

PBR

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500

Produção (mboe/d)

Reservas (m

m boe

)

Meta de produção 2009

Meta de produção 2013

Meta de produção 2020

8

Page 9: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)

POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE

Fonte: BP Statistical Rev iew 2008, PFC Energy

CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)

Brasil é o nono maiormercado consumidor de petróleo do mundo

Consumo de óleo no Brasilcrescendo a 2,4% p.a. Consumo de óleo da OCDE crescendo a 1,0% p.a.

2,4

1,61,71,71,92,02,22,22,32,42,72,7

5,1

0

2

4

6

8

EUA

Chin

a

Japã

o

Índi

a

Rúss

ia

Ale

man

ha

Cor

éia

do S

ul

Cana

Bras

il

A.

Sau

dita

Méx

ico

Fran

ça

Itália

Rei

no U

nido

Irã

100

110

120

130

140

150

160

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Brasil OCDE Mundo

7,920,7

9

Page 10: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Descobertas significativas de óleo leve e gás natural na Bacia do Espírito Santo

Bacia de Campos responde por82% da produção total de petróleo da Petrobras

RoncadorMarlimAlbacoraIaraJupiterTupiCarioca

ThunderHorse

AgbamiAkpo

Kizomba

Girassol, Jaz, Rosa

Dalia

Khurais

Kashagan

KurmangaziShahDeniz Azadegan

Anaran

Sakhalin II

Sakhalin I

PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS PROMISSORAS DO MUNDO...

O Desenvolvimento do pré-sal da Bacia de Santos vai direcionar o crescimento da produção no longo-prazo

O tamanho dos círculos indicam a magnitude das reservas estimadas

10

Page 11: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

…E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS

PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS(mil boe/d)

Produção equiv alente à participação da Petrobras nos projetos

124 142210

409100 103

131

223

2008 2009 2013 2020

Óleo e  L GN Gá s  Na tural

8,8% a.a.244224

9,0% a.a.

341

632

11

Page 12: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

79%

7%

8%5% 1%

E&P RTCPG&E DistribuiçãoCorporativo

INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL

POR PAÍS

16%

5%

28%

12%

22%

17%

Argentina AngolaEUA NigériaNovas Oportunidades Outros Países

Investimento TotalUS$ 15,9 bilhões

12

Page 13: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEISUS$ 2,8 BILHÕES

Atuar no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional e do desenvolvimento de mercados internacionaisAtuar 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

tecnologias competitivas para a produção de biocombustíveis, a partir, principalmente, de matérias-primas de biomassa residual

ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS

84%

16%

Etanol Biodiesel

Atuar, globalmente, no segmento de biocombustíveis,

com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol

13

Page 14: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL

MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL EMETA DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³)EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³)

* Caso base: Demanda Legal B5 em 2013

4.225

1.081

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2009 2013

40,6% a.a.

535(20%)

401 (29% )

2.649

1.372

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2009 2013

17,9% a.a.

Market-sharePetrobras

14

Page 15: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

GRANDES INCERTEZASPreço de petróleoCustosDinâmica da demandaDinâmica da oferta Penetração dos biocombustíveisDesenvolvimento de tecnologias automotivas ...

GEOPOLÍTICOSCrise econômica mundial Guerras e conflitos Tensões políticasImplicações ambientaisEleições Nacionalismos ...

RECURSOS CRÍTICOSBens e serviçosRecursos humanos

• Senioridade • Baixa atratividade• Criticidade de pessoal

especializado

DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS

15

Page 16: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS

PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL …

Fonte: IEA World Energy Outl ook 2007, EIA Inter national Energy Outlook 2007

Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínioCapacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetadoda demandaRedução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo

Existing production0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

Natural decline

Observed decline

Existing production

Declínio natural Declínio observado

Produção existente

MM bpd

Cenários de DemandaGlobal de Óleo

Cenário Alto CrescimentoEIA DOE

Cenário de Referência | IEA

Cenário Baixo CrescimentoEIA DOE

2030 | 75 – 90 MM2020 | 55 – 65 MM

Adição Requerida de Capacidade (bpd)

16

Page 17: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

…E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE BAIXO

Fonte: IEA – Outlook 2008

CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Cus

tos

de P

rodu

ção

(US$

/bbl

-200

8)

Reservas (bn bbls)1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000

20

40

60

80

100

120

140

Águas profundas e ultraprofundas

Produzido MENA

OutroÓleos

Convencionais

CO�

-EO

R

EOR Á

rtico

Óleo pesado

eBetume

Xisto Gas-to-liquid(GTL)

Coal-to-liquid

Preço máximo de ‘breakeven’ para a Petrobras

17

Page 18: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020

Comprometimento com o desenvolvimento sustentável

Crescimento Integrado Rentabilidade ResponsabilidadeSocial 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 reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores produtoras de petróleo do mundo

Atuar, globalmente, no segmento de biocombustíveis,com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol

Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico e Extremo Oriente

Consolidar a liderança no mercado brasileiro de gás natural, com atuação internacional, e ampliar o negócio de geração de energia elétrica no Brasil.

Atuar em petroquímica de forma integrada com os demais negócios do Sistema Petrobras

Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia

BiocombustíveisE&PDownstream

(RTC) Distribuição Gás & Energia Petroquímica

18

Page 19: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PN 2008-12 | Período 2008-12

26%

1%2%

6%4%

2%

59%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

Biocombustív eis

Distribuição

Corporativ o

US$ 112,4 bilhões

65,129,6

6,74,3 2,6

1,52,5

PN 2009-13 | Período 2009-2013

25%

2%2%

7%3%

2%

59%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

Biocombustív eis

Distribuição

Corporativ o

US$ 174,4 bilhões

104,6 (*)43,4

11,8

5,6 3,02,83,2

(*) US$ 17,0 bi em Exploração

ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS

19

Page 20: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013

MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS

(*) Alter ação M od. N egócio, R etirados , D esvio de Cronograma | Nota: Esses Investi mentos não consideram r eduções no custo dos pr ojetos

111.2

174.4

8.12.93.4

47.9

17.1

Investimentos 2009-2013 incluídos no PN

2008-2012

+ Novos Projetos + Aumento de Custos + Mudança noescopo dos projetos

+ Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-2013

US$

 bilhõe

s

20

Page 21: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P

77%

1%4%12%

6%

E&PRefino Transp. & Comerc.Gás&Energia

BiocombustíveisDemais (PQF, Distrib. E Corp)

US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam sua meta de produção

• Dos novos projetos no Segmento E&P, cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se com o desenvolvimento do Pré-Sal

36,6

3,1

5,72,1

0,4

21

Page 22: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013

Uma grande parte dos projetos incluídos em nosso plano de investimentos ainda não foi aprovado e contratado

Apenas projetos com VPL positivo serão efetivamente aprovados e implementados

28,3%

49,2%

6,7%

14,3%

1,5%

Fase I (Aval. Oportunidade)

Fase II (Em Proj. Conceitual)

Fase III (Em Proj. Básico)

Fase IV (Aprov.p/Implantação)

Aquisições

Mais de 530 grandes projetos

85,8

11,7

49,3

24,9

2,7

22

US$ bilhões

Page 23: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Geração de empregoe renda

Fortalecimento do mercado interno

Fortalecimento daeconomia brasileira

AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA PETROBRAS NO LONGO PRAZO

Perspectiva empresarial…

Perspectiva de sustentabilidade...

ConteúdoNacional

Aumento dacapacidade

instalada

Novosfornecedores

Menores preços

Maiordisponibilidade

Mais opções e flexibilidade

23

Page 24: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS

Projeto

Contratação

Cultura

• Maior detalhamento menor risco• Simplificação• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal)• Equipamentos padronizados

• menores pacotes participação de empresas de médio porte

• maior acompanhamento físico e financeiro dos empreendimentos

• menor flexibilidade e redundância nas plantas operacionais

Otim

izaç

ãode

C

usto

s

Cultura

Contratação

Projeto

24

Page 25: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

774

989 1.0431.213

2.468

2.101

2.822

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS

PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO

Os profissionais de nível superior recentemente admitidos, sem experiência prévia, passam até um ano em salas de aula antes de iniciar suas funções efetivas na Companhia

27.000 novos empregados desde 2002

Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da Petrobras: 112.625 empregados

Engenharia ConstruçãoCivil

Construção &Aquisição Manutenção

5.967 15.020 84.576 7.062

NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS

O Governo Brasileiro, com suporte da Petrobras, tem um programa específico para atender a essa demanda

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

46.72348.798 52.037 53.904

68.93162.266

74.240

Pós-doutorado: 6

Doutorado: 226Mestrado: 1.098

Pós-Graduação: 845

25

Page 26: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS…

Histórico de reposição de reservassuperior a 100%, com excelentesperspectivas para o futuro

A estratégia da Petrobras émanter uma relaçãoreservas/produção superior a 15 anos

13,0412,35 13,1712,52

0,880,88

0,921,23

2004 2005 2006 2007 2008

Produção(0.70 bn boe)

13,02 13,23 13,75

Produção(0.67 bn boe)

Índice de Reposição de

Reservas(174%)

Índice de Reposição

de Reservas(131%)

Produção(0.75 bn boe)

Índice de Reposição de

Reservas(123%)

Produção(0.70 bn boe)

Índice de Reposição de

Reservas(124%)

13,92 14,09

26

Page 27: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)

…E DA PRODUÇÃO…

1.335 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 2.0502.680

3.920

232252 251 265

274 277 273 321463

634

1.177

161 168163 142 126 124

142

210

409

131

223

3544

10310010910196

94852324

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020Produção de  Ól eo  ‐ Bras il Produção de Gás  ‐ Bra sil

Produção de  Ól eo  ‐ Inte rna ciona l Produção de Gás  ‐ I nte rnaci onal

8,8% a.a.

2.4002.3082.3052.2232.0272.0421.8121.637

5,6% CAGR

5.729

7,5% a.a.

3.655

2.757

27

Page 28: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

A UM CUSTO COMPETITIVO

Fonte: PFC Energ y / Nota: (Aquisições + Gas tos com explor ação e desenvol vi mento)/(Revi sões+ R ecuper ação secundária + D escobertas e extensões + Aquisições); Período de 3 anos

CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos)

$0

$5

$10

$15

$20

$25

$30

LUKO

ILExxonM

obil

EnCa

na

Petro‐Canada

Devon

Woo

dside

Petrob

ras

Can Natl Res

Noble

Hess

BG

Apache

Murph

y

Occidental

Maratho

n

Pioneer

Cono

coPhillips

BHP Billiton

Nexen

Shell

StatoilHyd

ro

Chevron BP

Anadarko

Talisman

OMV

Eni

TOTA

L

CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos)

$0

$5

$10

$15

$20

$25

$30

$35

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Petrobras

Outr as Empr esas

28

Page 29: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

Page 30: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTRATÉGIA 2009-2013

Descobrir e apropriar reservas no Brasil e no

exterior, mantendo reserva/produção superior a

15 anos

Delimitar e desenvolver o pólo pré-sal

Desenvolver esforço exploratório em novas

fronteiras

Crescer produção com otimização e

aproveitamento da infra-estrutura instalada

Garantir o acesso a reservas e produção de gás natural de

forma integrada com os mercados da Petrobras

30

Page 31: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

INVESTIMENTO FOCADO E DISCIPLINADO

INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES

17%

12%

58%

13%

Exploração

Pré‐sal Santos

Desenvolvimento

Internacional

31

Page 32: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007)

$20,28$19,91

$0,00

$5,00

$10,00

$15,00

$20,00

$25,00

Petrobras Média das Peers *

RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007)

GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS

*Peers: Exxon Mobil, C onoco Phillips, Total, Shell, C hevr on e BP

$46,93 $47,92

$0,00

$10,00

$20,00

$30,00

$40,00

$50,00

$60,00

Petrobras Média das Peers *

32

Page 33: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

5,334,40 4,38

2,48

7,75

-3,71-2,57-1,79-1,021,36-3,78

Con

ocoP

hilli

ps

Luk

oil

Petro

bras

Pet

roCh

ina

ENI

Che

vron

BP

Exx

onM

obil

Tot

al

RD

Shel

l

Rep

sol Y

PF

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D)

UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA

Evaluate Energy (2006-2008 CAGR)

CrescimentoMédio (2006‐2008) ‐ %

33

2.020

2.217

2.298 2.301

2.400

2004 2005 2006 2007 2008

4.4% CAGR

Page 34: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)

…E DA PRODUÇÃO…

1.335 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 2.0502.680

3.920

232252 251 265

274 277 273 321463

634

1.177

161 168163 142 126 124

142

210

409

131

223

3544

10310010910196

94852324

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020Produção de  Ól eo  ‐ Bras il Produção de Gás  ‐ Bra sil

Produção de  Ól eo  ‐ Inte rna ciona l Produção de Gás  ‐ I nte rnaci onal

8,8% a.a.

2.4002.3082.3052.2232.0272.0421.8121.637

5,6% CAGR

5.729

7,5% a.a.

3.655

2.757

34

Page 35: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL

PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd)

Do crescimento de 824 mil bpd na produção nacional de petróleo até 2013, 566 mil bpd virão de campos já com declaração de comercialidade

2008 2009 2013 2015 2020

Óleo Leve ≥ 31º API Ól eo Médio Óleo Pesado  ≤ 22º API

1.855

2.6803.340

3.920

2.050

No PN 2008-2012, a estimativa de produção de óleo e LGN no Brasil em 2015 era de 2.812 mil bpd. Houve um aumento de 19% (+528 mil bpd) sobre a estimativa anterior

Do crescimento de 1.240 mil bpd na produção nacional de petróleo entre 2013 e 2020, a maior contrubuição virá do pré-sal

35

Page 36: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P  NO BRASIL EM 2009

Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural

1.855 51

mil

bpd

Milh

ões

m3/

dia

2.050

2008 2009 2008 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 emoperação em dezembro de 2008

73

P51MARLIM SUL

FRADE

TLD Tupi

JABUTI

PARQUE D ASCONCHAS URUCU

CANAPU

CAMARUPIM

LAGOSTA

MANATIexpansão

P53MARLI M LESTE

SIRI 1

10,5% 43,1%

36

Page 37: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009‐2013

Pré‐Sal Gás NaturalPós‐Sal

P‐57JUBARTE

CACHALOTE,BALEIA FRANCA,BALEIA ANÃ

TUPIPiloto

BALEIA AZUL 

P‐56MARLIM SUL

Óleo

Óleo e gás

URUGUÁTAMBAÚ

MEXILHÃO

JURUÁARACANGA

2,682,58

2,432,25

2,05

3,323,20

3,02

2,79

2,51

2009 2010 2011 2012 2013

milhõe

s bo

e/d P‐62 

RONCADOR

P55 RONCADOR

P‐61PAPA‐TERRA

P‐63PAPA‐TERRA

GUARÁ 1 ou IARA 1

TUPI 1Amplição do Piloto

P‐51MARLIM SUL

FRADE

TLD Tupi

JABUTI

PARQUE DASCONCHAS

URUCU

CANAPU

CAMARUPIM

LAGOSTA

MANATIexpansão

37

Page 38: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013

180 th bpd

100 th bpd

< 100 th bpd

20092010201120122013

Bacia de Campos tradicional

Bacia do Espírito Santo

Parque das Baleias/Pré-sal do Espírito Santo

Cluster do pré-sal

38

Page 39: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS

Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrarnossas Reservas Provadas

~23,5 -28 bn boe

Menor estimativa 9,5

Maior estimativa +4,5

13,920 14,093747 920

ReservasProvadas em

2007*

- ProduçãoAumulada em

2007

+ Incorporaçãode Reservas

Provadas

ReservasProvadas em

2008*

+ DescobertasAnunciadas doPré-Sal (Tupi,Iara e Espírito

Santo)

RecursosAnunciados

Bilhões boe

39*segundo os critérios da Soci ety of Petrol eum Engineers – SPE

Page 40: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS PARA OS PROCESSOS DE E&P,USANDO OS CONCEITOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PARA:

OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES

Reduzir a taxa de declínio de produção de petróleoAumentar reservas através damelhoria dos fatores de recuperaçãoOtimizar custos, aumentandoreservas e produção

Produção

Tempo

Projetos para aumentar reservasProjetos para reduzir taxa de declínio

Taxa natural de declíneo

Empregando técnicas de recuperação avançada

40

Page 41: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CASO ALBACORA

P-25

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 produçãoO sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações de superfície

Campo de albacora:Referência na utilização de técnicas inovadoras de revitalização da produçãoTécnicos 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

Injeção Submarina do Mar (RWI)

P-31

41

Page 42: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CASO CARMÓPOLIS

CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em 1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos na adoção de soluções alternativas.

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

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 fraturamentohidráulico do poço.

SERGIPE

42

Page 43: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CASO CARMÓPOLIS

43

Page 44: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL

ESPÍRITO SANTO

Golfinho

Parque das Baleias/Pré-Sal Espírito Santo

VITÓRIA

150 MM boeOTIMIZAÇÃO DA UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS INSTALADOS NO 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 VitóriaDeslocamento do FPSO Capixaba (100

mil bpd) de Golfinho para o antecipar o desenvolvimento do pré-sal do Espírito Santo

44

Page 45: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO

29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS

Ocean Yorktown

Pride Mexi co 

Borgny Dolphin

Ocean ConcordFalcon-100

28958734Total por ano

9163544941Acumulado

+ 28 novas unidades, a serem construí das no Brasil

Delba V

Delba VI

Scorpion *

Delba VII

Delba VIII

Norbe  IX

Schahin TBN2

Norbe VI II

Etesco 8

Delba IV

Schahin TBN1

Sevan Brasil

DS Carolina

Gold Star

Pantana l

Norbe VI

Delba III

West Orion

Lone Star

Amazonia

Petrorig II

Noble Dave Beard

Sevan Driller

West Taurus

West Eminence

SSV Victoria

Sedco 707

Dw. Navigator

N. Roger Eason

O. Cli pper

N. Paul Wolf

≥ 2000m

De 2013 a 2017

1000- 1999m

0-999m

Lâmina d’Água

Petrobras X

Petrobras XXIII

P. South Ameri ca

P. Portland

P. Rio de Janeiro

P. Braz il

P. Carlos Walter

Ocean Yatzi

Ocean Alliance

Petrobras XVI

Petrobras XVII

Alaskan Star

Atlantic Star

Ocean Wittingt on

P. South Atlantic 

Operando em 2008

Ocean Winner

T. Driller

Sedco 710

N. Therald Martin

N. Leo Segerius

N. Muravlenko

Loui siana

S.C. Lancer

Peregrine I

Olinda Star

Ocean Worker

Início 2009

Petrobras XIV

Início 2011Início 2010 Início 2012

45

Page 46: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS

Potiguar

SEAL& REC & TUC

Bahia Sul

Espírito Santo

Campos

Santos

Ceara & Potiguar AP

Pelotas

Margem Equatorial

Solimões

São Francisco

PetrobrasOutros

Exploração: 2009-13 US$ 13.8 bnÁrea exploratória: 157.587 km²278 blocos exploratórios30 planos de avaliação303 concessões de prod.

46

Page 47: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Taxa de sucessoexploratório

ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO

47

0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

1.750

2.000

2.250

2.500

2.750

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009‐2013

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Invstimentoem

exploraçãoUS$ mm

Page 48: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS

FocoPrincipal

Novas áreas

ÍNDIA

PAQUISTÃO

IRÃ

TURQUIA

LÍBIAPORTUGAL

SENEGAL

NIGÉRIA

ANGOLA MOÇAMBIQUE

TANZÂNIABRASIL

ARGENTINA

BOLÍVIA

PERÚ

EQUADOR

COLÔMBIA

VENEZUELAMÉXICO

CUBA

GOLFO

48

Page 49: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL

Poços TestadosCampos HCBlocos ExploratóriosReservatórios Pré-sal

MINA GERAIS

SÃO PAULO

PARANÁ

Área da Província: 112.000 km2Área Total Concedida: 41.000 km2 (38%)Área Não Concedida: 71.000 km2 (62%)Área com Participação Petrobras: 35.000 km2 (31%)

RIO DE JANEIRO

ESPIRITO SANTO

49

Page 50: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRÉ-SAL: VISÃO GERAL

US$ 28 bilhões em investimentos até2013Produção inicial de óleo através de FPSOsProdução inicial de gás natural serátransportada por gasodutos até a costa6 unidades de produção iniciando até2014 em Santo e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração (TLD)Estimativa de produção de óleo em 219 k bpd em 2013

Cerca de 7 MMm3/d de gás natural disponibilizados ao mercado em 2013Diversos sistemas de produção iniciando até 2020Em 2015 a produção de óleo deve atingir 582 k bpdEm 2020 a produção de óleo deve atingir 1.815 k bpd; a disponibilização de gás natural deve atingir o montante de 40 MMm3/d

50

Page 51: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL

Rio de Janeiro50 km

Tupi

Carioca

ParatiIara

GuaraBM-S-21BR 80% BM-S-24

BR 80%

BM-S-10BR 65% BM-S-11

BR 65%

BM-S-9BR 45%

BM-S-8BR 66%

BM-S-22BR 20%

Azulão

Bem-te-v i

Caramba

Descobertas: Tupi, Iara, Carioca, Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e CarambaElevado potencial de volumesÓleo de boa qualidade: médio-leveAtividade sísmica e poços de delimitações a caminhoEstimativa de volumes recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi e 3-4 bn boe em Iara 3 sistemas de produção até 2014: Tupi, Iara e Guará

51

Page 52: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

TUPI

Rio de Janeiro50 km 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• Desenvolvimento de estudos de otimização• Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe• Ampliação do Sistema Piloto em 2013

Tupi

52

Page 53: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

2007.....

2012 t.....2009

1º Óleo – TLD Tupi (Mar/09)

2010

1º Óleo– Tupi Piloto (Dez/10)

2017

Nível elevado de produção

ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)

• Delimitação da Área• Análise da vazão dos

reservatórios• Desempenho de poços

fraturados• Completação da

amostragem• Análise de CO2

TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e delimitação de poços

Fase 0

Aquisição de dados

Objetivo

Foco

FasesDesenvolvimento Definitvo

• Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2

• Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2

• Teste de otimização de poços

• Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado nível de produção em 2017

• Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos

Implementação de diversas unidades de produção

Implementação de diversas unidades de produção (FPSOs genérico)

Fase 1A Fase 1B

53

Page 54: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

IARA

Volume recuperável estimado: 3-4 bnde boeReservatório de boa qualidadePlano 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

Page 55: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Reservatório de boa qualidadePlano atual

GUARA

Rio de Janeiro50 km

Guara

• 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

55

Page 56: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

MG

RJ

Espí

rito

Sant

oPeroá

Camarupim

Carapó

Canapu

JUB

Catuá

Baleia Azul AB A

OST

ARG

PRBCXR

CHT

N AU

Golfinho

UTG Cacimbas

UTG Sul Capixaba

UPGN Lagoa Parda

Cangoá

Baleia Franca

Terminal Barra do Riacho

Uso da infra-estrutura local P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal: excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de óleo FPSO Seillean entrou em operação em dez/08 como piloto de Cachalote (CHT) FPSO Capixaba deve ser movido do campo de Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no 1S10 FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10 como piloto de Baleia Azul (BAZ)Baleia Azul: primeira unidade de produção definitiva no 4T12Produção de gás natural transportada através de gasodutos

Rio Doce

Linhares

Aracruz

Marataizes

Anchieta

Guarapari

Vila Velha

VITÓRI A

Presidente Kennedy

Gasoduto Sul-Norte Capixaba

12 a 24” – 160 km7 a 15 MM m3/d

24” – 66 km25 MM m3/d

PÓLO DO ESPÍRITO SANTO

Gasoduto Sul Capixaba12” – 83 km4,5 MM m3/d

56

Page 57: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ-SAL

Produção de óleo no pré-sal Petrobras (mil bpd)

2009 -20202009-2013

98,8 18,6 Pré-Sal Bacia de Santos

111,4 28,9 Investimentos Petrobras no Pré-Sal (Desenv. da Produção)

12,610,3Pré-Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós-Sal)

Investimentos no Pré-sal até 2020

8731.183160

463

632

157 42262

2013 2015 2017 2020Pré‐sal Petrobras Pré‐sal Parceiros

219

1.336

1.815

582

57

Page 58: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ABASTECIMENTO

Page 59: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

SISTEMA VERTICALMENTE INTEGRADO CAPTURANDO SINERGIAS E ADICIONANDO VALOR

PetrobrasOutros

Operações do Upstream Operações do Downstream

Dutos ExistentesRefinariasTerminal Mar ítimoTermial Terrestre

59

Page 60: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO

A expectativa de crescimento da curva de produção da Companhia torna necessária a ampliação da capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades

1,7791,986TOTAL BRASIL

67Fortaleza - Lubnor (CE)

4253Capuava - Recap (SP)

4146Manaus - Reman (AM)

132151Gabriel Passos - Regap (MG)

153170Pres. Bernardes - RPBC (SP)

169189Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR)

148189Alberto Pasqualini - Refap (RS)

236251Henrique Lage - Revap (SP)

243242Duque de Caxias -Reduc (RJ)

261323Landulpho Alves - Rlam (BA)

348365Paulínia - Replan (SP)

Carga (Tbpd)

Capacidade (Tbpd)Refinarias

RLAM

RECAP

REDUC

REVAP

REPLAN

RECAPRPBCREPAR REFAP

LUBNORREMAN

Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 anos e a crescente demanda do mercado doméstico também apontam para a necessidade de novos investimentos no refino

60

Page 61: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EFEITOS POSITIVOS NA BALANÇA COMERCIAL

Importações (mil barris/dia)Exportações (mil barris/dia)

Apesar do atual superávit em volumes, a Petrobras continua com déficit na balança comercialInvestimentos focados na redução da necessidade de importação de óleo e de aumento das exportações de derivados

352 370 390 373

94 118 148 197

2005 2006 2007 2008

Petróleo Derivados

263335 353

439

260246 262

234

2005 2006 2007 2008P etróleo Derivados

61

Page 62: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTRATÉGIA FOCADA PARA ADICIONAR VALOR AO ÓLEO DOMÉSTICO

Expandir a capacidade de refino no Brasil e no

exterior

Melhorar margens,expandindo a

complexidade média

Usar parceiros comerciais e logísticos para expandir

a presença nos mercados-alvo

Aumentar a produção de petroquímicos básicos, capturando sinergias no

Sistema Petrobras

Otimizar qualidade para tornar a Petrobras a marca preferida

de combustíveis para consumidores no Brasil e no

exterior

62

Page 63: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

73%

12%7%

8%

Refino

Dutos e Terminais

Tranporte Marítimo

Petroquímica

INVESTINDO PARA REALIZAR ESSES OBJETIVOS

• Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos padrões internacionais;• Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão.

Investimentos na Área de AbastecimentoUS$ 47,8 bilhões

Nota: Não inclui internacional 63

Page 64: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

100

120

140

160

180

200

220

240

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Fonte: PFC Energ y

ATENDENDO À NECESSIDADE DE AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO E A COMPLEXIDADE DAS REFINARIAS...

Índice de Complexidade Média PFC

Cap

acid

ade

Méd

ia d

e R

efin

o (tb

/d)

64

Page 65: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

BENEFÍCIOS DA INTEGRAÇÃO

R eturn on  C apital E mployed

‐15%‐10%‐5%0%5%

10%15%20%25%30%35%

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

C ompanhia In te g radas Em pre s as  Ups tream Re finadores

ROCE

Companhia Integradas: BP, RD Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, TOTAL, Eni, Lukoil e Repsol YPFEmpresas de Upstream: Apache, Anadarko, Devon, EnCana, Nexen e TalismanRefinadores: Valero, Reliance Industries, PKN Orlen, Sunoco e Tesoro

Fonte: PFC Energy 65

Page 66: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Fonte: Pl atts

... AUMENTANDO AS MARGENS BRUTAS ...

0

5

10

15

20

25

30

35198

8

198

9

199

0

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

US$/BBL of 2008

Declínio Gasolina EUA

Margens Brutas de Refino = Preço do produto menos óleo cru

Margem WTI Craqueamento = Margem USGC usando WTI com rendimento do craqueamento

Margem Maya Coqueamento = Margem USGC usando Mayacom rendimento do coqueamento

Margem WTI Craqueamento Margem Maya Coqueamento

Margens brutas de refino no Golfo do México (EUA)

66

Page 67: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Fonte: Pl atts

... E CAPTURANDO O DIFERENCIAL LEVE/PESADO

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

US$/BBL of 2008

Spread Óleo Leve-Pesado = WTI –Maya

Spread Derivados Leve-Pesado = (Unleaded USG + N2 Diesel USG)/2 – Fuel Oil 3% USG

WTI - Maya Diesel e Gasolina – Óleo Combustível

67

Page 68: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ÓLEO DOMÉSTICO PROCESSADO

95%

78%80%76%79%

75%

2000 2002 2004 2006 2008 2020

O parque de refino da Petrobras seráadaptado para processar mais óleo doméstico, capturando o diferencial

leve/pesado e evitando desconto de petrólqode alta acidez.

DIMINUINDO A NECESSIDADE DE IMPORTAÇÃO DE ÓLEO PARA AS REFINARIAS

68

Page 69: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ADAPTANDO AS REFINARIAS PARA OTIMIZAR PERFORMANCE E ASSEGURAR A SUSTENTABILIDADE

2009 2010 2011 2012 2013

Gasolina regular Transição Gasolina Regular 0,005% S

RECAP Diesel e Gasolina

REDUC Gasolina

REFAP Gasolina

REFAP Gasolina

RLAM Gasolina

RPBC Gasolina

REPAR Gasolina

REPLAN Gasolina

REVAP Gasolina

2009 2010 2011 2012 2013

DieselS-1800

DieselS-500

Diesel S-50

DieselS-10

RECAP Diesel e Gasolina

RLAM Diesel

REFAP Diesel

REPLAN Diesel

REGAP Diesel

RPBC Diesel

REGAP Rev amp HDT

QUALIDADE DA GASOLINA QUALIDADE DO DIESEL

MELHORAR A QUALIDADE DA GASOLINA E DO DIESEL, REFORÇANDO SEU COMPROMISSO COM A SUSTENTABILIDADE E ATENDENDO AS REGULAÇÕES AMBIENTAIS E REDUZIR AS EMISSÕES

69

Page 70: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Mil b/d

MERCADO DOMÉSTICO CRESCENTE…

230 257326 332 367 419250 218 255 24684 89 118

179738 783

901

1224112

150

182 202

274

400

214208

107119

2007 2008E 2013E 2020E

OutrosOCDieselQAVNaftaGasolinaGLP

1906

3,3% a.a.

3,0% a.a.1945

2257

2876

70

Page 71: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

…SERÁ ATENDIDO PELOS INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO

CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD)

1.779 1.791

2.270

3.012

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020

71

 Clara 

o

RNE230 mil bpd

2011

UPB150 mil bpdDez/2012

Premium I600 mil bpd

ePremium II300 mil bpd1ª Fase: 2013

2ª Fase: 2015

REPARRevamp

25 mil bpd2011

Clara Camarão

2010

REVAP10 mil bpd

2010

REPLANRevamp

33 mil bpd2010

Page 72: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ADIÇÃO DE CAPACIDADE DOMÉSTICA DE REFINO

Adição de Capacidade (mil bpd)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2009  ‐ 2010 2010  ‐ 2011 2011  ‐ 2012 2012  ‐ 2013

000 b/d

C apac idade Dis tila ç ão C apac idade  C onvers ão C ap ac idade Hidrotratamento

72

Page 73: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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

PRINCIPAIS DIRECIONADORES PARA AS NOVAS REFINARIAS

73

Page 74: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

1.607 1.6252.833

800 1.0701.651

2.353

3.212

380436

587

784

990

728699

991

1.663

3.6662.202

1.293526

289310

412

671

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2000 2005 2010 2015 2020

PS

PVC

PET

PP

PE

ATENDENDO À CRESCENTE DEMANDA DOMÉSTICA POR PETROQUÍMICOS

Mil ton/ano

74

Page 75: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

QUATTOR

PRODUÇÃO1.020 kta eteno320kta propeno1.040 kta PE875 kta PP

COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 137,3% Petrobrás/Petroquisa56% UNIPAR | 6,6% BNDES

PQU

QUATTOR

PU

RIOPOL

UDQ

BRASKEM

PRODUÇÃO2.480 kta eteno1.180 kta propeno510 kta PVC 1.975 kta PE1.090 kta PP

COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA – TOTAL 23% Petrobrás/Petroquisa38% Grupo Odebrecht36% Outros

COPESUl

IQ

IPQ

Decisões de investimento no segmento são baseadas na necessidade de:

Assegurar um hedge natural entre os ciclos da petroquímica e do refinoDiversificar produtos de maior valor agregado

INTEGRAÇÃO DA CADEIA DE SUPRIMENTO DO DOWNSTREAM ATRAVÉS DE INVESTIMENTOS FOCADOS

Manter flexibilidade e acesso a matérias-primas competitivasGarantir liderança em custosAumentar competitividade

75

Page 76: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

DOWNSTREAM

COMPERJ IRÁ CONTRIBUIR PARA A CADEIA DE VALOR DA PETROBRAS

ProdutosProdução

(kty)Polipropileno 850Polietileno 800Estireno 500Etileno glicol 600PTA 500PET 600

BÁSICOS

Produtos Produção(kty)

Combustíveis

Diesel 535Nafta 284Coque 700

Petroquímicos

Etileno 1,300Propileno 881Benzeno 608Butadieno 157p-Xileno 700Enxofre 45

Expansão do mercado doméstico de petroquímicosUtilização do óleo de Marlim como matéria-prima

Captura de sinergias de estruturas existentes na regiãoMelhora na balança comercial na cadeia de petróleo, derivados e petroquímicos

76

Page 77: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

GÁS & ENERGIA

Page 78: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ESTRATÉGIA DE GÁS E ENERGIA

Agregar valor ao uso do GN na monetização das

reservas da Petrobras

Assegurar flexibilidade para comercialização de gás natural nos mercados

termelétrico e não termelétrico

Atuar de forma global e verticalizada no mercado

de GNLOfertar de forma flexível

geração energia elétrica e outros mercado

Otimizar a participação brasileira no sistema de

geração elétrica

Compra e Venda de GN e GNL

Transporte e Distribuição

Geração, Compra e Venda de Energia

Investir em geração de energia elétrica a partir de

fontes renováveis

78

Page 79: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ANP

ANEEL

Produção Import. Distribuição

Consumidores Gás Natural

Termelétricas

Hidroeletricidade

Transmissão

Consumidores Energia Elétrica

Distribuição

Trocas

ProcessamentoO sistema elétrico brasileiro éoperado como um “condomínio”, onde o ONS coordena seu funcionamento. As usinas hidrelétricas operam em situações de hidrologia favorável. As térmicas operam quando necessário para reduzir risco de déficit futuro.

CHOVEU: ACUMULA ENERGIA – POUPA ÁGUA

INTEGRAÇÃO ENTRE AS CADEIAS DE GÁS E ENERGIA ELÉTRICA

79

Page 80: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

MERCADO DE GÁS NATURAL: EVOLUÇÃO E PROJEÇÃO

Demanda Não-Termelétrica

3634

3128

2520

1417

37

5049

4541

38

0

10

20

30

40

50

6020

00

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Realizado Proj. Petrobras

Demanda atendida Demandaem realização

contratada

Gás Nacional: Contratado junto às Distribuidoras de GN até2012

Gás Boliviano: Contratado junto às Distribuidoras de GN até 2020

IndustrialParidade de preços com OC aceita pelo mercado

AutomotivoFrota flex fuel, kits mais caros, maiores preços de GN

ComercialAcompanha Projeção do PIB Serviços

ResidencialAcompanha crescimento da população urbana

Entr

ega

de G

ás N

atur

al a

o M

erca

do N

ão-T

erm

elét

rico

milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3 6% p.a. crescimento médio esperado: 2009-13

80

Page 81: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

CRESCIMENTO DA CARGA DE ENERGIA DO SIN: 4,7% A.A.

55 58 61 64 67 70 73 77 80 84 87 91

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2009-2013

Carga de Energia Média 2008: 52 GWGWmed

5% crecimento p.a.

Carg

a de

Ene

rgia

(GW

med

)

81

Page 82: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

27 30 33 36 40 41

1719

2734

3945

1419

36

4144

49

0

20

40

60

80

100

120

140

2008 2009 2010 2011 2012 2013

O fe rta  Na cional Oferta  Boliviana G NL : Capacida de  R ega s. Ex iste nteAdições GNL Demanda   Industrial O utro s UsosDemanda  T ermelétrica

68

96

112

123

135

58

Indu

stria

lO

utro

sUs

osGe

raçã

o El

étric

a

OfertaNacional

Bolívia

GNL

GÁS NATURAL: BALANÇO OFERTA X DEMANDA2008 - 2013

milh

ões

m3 /d

@ 9

.400

kca

l/m3

82

Page 83: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) - CICLOS

1o CICLOCriação da área de

Gás e Energia 2o CICLO

Plano de Negócios2009-13

1o CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das MalhasMotivação:• 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 OfertaMotivação:• 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

Page 84: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(A) Expansão do Sistema de Dutos

Gasbol

GLP duto (jan/09)Urucu - Manaus (set/09)

Urucu

ManausGasforAçu/Serra do MelNordestãoPilar-Ipojuca (set/10)GASALPItaporanga-PilarAtalaia-ItaporangaGASEBCatu-ItaporangaCacimbas-Catu (mar/10)Cacimbas-VitoriaLagoa Parda-Vitoria - GasvitCabiúnas-VitóriaGasduc III (set/09)Gasduc I e IIJaperi-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)GASPAL IGASAN IGasbol - Ampl. T. Sul (mai/10)

Em implantaçãoExistentes

Dutos de Transporte Existentes:2003 – 5.451 km2006 – 5.495 km2007 – 6.157 km2008 – 6.933 km

Dutos Em Implantação:2009 – 7.930 km2010 – 9.265 km

70% expansão 2003-2010

84

Page 85: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

TERMINAL DE PECÉM

1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(B) Adicionar Flexibilidade com GNL

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

Page 86: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Baía de Guanabara

1o CICLO: Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(B) Adicionar Flexibilidade com GNL

Capacidade:Terminal: 20 MM m3/dNavio Regaseificador: 14 MM m3/d

Término da C&M:Jan/09Comissionamento atéjul/09

Objetivo:Fornecimento flexível de gás para geração ternelétrica no Sudeste

Vista Geral do Terminal – Final da Construção e Montagem - 22/jan/09.

86

Page 87: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

1o CICLO: Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas(C) Incremento do Parque Gerador

Gover. Leonel Brizola1,043 MW

Fernando Gasparian370 MW

Luís Carlos Prestes252 MW

Sepé Tiaraju 160 MWBI-COMBUSTÍVEL

Juiz de Fora84 MW

Tambaqui89 MW

Jaraqui89 MW

Manauara85 MW

Mário Lago922 MW

Rômulo Almeida138 MW

Celso Furtado185 MW

Aurel. Chaves226 MW

Bahia I31 MW

Santa Fé30 MW

Termocabo 48 MW(leased)

Petrolina 128 MW(aluguel)

Funil22.5 MW

São Joaquim21 MW

Carangola15 MW

Araucária484 MW

Barbosa Lima Sobrinho 386 MWBI-COMBUSTÍVEL

Termoceará 220 MWBI-COMBUSTÍVEL

NG 4.900 MW

OIL 472 MW

PCH 187 MW

BANAÇO 60 MW

Potiguar III 66 MW

Potiguar 52 MW

Jesus S. Pereira 340 MW

Ar embepe 148 MWAr eia 11,4 MW

Água Limpa 14 MW

Brentech 140 MW

Britarumã 60 MW

Irara 30 MW

Jataí 30 MW

Retiro Velho 18 MW

Euzébio Rocha 208 MW

Pira 19 MW

SU APE II 350 MW

Muricy 148 MW

Bonfante19 MW

São Pedro 30 MW

Fumaça 44,5 MW

São Simão27 MW

Calheiros 19 MW

Monte Serrat 25 MW

2008: 24 Usinas: 5.899 MW 2010: 43 Usinas: 7.135 MW

87

Page 88: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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

Page 89: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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

Page 90: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009-2013

926

1,477

4.528

3.692

Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos

Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos

Gás Natural

US$ 8,2 bilhões

Energy

US$ 2,4 bilhões

Investimentos G&EUS$ 10.6 bilhões

US$ milhões

90

Page 91: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

FINANÇAS

Page 92: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

RETORNO TOTAL DAS AÇÕES VS. ROACE

RETORNO TOTAL DAS AÇÕES

GERAÇÃO DE VALOR PARA O ACIONISTA COM DESTAQUE NO RETORNO SOBRE O CAPITAL DA INDÚSTRIA

‐80,0%

‐55,0%

‐30,0%

‐5,0%

20,0%

45,0%

70,0%

95,0%

120,0%

145,0%

2003 2004 2005 2006 2007 2008

MIN

MAX

PBR

Fonte: Bl oomberg/Balanço das Companhi as 92

HES

PBR

BG ENIMRO

OXY

S TOREP

‐20%

‐10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

10% 15% 20% 25% 30%

ROACE   (Média  06 ‐08)

RTA (M

édia

 06‐

08)

Page 93: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

De acordo com a lei brasileira, a Companhia é obrigada a distribuir pelo menos 25% do seu lucro líquido ajustado

AUMENTO DO LUCRO GERANDO INCREMENTO DOS DIVIDENDOS DISTRIBUÍDOS

* Valores em US GAAP e div idendos prov isionados.

US$ Milhões

93

31%

33%

32% 32%

29%

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2004 2005 2006 2007 2008

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

L ucro Líquido Dividendos Dividendo/Lucro  líquido  (% ) 

Page 94: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

FONTES

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

2 0.000

2 5.000

3 0.000

2004 20 05 2006 2 007 200 8FC Operac ional Dívida  L íquida

USOS

INCREMENTO DA GERAÇÃO DE CAIXA VIABILIZANDO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS...

- 5.0 0 00

5.0 0 010 .0 0 015.0 0 0

2 0 .0 0 0

2 5.0 0 03 0 .0 0 0

2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 *

Inve s timento Dividendos Aquis iç õe s

94

Page 95: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Comprometimento com a Manutenção do Grau de Investimento

DÍVIDA DE LP / CAPITAL. LP*

...COM CRESCIMENTO ACOMPANHADO DE BAIXA ALAVANCAGEM E AUMENTO DA CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO

* Fonte: Bal anço das C ompanhias (REP, HES, ENI, BG, OXY, MRO, STO)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

2003 2004 2005 2006 2007

MAXMINPBR

95

0 .670.59

0 .38

0.64

1 .101.16

7.1% 13.7%6.5% 2.7% 4.7% 6.5%0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

2003 2004 2005 2006 2007 2008

D ívi da  L íquida/EB ITDA Dí vida   CP/Dív ida  L P "

DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA E DIV. CP/DIV. LP

DÍVIDA DE LP / CAPITAL. LP*

Page 96: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PROJETADOUS$ 148,6 BI (2009 – 2013)

HISTÓRICOUS$ 85.3 BI (2003 – 2008)

PREMISSAS CONSERVADORAS DE PLANEJAMENTO GERARAM BALANCEAMENTO ENTRE FCO E INVESTIMENTOS - PLANO 2009-2013 SEGUINDO A MESMA LINHA

Fontes Usos

FCO(após dividendos) Investimentos

(US$ 83 bi)

Dívida Líquida

Fontes Usos

FCO(após dividendos)

Dívida Líquida

Investimentos(US$ 174 bi)

Brent médio: 60 (US$/barril)

Produção média óleo: 1,720 (mil boed)

Brent médio (e): 66 (US$/barril)

Produção média óleo (e): 2,398 (mil boed)

96

Page 97: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013 COM FOCO NA MANUTENÇÃO DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS

INDICADORES 2008-2012

Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18

Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl)2008 – 55,002009 – 50,002010 – 45,002011-2012 – 35,00

Fluxo de Caixa Líquido Projetado(Após dividendos) 104,4

Investimentos Projetados 112,4

Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq. (Alavancagem) 20%

Caixa Mínimo (US$ bi)3,8

2009-2013

2,0

148,6

174,4

Até 35%

5

2009 – 58,002010 – 61,002011 – 72,002012 – 74,002013 – 68,00

97

Page 98: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013: PREMISSAS DE PREÇOS DE PETRÓLEO (BRENT – US$/BBL)

6060

68

7472

6158

4545454545

4037

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Curva de Referência Curva de Robustez

98

Page 99: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PREMISSAS DE LONGO PRAZO ABAIXO DAS PREVISÕES DE MERCADO. NECESSIDADES DE FINANCIAMENTO DE CURTO PRAZO BASEADAS NO PREÇO DE ÓLEO ABAIXO DA CURVA FUTURA.

A Petrobras está considerando o cenário mais pessimista para projetar suas necessidades de financiamento nos próximos dois anos.

0

20

40

60

80

100

120

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

US$

 bbl

B re nt ‐ Curva  Futura  (23/01/09) PIRA (Jan  09) Petrobras  (Ca so  Base )

Petrobras  (Fi nanci ab il idade  09‐10) WoodMa ckenzi e (De c 08)

CURVA DO BRENT

Fonte: Bloomberg/PIRA/Mackenzie 99

Page 100: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PLANO NÃO CONSIDERA REDUÇÃO DO CUSTO DOS INVESTIMENTOS, APESAR DA REDUÇÃO NO PREÇO DO ÓLEO CRIAR PRESSÃO PARA QUEDA DOS CUSTOS.

Indi

ce(2

000=

100)

0

100

200

300

400

500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T2007

3T2007

1T2008

3T2008

4T2008

2009 2010 2011 2012 2013

ICC Downstream ICC Upstream WTI

18%

11%

Fonte: CER A / Bloomberg

INDICE CUSTO DE CAPITAL

100

Page 101: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA

* Inves timento para 2010 baseado na média anual do Plano

(18,9)(18,1)Necessidade de Captação

2010*2009

35,028,6Investimento16,010,5FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos

4037Brent (US$ / barril)

FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI)

Principais Variáveis• Preço internacional do óleo

e derivados• Preços internos no Brasil• Taxa de câmbio• Percentual de execução do

Investimento Planejado• Custo de Capital

101

Page 102: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

FINANCIAMENTO PARA 2009 EFETUADO E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM FINANCIADAS PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS

2009 2010

Necessidades

• US$ 18,10 bi

Fontes

• BNDES: US$ 12,5 bi• Pré-fin. 2008: US$ 2,5 bi• Mercado Capitais: US$ 6 bi

Necessidades

• US$ 18,9 bi

Fontes

• BNDES: US$ 10,0 bi• Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi• 15% de redução no Investimento reduz

a necessidade de captação adicional para menos de US$ 4 bi

102

Page 103: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

13 de maio de 2009

Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS

1o trimestre de 2009(Legislação Societária)

Page 104: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de 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.

Investidores Norte-Americanos:

AVISO

104

Page 105: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 4T08

Mil

bpd

Produção Nacional Média de Óleo e Gás

Recorde de produção diária de petróleo no Brasil alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris

2.195 2.261+3%

2.120

7%

1T08 4T08 1T09

1.816 1.865 1.952

304 330 309

Petróleo e LGN Gás Natural

• O aumento da produção em 3% foi devido a:

• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador) ;

• entrada em operação da P-51, em Marlim Sul, da P-53, em Marlim Leste e da FPSO Cidade de Niterói, em Marlim Leste;

• Em função da redução de demanda no mercado doméstico, a produção de gás natural reduziu 6%. Há uma capacidade instalada de produção de 87 mil boed de gás natural adicionais, caso haja demanda.

105

Page 106: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES

106¹ Operated by Chevron² Operated by Shell

P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói

99 

12 

34 

53

MÉDIA 1 T09

(mil bpd)

9 produtores (óleo) e 1 produ tor (gás)

2 produtores

1º poço = 33 kbpd26/02/2009100

FPSO Cid ade de Niteró i / /Marl im Leste

24/01/2009

30/11/2008

DATA  PR IMEIRO ÓLEO

10 produtores e 9 in jetores

13 produtores e 8 in jetores

Nº DE POÇOS PREVISTOS

2 produtores e 2 injetores

6 produtores

Nº DE POÇOS INTERLIGADOS

460

180

180

CAPACIDAD E

(mil bpd)

Total

P‐51 / Marlim Su l

P‐53 /  Marl im Leste

PLATAFORMA/CAMPO

Page 107: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009

MANATIexpansão

107

PARQUE DAS CONCHAS

3T09

2T09

DATA  DA  ENTRADA  EM  OPERAÇÃO

35%

30%

PARTICIPAÇÃO DA  PETROBRAS

100 mil bpd

100 mil bpd

CAPACIDADE

Parque das Conchas²

Frade¹

CAMPO

FRADE

FPSO FradeFPSO Espírito Santo

¹ Operado pela Chevron² Operado pela Shell

Page 108: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

LDA: 2.200m

FPSO BW Cidade de São Vicente

108

DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI

RELOC AÇÃO DA LINHAETAPA 2

POÇO P16 MESES

ETAPA 1POÇO 3-RJS-646

6 MESES

ETAPA 3POÇO 3-RJS-646

3 MESES

PERFURARPOÇO P1

Desafios:•Revestimento de poço especial e risersflexíveis para suportar fluidos agressivos e alta pressão;•Recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás;*•Reinjeção do CO2 associado aos fluidos produzidos no reservatório;*•Árvores de natal molhadas em profundidades nunca antes utilizadas no Brasil;*•Aquisição sísmica de alta resolução em algumas áreas para identificar reservatórios;•Completação de poços em ambiente com alta pressão.(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010

Teste de Longa DuraçãoCapacidade: 30.000 bpdDuração: 15 mesesAPI: 28-30o

Principais Informações a serem coletadas:•comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo;• movimentação ou drenagem de fluídos durante a produção; • escoamento submarino; • geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais e/ou desviados). 108

Page 109: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

109

PRINCIPAIS DESCOBERTAS  NA REGIÃO DO PÓS‐SAL *

* 2007 a 2009

161Gás e CondensadoBR(35%), Repsol(40%),

Vale(12,5%), Voodside(12,5%) BM‐S‐48Panoramix

Maio‐09

1.011

763

708

235

1.374 

274 

2.354

Lâminad`água (m)

Óleo leve 

Gás e Condensado

Gás e Condensado

Óleo leve 

Óleo leve 

Óleo leve

Óleo

Fluidos

BR (100%)

BR (65%), EL PASO (35%)

BR (65%), EL PASO (35%)

BR (100%)

BR (100%)

BR (100%)

BR (60%), STATOIL (40%)

Participação

BC‐60/CaxaréuMar‐2007

BM‐ES‐5Camarupim

Maio‐2007

BM‐ES‐5Camarupim

Dez‐2007

BM‐S‐40/TiroMaio‐2008

GolfinhoJulho‐2008

BM‐S‐40/SidonSet‐2008

BM‐J‐3Jequitinhonha

Nov‐2008

Bloco/CampoData

Page 110: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOSPREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P (US$ por barril)

47,7957,04

64,4276,75

86,13

105,46

100,58

47,95

32,23

44,40

57,7568,76

74,8788,69

96,9

121,37114,78

54,91

1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09

Preço médio de venda Brent (média)

Média 4T08

• O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e a cotação média do Brent aumentou de US$ 6,96/bbl no 4T-2008, para US$ 12,17 no 1T-2009.

Page 111: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

111

• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a cotação dos preços internacionais;

• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.

US$/barril R$/barril

24,8231,08 30,27

18,11

43,2051,14 54,40

41,48

14,69

34,24

15,16 16,34 17,61 19,09 17,91

28,0434,80 36,79

22,3916,33

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1T08 2T08 3T08 4T08 1T09

Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)

8,66 9,88 10,21 8,24 7,82

16,16 21,20 20,069,87 6,87

96,90

121,37114,78

44,4054,91

010

203040

5060

7080

1T08 2T08 3T08 4T08 1T090

20

40

60

80

100

120

140

Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent

• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo;

• 3 novas unidades recentemente instaladas (que produzem 25% da capacidade) contribuíram para que custo fosse mais elevado, além da redução de 6% na produção de gás natural.

LIFTING COST NO BRASIL

Page 112: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR

112

US$/bbl R$/bbl

0

20

40

60

80

100

120

140

160

dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09

PMR EUA PMR Petrobras

0

50

100

150

200

250

dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09

PMR EUA PMR Petrobras

71,64161,89

77,40 176,48163,59

123,7270,53

53,48

4T08 1T09 4T08 1T091T081T08

104,79

93,90

181,83

163,07

• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a cotação dos preços internacionais;

• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.

Page 113: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

297 303

198 195

167 15275 76

166 128

658702

9798

1T08 1T09

Outros*Óleo CombustívelQAVNaftaGLPGasolinaDieselM

il ba

rris

/dia

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

O redução de 6% do volume de vendas do diesel devido a:Redução de vendas para térmicas;Aumento do percentual do biodiesel de 2% para 3%;Retração da produção industrial.

Aumento de 2% na venda de gasolina, devido ao crescimento expressivo da frota de veículos.Queda de 29% do volume de vendas de gás natural, devido a:

Redução do consumo do mercado não-térmico (desaceleração econômica/troca por OC);Retração da demanda térmica (maiores níveis dos reservatórios do Sudeste).

VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO - DERIVADOS E GÁS NATURAL

215302

1T08 1T09

1.6091.703 ‐6%

* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. Maiores reduções no comparativo 1T09 vs 1T08 foram em lubrificantes e outros gases e derivados.

‐29%

Mil

boed

DerivadosGás Natural

Page 114: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

Mil

barr

is/d

iaIMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

314 352

259 228

Exportação Importação Importação Líquida

573 580

(7)

451 426

215

140

Exportação Importação Exportação Líquida

666566

100

Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2008US$ 775 Milhões

Exportações líquidas positivas impulsionadas pelo aumento da produção nacional;Déficit financeiro resultante do spread leve x pesado entre os produtos exportados (pesados)

e importados (leves);

Investimentos em refino para maximizar o processamento de óleo nacional e capturar esta margem.

Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2009US$ 150 Milhões

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS

Page 115: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08

3.257

11.801

4.703 (9.541)

10.220

4T08Lucro Operacional Receita CPV

Despesas Operacionais

• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas e do menor preço;

• Menor Custo do Produto Vendido reflete menores custos com importação de óleos e derivados e queda da participação governamental;

• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no valor recuperável de ativos e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08;

• Redução de itens recorrentes nas despesas de vendas (redução de fretes) e gerais e administrativas (redução nos gastos com consultorias e processamento de dados).

1T09Lucro Operacional

Page 116: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08

6.189

735

5.517 (3.254)

(1.081)(2.290)

5.816

4T08LL 1T09LLResultado Financeiro

Impostos Part. Acion. Não Control.

• Piora do resultado financeiro devido à perda cambial no 1T09 (- R$ 298) em comparação com o ganho do 4T08 (+ R$ 2.258); e ausência de ganho com hedge ocorrido no 4T08 (R$ 620);• Part. Invest. Relevantes impactada pela provisão para a aquisição de Pasadena (R$ 341);•Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de JCP ocorrido no 4T08 e maior lucro;• Aumento das participações de acionistas não controladores devido ao resultado negativo das SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.

Part. Invest. Relevantes

Lucro Operacional

Page 117: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)

4º Tri - 2008Lucro Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

1º Tri – 2009Lucro Operac.

Efeito Custo médio no CPV

117

• Queda do preço do petróleo nacional (US$ 47 no 4T08 para US$ 32 no 1T09);

• Redução dos volumes vendidos devido a formação de estoques;

• Redução do lifting cost e participações governamentais contribuíram para a diminuição do CPV;

• Redução das despesas operacionais devido à provisão para perda estimada na recuperação de ativos ocorrida no 4T08.

7.818 5.839

1.675 1.909889

591 3.693

Efeito Volume no CPV

Page 118: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

ABASTECIMENTO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)

118

4º Tri - 2008Prejuízo Operac.

1º Tri - 2009Lucro Operac

• Manutenção da política de preços manteve o PMR relativamente estável em um ambiente de redução dos preços internacionais;

• Menores custos de retenção de estoques e menores custos de aquisição do óleo explicam forte redução do CPV do Abastecimento;

• O efeito líquido da redução de vendas tem impacto mínimo sobre o resultado.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Despesas Operacionais

Efeito Custo médio no CPV

Efeito Volume no CPV

(1.397) 3.827

2.652

11.925

2.555 511 7.115

Page 119: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 4T08)

119

Gás

& e

nerg

iaIn

tern

acio

nal

Dis

trib

uiçã

o

• Melhora no resultado operacional devido a redução dos custo de aquisição de energia e de importação de gás natural;

• Parcialmente compensados pela redução nos volumes vendidos.

• Produção crescente na Nigéria (Agbami e Akpo);• Redução de custos exploratórios;• Ausência de provisão para perda com recuperação de ativos e menor provisão para desvalorização de estoques em relação ao 4T08.

Resultado Operacional: 1T09(R$ 99 milhões)

4T08(R$ 235 milhões)VS.

Resultado Operacional: 1T09R$ 25 milhões

4T08(R$ 2.243 milhões)VS.

Resultado Operacional: 1T09R$ 386 milhões

4T08R$ 379 milhõesVS.

• Menores margens de comercialização em função dos menores preços de realização dos derivados;

• Atenuado pela redução das despesas com vendas, gerais e administrativas;

•Aumento da participação no mercado de distribuição.

Page 120: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

INVESTIMENTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

Abastecimento

E&P

Gás e Energia

Internacional

Corporativo

Distribuição

Outros

13.423 14.183

1T09 1T08

EBITDA (R$ milhões)

• Manutenção da forte geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia

Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões

21%

51%

2%

7%

15%

1% 3%

2,2

3,0

0,1 0,4

7,3

0,4

1,0

20%

2%1%

12%

13%

3%

50%

1,3

1,2 5,1

0,3

2,0

Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões

0,10,2

Page 121: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*

Endividamento de Curto Prazo ¹ 15.609 13.859

Endividamento de Longo Prazo 54.698 50.854

Endividamento Total 70.307 64.713

Disponibilidades 19.532 15.889

Endividamento Líquido ² 50.775 48.824

Estrutura de Capital 49% 50%

ESTRUTURA DE CAPITAL

• Aumento do volume de captações no 1T08 para financiar o programa de investimentos.• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1,5 bilhões em fevereiro de 2009.

• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de endividamento e liquidez da Companhia .

26%

19%

19%18%19%

17%

21%

26%

21%

31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*

End. Líq./Cap. Líq.

US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*

Endividamento Total 30.368 27.691

*Após ajustes da Lei 11.638/07² Endividamento Total - Disponibilidades

¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar f inanciamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.

Page 122: Estratégia corporativa da PETROBRAS 2009-2013

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