Carlos Alberto Pereira de OliveiraDiretor de E&P | 25/11/19

PETROBRASDESAFIOS E OPORTUNIDADESPARA A PRÓXIMA DÉCADA —

Águas rasas

Águas profundas

Águasultra profundas

Pré-sal

Terra

2,4 Milhões barris de óleo equivalente

RECORDEDIÁRIOPré-sal

Em 2019, o Pré-sal respondeu por quase 60% da produção de óleo equivalente da Petrobras...—

2019

...com perspectivas promissoras para os próximos anos—

APÓS 202120207 NOVOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO (PNG 2019-2023)

201826 SISTEMAS INSTALADOSSENDO 8 SISTEMAS ENTRE 2018 E 2019

ATAPU 1P-70

MERO 1FPSO

Guanabara

SÉPIAFPSO

Carioca

MERO 2FPSO

Sepetiba

BÚZIOS 5FPSO

Alm. Barroso

ITAPUINT.PQ BALEIAS

BÚZIOSP-74

LULAP-69

BÚZIOSP-75

BÚZIOSP-77

BÚZIOSP-76

BERBIGÃOSURURU

P-68

LULAP-67

6ª Rodada de Partilha

Áreas Adquiridas em 2017 e 2018

Dois IrmãosAlto de Cabo Frio Central

Três Marias

Peroba

Uirapuru

Entorno de Sapinhoá

Sudoeste deTartarugaVerde

Bacia deSantos

Bacia deCampos

Aram

Excedente da Cessão Onerosa

BúziosItapu

Nos últimos 3 anos, investimos no crescimento de nosso portfólio exploratório no Pré-sal—

Setor SC-AP3

C-M-477

16ª Rodada de Concessão

Setor SC-AP5

R$ 75 BILHÕESBônus – Parcela Petrobras

ÁREAS ADQUIRIDAS DE 2017 E 2019

INVESTIMENTO EXPLORATÓRIO

40% da área exploratória

total do E&P no Brasil26.000

Km2 de Área Total Adquirida

2,30,8 0,5 0,5 0,9

0,9 0,8

2015 2016 2017 2018 2019*

Exploração Aquisição de áreas

17,8

* Projeção

US$ Bilhões

Dois IrmãosAlto de Cabo Frio Central

Três Marias

Peroba

Uirapuru

Entorno de Sapinhoá

Sudoeste deTartarugaVerde

Bacia deSantos

Bacia deCampos

Aram

Búzios

Itapu

E o regime de Partilha vem ganhando relevância no portfólio da Petrobras desde a aquisição da área de Libra —

Mero Libra

O polígono Pré-sal corresponde a mais de 3x o tamanho do Estado do Rio de Janeiro

Rio de JaneiroRio de Janeiro

São GonçaloSão GonçaloDuque de CaxiasDuque de CaxiasNova IguaçuNova Iguaçu

NiteróiNiterói

Belford RoxoBelford Roxo

Campos dos Campos dos GoytacazesGoytacazes

São João de MeritiSão João de Meriti

PetrópolisPetrópolisVolta RedondaVolta Redonda

MagéMagé

ItaboraíItaboraí

MacaéMacaé

Cabo FrioCabo Frio

Nova FriburgoNova Friburgo

Barra MansaBarra Mansa

Angra Angra dos Reisdos Reis

TeresópolisTeresópolis

QueimadosQueimados

MaricáMaricá

ResendeResende

ItaperunaItaperuna

São FidélisSão Fidélis

ValençaValença

Três RiosTrês Rios

Rio de Janeiro

São GonçaloDuque de CaxiasNova Iguaçu

Niterói

Belford Roxo

Campos dos Goytacazes

São João de Meriti

PetrópolisVolta Redonda

Magé

Itaboraí

Macaé

Cabo Frio

Nova Friburgo

Barra Mansa

Angra dos Reis

Teresópolis

Queimados

Maricá

Resende

Itaperuna

São Fidélis

Valença

Três Rios

Áreas adquiridas entre 2013 e 2019 nas

Bacias de Campos e Santos

67%

33%

ConcessãoPartilha

O regime de Partilha é mais novo que o regime de concessão no Brasil—

1934 2018

Lei 2004/53 Criação da Petrobras

(Monopólio)

Primeira descoberta no

Pré-sal

Criação da Pré-sal Petróleo (PPSA) e

realização da Primeira Rodada de Partilha

de Produção (Libra)

1980 2005 2013

Novo Marco Regulatório:

Partilha

20102010

Lei 9478Cria CNPE e ANP,

flexibiliza monopólio e estabelece regime

de Concessão

199719971953 2005 2013

MERO 3FASE 3 • FPSO EM CONTRATAÇÃO

MERO 4 FASE 2 • FPSO EM ESTUDO

MERO 2FASE 4 • FPSO SEPETIBAAvanço Físico da UEP maior que 10%1° Óleo em 2023

MERO 1FASE 4 • FPSO GUANABARAAvanço Físico da UEP maior que 65%1° Óleo em 2021

40% PETROBRAS

Com Mero sendo o primeiro ativo em desenvolvimento da produção no regime de partilha—

8

CONCESSÃO PARTILHA

GESTÃO DO CONTRATO Consórcio privado, seguindo práticas internacionais Governo integra consórcio via PPSA, exercendo aprovação do planejamento e execução dos projetos, regulação e controle de custos

FISCALIZAÇÃO DO CONTRATO ANP ANP

PROPRIEDADE DO ÓLEO E GÁS/ RESERVA Concessionárias Contratadas e União (na figura da PPSA)

RECEITAS GOVERNAMENTAIS

• Royalties: 10%• Bônus ofertado (mínimo + ágio)• Excedente em Óleo da União: Não aplicável• Participação Especial: de 10% a 40%

• Royalties: 15%• Bônus fixo• Excedente em Óleo da União ofertado (mínimo + ágio)• Participação Especial: Não aplicável

CRITÉRIO PARA DEFINIR O VENCEDOR DO LEILÃO Oferta de bônus e programa exploratório mínimo Oferta de percentual de Excedente em Óleo da União

DIREITO DE PREFERÊNCIA Não aplicável Petrobras possui Direito de Preferência

DESTINO DAS RECEITAS GOVERNAMENTAIS1

• União: 60% do GT• Estados e Municípios: 40% do GT

• União: 78% do GT• Estados e Municípios: 22% do GT

¹ Exemplo com Excedente em Óleo da União de 40% e Alíquota máxima de PE, em Campo com GT similares

O regime de partilha vem sendo comparado com o regime de concessão—

• Tributos não devem alterar o ranking dos projetos quando avaliados economicamente considerando apenas receitas, investimentos e custos operacionais (sem tributos diretos)

• Projetos podem se mostrar inviáveis no regime de partilha quando altos percentuais de Excedente em Óleo da União são ofertados

NEUTRALIDADE

• As regras não devem mudar ao longo do tempo ou as mudanças devem estar bem definidas e claras

• Na Partilha, o governo integra o consórcio e tem poder de decisão na concepção do projeto, influenciando na sua eficiência, racionalidade econômica e atratividade

ESTABILIDADE

• A empresa deve pagar tributos conforme lucro e rentabilidade de seus investimentos, com flexibilidade se mudanças nas condições macroeconômicas e do campo de petróleo ao longo do tempo que afetem a rentabilidade do projeto

• Em Partilha, a depender do Excedente em Óleo da União ofertado, ocorre desequilíbrio entre VPL do Consórcio e Participação Governamental a medida que a receita do campo aumenta

PROGRESSIVIDADE/FLEXILIBILIDADE

¹ Word Bank Working Paper 123, Fiscal Systems for Hydrocarbons - Design Issues (Tordo, 2007)

Segundo o Banco Mundial¹, as características desejáveis de um regime fiscal são: neutralidade, estabilidade e progressividade/flexibilidade—

Bacia de Santos

Bacia de Campos

BÚZIOS ITAPU

90% PETROBRAS

PETROBRAS5% CNPC

5% CNOOC

Bônus R$ 68 bi Bônus R$ 1,8 bi

Óleo Lucro 23,24% Óleo Lucro 18,15%

Búzios é o maior ativo no regime de partilha, com a realização do leilão dos excedentes da cessão onerosa—

ATÉ SET

2021

Regime: CESSÃO ONEROSA Produção: 600 mil boed (Recorde diário)

• 4 plataformas em operação• 1 plataforma entrada em operação 2022

Búzios

Regime: CO + PARTILHA (PARCEIROS + PPSA)

• 5 ou mais plataformas adicionais• Capacidade entre 180 e 220 mil bbl/d

ACORDO DE COPARTICIPAÇÃO

Plano de desenvolvimento

Em Búzios, nos colocamos o desafio de ter o acordo de coparticipação aprovado pela PPSA até dezembro de 2020—

O QUE ISSO DEMANDA

Trabalho integradoe ágil com a PPSA

adotando visão empresarial em

benefício da sociedade

O prazo final para celebração do acordo de coparticipação é setembro de 2021, mas temos o desafio de ter o acordo de coparticipação aprovado pela PPSA até dezembro de 2020

Até a celebração do acordo de coparticipação, as empresas parceiras têm o direito de:

• adquirir mais 5% de participação cada OU

• sair do consórcio

Até 30 dias após a celebração do acordo de coparticipação, as empresas parceiras têm o direito de adquirir mais 5% de participação cada

Caso o acordo de coparticipação não seja celebrado até setembro de 2021, as empresas parceiras podem sair do consórcio

Tempo é a variável chave para reduzir o Brent de Equilíbrio dos projetos—

Fonte: Wood Mackenzie

AMBIÇÃO PETROBRAS

Reduzir o tempo desde a descoberta até o início

da produção

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Núm

ero

de D

ias

Average time from discovery to production

1,900 DIAS

TEMPO MÉDIODescoberta à Produção por Ano de Descoberta

1,000 DIAS

Tempo médio da descoberta à produção

Na Petrobras estamos pensando de forma disurptiva, rabalhando de forma cada vez mais integrada e usando a transformação digital como alavanca—

DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO

DESENHO BÁSICO PROCUREMENT CONSTRUÇÃO

AMBIÇÃO 1000 DIAS

DESCOBERTA PRIMEIRO ÓLEO

AMBIÇÃO PETROBRAS Primeiro óleo 1000 dias

após a descoberta

AMBIÇÃO PETROBRAS 100% de fator de chance na

perfuração de poços exploratórios

EXPLORAÇÃO

Carlos Alberto Pereira de OliveiraDiretor de E&P | 25/11/19

OBRIGADO!

PETROBRASDESAFIOS E OPORTUNIDADESPARA A PRÓXIMA DÉCADA —