Petróleo, Gás Natural e o Futuro do Brasil

07 de Agosto de 2012Maria das Graças Silva FosterPresidente da PETROBRAS

PETRÓLEO, GÁS NATURAL E O FUTURO DO BRASIL

FIESP

13° ENCONTRO INTERNACIONAL DE ENERGIA

2

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:

3

BRASIL: Crescimento Doméstico em Exploração e Produção

BLOCOS EXPLORATÓRIOS SOBCONCESSÃO

BLOCOS EXPLORATÓRIOS SOBCONCESSÃO

Entre 2000 e 2011...

EMPRESAS EM ATIVIDADEEXPLORATÓRIA

EMPRESAS EM ATIVIDADEEXPLORATÓRIA

EMPRESAS PRODUTORAS DEÓLEO E GÁS

EMPRESAS PRODUTORAS DEÓLEO E GÁS

NO BRASIL

Empresas em

Exploração

22

2011Brasileiras2011

78

+255%

39 (50%)

2000

Empresas

Produtoras

6 57

2000 2011Brasileiras

33 (58%)

+850%

2011Leis do Setor de

Petróleo e Gás

2

2000 2011

8LEIS RELACIONADAS ÀINDÚSTRIA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS

LEIS RELACIONADAS ÀINDÚSTRIA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E DERIVADOS

Obs: Dados atuais com base em jul/12. Fonte ANP.

122

2011

+128%

278

2011Petrobras

135 (49%)

2000

Blocos sob

Concessão

4

Brasil: Marco Regulatório dos Setores de Energia

• Mistura obrigatória do Etanol: 18 a 25% na gasolina

• Mistura obrigatória do Biodiesel: 5% no óleo diesel

• Atendimento ao mercado através de leilões públicos

• Regime diferenciado de impostos federais

• Fundos para Pesquisa (CT-Petro e CT-Energ)

8.723/93 e 10.203/01:

Etanol

11.097/05 e 11.116/05: Biodiesel

12.490/11: Biocombustíveis

BIOCOMBUSTÍVEL

• Leilões para contratação de novos projetos de geração

• Criação da Empresa de Pesquisa Energética (planejamento integrado)10.847/04 e 10.848/04: Leis

do Setor ElétricoENERGIA ELÉTRICA

• Planejamento da expansão pelo Minist. de Minas e Energia

• Licitação para concessão de novos gasodutos

• Desenvolvimento de mercado livre e autoprodução de gás.

11.909/09: Lei do Gás

GÁS NATURAL

PETRÓLEO

SETOR

• Monopólio dos Estados na exploração dos serviços locais de distribuição de gás natural.

Artigo 25 da Constituição Federal

• Além do bônus, há participação da União na produção (óleo lucro);

• Criada empresa para administrar os recursos: Pré-Sal Petróleo S.A.

• Petrobras opera todos os blocos e tem participação mínima de 30%

• Fundo Social: aplicação regular de parcela dos recursos em ações de combate à pobreza, educação, saúde pública, ciência e tecnologia etc.

12.351/10: Lei do Pré-Sal

(Contrato de Partilha)

• Licitação para concessão: maior bônus oferecido para a União

• Petróleo e gás natural pertencem à empresa, devendo ser pagas as participações governamentais definidas pela Lei.

9.478/98: Lei do Petróleo (Pós-sal)

FUNDAMENTOSLEI

5

Novo Marco Regulatório do Setor Petróleo: Cronologia

1ª descoberta no pré-sal (Parati, BM-S-10)

CNPE determina a retirada de 41 blocos no pré-sal na 9ª rodada da ANP

Executivo envia 4 Projetos de Lei ao Congresso

Promulgação da Lei 12.304/2010 (criação da Pré-Sal Petróleo S.A – PPSA)

Promulgação da Lei 12.351/2010 (sistema de partilha da produção)

Descoberta de Tupi (Lula, BM-S-11)

Constituição de Comissão Interministerial

Promulgação da Lei 12.276/2010 (Cessão Onerosa de Direitos e Capitalização da Petrobras)

Assinatura do Contrato de Cessão Onerosa

...Jul 200519 nov2007

3 set2010Jul 2006

17 jul 2008

1º set 2009

30 Jun 2010

2 ago 2010

22 dez 2010

6

Novo Marco Regulatório: Atuação da Petrobras

Petrobras Trabalhará com os 3 Marcos

Pré-Sal eÁreas

Estratégicas

Partilhade Produção

CessãoOnerosa

Outras Áreas

Petrobras 100%

Petrobras Operadora >= 30%+

Terceiros por Licitação

5 bilhões boe

Mantém-se o Regime de Concessões Atual

7

Produção de Óleo

(milhão bpb)

Brasil: Crescimento das Reservas e da Produção em Óleo e Gás Acima da Média Mundial

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

PRODUÇÃO DE ÓLEO

MUNDO: +1,1% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

Entre 2000 e 2011...

PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL

MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a

PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL

MUNDO: +2,8% a.a.

BRASIL: +4,4% a.a

RESERVAS DE ÓLEO E GN

MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

56,435,1

20112000

+61% +36%

2011

8.975

2000

6.606

BRASIL MUNDO

Produção de Gás Natural

(milhão m³/dia)

2,21,3

+73%

20112000

+12%

2011

84,5

2000

75,2

17,09,9

+73%

20112000 2011

+38%

2.711

2000

1.958

Reservas de Óleo

e GN (bilhão boe)

8Fonte: BP Statistical Review (Junho de 2012).

Reservas Mundiais de Petróleo:60% das Reservas (1,03 trilhão boe) estão Concentradas em 5 Países

Histórico de Reservas Globais de PetróleoTotal das Reservas = 1,65 trilhão boe

Venezuela

Arábia Súdita

Canadá

Irã

Iraque

Outros países: Kuwait, União dos Emirados Árabes, Rússia, Líbia, Nigéria, ... (47 países)

9Fonte: BP Statistical Review (Junho de 2012).

Brasil: 14a Maior Reserva de Petróleo do Mundo

Histórico de Reservas Globais de PetróleoTotal das Reservas = 1.652,6 bilhão de boe

PaísesReservas em 2011 (bilhões de bbl)

1º Venezuela 296,5

2º Arábia Saudita 265,4

3º Canadá 175,2

4º Irã 151,2

5º Iraque 143,1

14º Brasil 15,7

Venezuela

Arábia Súdita

Canadá

Irã

Iraque

Outros países: Kuwait, União dos Emirados Árabes, Rússia, Líbia, Nigéria, ... (47 países)

Brasil

10

Petrobras: Reservas em Águas Profundas e Ultraprofundas

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2011

2010

2005

2000

1995

1990

1985

1980

1975

1970

1965

Reservas Provadas Petrobras – Critério SPEmilhão boe

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

15,71

Reservas Provadas Petrobras

11

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2011

2010

2005

2000

1995

1990

1985

1980

1975

1970

1965

Offshore - Águas Profundas (300-1.500 m)

Offshore - Águas Ultraprofundas (> 1.500 m)

Onshore

Offshore - Águas Rasas (0-300 m)

Reservas Provadas Petrobras – Critério SPEmilhão boe

Concessão - VolumePotencial Recuperável

Cessão Onerosa

1,3 bi boe1,2 bi boe

7,9 bi boe

5,3 bi boe

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

15,71

Reservas Provadas Petrobras

Petrobras: Reservas em Águas Profundas e Ultraprofundas

12

Petrobras: Reservas Provadas + Volumes Potencialmente Recuperáveis

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2011

2010

2005

2000

1995

1990

1985

1980

1975

1970

1965

Reservas Provadas Petrobras – Critério SPE + Crescimento Potencialmilhão boe

CrescimentoPotencial

1,3 bi boe1,2 bi boe

7,9 bi boe

5,3 bi boe

5,0 bi boe

10,8 bi boe

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

15,71

PaísesReservas em 2011 (bilhões de bbl)

1º Venezuela 296,5

2º Arábia Saudita 265,4

3º Canadá 175,2

4º Irã 151,2

5º Iraque 143,1

11º Brasil 31,5

Offshore - Águas Profundas (300-1.500 m)

Offshore - Águas Ultraprofundas (> 1.500 m)

Onshore

Offshore - Águas Rasas (0-300 m)Concessão - VolumePotencial Recuperável

Cessão Onerosa Reservas Provadas Petrobras

13

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 por63% 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 daOPEP até 2030 (PFC Energy).

Outras Descobertas

Águas Profundas

33.989 milhões bbl/ano

Novas Descobertas 2005-2010

Brasil32%

19%

49%


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.


MUNDO: +3,0% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a. 2000 e 2011

2010

2011

2005

2000

1995

1991

15,7115,28

+3%

+164%

5,967,53

9,65

13,23

300-1.500m

0-300m

>1.500m

14

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

14

15

Monetização das Reservas – Investimentos PNG 2012-2016

Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN(mbpd)

¹ 49 Sondas: 16 construídas no exterior e 33 com construção no Brasil

² 38 UEP: 1 unidade com conteúdo local zero e outras 37 com conteúdo local contratado/previsto

US$ 89,9 bi

US$ 16,3 bi

US$ 25,4 bi

Infraestrutura e Suporte

Exploração

Desenvolvimento da Produção

Projetos E&P BrasilPeríodo 2012-2016

US$ 131,6 bilhões*

19%

12%

68%

UEPs19 entre 2012 e 201638 entre 2012 e 2020 ²

SondasLDA > 2.000 m

24 entre 2012 e 201649 entre 2012 e 2020 ¹

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema Norte Z1

Espadarte III

Florim

Maromba

Bonito

Entorno de Iara

Norte Pq. Baleias (P-58)

Roncador IV (P-62)

Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela)

Iracema Sul (Cid. Mangaratiba)

Lula Alto P-66

Lula Central P-67

Lula Sul P-68

Franco 1 P-74

Carioca Z2

Lula Norte P-69

Franco 2 P-75

Lula Ext. Sul P-70

Iara Horst P-71

NE Tupi P-76

Carimbé

Aruanã

Iara NW P-72

Franco 3 P-77

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

CarcaráP-73

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I

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)

16

Projetos Offshore no Mundo

Petrobras: Posição dominante na indústria offshore global, com decorrente aumento da capacidade offshore mundial para atender a demanda crescente

Fonte: PFC Energy Service Sector team, Junho/2012

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

Investimentos PNG 2012-2016: Atividades em Águas Profundas


SondasLDA > 2.000 m

24 entre 2012 e 201649 entre 2012 e 2020 ¹

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema Norte Z1

Espadarte III

Florim

Maromba

Bonito

Entorno de Iara


Roncador IV (P-62)



Lula Alto P-66

Lula Central P-67

Lula Sul P-68

Franco 1 P-74

Carioca Z2

Lula Norte P-69

Franco 2 P-75

Lula Ext. Sul P-70

Iara Horst P-71

NE Tupi P-76

Carimbé

Aruanã

Iara NW P-72

Franco 3 P-77

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

CarcaráP-73

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I




Roncador III (P-55)




SondasLDA > 2.000 m

24 entre 2012 e 201649 entre 2012 e 2020 ¹

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema Norte Z1

Espadarte III

Florim

Maromba

Bonito

Entorno de Iara


Roncador IV (P-62)



Lula Alto P-66

Lula Central P-67

Lula Sul P-68

Franco 1 P-74

Carioca Z2

Lula Norte P-69

Franco 2 P-75

Lula Ext. Sul P-70

Iara Horst P-71

NE Tupi P-76

Carimbé

Aruanã

Iara NW P-72

Franco 3 P-77

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

CarcaráP-73

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I




Roncador III (P-55)




SondasLDA > 2.000 m

24 entre 2012 e 201649 entre 2012 e 2020 ¹

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema Norte Z1

Espadarte III

Florim

Maromba

Bonito

Entorno de Iara


Roncador IV (P-62)



Lula Alto P-66

Lula Central P-67

Lula Sul P-68

Franco 1 P-74

Carioca Z2

Lula Norte P-69

Franco 2 P-75

Lula Ext. Sul P-70

Iara Horst P-71

NE Tupi P-76

Carimbé

Aruanã

Iara NW P-72

Franco 3 P-77

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

CarcaráP-73

Sul Pq. Baleias

Franco 5

Espadarte I




Roncador III (P-55)



Curva de Produção Brasil – Produção de Óleo e LGN (mbpd)

Construções no Brasil: ganhos de escala e de padronização atendendo aos requisitos de conteúdo local

17

Brasil: Demanda de Derivados Cresce Acima da Média Mundial

CONSUMO DE GASOLINAMUNDO: +1,3% a.a.

BRASIL: +3,7% a.a.

• 1S12 x 1S11: +23,5%

CONSUMO DE GASOLINAMUNDO: +1,3% a.a.

BRASIL: +3,7% a.a.

• 1S12 x 1S11: +23,5%

Entre 2000 e 2011...

CONSUMO DE DIESELMUNDO: +2,3% a.a.

BRASIL: +3,3% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,0%

CONSUMO DE DIESELMUNDO: +2,3% a.a.

BRASIL: +3,3% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,0%

CONSUMO DE QAVMUNDO: -0,2% a.a.

BRASIL: +4,0% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,1%

CONSUMO DE QAVMUNDO: -0,2% a.a.

BRASIL: +4,0% a.a.

• 1S12 x 1S11: +7,1%

315 469

+49%

20112000

Demanda por

Gasolina (mbpd)

Demanda por

Diesel (mbpd)

626 896

+43%

20112000

Demanda por

QAV (mbpd)

79 121

+53%

20112000

Demanda por

Óleo Com

bustível

(mbpd)

-56%

2011

84

2000

189

CONSUMO DE ÓLEOCOMBUSTÍVELMUNDO: -1,8% a.a.

BRASIL: -7,1% a.a.

• 1S12 x 1S11: -5,4%

CONSUMO DE ÓLEOCOMBUSTÍVELMUNDO: -1,8% a.a.

BRASIL: -7,1% a.a.

• 1S12 x 1S11: -5,4%

Fontes: Petrobras para os dados do Brasil e Woodmackenzie para dados internacionais.

+15%

2011

22.533

2000

19.616

MUNDOBRASIL MUNDO

+29%

2011

26.072

2000

20.220

-2%

2011

6.393

2000

6.506

-18%

2011

7.958

2000

9.675

18

-5%

-3%

-1%

1%

3%

5%

7%

9%

-2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16%Estados Unidos

Japão

Canadá

Arábia Saudita

Brasil

China

Índia

Rússia

Alemanha

Coréia do Sul

Bolhas: quantidade de óleo consumida em 2011

Fonte: BP Statistical Review (Junho de 2012) e Banco Mundial (Abril de 2012)

Taxa de crescimento anual do PIB 2005 - 2011

Taxa de crescimento anual da demanda por óleo 2005 - 2011

Os 10 maiores países consumidores de petróleo em 2011

Brasil: um dos maiores crescimentos econômicos (4,6% a.a. entre 2005-11) e de consumo de petróleo do mundo (4,7% a.a. entre 2005-11)

19

Forte Crescimento do Mercado de Derivados de Petróleo no Brasil

Previsão de Demanda do Mercado de Derivados no Brasil

milhão bpd

0,20,3

0,3

0,9

1,1

1,5

0,10,1

0,1

0,20,20,1

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5 +4,5% a.a.

+3,8% a.a.

2020

3,4

0,4

0,3

0,6

2016

2,7

0,3

0,2

0,5

2011

2,3

0,2

0,2

0,5

Demais DerivadosÓleo CombustívelQAVNaftaGLPGasolinaDiesel

Fonte: Petrobras

20

Importância da Expansão do Refino para o Equilíbrio da Oferta e Demanda de Derivados

Projetos em Implantação (obras)+ Avaliação (projeto)

Biocombustíveis

Petroquímica

Ampliação de Frotas

Ampliação do Parque de Refino

Destinação do Óleo Nacional

Atendimento ao Mercado Interno

Melhoria Operacional

US$ 15,2 bi21%

44%

5,6 bi8%

2,9 bi 4%

3,5 bi5%

1,0 bi1%

Déficit

- 514

Demanda

Déficit

- 678

Demanda

1.230

2.166

N, NE e CO

S e SE

Capacidade de Processamento

552

1.652

Capacidade de Processamento

RNEST

ComperjTrem 1

(mil bpd)

Sem novas refinarias o Brasil importará 35% da demanda de derivados.

Mercado de Derivados no Brasil em 2020

Novas Refinariasem Implantação

• Premium I - Trem 1(300 mil bpd - Out/17)

• Premium II(300 mil bpd - Dez/17)

• Premium I - Trem 2(300 mil bpd - Out/20)

• Comperj - Trem 2 (300 mil bpd - Jan/18)

• Comperj - Trem 1Em Obras

(165 mil bpd - Abr/15)

• RNEST Em Obras

(Trem 1 - 115 mil bpd - Nov/14Trem 2 - 115 mil bpd – Mai/15)

Novas Refinariasem Avaliação

US$ 31,2 bi

US$ 12,1 bi17%

Fonte: Petrobras

US$ 71,6 bilhões

21

BRASIL: Crescimento Doméstico em Geração Termelétrica

CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA A GÁS NATURAL

BRASIL: +21,2% a.a.

CAPACIDADE PETROBRAS¹: 7.024 MW

CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA A GÁS NATURAL

BRASIL: +21,2% a.a.


Entre 2000 e 2011...

CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA A ÓLEO

BRASIL: +7,6% a.a.


CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA A ÓLEO

BRASIL: +7,6% a.a.


CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA EÓLICA

BRASIL: N/A.

CAPACIDADE PETROBRAS¹: 106 MW

CAPACIDADE DE GERAÇÃO DEENERGIA EÓLICA

BRASIL: N/A.

CAPACIDADE PETROBRAS¹: 106 MW

+729%

20112000

CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO BRASIL (SIN)

Gás Natural

(MW)

Óleo

(MW)

+124%

20112000

Eólica

(MW)

20112000

0

Leis do Setor

Elétrico

20112000

LEIS RELACIONADAS AO SETOR ELÉTRICO

LEIS RELACIONADAS AO SETOR ELÉTRICO

¹ Considera a capacidade total das usinas com controle da Petrobras ou com participação e fornecimento de combustível da Petrobras.

22

Flexibilidade: Geração de Energia e Produção de Fertilizantes

Planta de Fertilizante - Sergipe

Planta de Fertilizante - BahiaConsumo de GN: 1,35 MM m3/d Prod. Amônia: 462 Mil ton/ano Prod. Uréia: 429 Mil ton/ano

Consumo de GN: 1,1 MM m3/d Prod. Amônia: 412 Mil ton/ano Prod. Uréia: 594 Mil ton/anoPeríodo Úmido: A menor geração de energia a gás natural

favorece a produção e estoque de fertilizantes nitrogenados

Período Seco: A maior geração de energia a gás natural favorece a comercialização do estoque de fertilizantes nitrogenados

Prod. MaxFertilizantes

nov/05

abr/06

nov/06

abr/07

nov/07

abr/08

nov/08

abr/09

Nível de Armazentamentodos Reservatórios

(%)




Fonte: Petrobras

Período Seco

Período Úmido

25

50

75

100

mai/05 mai/06 mai/07 mai/08 mai/09

Período SecoPeríodo Úmido

23

Brasil: Crescimento em Fertilizantes Acima da Média Mundial

CONSUMO DE AMÔNIA

MUNDO: +2,1% a.a.

BRASIL: +2,6% a.a.

CONSUMO DE AMÔNIA

MUNDO: +2,1% a.a.

BRASIL: +2,6% a.a.

Entre 2000 e 2011...

CONSUMO DE UREIA

MUNDO: +3,3% a.a.

BRASIL: +5,0% a.a.

CONSUMO DE UREIA

MUNDO: +3,3% a.a.

BRASIL: +5,0% a.a.

CONSUMO DE SULFATO DE AMÔNIO

MUNDO: +1,6% a.a.

BRASIL: +1,9% a.a.

CONSUMO DE SULFATO DE AMÔNIO

MUNDO: +1,6% a.a.

BRASIL: +1,9% a.a.

414 548

+32%

20112000

Demanda por

Amônia¹(mil ton)

Demanda por

Ureia²(mil ton)

2011

4.501

2000

2.620

+72%

Demanda por

Sulfato de Amônio³

(mil ton)

+23%

2011

2.339

2000

1.908Demanda Outros

Potássicos

4

(mil ton)

+73%

2011

4.431

2000

2.562

CONSUMO DE FERTILIZANTES POTÁSSICOS

MUNDO: +2,5% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

CONSUMO DE FERTILIZANTES POTÁSSICOS

MUNDO: +2,5% a.a.

BRASIL: +5,1% a.a.

Fontes: ANDA/MDIC para dados do Brasil e Fertecon, CRU e IFA para dados internacionais.

163.274

2011

130.077

+26%

2000

MUNDOBRASIL MUNDO

2000 2011

+43%

154.437107.779

2000

17.872 21.363

+20%

2011

+31%

2011

29.200

2000

22.220

24

Novas Fábricasde Fertilizantesem Avaliação

Novas Fábricas de Fertilizantesem Implantação

(mil ton/ano)

Sem novas unidades o Brasil importará

52% da demanda de Ureia e 71% da demanda de amônia.

Mercado de Nitrogenados no Brasil em 2020

• UFN IV – ES(755 mil ton / ano – Jul/18)

• UFN V – MG(519 mil ton / ano - Dez/15)

• UFN III – MS Em Obras

(70 mil ton / ano – Set/14)

• UFN III – MS Em Obras

(1.223 mil ton / ano – Set/14)

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 (obras)+ Avaliação (projeto)

US$ 13,5 bilhões

Déficit

- 2.058

Demanda

2.791

Sulfato de Amônio

Oferta Nacional

733• Sulfato de Amônio – SEEm Obras

(303 mil ton / ano – Mai/13)

Déficit

- 652

Demanda

Déficit

- 3.064

Demanda

5.872

913

Ureia

Amônia

Oferta Nacional

Oferta Nacional

2.807

261

Ácido Sulfúrico da RNEST

Monetização das Reservas: Tranformação Química do Gás Natural

RENEST

Fonte: Petrobras

FAFEN-SE

25

PNG 12-2016: Aprovado pelo Conselho de Administração 13/06/12

68%(89,9)

19%(25,4)

12%(16,3)

E&PUS$ 131,6 bilhões

28%27,7%(US$ 65,5 Bi)

- Indicadores econômico-financeiros que não podem ser

ultrapassados para manutenção do grau de investimento:

• Nível de Alavancagem Financeira < 35%;

• Indicador Dívida líquida/Ebitda < 2,5x.

- Não haverá emissão de novas ações.

- Desinvestimentos de ativos existentes de US$ 14,8 bilhões.

Financiabilidade Aprovada pelo C.A.US$ 236,5 bilhões

* Outros: Diretoria de Engenharia, Tecnologia e Materiais, Financeira, Presidência e Corporativo-Serviços

55,6%(US$ 131,6 Bi)

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

(US$ 2,5 Bi)

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

4,5%(US$ 10,7 Bi)

5,7%(US$ 13,5 Bi)

E&P

Abastecimento30,3%

(US$ 71,6 Bi)

G&E

Inter

Outros*Biocom

Distrib

55,6%(US$ 131,6 Bi)

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

(US$ 2,5 Bi)

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

4,5%(US$ 10,7 Bi)

5,7%(US$ 13,5 Bi)

E&P

Abastecimento30,3%

(US$ 71,6 Bi)

G&E

Inter

Outros*Biocom

Distrib

+

AbastecimentoUS$ 71,6 bilhões

8%(5,6)

21%(15,2)

17%(12,1)

44%(31,2)+

Gás & EnergiaUS$ 13,5 bilhões

11%(1,5)

42%(5,7)

14%(1,9)

17%(2,3)

12%(1,6)

+

DistribuiçãoUS$ 3,3 bilhões

21%

43%

3%

21%

13%

+

BiocombustíveisUS$ 2,5 bilhões

16%

72%

11%

+

InternacionalUS$ 10,7 bilhões

90%(9,7)

=

26

Ampliação do Terminal de Cabiúnas

Curva S: Mesma Linguagem na Gestão Integrada dos Projetos

Gasoduto Submarino Rota Cabiúnas

Sapinhoá NorteFPSO Ilhabela

Iracema SulFPSO Mangaratiba

Sapinhoá NortePoços e Interligações

Iracema SulPoços e Interligações

set-0

9no

v-09

jan-10

mar-10

mai-10

jul-1

0se

t-10

nov-10

jan-11

mar-11

mai-11

jul-1

1se

t-11

nov-11

jan-12

mar-12

mai-12

jul-1

2se

t-12

nov-12

jan-13

mar-13

mai-13

jul-1

3se

t-13

nov-13

jan-14

mar-14

mai-14

jul-1

4se

t-14

nov-14

(US$

Milh

ões)

Linha de Base Realizado Projetado

set-0

9no

v-09

jan-10

mar-10

mai-

10jul-10

set-1

0no

v-10

jan-11

mar-11

mai-

11jul-11

set-1

1no

v-11

jan-12

mar-12

mai-

12jul-12

set-1

2no

v-12

jan-13

mar-13

mai-

13jul-13

set-1

3no

v-13

jan-14

mar-14

mai-

14jul-14

set-1

4no

v-14

(US$

Milh

ões)


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-0

9no

v-09

jan-

10mar

-10

mai-10

jul-1

0se

t-10

nov-10

jan-

11mar

-11

mai-11

jul-1

1se

t-11

nov-11

jan-

12mar

-12

mai-12

jul-1

2se

t-12

nov-12

jan-

13mar

-13

mai-13

jul-1

3se

t-13

nov-13

jan-

14mar

-14

mai-14

jul-1

4se

t-14

nov-14

% Acumulado

Linha de Base Realizado Proje tado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-0

9no

v-09

jan-

10m

ar-1

0mai-1

0jul-1

0se

t-10

nov-10

jan-

11m

ar-1

1mai-1

1jul-1

1se

t-11

nov-11

jan-

12m

ar-1

2mai-1

2jul-1

2se

t-12

nov-12

jan-

13m

ar-1

3mai-1

3jul-1

3se

t-13

nov-13

jan-

14m

ar-1

4mai-1

4jul-1

4se

t-14

nov-14

% Acu

mulad

o

Linha de Base Rea lizado Projetado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-0

9no

v-09

jan-10

mar-10

mai-10

jul-1

0se

t-10

nov-10

jan-11

mar-11

mai-11

jul-1

1se

t-11

nov-11

jan-12

mar-12

mai-12

jul-1

2se

t-12

nov-12

jan-13

mar-13

mai-13

jul-1

3se

t-13

nov-13

jan-14

mar-14

mai-14

jul-1

4se

t-14

nov-14

% Acu

mulad

o


set-0

9no

v-09

jan-10

mar-10

mai-10

jul-1

0se

t-10

nov-10

jan-11

mar-11

mai-11

jul-1

1se

t-11

nov-11

jan-12

mar-12

mai-12

jul-1

2se

t-12

nov-12

jan-13

mar-13

mai-13

jul-1

3se

t-13

nov-13

jan-14

mar-14

mai-14

jul-1

4se

t-14

nov-14

(US$

Milh

ões)


Gasoduto Submarino Rota Cabiúnas

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

set-0

9no

v-09

jan-10

mar-10

mai-10

jul-1

0set-1

0no

v-10

jan-11

mar-11

mai-11

jul-1

1set-1

1no

v-11

jan-12

mar-12

mai-12

jul-1

2set-1

2no

v-12

jan-13

mar-13

mai-13

jul-1

3set-1

3no

v-13

jan-14

mar-14

mai-14

jul-1

4set-1

4no

v-14

jan-15

mar-15

% Acumulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

1

2

3

4

51-Mobilização do canteiro onshore (furo direcional)

2-Conclusão da instalação do trecho Submarino do duto (19 km)

3-Conclusão da instalação do trecho terrestre do duto (4,2 km)

4-Conclusão da instalação do trecho submarino do duto (379 km)

5-Completação Mecânica do duto terrestre e submarino

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

27

Requisitos de Conteúdo Local Associados aos Investimentos

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO• Plataformas, sondas de perfuração, equipamentos submarinos, gasodutos e oleodutos de escoamento da produção, unidades de processamento de gás natural.

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO• Plataformas, sondas de perfuração, equipamentos submarinos, gasodutos e oleodutos de escoamento da produção, unidades de processamento de gás natural.

Entre 2004 e 2011...

ABASTECIMENTO• Refinarias, unidades petroquímicas, navios de óleo cru e derivados.

ABASTECIMENTO• Refinarias, unidades petroquímicas, navios de óleo cru e derivados.

GÁS E ENERGIA• Gasodutos, estações de compressão, usinas termelétricas.

GÁS E ENERGIA• Gasodutos, estações de compressão, usinas termelétricas.

55 62

+6 p.p.

20112004

INDICADOR DE CONTEÚDO LOCAL CONSOLIDADO PELO PROMINP

Conteúdo Local

E&P

(%)

Conteúdo Local

Abastecimento

(%) 82 92

+10 p.p.

20112004

Conteúdo Local

Gás e Energia

(%)

+20 p.p.

2011

90

2004

70

Fontes: PROMINP

ATÉ 2016:Monitoramento do Conteúdo Local

ATÉ 2016:Registro do Conteúdo

LocalIVIII

28

Partida da Unidade de Dessulfurização (HDS II) – Abr/13

RLAM – Implantação de UHDS para produção de gasolina S-50 – jun/12

CL= 78% (Bens: 53%; Serviços: 100%)

P-55 após operação de deck mating no Estaleiro Rio Grande – jul/12

CL= 65% (ANP=0)

Projeto Roncador Mod III: 1º Óleo Set/13SS P55: 180 mbpd 28

Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III – Jun/12

CL= 67% (Bens: 47%; Serviços: 92%)

UFN III: entrada em operação em Set/14

FPSO Replicante – Construção dos blocos dos cascosEstaleiro Rio Grande – ECOVIX - mar/12

CL= 73% (ANP=30)

Lula Alto: 1º Óleo Jan/16FPSO Replicante: 150 mbpd

29

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

• Siemens

• Schlumberger

• Baker Hughes

• General Electric ¹

• Halliburton

• Vallourec & Mannesman

• Cameron• IBM• Technip

Fonte: E&P-CORP, 25/mai/12 e CENPES, 29/jun/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)

¹ Em funcionamento em instalações temporárias até a conclusão da infraestrutura definitiva.

Petróleo, Gás Natural e o Futuro do Brasil

Investor Relations

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