1

Marco Regulatório de Exploração e ProduçãoPré-sal e áreas estratégicas

Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com InvestidoresRio de Janeiro, 09/11/09

2

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.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

AVISO

3

PLANO DE NEGÓCIOS 2009-2013

1,792 1,855 2,0502,680

3,920273 321463

634

1,177

142

210

409

124126

223

131

103100109

2007 2008 2009 2013 2020Produção de Óleo - Brasil Produção de Gás - BrasilProdução de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional

8,8% a.a.2.4002.308

6% a.a.

5.7297,5% a.a.

3.655

2.757

Investimentos 2009-2013: US$174,4 Bilhões

25%

2%2%

7%

3%2%

59%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

Biocombustíveis

Distribuição

Corporativo

US$ 174,4 bilhões

104,6 (*)43,4

11,8

5,6 3.02.8

3.2

(*) US$ 17,0 bilhões destinados a Exploração

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020

3.0122.270

1.7911.779

Premium I600 mil bpd

ePremium II300 mil bpd

PRODUÇÃO PETRÓLEO E GÁS

2010: 43 MIL BPD

2011:255 MIL BPD

2012: 150 MIL BPD

Plano de Negócios 2009-2013

+ 2. 318 km de gasodutos+ 1.381 MW de capacidade de geração elétrica+ 2 plantas de GNL – Baía de Guanabara e Terceira Planta

Crescimento da Oferta de Gás Natural2008: Brasil - 29 MM m3/d 2013: Brasil - 73 MM m3/d

Bolívia -29 MM m3/d Bolívia - 30 MM m3/dGNL - 32 MM m3/d

CAPACIDADE DE REFINO

GÁS E ENERGIA

4

DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO

• Em 2008, produção mundial de petróleo foi de 86 milhões de barris por dia

• Considerando apenas os campos existentes em produção e seu declínio natural, projeta-se para 2030 produção de 31 milhões de barris por dia

• Ao mesmo tempo, estima-se que a demanda global por petróleo será, em 2030, de 106 milhões de barris por dia

• A diferença (aproximadamente 75 milhões) entre a produção esperada com base nos campos atuais e a elevada demanda deverá ser suprida por:

Incorporação de novas descobertas e nova tecnologia recuperação

Fontes alternativas de energia

Maior eficiência energética

Em qualquer cenário de crescimento da economia mund ial serão necessárias descobertas de grandes volumes de óleo para suprir a demanda prevista

5

• As descobertas no pré-sal brasileiro já concedidos (Tupi e Iara) encontram-se entre as maiores do mundo dos últimos anos

• O Brasil ganha posição de destaque, contando com as únicas grandes descobertas realizadas no Ocidente recentemente

• Tendência de diminuir as grandes descobertas no mundo, devido ao esgotamento de áreas “nobres”, o que demanda novas tecnologias para explorar novas fronteiras

• Maior descoberta da última década em 2000, Kashagan só iniciará a produção em 2013. Já Tupi, descoberto em 2007, estará produzindo em 2010

Grandesdescobertas

(> 3 Bi Boe) 0

1999 1999 2000 2000 2000 2000 2002 2004 2006 2006 2007

Kis

h

Long

gang

Dhi

rubh

ai

Tup

i

Nib

an

Kas

haga

n

Sha

hD

eni

z

Yad

avar

an

Sev

erny

i

Le

vob

ere

zhno

ye

Tabn

ak

Bilh

ões

Boe

5

10

15

20

25

2008

Iara

Tupi

Levoberezhnoye

Longgang

KashaganShah Deniz

SevernyiYadavaran

KishTabnak

NibanDhirubhai

Gas NaturalPetróleo

Iara

GRANDES DESCOBERTAS NOS ÚLTIMOS 10 ANOS

6

� Os maiores mercados consumidores de petróleo produzem apenas pequena parcela do que consomem → dependem dos grandes países produtores

� Os maiores produtores de petróleo, por sua vez, não possuem grandes mercados consumidores domésticos → dependem das exportações

� O Brasil é um grande produtor de petróleo que possui um grande mercado consumidor interno

DEMANDA VERSUS OFERTA PETROLÍFERA

-14

-9

-4

1

6

11

EU

A

Japã

o

Ch

ina

Ale

man

ha

Co

réia

do

Su

l Índi

a

Fra

nça

Ar.

Sau

dita

Rús

sia Irã

Em

.Á

rab

es

Kuw

ait

Nor

ueg

a

Nig

éria

Ven

ezu

ela

Iraq

ue

(Milh

ões

barri

s p

or d

ia)

xPrincipais consumidoresPrincipais produtores da OPEP, incluindo Rússia e Noruega

Importações e Exportações Líquidas de Petróleo

7

ACESSO À RESERVA E À TECNOLOGIA

X

O conflito de interesses petrolíferos :

Países com muitas reservas, pouca tecnologia, reduz ida base industrial, conflitos regionais e instabilidade ins titucional

Situação Privilegiada

Países com grandes mercados consumidores com poucas reservas, alta tecnologia, grande base industrial e estabilid ade institucional

BRASIL: País com grandes reservas, alta tecnologia em petróleo, base industrial diversificada, grande mercado consu midor,

estabilidade institucional e jurídica

8

IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL

Segurança energética para o país e blindagem quanto a eventuais crises energéticas mundiais

Garantia da manutenção da auto-suficiência petrolífera Agregação de valor na

cadeia do petróleo e outros setores industriais

Relevância para balança comercial brasileira

Potencial para expansão do parque industrial do país atendendo à Política do Desenvolvimento Produtivo (PDP)

Criação de novos empregos

9

IMPORTÂNCIA ESTRATÉGICA-ECONÔMICA DO PETRÓLEO DO PRÉ–SAL

Fortalecimento da economia nacional

Melhoria da percepção de risco do país

Aumento da importância econômica e geopolítica do Brasil

Expansão dos recursos para educação, cultura, inovação e pesquisa tecnológica e meio ambiente

Criação e desenvolvimento de tecnologia de ponta, consolidando a liderança off shore do país

10

A PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL

• Área total da Província: 149.000 km2• Área já concedidas: 41.772 km2 (28%)

• Área sem concessão: 107.228 km2 (72%)• Área concedida c/ partc. Petrobras: 35.739 km2 (24%)

• A grande área em azul indica a ocorrência prevista para o Pré-sal, com potencial para a presença de petróleo

• No Campo de Jubarte (Parque das Baleias) está sendo realizada a antecipação da produção e, na área de Tupi (Bacia de Santos), o teste de longa duração

11

PN – 2009-2013BRAZILIAN SE BASINS IN COMPARISON WITH GULF OF MEXI COBACIAS DO SUDESTE BRASILEIRO EM COMPARAÇÃO COM GOLFO DO MÉXICO

12

CLUSTER DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS VS. BACIA DE CAMPOS

Blocos ConsócioBMS-8BMS-9BMS-10BMS-11BMS-21BMS-22BMS-24

BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)BR (80%), PTG (20%)EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)BR (80%), PTG (20%)

Distancia da Terra = 400 kmÁrea Total = 15.000 km2

13

OS VOLUMES RECUPERÁVEIS PODEM DOBRAR AS RESERVAS BRASILEIRAS

• Em áreas já concedidas pela ANP no pré-sal na Bacia de Santos encontram-se as principais descobertas do Brasil e do mundo nos últimos anos, com estimativas de óleo recuperável:

• Tupi: 5 a 8 bilhões de barris

• Iara: 3 a 4 bilhões de barris

• Guará: 1,1 a 2 bilhões de barris

• A Petrobras perfurou 31 poços na região do Pré-sal, nas bacias de Campos e Santos, alcançando uma taxa de sucesso de 87% na comprovação de presença de hidrocarbonetos

• Na Bacia de Santos, foram perfurados 13 poços com taxa de sucesso da Petrobras de 100%

Bacia de Santos Rio de Janeiro50 km

Tupi

Carioca

ParatiIara

BM-S-21BM-S-24

BM-S-10

BM-S-11

BM-S-9

BM-S-8

BM-S-22Exxon

Bem-te-vi

Caramba

Poços Perfurados

Iguaçu

Júpiter

Guará

14

20.000

25.000

30.000

Pré-sal Bacia de Santos e Campos

(Tupi, Iara, Guará e Parque das Baleias)**

mil boe~ 25-30 bilhões boe

Reservas Provadas* + Pré-sal Bacia de Santos e

Campos(Tupi, Iara, Guará e Parque

das Baleias)**

5.000

10.000

15.000

Reservas Provadas em 2008*

14.093

0

VOLUMES RECUPERÁVEIS NA BACIA DE CAMPOS E SANTOS

**inclui Petrobras e Parceiros

Maiores Estimativas +5.400

Menores Estimativas 10.600

*Critério SPE

15

2013 2015 2017 2020

62 152

160

422

463

873

632

1.183219

1.336

1.815

582

Pré-sal Petrobras Pré-sal Parceiros

Produção de óleo da Petrobras no Pré-sal (em milhares de b/d)

PRODUÇÃO DE ÓLEO NO PRÉ-SAL

Capex do Pré-sal até 2020

Capex Total para o Pré-sal (Desenvolvimento da Produção)

Pré-Sal da Bacia de Santos

Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo (Inclui campos do pós sal)

2009-2013 2009-2020

28.9

18.4

10.3

111.4

98.8

12.6

16

Tecnologia de separação / captura

de CO2

Centro de logísticaOffshore

DesenvolvimentoDefinitivodo Pré-sal

GNL FlutuanteArmazenamento de

gás Offshore emcaverna de sal

Centro de tratamento de

fluidos Offshore

Injeção alternativade água e gás (HC

ou CO2)

Poços inclinados de longo alcance (sal)

Sistemas de completação a

seco (SPAR, TLP, FPDSO, …)

Caracterização do Reservatório

Armazenamento de CO 2 em aqüíferos salinos,

campos maduros e caverna de sal

Bóias em águasprofundas

(CALM)

Garantia de fluxo e controle de formação

de danos

IMPORTANTES DESENVOLVIMENTOS TECNOLÓGICOS EM AVALIAÇÃO

PLANSAL - Desenvolvimento do Plano Diretor do Pré-Sal

17

Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira exploratória e de desenvolvimento da produção da Petrobras

30 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONTRATADAS ATÉ 2018, TOTALIZANDO 58 SONDAS:• 23 serão entregues entre 2009 e 2011• 9 serão contratadas através de processos de licitação no mercado internacional e entregues em 2012 – Atendendo as necessidades de curto prazo da Petrobras enquanto a indú stria nacional se prepara para responder as demandasadicionais (sendo que 2 só serão liberadas em 2013).• 28 serão construídas no Brasil com entrega prevista no período de 2013 a 2018

SONDAS DE PERFURAÇÃO

NOVAS EMBARCAÇÕES

Recursos CríticosPlanejamento de Entrega de Novas Embarcações

de 2009 até 2013 de 2013 até 2015 de 2016 até 2020

Navios de Grande Porte (1) 44 5 0

Barcos de Apoio e Especiais 92 50 53

Plataformas de Produção (2) 15 8 22

Outros (Jaqueta e TLWP) 2 2 3

Total 153 65 78

(1) Promef 1 e Promef 2(2) FPSO e SS

Barco de Apoio Navio de grande porte (VLCC) Plataforma de Produção (FPSO)

18

O processo de agregação de valor ao petróleo e gás produzidos gera um efeito multiplicador para toda a cadeia produtiva

A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 12,6 bilhões

64%100,1157,3Total

80%2,83,5Áreas Corporativas

83%1,92,1Biocombustível

100%2,12,1Distribuição

70%7,410,6Gás e Energia

78%36,646,9Abastecimento

53%48,992,0E&P

ConteúdoNacional

(%)

Colocação noMercado Nacional

2009-13

InvestimentoDoméstico2009-13

Área de Negócio

CONTEÚDO NACIONAL

US$ Bilhões

Dos investimentos relacionados a projetos no País, cerca de 64% serão colocados junto ao mercado fornecedor local, levand o a uma média anual de colocação de US$ 20 bilhões

19

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.0002007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Afretamento 19 Navios

Refinaria Premium II

28 Sondas

146 Barcos de Apoio

Novas Plataformas de Produção

Promef II

Projetos do Plano de Negócios 2008 – 2012

Refinaria Premium I

243.00043.000

Pessoalqualificado

Plano de Negócios2009-2013

Atualização 16mar2009

PROMINP - DEMANDA DE RECURSOS HUMANOS

20

Meio ambiente

Energias renováveisGás natural

Novas Fronteiras

Exploratorias

Modelagemde bacias

Óleos Pesados

Otimização &

confiabilidade

Águas profundas

Inovação em combustíveis

Refino

MudançasClimáticasTransporte

Recuperação avançada Pré-sal

CENPES: INOVAÇÃO TECNOLÓGICA PARA AS PRÓXIMAS DÉCADAS

Programas Tecnológicos

Parceria com mais de 120 universidades e centros

de pesquisa no Brasil e 70 instituições no exterior .

Investimentos em Tecnologia2009-2013

47%

23%

5%

25%

E&P Abastecimento

G&E Corp. (Cenpes)

1.90.2

1.0

0.9

US$ 4,0 bilhões

20

21 21

NOVO MODELO REGULATÓRIO

22

NOVO MODELO REGULATÓRIO

Até 5 bilhões boe

Petrobras Operadora

Única

OutrasÁreas

Mantém-se o Regime

de Concessões Atual

Não haverá mudança para as Áreas já concedidas, inclusive no Pré-Sal

Pré-Sal e ÁreasEstratégicas

CessãoOnerosa

Partilha de Produção

23

REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÃO

Óleo Lucro

Óleo Custo

Empresas

União

Definições TécnicasCelebração dos contratos de partilha� Petrobras é sempre a Operadora com participação defin ida pelo CNPE, mínima de 30%� Consórcio entre Petrobras, Petro-sal e vencedora( s) da licitação, que será

administrado pelo Comitê Operacional� Petrobras poderá participar das licitações visan do aumentar sua participação

para além do mínimo

� Vencedora da licitação será a Empresa que oferecer o maior percentual do “óleo lucro” para União

� Petrobras acompanha o percentual ofertado pela licitante vencedora

� União não assume riscos das atividades, exceto nos casos em que resolver investir diretamente

� Antes de contratar, a União faráavaliação de potencial das áreas e poderá contratar diretamente a Petrobras

24

O PAPEL DO OPERADOR E PRÁTICAS DA INDÚSTRIA MUNDIAL

Responsável pela condução das atividades de exploração e produção, providenciando os recursos críticos: tecnologia (utilização e desenvolvimento), pessoal e recursos materiais (contratação)

OPERADOR

�Acesso à informação estratégica

�Controle sobre a produção e custos

�Acesso e desenvolvimento de tecnologia

PETROBRAS: definida como operadora exclusiva de todas as áreas sujeitas ao regime de partilha de produção

25

CESSÃO ONEROSA DE E&P: PL n o 5.941/2009

� Autoriza a União a ceder, onerosamente à Petrobras, direitos de E&P:

� Cessão limitada a 5 bilhões de barris de óleo produzidos

� A Petrobras terá a titularidade dos volumes produzidos

� O valor determinado a partir de laudos técnicos contratados pelas partes

� Cláusula de reavaliação do valor da Cessão Onerosa

� Os royalties serão pagos e distribuídos na forma da Lei nº 9.478/97

� Não há previsão de pagamento de Participação Especial

� À ANP caberá regular e fiscalizar as atividades exercidas pela Petrobras, utilizando os termos da Lei 9.478/97 no que couber

26

VALORAÇÃO DA CESSÃO ONEROSA

Reservatório de petróleo

Fatores considerados na avaliação

Volume de óleo

Curva de produção Investimentos

Custo de produção

Grau do desenvolvimento

das reservas / Conhecimento

Ambiente fiscal(participações

governamentais)

Cenário de preço futuro

Taxa de desconto

27

O cenário de preços

� Os cenários são bastante variáveis conforme os analistas

� Necessário uniformizar cenário entre a União e a Petrobras no processo de valoração

CESSÃO ONEROSA DE E&P: VALORAÇÃO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

US$/

barri

l

Global Insight

Global Insight Hight Prices

Global Insight Low Prices

Woodmackenzie

PIRA (Reference)

PIRA (Low)

CERA Asian Phoenix

CERA Break Point

CERA Global Fissures

28 Fonte:Compilado de John S. Herold, Inc.

Reserva Provada + Reserva Provável →→→→ reserva 2POperações com valor maior que US$ 10 milhões

Am. Norte 70 18.956 14,85 39 7.379 17,63

África 8 4.068 7,72 3 10.408 10,49

Ásia 8 3.595 3,21 5 447 1,67

Europa 18 3.410 15,95 20 5.164 8,76

Am. Latina 7 3.945 10,64 5 2.255 8,25

Oceania 15 14.976 9,41 6 1.371 2,73

Ex URSS 8 11.219 1,83 4 2.352 0,77Total 134 60.168 5,26 83 30.181 5,01

nº transaçõesValor

(US$ milhões)US$/boe nº transações

Valor (US$ milhões)

US$/boeLocalização

TRANSAÇÕES MUNDIAIS DE RESERVAS ENTRE EMPRESAS

As transações envolvendo reservas ainda não provadas têm menor valor em função da incerteza sobre os volumes de petróleo

29

CESSAO ONEROSA: Roteiro

Petrobras negocia com a União os termos do contrato da Cessão Onerosa, incluindo a valoração e os critérios para re avaliação

ANP indica possíveis áreas para a Cessão Oner osa

Com base nos laudos de avaliação das áreas eleitas, a DE encaminha ao CA proposta dos termos da Cessão Onerosa, inclui ndo valores (range) e critérios de reavaliação para negociação com a União

Petrobras conclui negociação com a União e s ubmete ao CA, para aprovação, os termos do contrato da Cessão Onerosa de direitos de E&P

União decide quais áreas serão objeto da Ces são Onerosa

ANP indica áreas

potenciais

1 2

União decide sobre áreas

3

Laudos

4PB e União

negociam termos do contrato

1

2

3

4

5

5CA aprova

contrato e PB assina com

União

30

CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS

O Projeto de Lei autoriza o aumento de capital da Companhia, que deverá ser feito:� através de oferta particular → restrita aos atuais acionistas� obedecendo a atual distribuição das classes de ações (ON e

PN)

UNIÃO FEDERAL 55,6% 0,0% 32,1% 67.349

BNDESPar 1,9% 15,5% 7,7% 14.055

PROGRAMA DE ADRs 26,1% 35,5% 30,1% 58.447

ESTRANGEIROS NA BOVESPA 4,3% 14,3% 8,5% 15.949

DEMAIS PJ E PF NA BOVESPA 8,5% 34,7% 19,6% 36.515

FMP - FGTS PETROBRAS 3,6% 0,0% 2,1% 4.343

TOTAL 196.658

Composição do Capital Social -Setembro de 2009

ACIONISTAS Ações

OrdináriasCapital Social

Valor em US$ milhões

Ações Preferenciais

31

POR QUE CAPITALIZAR?

Capitalização

Melhora na estrutura de Capital, abrindo

possibilidades de novos financiamentos

Recursos para novos investimentos e fortalecendo a

Companhia

Pagamento da Cessão Onerosa

O Desafio• Vultosos Investimentos• Manter a Estrutura de

Capital Ótima

• Crescer com sustentabilidade

32

CAPITALIZAÇÃO DA PETROBRAS: Roteiro

Estende-se, aos acionistas que exerceram na primeir a etapa, o direito de adquirir nova quantidade de ações (as “sobras”)

Conselho de Administração aprova a faixa de valor d o Aumento de Capital (mínimo e máximo) e convoca a Assembléia Geral de Acionistas para aprovar a operação

Concede-se prazo legal para o exercício dos a cionistas. O acionista poderáceder seu direito de preferência, podendo este tamb ém ser negociado em Bolsa de Valores Mobiliários

Petrobras emite ações para o aumento de Capital

1

2

3

5

Aumento de Capital

1Prazo para o exercício dos

acionistas

2 5

Emissão das Ações

4AGE Homologa

Aumento de Capital

Prazo para o exercício das “sobras” da

operação

3

AGE homologa aumento de Capital, com alteração do E statuto Social da Companhia4

33

DILUIÇÃO E RETORNO AOS ACIONISTAS

• O exercício do direito de preferência será assegurad o a todos os acionistas, inclusive os internacionais, por isso qualquer diluição somente ocorrerá por uma decisão individual.

•Conforme prevê a Lei das SAs, no parágrafo 6º do art igo 171, o acionista poderáceder seu direito de preferência, podendo este tamb ém ser negociado em Bolsa de Valores.

• Havendo diluição: o acionista, em um primeiro momen to, irá receber um percentual menor dos dividendos pagos, porém com o crescimento esperado da Companhia, esses dividendos tendem a aumentar nominalmente.

• A parcela dos dividendos pagos em relação ao retorno total do acionista nos últimos anos, corresponde a menos de 14%.

• A principal variável no retorno total é o desempenho das ações em bolsa e os ativos da cessão onerosa poderão ter grande impacto nas ações da Companhia.

Comparativo dos Retornos Totais

64,7%

27,2%

53,2%33,8%

77,5%

-48,3%

53,4%

13,8%

7,7%

5,4%

7,1%

7,6%

4,2%

2,3%

78,4%

34,9%

58,6%

40,9%

84,1%

97,3%

17,8%27,7%

32,9%

-41,2%

63,9%

43,6%

-46,1%

57,6%

-60%

-30%

0%

30%

60%

90%

120%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009YTD

valorização das ações dividendos Bovespa Fonte: Bloomberg

34

Relacionamento com Investidoreswww.petrobras.com.br/ri+55 21 3224-1510petroinvest@petrobras.com.br