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VII FÓRUM IBEF DE ÓLEO E GÁS Situação Atual e Perspectivas para o Setor

José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente

23 de Novembro de 2011

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O BRASIL SERÁ O MAIOR CONTRIBUINTE PARA A NOVA OFERTA DE PETRÓLEO FORA DA OPEP

Fonte: IEA, World Energy Outlook 2011

Principais mudanças na oferta 2010-2035

3

Mar Mediterrâneo

500km

Espírito Santo Espírito Santo

Potiguar Potiguar

Santos Santos

Solimões

Sergipe/Alagoas Sergipe/Alagoas

Paraná

Campos Campos

Ceará Ceará

Pelotas Pelotas

Amazonas

Parecis

Paraíba-Pernambuco Paraíba-Pernambuco

Parnaíba

Tacutu

Pantanal

Alto Tapajós

Pará- Maranhão

Pará- Maranhão

Foz do Amazonas

Foz do Amazonas

Barreirinhas Barreirinhas

Cumuruxatiba Cumuruxatiba

Jequitinhonha Jequitinhonha Almada Almada

Acre

Bananal

Camamu Camamu

Mucuri Mucuri

Marajó

Jacuipe Jacuipe S. Francisco

Tucano

Jatobá

19

5

5

11

3

1

22

9

75 POÇOS EXPLORATÓRIOS MARÍTIMOS PREVISTOS PARA 2012

4

Projeto de desenvolvimento

Capacidade (mil bpd)

Participação da Petrobras

Previsão de Início

Tambaú Gás Natural 100% 1T 2012

Piloto Baleia Azul (Pré-sal) 100 100% 3T 2012

Tiro Sidon 80 100% 3T 2012

Roncador mod. 3 SS P-55 180 100% 4T 2012

Piloto Guará (Pré-sal) 120 45% 4T 2012

Capacidade Total Adicionada - Petrobras: 414 mil bpd

NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO EM 2012 Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período

8 sondas chegaram em 2011 Previsão de mais 15 sondas até

o final de 2012

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BACIA DE SANTOS

TLD Carioca NE: 24.000 bpd TLD Lula NE: 14.000 bpd Piloto de Lula: 53.000 bpd TOTAL (Nov/2011): 91.000 bopd

BACIA DE CAMPOS

Jubarte: 14.000 bpd Baleia Franca: 25.000 bpd Brava: 7.000 bpd Carimbé: 21.000 bpd Tracajá: 20.000 bpd TOTAL (Nov/2011): 87.000 bopd

ATIVIDADE DO PRÉ-SAL

INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SAL NA BACIA DE SANTOS

34 poços perfurados até Out/11 (27 exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até o fim de 2011

Piloto de Lula: 1º poço : 28 mil bpd, 2º : 25 mil bpd e 3º poço pronto para início de produção ao final de Nov.

10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012

Dados ratificam o potencial da fronteira exploratória

Produção média de todos os poços do Pré-sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio

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PROJETO VARREDURA Desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória em concessões existentes

Descobertas do Pr é - sal na Bacia de Campos 2009/10 (VARREDURA)

Descobertas no pré-sal de Campos 2009/2010 (Varredura)

Volumes recuperáveis descobertos:

Pós-sal: 1,105 MM boe (Marimbá, Marlim Sul e Pampo)

Pré-sal: 1,130 MM boe* (Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste)

•Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste

Produtividade: cerca de 15.000 bpd Produção atual: 122.000 bpd (74,000

no pré-sal e 48,000 no pós-sal)

67 poços exploratórios serão perfurados entre 2011 and 2015 em áreas produtivas

da Bacia de Campos

7

42

55

75

95

0

20

40

60

80

100

2010 2011 2015 2020

Mexilhão – 15MM m3/dia

Uruguá-Tambaú – 10 MM m3/dia

Juruá – 2 MM m3/dia

2015-20 Gás Natural associado

do pré-sal

2011-15 Gás natural não-associado

Produção de gás natural no

pré-sal de Santos deverá

ultrapassar 20 MM m3/dia

Gás natural associado

Produção crescente nas Bacias

de Campos e Santos

Urucu

Coari

Manaus

Jurua

Lula

Urugua

PMLZ-1

Mexilhão

UGN RPBC

UTGCA

Milhões m3

PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL Início do Plangas e dos projetos do pré-sal aumentarão substancialmente a capacidade

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LOGÍSTICA E INFRAESTRUTURA

9

Demanda

Total

666

Demanda das Térmicas: Petrobras + Terceiros

Firme

Flexível 30

24

30

24

30

24

2020 2015 2011

Oferta

Total 173 149

106 200 151 96

13

11

84

6

3Refino

UPGN

Fertilizantes 61

32

16

39

25

18

Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes

4153

63

Não Termelétrico

Demanda Distribuidoras de GN

2020 2015 2011

2011 2015 2020

2011 2015 2020

7 7 7

2011 2015 2020

Baia de Guanabara

Pecém

Bahia 41

20

14

41

20

14 21

14

Oferta Boliviana

Oferta de GN Nacional ao Mercado

Oferta via Terminais de Regaseificação de GNL

1113

259

Inflexível

Flexível 40

13

37 25

2011 2015 2020

A contratar (5,5 GW)

76

(15,1 GW) 59

(10,7 GW) 38

(6,7 GW)

DEMANDA PCS 9.400 kcal/m³

4969

936

9

9Região Norte

Demais Regiões

55

78

102

OFERTA

BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL (MILHÕES M³/D) – CENÁRIO A

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PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASIL

ABREU E LIMA

230 mil bpd (2012)

COMPERJ (1º trem)

165 mil bpd (2013)

PREMIUM I (2º trem)

300 mil bpd (2019)

PREMIUM II 300 mil bpd

(2017)

COMPERJ (2º trem)

165 mil bpd (2018)

PREMIUM I (1º trem)

300 mil bpd (2016)

(mil

bp

d)

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PRINCIPAIS PREMISSAS

Cenário A Cenário B

Taxa de câmbio (R$/US$)

1,73 1,73

Brent (US$/bbl)

2011 – 110 2011 – 110

2012 – 80 2012 – 95

2013– 80 2013– 95

2014 – 80 2014 – 95

2015 – 80 2015 – 95

Alavancagem Média

29% 26%

Dívida Líquida/ Ebitda (Média)

1,9 1,5

PMR (R$/bbl) 158 177

GERAÇÃO DE CAIXA E INVESTIMENTOS

40% do Capex em dólares (vs 37% no anterior)

Cenário A Cenário B

US$ 256,1 US$ 255,6 US$ 256,1 US$ 255,6

Amortização Dívida

Investimentos

Desinvestimento e Reestruturações

Caixa

Recursos de Terceiros (Dívida)

Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)

Fontes Usos Fontes Usos

125,0148,9

224,7 224,7

91,4 67,0

31,4 30,926,1 26,1

13,6 13,6

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ENDIVIDAMENTO

"Notes" 26%

Debêntures 1%

BNDES 29%

Instituições financeiras 30%

Notas de crédito à

exportação 8% Outros 6%

Dólar 54% Reais indexados ao dólar 21%

Reais 23%

Iene 2%

Após 2016 81%

2012 2%

2013 4% 2014 6%

2015 7%

Financiamento Curto Prazo

14%

Financiamento Longo Prazo

86%

Abertura por categoria

Abertura por moeda Abertura por data de vencimento

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PROGRAMA PROGREDIR

Objetivo: viabilizar a oferta de crédito a custo reduzido para a cadeia de fornecedores da Companhia

Hoje, mais de 250 mil empresas fazem parte dessa cadeia

Já permitiu que as empresas, em sua maioria pequenas e médias, obtivessem financiamento com volume total de R$ 804 milhões até o momento

A redução de custo dos financiamentos tem superado os 20% esperados, chegando a 40% em alguns casos

Parceiros:

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