15 de Agosto de 2012

Plano de Negócios e Gestão2012/2016

PNG 2012-2016

68%(89,9) 12%

(16,3)

19%(25,4)

Infraestrutura e Suporte

Exploração

Desenvolvimento da Produção

Investimento na área de E&P: US$ 131,6 bilhões*

* Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional

Investimento total da Petrobras:

US$ 236,6 bilhões0

ExploraçãoUS$ 25,4 bilhões

Desenvolvimento da ProduçãoUS$ 89,9 bilhões

Período 2012-2016

Investimentos no E&P

8%(2)

69%(17,5)

24%(6)

Cessão Onerosa

Pós-sal

Pré-sal

49%(43,7)

34%(30,2)

18%(16,0)

Além de exploração e desenvolvimento da produção, os investimentos do E&P em infraestrutura somam US$ 16,3 bilhões

Petrobras: Reservas provadas no Brasil (bilhão boe)

Reserva/Produção ���� 19,2 anos

Apropriação de Reservas em 2011

Total: 1,24 bilhão boe

Pré-Sal: 1 bilhão boe

PETROBRAS: Índice de Reposição de Reservas (IRR) > 100% pelo 20º ano consecutivo

Brasil: Líder em novas descobertas em águas profundas

Brasil

• Nos últimos 5 anos, mais de 50% das descobertas do mundo foram em águas profundas. O Brasil responde por 63% dessas descobertas.

• Projeções indicam que, com o desenvolvimento das reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com maior crescimento de produção dentre os países fora da OPEP até 2030 (PFC Energy).

Outras DescobertasÁguas Profundas

33.989 milhões bbl

Novas Descobertas 2005-2010

Brasil32%

19%49%

+164%2011

+3%

2010

2005

2000

1995

1991

15,71

Investimentos em exploração no BrasilÊnfase em novas fronteiras

Pré-sal - Consolidação e Delimitação

24%(6,0)

69%(17,5)

Cessão Onerosa

Pós-sal - Novas Fronteiras

8%(2,0)

Investimentos focados nas novas fronteiras (Margem Equatorial e Margem Leste), visando garantir R/P maior que 15, e na consolidação e delimitação das áreas do pré-sal e da Cessão Onerosa.

1,561,15

0,760,640,58

2007 2008 2009 2010 2011

Custo da descoberta (US$ / boe)

Custo da Petrobras inferior ao das majors

Majors (2007-2011): US$ 3,2 a 4,5 / boe

Margem Equatorial

Margem Leste

US$ 25,4 bilhões

Curva de produção Brasil: Pós-sal, pré-sal e Cessão Onerosa

Pré-sal (concessão)5%

Pós-sal95%

Cessão Onerosa1%

Pré-sal (concessão)30%

Pós-sal69%

Novas Descobertas (*)12%

Cessão Onerosa19%

Pré-sal (concessão)28%

Pós-sal42%

20112.022 mbpd

20162.500 mbpd

20204.200 mbpd

Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Piloto

Sapinhoá (Cid.

São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

Papa-Terra

(P-61 e P-63)

Roncador III

(P-55)

Baleia Azul

(Cid. Anchieta)

Baúna e

Piracaba

(Cid. Itajaí)

Iracema

Norte

Espadarte III

FlorimMaromba

Bonito

Entorno de Iara

UEPs19 até 2016

38 até 2020

Norte Pq.

Baleias (P-58)

Roncador IV

(P-62)

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid.

Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Carimbé

Aruanã

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I

(*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas

Mil bpd

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

Projeto Baleia Azul: Desenvolvimento do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, através da perfuração, completação e interligação submarina de 10 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo

FPSO (Cidade de Anchieta) afretada junto à SBM, escoando o gás através do Gasoduto Sul-Norte Capixaba

Vista aérea do FPSO Cidade de Anchieta no Rio de Janeiro agosto /2012

CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%

Previsão de realização: 44%

Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em agosto/2012FPSO Cidade de Anchieta: 100 mil bpd

Pico de produção: mar/13

Curva S de acompanhamento físicoBaleia Azul – UEP FPSO Anchieta 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-1

0

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-1

1

ago-11

set-11

out-11

nov-11

dez-11

jan-12

fev-12

mar-12

abr-12

mai-12

jun-12

jul-1

2

% Acumulad

o

Linha de Base Realizado Projetado

Justif 2: Não há desvio na realização física acumulado.

1 - Início das obras de adaptação do FPSO em Cingapura (ago/11)

2 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO (mai/12)

3 - Início da navegação do FPSO para o Brasil (mai/12)

4 - Chegada do FPSO no Brasil (jul/12)

5 - Ancoragem do FPSO (ago/12)

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

Entrada em Operação Projetado: Ago/12

Entrada em Operação Planejado: Jul/12

1

3

54

UEP: Acompanhamento da construção e integração de uma UEP afretada do tipo FPSO (Anchieta), com capacidade de processamento de 100 mbpd de óleo e de 3,5 milhões de m3/d de gás natural.

2

Justif 1: Atraso de 1 mês na entrada em operação devido aos atrasos das obras de adaptação do FPSO e da desmobilização do FPSO do campo de Espadarte.

Just. 1Just. 2:

Acumulado até 30/04/2012:

Previsto: 95,3%

Realizado: 98,4%1

Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em outubro/2012FPSO Cidade de Itajaí: 80 mil bpd

Projeto Baúna e Piracaba: Desenvolvimento dos Campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto Sídon). Perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. Construção e instalação de uma

UEP do tipo FPSO (Cidade de Itajaí) afretada junto à OOG-TK (Odebrecht e Teekay), com capacidade de processamento de 80 mil bpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender a ambos os campos.

FPSO Cidade de Itajaí no Estaleiro Jurong - Cingapura Junho de 2012

CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 60%

Previsão de realização: 81%

Pico de produção: jan/14

Projeto Roncador Módulo III: 1º Óleo em setembro/2013SS P-55: 180 mil bpd

Projeto Roncador Módulo III: Desenvolvimento do Módulo III do campo de Roncador (pós-sal - 100% Petrobras) através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e

instalação de uma UEP (P-55) e instalação de dois oleodutos e um gasoduto submarinos

Deck Mating da P-55 no Polo Naval de Rio Grande em julho de 2012

Içamento do DeckboxMaior operação do gênero já feita no mundoPeso: 17.000 toneladasAltura de elevação do Deckbox: 47,2 m

CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%

Previsão de realização: 65%

Pico de produção: abr/15

Aprendizado organizacionalSINAPSE: Base Integrada de Conhecimento da Engenharia

Diretrizes contratuais

Rotinas deFiscalização

Listas de Verificação

Treinamento

Força de

Trabalho

Relatórios de

acidentes

Fontes

Relatórios de

Workshops

GESTOR

RACs

SIGA*

Intranet

REG

ISTR

O DE CONHECIM

ENTO NORTEC

(Normalização Técnica

Petrobras)

MAGES(Manual

de Gestão da ETM)

Documentos Normativos

Procedimentos

Mudanças, melhorias devem ser incluídas no próximo projeto

Melhores PráticasPontos de Atenção

Melhores PráticasPontos de Atenção

LiçõesAprendidas

LiçõesAprendidas

CO

LETA

DE

ITEN

S D

E C

ON

HEC

IMEN

TO

SINAPSE Registro,

consulta e interação

Validação e Aprovação de

Itens de Conhecimento

* Sistema Integrado de Gestão de Anomalias

Disponibilidade de sondasAs sondas entregues à Petrobras em 2011 e 2012 foram construídas no exterior

Sondas Importadas: Conteúdo Local ZERO

Sondas previstas para 2011: 16Sondas entregues em 2011: 10 (542 dias de atraso)

+1 +1

20142013

+1+2

2012

+7 +10

201120082007 2010

+15

2009

Núm

ero de

Son

das (LDA > 2.000

m)

Sondas que chegarão em 2012

1. Pacific Mistral – Coreia do Sul (atraso de 83 dias)

2. Schain Amazônia – China (atraso de 864 dias)

3. Ocean Rig Mykonos – Coreia do Sul (atraso de 98 dias)

4. Schahin Cerrado – China (atraso de 112 dias)

5. Etesco Takatsugu J – Coreia do Sul (atraso de 147 dias)

6. Deepsea Metro II – Coreia do Sul (atraso de 138 dias)

7. Ocean Rig Corcovado – Coreia do Sul (atraso de 148 dias)

8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 730 dias) -> Marlim Sul

9. Schahin Sertão – Coreia do Sul (atraso de 203 dias) -> Roncador

10. ODN Tay IV (atraso de 481 dias) -> Ring-fence Albacora

11. Sevan Brasil – China (atraso de 91 dias) -> BM-S-41

12. ODN I – Coreia do Sul (atraso de 269 dias) -> Cessão Onerosa

13. ODN II – Coreia do Sul (atraso de 274 dias) -> Cessão Onerosa

14. Amaralina Star – Coreia do Sul (atraso de 192 dias) -> Cessão Onerosa

15. Laguna Star – Coreia do Sul (atraso de 195 dias)

Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento no Brasil, operação não iniciada

2015 2016

Sondas a contratar

Disponibilidade de sondas: atendimento à demanda de médio/longo prazoAs sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil

5 Sondas Ocean Rig

•Os estaleiros fornecem mensalmente para a Sete Brasil as curvas S física e financeira de cada unidade a ser construída

•ENGENHARIA presta serviço à Sete Brasil de fiscalização de execução da obra

•E&P/PGSU (Programa de Gestão de Investimentos em Sondas e UEPs)

o gerencia o contrato de afretamento junto à Sete Brasil

o controla o andamento da obra

o avaliando a exequibilidade das curvas S

o toma as ações necessárias para garantir as metas de acordo com o Plano de Negócios e Gestão

33 novas sondas nacionais a partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65%

Nú

mer

o d

e So

nd

as

(LD

A >

2.0

00

m)

+8 +8

2018

+6+2

2020201920172012

+9

2016

SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO

7 Sondas EAS

6 Sondas BrasFels

6 Sondas Jurong

6 Sondas EEP

3 Sondas ERG-2

CONTRATOS EM NEGOCIAÇÃO

CONTRATOS ASSINADOS - SETE BRASIL

EJAEJA

ERG2ERG2

EEPEEP

BrasFELSBrasFELS

3 sondas semissubmersíveis operadas pela Queiroz Galvão

2 sondas semissubmersíveis operadas pela Petroserv

1 sonda semissubmersíveis operada pela Odebrecht

3 navios-sonda operados pela Etesco

3 navios-sonda operados pela Odfjell

3 navios-sonda operados pela Seadrill

4 navios-sonda operados pela Odebrecht

2 navios-sonda operados pela Etesco

Contratos para afretamento e operação de sondas de perfuração a serem construídas no Brasil

Distribuição:28 contratos de afretamento assinados com a Sete Brasil

EEP – Estaleiro Enseada do ParaguaçuEJA – Estaleiro Jurong AracruzBrasFELS – Estaleiro BrasFELSERG2 – Estaleiro Rio Grande 2

EEP – Estaleiro Enseada do ParaguaçuEJA – Estaleiro Jurong AracruzBrasFELS – Estaleiro BrasFELSERG2 – Estaleiro Rio Grande 2

EASEAS7 navios-sonda

Contratos assinados em junho/2011

EAS – Estaleiro Atlântico SulEAS – Estaleiro Atlântico Sul

Fornecedores: equipamentos críticosConteúdo Local: capacidade de atendimento aos requisitosInstalações: projeto, construção e capacidade do estaleiroSMS: licenciamento ambientalGestão Contratual: estaleiro consultorGestão Jurídica: impedimentos legaisGestão Financeira: garantias corporativas e financeiras

Análise crítica do check list paramitigação dos riscos na construção:

Replicantes

Cessão Onerosa

Franco 1: P-742016

Franco 2: P-752016

NE Tupi: P-762017

Franco 3: P-772017

Plano de Negócios e Gestão 2012-2016

US$ 236,5 bilhões

Programa de Gestão de Conteúdo

Local

Gestão Integrada do Portfólio da Companhia | Segurança e Meio Ambiente

Programas Estruturantes de Apoio ao PNG 2012-2016

Programa deOtimização de

Custos

Programa de Aumento da

Eficiência Operacional da

Bacia de Campos(*)

(*) Esse programa é voltado para a Unidade de Operações da Bacia de Campos (UO-BC)

PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência OperacionalPrograma lançado no dia 27 de julho de 2012 na UO-BC

Estrutura do PROEF

15 iniciativas viabilizadoras em poços, sistemas submarinos e plataformas...

... com foco tanto em aumento de eficiência no curto prazo (2012-13), via ações específicas e de suporte

... como na manutenção do desempenho no longo prazo (após

2013), via ações estruturantes

Campanha intensiva de recuperação em poços com incrustação

Aumentar disponibilidade de equipamentos críticos para UEPs

Exemplos

Simplificação e padronização de equipamentos

Substituição de sistemas de produção e projetos de revitalização

Exemplos

Recursose VPL

estimados

Dispêndios do PROEF:• Intervenções em poços, sistemas submarinos e plataformas via Unidades

de Manutenção e Segurança (UMSs):US$1 bi de investimentos já provisionados no PNG 12-16 + US$ 4,6 bi de custeio

VPL estimado do PROEF:• De US$ 1,6 bi a US$ 3,3 bi

88

80

71 72

94 95 94 93

868790

92

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

E&P: Eficiência Operacional

1T 2012201120102009

Eficiência Operacional - UO-BC

Eficiência Operacional - sem UO-BC

%

Eficiência Operacional - E&P

Melhoria dos níveis de eficiência operacional

da UO-BC

Aumento da confiabilidade de entrega da curva de óleo

prevista no PN 12-16

Objetivos do PROEF

Metas de eficiência

operacional para UO-BC

(%)

Melhoria de integridade dos sistemas de produção

89 88

80

7174

76

81

8890

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Eficiência Operacional da Bacia de Campos

Realizado Metas PROEF

PROEF nas atividades de E&P da Bacia de CamposPrograma de Aumento da Eficiência Operacional

Recentes resultados exploratórios

Dolomita Sul (1-RJS-689A)Bacia de SantosBM-S-42 (pré-sal)

Sul de Guará (1-SPS-96)Bacia de SantosCessão Onerosa (pré-sal)

Recentes resultados exploratórios

Grana PadanoBacia do Espírito Santo

ES-M-661

Pecém (1-CES-158)Bacia do CearáBM-CE-2

Recentes resultados exploratórios

Pão de Açúcar (1-REPF-12D-RJS)Bacia de CamposBM-C-33 (pré-sal)

Carcará (4-SPS-86B)Bacia de SantosBM-S-8 (pré-sal)