plano de negócios e gestão 2012-2016

25 de Junho de 2012

Plano de Negócios e Gestão

2012 - 2016

Aviso

Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. 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 e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da 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 2012 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:

2

“Historicamente, a Petrobras não cumpre suas metas de produção...”

Plano de Negócios

Plano de Negócios

3

8 Planos de Negócio: Metas de Produção Não Cumpridas

Planejamento do E&P fundamentado em “Metas Ousadas”, que se mostraram, ano a ano, não realistas

Metas de Produção de Óleo (mbpd)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

PN 2003-2007 1.590 1.620 1.820 2.030 2.220

PN 2004-2008 1.550 1.780 1.940 2.140 2.370 2.330 2.300

PN 2006-2010 1.910 2.000 2.100 2.200 2.300

PN 2007-2011 1.979 2.061 2.195 2.368 2.374

PN 2008-2012 1.875 2.050 2.191 2.296 2.374

PN 2009-2013 2.050 2.250 2.430

PN 2010-2014 2.100 2.180

PN 2011-2015 2.100

Produção Realizada 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.004 2.022

Desvio da Meta (78)

4

No Plano Estratégico 1999, a meta de produção para 2005 era de 1.850 mbpd

No Plano Estratégico 2001, a meta de produção para 2005 era de 1.900 mbpd

Em 2005, a produção efetiva foi de 1.684 mbpd devido a atrasos na P-43, P-48 e P-50

“Historicamente, os projetos da Petrobras atrasam...”

Plano de Negócios

Plano de Negócios

5

Refinaria do Nordeste (RNEST)

Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)mai/12

AprovaçõesData de Partida

do 1º Trem

InvestimentoTotal da Refinaria

(US$ bilhão)

Marco 0(set/05)

Nov/2011 2,3

Marco 1(dez/06)

Out/2011 4,1

Marco 2(nov/09)

Jul/2012 13,4

Marco 3(mar/12)

Set/2013 17,1

Marco 4(jun/12)

Nov/2014 20,1 (*)

Exemplo: Refinaria Abreu e Lima(2 Trens de 115 mbpd)

Prazos não Cumpridos, com Elevação dos Custos

Marcos de Partida do 1º Trem e Investimento Total da Refinaria

• Não cumprimento integral da Sistemática de Aprovação de Projetos

• Falhas no Acompanhamento Físico e Financeiro

* US$ 3,0 bilhões de pleitos em discussão.3

anos

de

atra

so

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inic

ial

6

“A Política de Conteúdo Local provoca atrasos nos projetos...”

Plano de Negócios

Plano de Negócios

7

Sondas de Perfuração Construídas no Exterior: Conteúdo Local Zero

Programação de Entrega para 2012 (LDA > 2.000m)

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

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

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

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

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

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

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

8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul

9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 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 – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa

13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa

14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa

Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil

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

• Demanda por Bens e Serviços Aquecida Mundialmente

• Cumprimento do Conteúdo Local no Brasil e prazos de execução serão demonstrados mais adiante

8

“A Petrobras não pratica paridade de preços de combustíveis...”

Plano de Negócios

Plano de Negócios

9

Política Comercial de Preços de Derivados da Petrobras é de Longo PrazoVolum

es Importados (M

il bbl / d)

Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo**

(*) considera Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível. (**) preço do USGC com volumes de mercado brasileiro.

2012: defasagem conjuntural dos preços domésticos, com impactos acentuados pelo aumento de importações.

2009-2010: preços domésticos praticados pela Petrobras superiores aos preços internacionais

* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização)** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast)

0

100

200

300

400

500

600

700

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40

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260

jan-

12

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11

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09

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05

jan-

04

jan-

03

jan-

02

R$/

bbl

2008 2009 2010 2011 Jan-Abr/12

Importação de Diesel

Importação de Gasolina

PMR Brasil

PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)

Perdas

200720062005200420032002

Ganhos

10

Plano de Negócios

Plano de NegóciosNosso Diferencial: Descobertas no Brasil representam

63% daquelas em águas profundas nos últimos 5 anos

Nosso Diferencial: Nossas reservas estão localizadas a 300 km do principal mercado doméstico

11

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% destas 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 Descobertas

Águas Profundas

33.989 milhões bblN

ovas

Des

cobe

rtas

200

5-20

10

Brasil32%

19%

49%

15,7115,28

13,23

9,65

7,535,96

+164%

2011

+3%

2010

2005

2000

1995

1991 12

A Região Sudeste representa:� 47% do consumo de derivados� 62% do Consumo de Energia Elétrica� 65% do Consumo de Gás Natural� 55 % do PIB

Nosso Diferencial: O Valor das Nossas Reservas300 km do Mercado

13

Plano de Negócios

Plano de Negócios

Ações Imediatas na Gestão da Companhia para Melhorar os Resultados

14

4.910

3.070

2.022

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Curva de Produção Brasil - Produção de Óleo e LGN

1ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria (fev/12): Revisão da Curva de Produção de Óleo do Planejamento Anual 2012

METAS REALISTAS

VISÃO PRAGMÁTICA PAUTADA EM PROJETOS TÍPICOS, REAIS

PN 2011-2015

?

REALISMO

15

4.910

3.070

2.022

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020



METAS REALISTAS


PN 2011-2015

Qual a produção realista possível para o ano de 2012?

E&P revisitou o cronograma de seus projetos durante 3 meses

REALISMO

16

4.910

3.070

2.0222.500

4.200

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

REALISMO



METAS REALISTAS


Qual a produção realista possível para o ano de 2012?

E&P revisitou o cronograma de seus projetos durante 3 meses

PN 2011-2015

PN 2012-2016

-1.000 mbpd

17

Fase IIdentificação da Oportunidade

Fase IIProjeto

Conceitual

Fase IIIProjeto Básico

Fase IV

Execução

Fase VEncerramento

Iniciação e Planejamento do Projeto

Entrada na Carteira Petrobras

PartidaAprovação do EVTE Fase I

Aprovação do EVTE Conceitual

DISCIPLINA DE CAPITAL

Aprovação do EVTE Básico e liberação

para Execução

Condição para a Contratação dos investimentos no

PN 2012-2016

Projetos de Exploração e Produção no Brasil:

Projetos nas Fases I, II e III poderão ter autorizada a antecipação de recursos quando essa medida comprovadamente contribuir para a

aceleração da produção de petróleo.

Exceção somente para o E&P no Brasil

2ª Ação da Presidente Junto com a Nova Diretoria: Seguir a Sistemática de Aprovação de Projetos

18

DESEMPENHO

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-0

9no

v-09

jan-

10m

ar-1

0m

ai-1

0ju

l-10

set-1

0no

v-10

jan-

11m

ar-1

1m

ai-1

1ju

l-11

set-1

1no

v-11

jan-

12m

ar-1

2m

ai-1

2ju

l-12

set-1

2no

v-12

jan-

13m

ar-1

3m

ai-1

3ju

l-13

set-1

3no

v-13

jan-

14m

ar-1

4m

ai-1

4ju

l-14

set-1

4no

v-14

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Realizado Projetado

set-0

9no

v-09

jan-

10m

ar-1

0m

ai-1

0ju

l-10

set-1

0no

v-10

jan-

11m

ar-1

1m

ai-1

1ju

l-11

set-1

1no

v-11

jan-

12m

ar-1

2m

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2ju

l-12

set-1

2no

v-12

jan-

13m

ar-1

3m

ai-1

3ju

l-13

set-1

3no

v-13

jan-

14m

ar-1

4m

ai-1

4ju

l-14

set-1

4no

v-14

(US

$ M

ilhõe

s)


Acompanhamento Físico: Curva S Acompanhamento Financeiro: Curva S

Desvio de avanço físico mensal

Desvio de prazo

Entrada em operação planejada

Entrada em operação projetada

Custo total projetado

Custo total planejado

Desvio de custo

- Justificativas para desvio de prazo12

1

2

1

Projetos críticos acompanhados mensalmente pela

Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras

Projetos críticos acompanhados mensalmente pela

Diretoria e Conselho de Administração da Petrobras

Plano de Recuperação quando necessário

- Justificativas para desvio de custo1

Autorização para revisão orçamentária

• Todos os projetos do PN 2012-16 possuem Curvas S como referência única de gestão, planejamento e controle

• Criação de três novas gerências executivas nas Diretorias de Engenharia e de E&P, dedicadas exclusivamente à

construção das sondas de perfuração e unidades estacionárias de produção

3ª Ação da Presidente junto com a Nova Diretoria: Gerir Efetivamente os Projetos

19

Gestão Integrada do Portfólio da Companhia

Fundamentos do Plano de Negócios 2012-2016

• Gestão focada no atendimento

das metas físicas e

financeiras de cada projeto

DESEMPENHO

• Curvas “S”• Garantir a

expansão dos negócios da

Empresa com indicadores financeiros

sólidos

DISCIPLINA DE CAPITAL • Prioridade

para os projetos de

exploração e produção de óleo e gás natural no

Brasil

• Realismo nas metas de

produção

PRIORIDADE

2012 2016

20

Investimentos PN 2012-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 13/06/12

Período 2012-2016US$ 236,5 bilhões

*4,5% de investimentos no exterior, sendo 90% em E&P

• Paridade com Preços de Importação de Derivados

• Manutenção do Grau de Investimento:

- Alavancagem menor que 35%

- Dívida líquida/Ebitda menor que 2,5x

• Não há emissão de novas ações

• Desinvestimentos de US$ 14,8 bilhões, com foco em ativos no exterior

Pressupostos da Financiabilidade

28%

CorporativoBiocombustíveisDistribuiçãoPetroquímicaG&ERTCE&P

60,0%(US$ 141,8 Bi)

27,7%(US$ 65,5 Bi)

1,3%(US$ 3,0 Bi)

1,6%(US$ 3,8 Bi)

1,5%(US$ 3,6 Bi)

2,1%(US$ 5,0 Bi)

5,8%(US$ 13,8 Bi)

E&P

21

Investimentos 2012-2016:Projetos em Implantação x Projetos em Avaliação

Em Implantação

US$ 208,7 bilhões

Em Avaliação

US$ 27,8 bilhões

+=PN 2012-2016

US$ 236,5 bilhões

28%

** E&P no exterior

CorporativoBiocombustíveisDistribuiçãoPetroquímicaG&ERTCE&P

27,7%(US$ 65,5 Bi)

1,3%(US$ 3,0 Bi)

1,6%(US$ 3,8 Bi)

1,5%(US$ 3,6 Bi)

24,8%US$ 51,7 Bi

1,4%(US$ 3,0 Bi)

0,9%(US$ 1,9 Bi)

1,7%(US$ 3,5 Bi)

1,8%(US$ 3,7 Bi)

3,7%(US$ 7,8 Bi)

17% (**)(US$ 4,6 Bi)

50%(US$ 13,9 Bi)

21%(US$ 6,0 Bi)

5%(US$ 1,3 Bi)

0%(US$ 0,1 Bi)

7%(US$ 1,9 Bi)

Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se

encontram em Fase IV*

Projetos dos demais segmentos atualmente em Fase I, II e III.

833 projetos 147 projetos980 projetos

* Inclui as verbas já comprometidas dos projetos em avaliação de RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição, Biocombustíveis e Corporativo.

60,0%(US$ 141,8 Bi)

2,1%(US$ 5,0 Bi)

5,8%(US$ 13,8 Bi)

65,8%(US$ 137,2 Bi)

22

Em Avaliação: 147 ProjetosRTC, G&E, Petroquímica, Distribuição e Biocombustíveis

Período 2012-2016US$ 27,8 bilhões

* E&P no exterior

17% (*)(US$ 4,6 Bi)

50%(US$ 13,9 Bi)

21%(US$ 6,0 Bi)

5%(US$ 1,3 Bi)

7%(US$ 1,9 Bi)

Corporativo

Biocombustíveis

Distribuição

G&E

Petroquímica

RTC

E&P Internacional

0%(US$ 0,1 Bi)

• A mudança de fase destes projetos dependerá de:

a. Resultado dos Estudos de Viabilidade;

b. Disponibilidade de Recursos (financiabilidade);

c. Competição pelos recursos financeiros disponíveis

d. Alinhamento dos custos das novas refinarias às métricas internacionais;

e. Disponibilidade de GN nacional para plantas de fertilizantes e novas termelétricas; e

f. outras variáveis.

Composição:Competição pelos recursos financeiros disponíveis

Criatividade � Simplicidade � Redução de CustoCriatividade � Simplicidade � Redução de Custo

23

Plano de Negócios 2012-2016

US$ 236,5 bilhões

Programa deOtimização de

Custos

Programa de Aumento daEficiência

Operacional da Bacia de Campos

Programa de Gestão de

Conteúdo Local

Gestão Integrada do Portfólio da Companhia �� Segurança e Meio-Ambiente

Programas Estruturantes de Apoio ao PN 2012-2016

24

Recursos Humanos: Engajamento dos empregados será valorizado

Avaliação do desempenho baseado em metas pessoais de maior peso alinhadas ao PN 2012-2016

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Capacidade de Produção de Etanol no Brasil

2020

Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total

Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total

Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquisição de projetos Brownfield

Em Operação

Mil m³ / ano

65,8%(US$ 1 37 ,2 B i )

1,4 %(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%(US$ 1 ,9 B i )

1 ,7 %(US$ 3,5 B i)

1 ,8 %(US$ 3 ,7 Bi )

3,7 %(US$ 7,8 B i)

2 4,8 %

(US$ 5 1,7 Bi )

17,0% (*)(US$ 4,6 B i)

5 0 ,0 %

(US$ 1 3,9 B i)

2 1,0 %(US$ 6,0 B i)

5 ,0 %(US$ 1 ,3 Bi )

7,0 %

(US$ 1,9 B i)

0 ,0%(US$ 0 ,1 B i )

US$ 27,8 biEm Avaliação

US$ 208,7 biEm Implantação

Biocombustíveis Distribuição

4.210

2.460

2.022

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mil bpd

Pil oto Lula NE (Cid. Paraty)

Pil oto Sapinhoá(Cid. São Paul o)

Papa-Terra (P-61 e P-63)

Roncador II I (P-55)

Lul a Norte, Sul, Alto, Central

Franco 1 e 2

CariocaBaleia Azul(Cid. Anchieta)

Baúna e Piracaba(Cid. I tajaí)

Sapinhoá Norte (Cid. I lhabel a)

Iracema Sul (Cid. Mangarati ba)

Roncador IV (P-62)

Norte Pq. Baleias (P-58)

Iracema Norte

Aruanã

Iara NW, Horst

F ranco 3

NE Tupi

Júpi ter

Sul de Guará

Carcará

Franco 4 e 5

Espadarte I II

FlorimEntorno de Iara

Maromba

Boni to


E&P

Em operação

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2012 2013 2014 2015 2016 2020

Capacidade Instalada de Geração de EE no Brasil

Capacidade Instalada = 16 Termelétr icas Próprias (5.158 MW)

11 Participações em Termelétricas (690 MW)

Projetos em Obra: Baixada Fluminense

Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I

Em Operação

MW

65,8%(US$ 1 37,2 B i)

1,4%(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%(US$ 1,9 B i)

1,7%(US$ 3,5 Bi )

1 ,8%(US$ 3,7 B i)

3 ,7%(US$ 7 ,8 Bi )

24,8%(US$ 5 1,7 Bi )

17 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi )

5 0 ,0 %(US$ 13,9 B i)

2 1,0 %(US$ 6,0 Bi )

5 ,0%(US$ 1 ,3 B i )

7,0 %(US$ 1 ,9 Bi )

0 ,0%(US$ 0 ,1 B i )



G&E

262

462

236

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Nigéria – Egina

Em Produção

Em ImplantaçãoEm Aval iação

Peru Lotes 57 e 58Argentina – Parva Negra

Angola –Ogonga

Tanzania– Bloco 5

Mil boe/dia

Curva de Produção Internacional - Produção de Óleo e Gás Natural

65,8%(US$ 1 37 ,2 Bi)

1,4%(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%

(US$ 1,9 Bi )

1 ,7%(US$ 3,5 Bi )

1,8%

(US$ 3,7 Bi )

3 ,7%

(US$ 7,8 Bi )

2 4 ,8%(US$ 51 ,7 Bi )

17,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi)

50 ,0%(US$ 1 3,9 Bi )

2 1 ,0%

(US$ 6 ,0 Bi)

5 ,0%

(US$ 1 ,3 Bi)

7,0%

(US$ 1,9 Bi )

0 ,0%

(US$ 0 ,1 Bi )



Internacional

Mercado de DerivadosMercado de Derivados

Kbpd

2011 2016

901 1.142

8481.011

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000 2.758

51293

2.302

46885

Gasolina DestiladosÓleo Combustível e BunkerOutros

Petroquímica RTC


Kbpd

2011 2016

901 1.142

8481.011

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000 2.758

51293

2.302

46885


Corporativo


US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões


Custos


Operacional da Bacia de Campus


Conteúdo Local

Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de Negócio

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017


2020


Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista) , Guarani e Total

Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquis ição de projetos Brow nfield

Em Operação

Mil m³ / ano

6 5,8%(US$ 1 37 ,2 Bi )

1,4%(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%(US$ 1 ,9 Bi )

1 ,7%(US$ 3,5 Bi)

1 ,8%(US$ 3 ,7 Bi )

3,7%(US$ 7,8 Bi)

2 4,8%

(US$ 5 1,7 Bi )

1 7,0% (*)(US$ 4,6 Bi)

5 0 ,0%

(US$ 1 3,9 Bi)

2 1,0%(US$ 6,0 Bi)

5 ,0%(US$ 1 ,3 Bi )

7,0%

(US$ 1,9 Bi)

0 ,0%(US$ 0 ,1 Bi )



Biocombustíveis Distribuição

4.210

2.460

2.022

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mil bpd

Pil oto Lula NE (Cid. Paraty)

Pil oto Sapinhoá(Cid. São Paul o)


Roncador II I (P-55)

Lul a Norte, Sul, Alto, Central

Franco 1 e 2

CariocaBaleia Azul(Cid. Anchieta)

Baúna e Piracaba(Cid. I tajaí)

Sapinhoá Norte (Cid. I lhabel a)

Iracema Sul (Cid. Mangarati ba)

Roncador IV (P-62)


Iracema Norte

Aruanã

Iara NW, Horst

F ranco 3

NE Tupi

Júpi ter

Sul de Guará

Carcará

Franco 4 e 5

Espadarte I II

FlorimEntorno de Iara

Maromba

Boni to


E&P

Em operação

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2012 2013 2014 2015 2016 2020


Capacidade Instalada = 16 Termelétr icas Próprias (5.158 MW)


Projetos em Obra: Baixada F luminense

Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia I e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I

Em Operação

MW

6 5,8%(US$ 1 37,2 B i)

1,4%(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%(US$ 1,9 B i)

1,7%(US$ 3,5 Bi )

1 ,8%(US$ 3,7 B i)

3 ,7%(US$ 7 ,8 Bi )

2 4,8%(US$ 5 1,7 Bi )

17 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi )

5 0 ,0%(US$ 13,9 Bi)

2 1,0%(US$ 6,0 Bi )

5 ,0%(US$ 1 ,3 Bi )

7,0%(US$ 1 ,9 Bi )

0 ,0%(US$ 0 ,1 Bi )



G&E

262

462

236

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Nigéria – Egina

Em Produção

Em ImplantaçãoEm Aval iação

Peru Lotes 57 e 58Argentina – Parva Negra

Angola –Ogonga

Tanzania– Bloco 5

Mil boe/dia


6 5 ,8%

(US$ 1 37 ,2 Bi)

1,4%(US$ 3,0 Bi )

0 ,9%

(US$ 1,9 Bi )

1 ,7%(US$ 3,5 Bi )

1,8%

(US$ 3,7 Bi )

3 ,7%

(US$ 7,8 Bi )

2 4 ,8%(US$ 51 ,7 Bi )

1 7 ,0% (*)(US$ 4 ,6 Bi)

50 ,0%(US$ 1 3,9 Bi )

2 1 ,0%

(US$ 6 ,0 Bi)

5 ,0%

(US$ 1 ,3 Bi)

7,0%

(US$ 1,9 Bi )

0 ,0%

(US$ 0 ,1 Bi )



Internacional


Kbpd

2011 2016

901 1.142

8481.011

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000 2.758

51293

2.302

46885


Petroquímica RTC


Kbpd

2011 2016

901 1.142

8481.011

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000 2.758

51293

2.302

46885


Corporativo


US$ 236,5 bilhões = US$ 208,7 + 27,8 bilhões


Custos


Operacional da Bacia de Campus


Conteúdo Local

Gestão Integrada do Portifólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de Negócio

25

Exploração & Produção

68%(89,9)

12%(16,3)

19%(25,4)

Infraestrutura e Suporte

Exploração

Desenvolvimento da Produção

Período 2012-2016US$ 131,6 bilhões*

* Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional 26

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-sal49%(43,7)

34%(30,2)

18%(16,0)

Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infra-estrutura somam US$16,3 bilhões.27

Realismo: Nova Projeção da Produção de Óleo no Brasil


Gestão Integrada do Portfólio da Companhia e não mais por somatório dos projetos por Área de

Negócio

Prioridade para os

projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no

Brasil

FOCO: Realismo

2012 2016

PRINCIPAIS CAUSAS DOS DESVIOS

Projetos com Novas UEPs (36%)a. Cronogramas otimistasb. Curvas de produção otimistasc. Atraso na chegada das sondas importadasd. Tempos otimistas para construção e interligação de poços

(ramp ups não realistas)

Projetos para UEPs existentes (20%)a. Tempos otimistas para construção e interligação de poços

Projetos em Operação (23%)a. Redução de eficiência em alguns Ativos da Bacia de Campos

(Unidade Operacional Bacia de Campos);b. Ajustes de potencial de projetos implantados;

Novas Descobertas (21%)a. Postergações devido ao ainda baixo grau de maturidade

PN 2011-2015(9,2% a.a.)

-17%-710 mbpd

4.910

3.070

2.022

2.500

4.200

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

-1.000 mbpd

2014-2016(4 a 6% a.a.)

28

Curva de Produção Brasil – Pós-Sal, Pré-Sal e Cessão Onerosa

Pré-sal (concessão)

5%

Pós-sal

95%

Cessão Onerosa

1%Pré-sal (concessão)

30%

Pós-sal69%

Novas Descobertas (*)

12%Cessão Onerosa

19%

Pré-sal (concessão)

28%

Pós-sal42%

20112.022 mbpd

20162.500 mbpd

20204.200 mbpd

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

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)


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


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

29

Disponibilidade de Sondas: Atraso nas EntregasAs 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) 4242424140

26

16

875

+1 +1

20142013

+1+2

2012

+8 +10

201120082007 2010

+14

2009Núm

ero

de S

onda

s (L

DA

> 2

.000

m)

Sondas que chegarão em 20121. Pacific Mistral – Coréia do Sul (atraso de 83 dias)

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

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

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

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

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

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

8. ODN Delba III – Emirados Árabes (atraso de 683 dias) -> Marlim Sul

9. Schahin Sertão – Coréia do Sul (atraso de 215 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 – Coréia do Sul (atraso de 344 dias) -> Cessão Onerosa

13. ODN II – Coréia do Sul (atraso de 380 dias) -> Cessão Onerosa

14. Amaralina Star – Coréia do Sul (atraso de 189 dias) -> Cessão Onerosa

Sonda já recebida e em operação. Sonda em recebimento. Já no Brasil

2015 2016

Sondas a contratar

30

Disponibilidade de Sondas: Atendimento à Demanda de Médio/Longo PrazoAs sondas entregues à Petrobras a partir de 2016 serão construídas no Brasil

7 Sondas da Sete Brasil (estaleiro EAS)• Contratos assinados• Em negociação entrada de parceiro tecnológico (conclusão em jul/12)

21 Sondas Sete Brasil• Licitação concluída• Realizando auditoria nos estaleiros para assinatura dos contratos

• Previsão de aprovação dos contratos: jul/12, ago/12 e set/12

5 Sondas Ocean Rig• Em negociação Ocean Rig com Estaleiro

• 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)

• gerencia o contrato de afretamento junto a Sete Brasil,

• controla o andamento da obra, • avaliando a exequibilidade das curvas S • toma as ações necessárias para garantir as metas de acordo com o Plano de Negócios

33 Novas Sondas Nacionais a Partir de 2016: Conteúdo Local entre 55% e 65%

Núm

ero

de S

onda

s (L

DA

> 2

.000

m)

+8

2018

+6+2

2020201920172012

+9

2016

ESTRATÉGIA DE CONTRATAÇÃO SISTEMÁTICA DE ACOMPANHAMENTO

31

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 (Anchieta) afretada junto a SBM, escoando o gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.

Projeto Baleia Azul: 1º Óleo em Agosto/12FPSO Cidade de Anchieta: 100 mbpd

Vista aérea do FPSO cidade de Anchieta no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – Mar/2012

CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 0%Previsão de realização: 44%

Pico de produção: mar/13

AVANÇO FÍSICOPrevisto: 77,9%Realizado: 71,6%

32

Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul - Unidade Estacionária de Produção FPSO Anchieta

Justif 2: Não há desvio na realização Física Acumulado.

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-1

0

out-1

0

nov-

10

dez-

10

jan-

11

fev-

11

mar

-11

abr-

11

mai

-11

jun-

11

jul-1

1

ago-

11

set-1

1

out-1

1

nov-

11

dez-

11

jan-

12

fev-

12

mar

-12

abr-

12

mai

-12

jun-

12

jul-1

2

ago-

12

% A

cum

ulad

o


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 deadaptação 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%

2012

33

Justif 1: Não há desvio de prazo. Justif 2: Atraso na realização física até 30/abr/12 devido a reprogramação dacampanha de poços e por atraso na campanha de pré-lançamento dos dutos flexíveis.

Curva S de Acompanhamento Físico: Baleia Azul – Poços e Interligações

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

ago-1

0se

t-10

out-1

0no

v-10

dez-1

0jan

-11fev

-11mar-

11ab

r-11

mai-11

jun-11 jul-11

ago-1

1se

t-11

out-1

1no

v-11

dez-1

1jan

-12fev

-12mar-

12ab

r-12

mai-12

jun-12 jul-12

ago-1

2se

t-12

out-1

2no

v-12

dez-1

2jan

-13fev

-13mar-

13

% A

cum

ulad

o


1 – Conclusão da Completação do 1º Poço Produtor (fev/12)

2 – Conclusão da Instalação dos Torpedos de Ancoragem (mar/12)

3 – Conclusão do Pré-Lançamento das Linhas do 1º Poço Produtor (abr/12)

4 – Interligação do Gasoduto Sul Norte Capixaba (set/12)

12

3

4

Poços e Interligações: Perfuração, completação e interligação submarina de 7 poços produtores e 3 poços injetores. Escoamento do gás através do gasoduto Sul-Norte Capixaba.


Just. 2:

Campanha de Poços

Total de Poços: 10

Já perfurados: 8

Poços a perfurar

jul/12: 1

out/12: 1Acumulado até 30/04/2012:

Previsto: 69,4%

Realizado: 59,7%

2012

34

1º óleo: Ago/12

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 mbpd de óleo e 2 milhões de m3/d de gás, para atender ambos os campos.

Projeto Baúna e Piracaba: 1º Óleo em Outubro/12FPSO Cidade de Itajaí: 80 mbpd

FPSO Cidade de Itajaí no estaleiro Jurong, em Cingapura – Mar/2012

Pico de produção: jan/14



35

Projeto Roncador Módulo III - 1º Óleo em Setembro/13SS P-55: 180 mbpd

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

Casco da P-55 no Pólo Naval de Rio Grande, no Brasil – mai/12

Pico de produção: abr/15



36

Projeto Sapinhoá Piloto: Perfuração e completação de 13 poços e interligação de 15 poços a um FPSO afretado à Schahin/Modec com capacidade de produção de 120 mil bpd de petróleo e 5 MM m3/d de gás natural

Projeto Sapinhoá Piloto: 1º Óleo em Janeiro/13FPSO Cidade de São Paulo: 120 mbpd

FPSO Cidade de São Paulo no estaleiro Brasfels no Brasil – fev/12

Pico de produção: mai/14



37

Projeto Piloto de Lula NE – 1º Óleo em Maio/13FPSO Cidade de Paraty: 120 mbpd

Projeto Piloto de Lula NE: Desenvolvimento da área Nordeste do campo de Lula. Perfuração e completação de 14 poços e interligação de um total de 15 poços ao FPSO Cidade de Paraty, afretado junto a QGOG/SBM e construção de um gasoduto de 20 km até a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba.

FPSO Cidade de Paraty no estaleiro Keppel Shipyard, em Cingapura – mar/12

Pico de produção: fev/15



38

Conversão do Casco da P-63 no estaleiro Cosco, na China– Fev/12


Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-63 em Julho/13FPSO P-63: 140 mbpd

Pico de produção: out/16

Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poços produtores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 FPSO com capacidade de

processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás.


39

Projeto Papa-Terra: 1º Óleo da P-61 em Outubro/13 TLWP P-61: 140 mbpd

Projeto Papa-Terra: Desenvolvimento do campo de Papa-Terra por meio da perfuração e completação de 30 poços produtores e injetores interligados a P-61 - TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) e a P-63 - FPSO com capacidade

de processamento de 140 mil bpd e 1 MM m³/dia de gás.

Topside da P-61 no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura – fev/12

Pico de produção: out/16



40

Projeto Parque das Baleias: Desenvolvimento dos campos de Baleia Franca (pré e pós-sal), Cachalote (pós-sal), Jubarte (pré-sal), Baleia Azul (pré-sal) e Baleia Anã (pós-sal), através da perfuração, completação e interligação de

24 poços. Construção e instalação de uma UEP do tipo FPSO (P-58), em LDA de 1.399 m (unidade própria), com capacidade de processamento de 180 mbpd de óleo e 6 MM de m³/d de gás

Conversão do Casco da P-58 no estaleiro Rio Grande, no Brasil – Mar/12

Projeto Parque das Baleias: 1º Óleo em Janeiro/14FPSO P-58: 180 mbpd

Pico de produção: jan/15



41

Atracação da P-62: Estaleiro Atlântico Sul, no Brasil - Jan/12

Projeto Roncador Módulo IV: Desenvolver a produção do Módulo 4 do campo de Roncador através da perfuração e completação de 17 poços, sistema de coleta e injeção, construção e instalação de uma UEP (FPSO P-62) e

instalação de um oleoduto e um gasoduto submarinos

Projeto Roncador Módulo IV - 1º Óleo em Março/14FPSO P-62: 180 mbpd

Pico de produção: jun/15



42

Projeto Sapinhoá Norte: 1º Óleo em Setembro/14FPSO Cidade de Ilhabela: 150 mbpdProjeto Sapinhoá Norte: Perfuração, completação e interligação de 15 poços (8 produtores e 7 injetores) e na instalação

de uma UEP afretada (Cidade de Ilhabela) com capacidade de processamento de 150 mbpd e compressão de 6 MM m³/dia de gás.

Pico de produção: mar/16

Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro CSCC, na China– Mai/12



43

Projeto Lula - Iracema Sul: 1º Óleo em Novembro/14FPSO Cidade de Mangaratiba: 150 mbpd

Projeto Completo: Construção e interligação de 15 poços do tipo Big Bore, sendo 8 produtores e 7 injetores, e na instalação de UEP afretada com capacidade de processamento de 150 mil bpd e compressão de 8MM m³/dia de gas,

Pico de produção: fev/16


Casco da FPSO Mangaratiba no estaleiro Cosco, na China– Mai/12


44

Investimentos em Exploração no Brasil:Ênfase em Novas Fronteiras

Pré-sal24%(6,0)

69%(17,5)

Cessão Onerosa

Pós-sal

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.

Con

solid

ação

e

Del

imita

ção

Novas Fronteiras

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

45


US$ 236,5 bilhões


Conteúdo Local




Custos



46


US$ 236,5 bilhões


Custos




Conteúdo Local



47

Visão geral:áreas de foco e

potencial de redução

Detalhamento e quantificação

ConsolidaçãoIIII II

8 semanas(junho-julho)

16 semanas(agosto-novembro)

4 semanas(dezembro)

• Estruturação• Definição de escopo• Avaliação inicial de oportunidades

• Definição do Portfolio de Iniciativas • Plano de Implementação (iniciativas, responsáveis, marcos, metas e impactos)• Comunicação

MotivaMotivaçção:ão: Os gastos gerenciáveis respondem por 30% do desembolso anual da Petrobras.- Os gastos gerenciáveis foram de US$ 32 bilhões em 2011, equivalentes à geração operacional (US$ 33 bilhões) e 33% superior à captação realizada no período (US$ 24 bilhões).

PreparaPreparaçção do Programa ão do Programa –– Plano de APlano de Açção 2012ão 2012

Programa de Otimização de Custos Operacionais

Objetivo do ProgramaObjetivo do ProgramaIdentificar as oportunidades de redução de custo com impacto relevante e perene, em duas visões: ativos de produção (por exemplo: plataformas, refinarias e usinas termelétricas) e linhas de custo (por exemplo, estoques de materiais e combustível, logística e gestão da manutenção).

48


US$ 236,5 bilhões


Custos




Conteúdo Local



49

88

80

71 72

94 95 94 93

86879092

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

50

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

Petrobras Está Lançando o PROEF nas Atividades de E&P da Bacia de CamposPROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional

51

PROEF: Ações para Recuperação da Eficiência Operacional

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 UMS's:

US$ 5,1 Bi (2012-16)

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

52


US$ 236,5 bilhões


Custos




Conteúdo Local



53

Programa de Medição e Monitoramento de Conteúdo Local

ObjetivoObjetivoAproveitar ao máximo a capacidade competitiva da indústria nacional de bens e serviços para o atendimento das demandas do PN 2012-2016 com prazos e custos adequados às melhores práticas de mercado

Planejamento do Conteúdo Local Mínimo dos Projetos do

PN 2012 - 2016

Monitoramento do Conteúdo Local

Registro do Conteúdo LocalIIII II

• Informações sobre a Capacidade da Indústria• Identificação de bens e serviços importados• Identificação de itens já nacionalizados

• Implantação de Indicadores de Conteúdo Local• Acompanhamento do conteúdo local nos projetos• Ações para recuperação de eventuais desvios de preço e prazo

• Elaboração dos Relatórios de Realização de Conteúdo Local por projeto (previsto x realizado)• Atualização da base de dados para futuros projetos

MotivaMotivaçção:ão: Maior eficiência em serviços de manutenção e pós venda, acesso aos fornecedores, otimização de custos logísticos, redução do tempo de transporte e prazo de entrega

Plano de APlano de Aççãoão

54

Longa História de Liderança Tecnológica e Operacional em Águas Profundas

Projetos Offshore no Mundo

Petrobras: Posição dominante na indústria offshore global

Fonte: PFC Energy Service Sector team, Junho/2012

Nota: Considera projetos offshore que estão em fase conceitual, FEED, em licitação ou em construção

• Necessidade de aumentar a

capacidade offshore

mundial para atender a

demanda da Petrobras

• Construções no Brasil:

ganhos de escala e de

padronização

55

56

Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil

Produtos Projetos no Brasil

Dutos Submarinos

• NKT Flexibles• Nova planta de dutos flexíveis no Brasil em 2013.

• Grupo Technip• Instalação de nova planta.

• Wellstream• Em 2013, planta atual terá expansão de 60% na capacidade.

• Prysmian• Expansão da planta para produção de dutos flexíveis.

• Butting• Construção de nova planta para a produção de dutos.

Umbilicais

• Duco e Nexans• Construção de novas plantas no Brasil em discussão.

• Oceaneering (MSD) • Capacidade de produção atual irá dobrar em início de 2013.

• MFX • 80% de expansão da capacidade de produção em 2013.

Equipamentos Submarinos

• Aker• Crescimento da capacidade de produção.

• FMC• Crescimento da capacidade de produção e construção de novo centro tecnológico.

• GE• Expansão da planta de Jandira e construção de nova unidade.

• Cameron• Expansão Industrial.

56

Produtos Projetos no Brasil

Turbo-máquinas

•. Rolls-Royce• Construção de nova unidade em Santa Cruz (Turbo-geradores).

• Dresser-Rand• Construção de nova unidade em Santa Bárbara do Oeste (Turbo-compressores).

Guindastes offshore• MEP Pellegrini

• Atuando em parceria e em discussão para estabelecer planta no Brasil.

Dutos para perfuração

• V&M do Brasil• Adaptando instalações atuais para produzir dutos.

Tubing CRA• V&M do Brasil

• Com capacidade de produzir ligas resistentes à elevada corrosão

Dutos de elevado diâmetro

• USIMINAS• Qualificando nas instalações atuais.

Estruturas de aço ofhore

• Metasa• Expansão Industrial.

Automação• Emerson

•Expansão Industrial para a montagem de equipamentos no Brasil.

57

Conteúdo LocalEmpresas de Offshore se Instalando no Brasil

57

Atração de Centros de Tecnologia para o Brasil

50 Redes Temáticas

No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção/operação 9 centros de P&D de importantes fornecedores de equipamentos e serviços:

Outras Companhias com planos de desenvolvimento de centros tecnológicos no Brasil:

• Weatherford

• Wellstream

• FMC Technologies

• Usiminas

• TenarisConfab

• Schlumberger

• Baker Hughes

• Halliburton

• General Electric

• Vallourec & Mannesman

• Cameron• IBM• Technip

Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 28/mai/12.

Parcerias da Petrobras com mais de 120 universidades e centros de pesquisa levam o Brasil a ter um complexo de pesquisa aplicada de relevância mundial

Expansão do CENPES (mar/2012)

58

FPSO Replicante (150 mbpd) - 1º óleo em Lula Alto em jan/2016Oito FPSOs a serem utilizados como UEPs em projetos do Pré-Sal nos blocos BMS-9 e BMS-11:Fabricação dos cascos e aquisição dos equipamentos críticos – OKConstrução dos módulos e integração das UEPs – assinatura dos contratos em julho/2012

FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascos no Estaleiro Rio Grande – ECOVIX - março/12

CONTEÚDO LOCALCompromisso ANP: 30%Previsão de realização: 73%Integração + Pacote I

8x

Casco - ok

Eq. Críticos Pacotes de Módulos

II+V III IVok

Equipamentos Críticos: - Guindastes - MEP- Turbo Geradores – ROLLS ROYCE- Compressores – DRESSER- Permutadores de Circuito Impresso - MEGGIT- Remoção de CO2 por membrana – UOP- Sist. de Queimador Apagado - HAMWORTH

59

InternacionalEm Implantação + Em Avaliação

US$ 10,7 bilhões

90%(9,7)

Corporativo

Distribuição

Petroquímica

R&M

G&E

E&P

1%(0,1)

4%(0,4)2%

(0,2)

1%(0,1)

2%(0,2)

60

Área de Negócio Internacional - Investimentos PN 2012-2016

Projetos em ImplantaçãoUS$ 6,0 bilhões

Projetos em Avaliação: US$ 4,7 bilhões

� Projetos Auto-financiáveis

� Fluxo de Caixa positivo para a

Petrobras

� Investimentos em projetos com alta

rentabilidade

� Complementaridade com os

negócios no Brasil

� 85% dos investimentos em projetos

de E&P

DESTAQUES 2012-2016

7%(0,4)

85%(5,1)

Corporativo

E&P

G&E

R&M Distribuição

Petroquímica

2%(0,1)

4%(0,2)

1%(0,1)

1%(0,1)

61

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Internacional: Perfil da Produção de Óleo e Gás Natural

Carteira em Implantação

Carteira emAvaliação

Projetos Exploratórios

Mil boe/dia



US$ 6 biEm Implantação

85%(US$ 5,1 Bi)

1%(US$ 0,1 Bi)

2%(US$ 0,1 Bi)

4%(US$ 0,2 Bi)

1%(US$ 0,1 Bi)

7%(US$ 0,4 Bi)

97%(US$ 4,6 Bi)

3%(US$ 0,1 Bi)

230

168

236262

462

62

Gás & Energia

12%(1,6)

17%(2,3)

4%(0,5)

42%(5,7)

11%(1,5)

14%(1,9)

Outros

Manutenção

Expansão - Transformação Gás-Química

Expansão - Regaseificação

Expansão - Movimentação de Gás Natural

Expansão - Geração de Energia Elétrica

Projetos em Implantação + Em AvaliaçãoUS$ 13,5 bilhões

63

� Conversão do gás natural em fertilizantes e

outros produtos gás-químicos (UFN III)

� Ampliação do processamento e

movimentação de gás natural

� Manutenção do parque industrial:

termelétricas, fábricas de fertilizantes, estações

de compressão, etc.

� Geração de energia

� Novo terminal de regaseificação de GNL

DESTAQUES 2012-2016

Área de Negócio Gás & Energia - Investimentos PN 2012-2016

6%(0,5)

20%(1,5)

32%(2,5)

7%(0,6)

24%(1,9)

10%(0,7)



Outros

Expansão - Geração de Energia Elétrica

Expansão - Logística de Gás Natural

Expansão - Regaseificação de GNL

Manutenção

Expansão - Transformação Gás-Química

64

G&E: Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica a Gás Natural

Em operação

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2012 2013 2014 2015 2016 2020


Capacidade Instalada = 16 Termelétricas Próprias (5.158 MW)


Projetos em Obra: Baixada Fluminense

Projetos em AvaliaçãoFase I: Bahia II e Sudeste VI Fase II: Barra do Rocha I

Em Operação

MW



32%(US$ 2,5 Bi)

24%(US$ 1,9 Bi)

20%(US$ 1,5 Bi)

6%(US$ 0,5 Bi)

10%(US$ 0,7 Bi)

7%(US$ 0,6 Bi)

8%(US$ 0,5 Bi)

54%(US$ 3,2 Bi)

15%(US$ 0,9 Bi)

23%(US$ 1,3 Bi)

65

UTE Baixada Fluminense: Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW. Esta usina abastecerá o Sistema Interligado Nacional (SIN), comercializando um total 344 MW a partir de

mar/14 e 430 MW (Garantia Física) a partir de nov/14. A instalação será constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado.

UTE Baixada Fluminense: Entrada em operação em Novembro/14

Construção da UTE Baixada Fluminense – Jun/12

CONTEÚDO LOCAL: 61%(Bens: 31%; Serviços: 96%)


66

Curva S de Acompanhamento Físico: UTE Baixada Fluminense

Just.2: não há desvio de realização fisica acumulada

Construção da Usina Termelétrica Baixada Fluminense com uma capacidade instalada de 530 MW, constituída de 2 turbinas geradoras a gás, 2 recuperadores de calor e 1 turbina a vapor, em ciclo combinado.

Just. 1: não há desvio de prazo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

jan-

10fe

v-10

mar

-10

abr-

10m

ai-1

0ju

n-10

jul-1

0ag

o-10

set-1

0ou

t-10

nov-

10de

z-10

jan-

11fe

v-11

mar

-11

abr-

11m

ai-1

1ju

n-11

jul-1

1ag

o-11

set-1

1ou

t-11

nov-

11de

z-11

jan-

12fe

v-12

mar

-12

abr-

12m

ai-1

2ju

n-12

jul-1

2ag

o-12

set-1

2ou

t-12

nov-

12de

z-12

jan-

13fe

v-13

mar

-13

abr-

13m

ai-1

3ju

n-13

jul-1

3ag

o-13

set-1

3ou

t-13

nov-

13de

z-13

jan-

14fe

v-14

mar

-14

abr-

14m

ai-1

4ju

n-14

jul-1

4ag

o-14

set-1

4ou

t-14

nov-

14de

z-14

jan-

15fe

v-15

mar

-15

abr-

15m

ai-1

5ju

n-15

jul-1

5ag

o-15

set-1

5ou

t-15

nov-

15de

z-15

2010 2011 2012 2013 2014 2015

% A

cum

ulad

o


1- Início construção do canteiro de obras (jan/12) 2- Aprovação mapa de suprimentos (fev/12)3- Conclusão proj. básico (mar/12)4- Primeira estaca UTE (mar/12)5- Primeira estaca SE/LT (abr/12)6- Primeira estaca do prédio elétrico (abr/12)7- Início da cravação da primeira estaca da base do TGV (out/12) 8-Término da construção bases do TGGs 1 e 2 (dez/12)9- Operação Comercial Ciclo Simples (mar/14)


1

9

2

4

35

6 7

8

Data Partida (C. Combinado) -Projetado: Nov/14

Data Partida (C. Combinado) -Planejada: Nov/14


Previsto: 6,1%

Realizado: 5,6%

67

G&E: Capacidade Instalada de Produção de Fertilizantes - Uréia

A capacidade instalada de ureia das fábricas existentes desconta o volume consumido para a produção de ARLA 32.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Capacidade Instalada de Produção de Uréia no Brasil

2020

2 Fábricas de Fertilizantes = Capacidade de 1.109 mil ton / ano

Projetos em Obra: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (MS)

Projetos em AvaliaçãoFase III: UFN IV – Complexo Gás Químico (ES)

Em Operação

Mil ton / ano


32%(US$ 2,5 Bi)

24%(US$ 1,9 Bi)

20%(US$ 1,5 Bi)

6%(US$ 0,5 Bi)

10%(US$ 0,7 Bi)

7%(US$ 0,6 Bi)


8%(US$ 0,5 Bi)

54%(US$ 3,2 Bi)

15%(US$ 0,9 Bi)

23%(US$ 1,3 Bi)

68

Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III: Implantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para atender à demanda crescente de fertilizantes nitrogenados no Brasil. Além da produção de 1.223 mil t/ano de

uréia, será ofertado ao mercado 70 mil t/ano de amônia.

Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III

Construção da UFN III – Jun/12

CONTEÚDO LOCAL: 67%(Bens: 47%; Serviços: 92%)


69

Curva S de Acompanhamento Físico: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III

Just. 2: A linha de base não contempla o planejamento dos contratos assinados (em31/08/11 após aprovação da Fase III).

Implantação de uma unidade para produção de uréia em Três Lagoas (MS) para produção de 1.223 mil t/ano de uréia, com um excedente de 70 mil t/ano de amônia que será ofertado ao mercado

Just. 1: Não há desvio de prazo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

jan-

09

mar

-09

mai

-09

jul-0

9

set-0

9

nov-

09

jan-

10

mar

-10

mai

-10

jul-1

0

set-1

0

nov-

10

jan-

11

mar

-11

mai

-11

jul-1

1

set-1

1

nov-

11

jan-

12

mar

-12

mai

-12

jul-1

2

set-1

2

nov-

12

jan-

13

mar

-13

mai

-13

jul-1

3

set-1

3

nov-

13

jan-

14

mar

-14

mai

-14

jul-1

4

set-1

4

nov-

14

jan-

15

mar

-15

mai

-15

jul-1

5

set-1

5

nov-

15

% A

cum

ulad

o


Data de Partida Projetado: Set/14

Data de Partida Planejada: Set/14

1 - Terraplenagem e drenagem do terreno (jan/12)2 - Início da montag.de estrut. metálica do Forno Reformador (mai/12)3 - Conclusão da linha de transmissão (mai/12)4 - Início da oper. do duto de descarte de efluentes líquidos (jul/12);5 - Chegada dos 1os equip. tagueados do Consórcio na obra (out/12)6 - Conclusão da fabric. do turbocompressor de Amônia (dez/12)7 - Comissionamento e partida da Unid. de Amônia (jun/14)8 - Comissionamento e partida das Unid. de Uréia e Granulação (jul/14)


12

3

4 56

7

8

Just. 2


Previsto: 29,3%

Realizado: 24,4%

70

72%(US$ 1,84 Bi)

Etanol

Biodiesel

Suprimento Agrícola

Corporativo

11%(US$ 0,28 Bi)

16%(US$ 0,41 Bi)

BiocombustíveisEm Implantação + Em Avaliação

US$ 2,5 bilhões

0,4%(US$ 0,01 Bi)

71

Biocombustíveis - Investimentos PN 2012-2016

6%(0,07)

90%(1,05)



1%(0,01) 3%

(0,03)

Suprimento Agrícola

Corporativo

Etanol

Biodiesel

� Ampliação da produção de Etanol no Brasil

� Implantação de usina de biodiesel no Pará

� Operação de planta de Etanol 2G e de usina

de BioQAV em 2015

� Construção de uma planta de greendiesel em

Portugal

DESTAQUES 2012-2016

72

73

PBio: Capacidade de Produção de Etanol (mil m³ / ano)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017


2020


Projetos em Obra: Expansão de Nova Fronteira (Boa Vista), Guarani e Total

Projetos em AvaliaçãoFase I: Aquisição de projetos Brownfield

Em Operação

Mil m³ / ano



90%(US$ 1,05 Bi)

6%(US$ 0,07 Bi)

3%(US$ 0,03 Bi)1%

(US$ 0,01 Bi)

57%(US$ 0,8 Bi)

21%(US$ 0,3 Bi)

21%(US$ 0,3 Bi)

1%(US$ 0,01 Bi)

73

Abastecimento

21%(15,2)

44%(31,2)

17%(12,1)

8%(5,6)

4%(2,9 )

Projetos em Implantação + AvaliaçãoUS$ 71,6 bilhões

5%(3,5)

Biocombustíveis

Petroquímica

Ampliação de FrotasAmpliação do Parque de Refino

Destinação do Óleo Nacional

Atendimento ao Mercado Interno

Melhoria Operacional

1%(1,0)

74

Área de Negócios Abastecimento – Investimentos PN 2012-2016

9%(4,8)

17%(9,4)

20%(11,0)

45%(24,9)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

201620152012 20142013

Biocombustíveis

Petroquímica

Destinação do Óleo Nacional

Ampliação de Frotas

Atendimento ao Mercado Interno

Melhoria Operacional

Ampliação do Parque de Refino



Perfil de Investimentos 2012-2016US$ bilhão

1%(0,5)

� Alto fator de utilização dos ativos atuais,

conciliando flexibilidade e melhores margens

� Conclusão do 1º ciclo de investimentos em

qualidade

� Conclusão da refinarias RNEST e COMPERJ Trem 1

� Novas refinarias mantidas em avaliação (Fase I)

DESTAQUES 2012-2016

5%(2,9)

4%(2,4)

75

Abastecimento – Capacidade de Processamento

Capacidade de Processamento no Brasil

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

3.200

3.600

4.000

2012 2013 2014 2015 2016 2020

Mil bbl/dia

12 Refinarias em operação

=

Capacidade de 2.000 mil bbl / dia

Projetos em Obra: Refinaria RNEST, Comperj / 1º Trem

Fase I: Refinaria Premium IRefinaria Premium IIComperj / 2º Trem

Projetos em Avaliação(não serão concluídos antes de 2017)

Em Operação

Nenhuma nova refinaria será implantada até que tenhamos confiança de atingir menor CAPEX e retorno adequado (alinhamento às métricas internacionais)



17%(US$ 9,4 Bi)

9%(US$ 4,8 Bi)

5%(US$ 2,9 Bi)

17%(US$ 9,4 Bi)

20%(US$ 11,0 Bi)

45%(US$ 24,9 Bi)

9%(US$ 4,8 Bi)

5%(US$ 2,9 Bi)

4%(US$ 2,4 Bi)

0,9%(US$ 0,5 Bi)

37%(US$ 5,8 Bi)

8%(US$ 1,2 Bi)

41%(US$ 6,4 Bi)

5%(US$ 0,8 Bi)

7%(US$ 1,1 Bi)

3%(US$ 0,5 Bi)

76

Complexidade de Refino – Média Petrobras(Metodologia Solomon)

44%+3pp

50%+6pp

20161T122006

41%

Rendimento Destilados Médios

16%

-6pp

22%+2pp

20161T122006

20%

9%

-3pp12%

-3pp

20161T122006

15%

Rendimento Óleo CombustívelRendimento Gasolina(Diesel e QAV )

9,6

+1,38,3

+1,2

201620122006

7,1

Os investimentos no refino vêm dotando o parque de maior complexidade, resultando em mix de derivados de maior valor agregado.

Melhoria no Perfil de Produção de Derivados

77

Refinaria do Nordeste (RNEST): A Implantação de uma nova refinaria no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Pernambuco, para processamento de 230 mbpd de petróleo. A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com a maior

taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).

Refinaria do Nordeste (RNEST): 1º Trem em Novembro/14

Construção da RNEST no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE)– mai/12

CONTEÚDO LOCALMeta: 75%Realizado: 90%


78

Curva S de Acompanhamento Físico: Refinaria do Nordeste (RNEST)

Justif 2: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidadede rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interligaçõeselétricas), impactos de chuvas e greves (linha de base EVTE não considera impactos),desempenho inferior ao previsto na linha de base dos contratos, atrasos na aquisiçãode equipamentos críticos.

Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).

Justif 1: Atraso na assinatura de contratos de implantação em função da necessidade de rebids por preço excessivo (UDA, UCR, HDT, Tubovias, ETDI, Interlig. elétricas), chuvas/greves durante 2011, atraso na aquisição de equipamentos pela Petrobras, atraso na implantação das tubovias de interligações, SNOX, Faixa de Dutos, ETDI, hidrorefino, caldeiras OC (desembaraço alfandegário e na montagem).

0

10

20

30

40

50

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90

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set-0

5

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05

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2

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3

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5

dez-

15

mar

-16

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16

set-1

6

dez-

16

% A

cum

ulad

o


1 - Conclusão das obras no Píer (abr/11)2 - Conclusão da montagem dos tanques de Água Bruta (jul/11)3 - Energização da Subestação de Entrada (dez/12)4 - Partida da ETDI (dez/13)5 - Partida da ETA (mar/14)6 - Partida das Caldeiras OC (abr/14)7 - Partida SNOX (out/14)8 - Partida do Trem 1 (nov/14)9 - Partida do Trem 2 (mai/15)


1

2

5

4

97

6Partida Projetado -Trem 1: Nov/14

Partida Planejado -Trem 1: Jul/12

8Justif. 1

Justif. 2

3

Previsto: 94,5%


Realizado: 57,5%

Partida Planejado –Trem 2: Abr/13

Partida Projetado -Trem 2: Mai/15

79

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

set-0

5de

z-05

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06se

t-06

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06m

ar-0

7ju

n-07

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n-09

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z-09

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n-11

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1de

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n-13

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14m

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set-1

5de

z-15

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-16

jun-

16se

t-16

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16

(US$

Milh

ões)


Curva S de Acompanhamento Financeiro: Refinaria do Nordeste (RNEST)

Justif 2: valorização cambial dos valores realizados, apropriação de juros do financiamento do BNDES – não previstos no EVTE, reajustes contratuais realizados –não previstos no EVTE, aditivos assinados e realizados – não previstos no EVTE.

Implantar a Refinaria do Nordeste, apta a processar 230 mil bpd de petróleo pesado (16º API). A RNEST será a unidade operacional na Petrobras com maior taxa de conversão de óleo cru em Diesel (70%).

Justif 1: Variação cambial, pagamento de reajustes contratuais, escopos não orçados, aditivos assinados, outros impactos e ganhos de REPENEC e Ex-tarifário.

Investimento Total Planejado:US$ 13.362 MM

Justif. 1

Justif. 2

Investimento Total Projetado: US$ 17.116 MM

Previsto: US$ 8821,8 MM


Realizado: US$ 8350,4 MM

Aprovações DataInvestimento(US$ milhões)

Fase I 29/09/05 2.307

Fase II 21/12/06 4.056

Fase III 25/11/09 13.362

43 Pleito(s) totalizando US$ 2066,56 milhões

Pleitos Oficiais

11 Pleito(s) totalizando US$ 920,56 milhões

Pleitos Potenciais

80

21%(US$ 0,7 Bi)

Segmento Automotivo

Corporativo e TI

Segmento Consumidor

Subsidiárias e Aportes

Operações e Logística

13%(US$ 0,4 Bi)

21%(US$ 0,7 Bi)

Em Implantação + Em AvaliaçãoUS$ 3,3 bilhões

43%(US$ 1,4 Bi)

3%(US$ 0,1 Bi)

Distribuição

81

Distribuição - Investimentos PN 2012-2016

21%(0,67)

43%(1,39)

13%(0,42)

21%(0,70)



1%(0,01)

Corporativo e TI

Subsidiárias e Aportes

Operações e LogísticaSegmento Consumidor

Segmento Automotivo

� Construção duas novas bases de distribuição

(Norte e Centro-Oeste)

� Ampliação e modernização da Fábrica de

Lubrificantes de Duque de Caxias

� 1.275 novas lojas de conveniência BR Mania

� Expansão de 142 km de gás canalizado no

Espírito Santo

DESTAQUES 2012-2016

82

83

Distribuição: Participação no Mercado (%)

Participação da BR no Mercado (%)



21%(0,67)

43%(1,39)

13%(0,42)

21%(0,70)

1%(0,01)

100%(0,81)

39,139,039,4 40,339,539,1

0

10

20

30

40

50

2013 20142012 2015 20202016

34,233,032,831,9 33,2 33,4

%

Mercado Automotivo Mercado Global

83

Financiabilidade

84

Premissas de Planejamento Financeiro

Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento

Preço do Brent (bbl) US$ 110,82 em 2012, diminuindo para US$ 90 no longo prazo

Taxa de Câmbio média (R$/US$) R$ 1,90 em 2012, valorizando para R$ 1,73 no longo prazo

Alavancagem < 35%

Dívida Líquida / Ebitda < 2,5x

Preço dos derivados no Brasil Paridade Internacional

Projetos em Implantação Contemplados no planejamento financeiro

Projetos em Avaliação Serão incorporados no planejamento financeiro à medida que sejam aprovados em suas fases

Desinvestimentos US$ 14,8 bilhões (maior parte em 2012 e o restante em 2013)

Uso de Caixa US$ 15 bilhões

Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento robusto

Captações anuais durante o período do plano:

Bruta - US$ 16 bilhões / Líquida - US$ 8,7 bilhões85

136

209

80

1515

37

Fontes Usos

Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento

Desinvestimentos e ReestruturaçõesUso do CaixaCaptações (Dívida)Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos)InvestimentosAmortizações

US$

bilh

ões

Preço do Brent

Variação de US$ 5/bbl no preço do Brent resulta em uma variação de R$ 4,3 bilhões na geração operacional/ano

Produção

Variação de 100 mil bpd na produção de petróleo resulta em uma variação de R$ 3,3 bilhões na geração operacional/ano

Análise de sensibilidade:

A partir de 2016, a Companhia passa a ter fluxo de caixa livre positivo (antes dos dividendos)

US$ 246 US$ 246

86

37.498

21.78123.951

10.594

25.506

10.434

15.201

7.170

2009 2010 2011 2012 (Jan-Maio)

Bruta Líquida

Captações Anuais de Dívida

O montante requerido de dívida anual no período 2012-2016 está em linha com o das captações realizadas recentemente

Captações Líquidas e Brutas (US$ milhões)

CaptaçõesLíquidasPN12-16:US$ 8,7 bi/ano

CaptaçõesBrutasPN12-16:US$ 16 bi/ano

Obs: Captações Líquidas: Captações – Amortizações do principal. Valores de maio de 2012 são estimativas 87

Perfil da Dívida: Diversificação, Longo Prazo e Atrelada ao Dólar

Maturidade Categoria Moeda Taxa

Dívida Total (US$ 82 bilhões em 31/12/2011)

BNDES23%

Debent.2%

Créd. Exp.6%

Instituições Financeiras35%

Mercado de Capitais Int.

32%

Outros2%

Dólar72%

Yen 2% Real

22%

GBP1%

Euro3%

Fixa 48%

Flutuante 52%Longo Prazo

89%

Curto Prazo11%

Cronograma de amortização de dívida de longo prazo

US$ 3,7 bi

88

25 de Junho de 2012

Plano de Negócios e Gestão

2012 - 2016

FIM

plano de negócios e gestão 2012-2016

Investor Relations