José Sergio Gabrielli de AzevedoPresidente

Plano de Negócios 2009‐2013

2

AVISO

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros.

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.

GRANDES INCERTEZASPreço de petróleoCustosDinâmica da demandaDinâmica da oferta Penetração dos biocombustíveisDesenvolvimento de tecnologias automotivas ...

GEOPOLÍTICOSCrise econômica mundial Guerras e conflitos Tensões políticasImplicações ambientaisEleições Nacionalismos ...

RECURSOS CRÍTICOSBens e serviçosRecursos humanos

• Senioridade • Baixa atratividade• Criticidade de pessoal especializado

DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS

3

DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS

PRESPECTIVAS: NECESSIDADE DE NOVOS INVESTIMENTOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA  Internat ional Energy Outlook 2007

Existing production0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

Natural decline

Observed decline

Existing production

Declínio natural Declínio observado

Produção existente

MM bpd

Cenários de DemandaGlobal de Óleo

Cenário Alto CrescimentoEIA DOECenário de Referência | IEA

Cenário Baixo CrescimentoEIA DOE

2030 | 75 – 90 MM2020 | 55 – 65 MM 

Adição Requerida de Capacidade (bpd)

4

E O PETRÓLEO BRASILEIRO PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO COMPETITIVO

Fonte: IEA –Outlook 2008

CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Custos de Prod

ução

 (US$/bbl‐2008)

Reservas (bn bbls)

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000

20

40

60

80

100

120

140

Águas profundas e ultraprofundas

Produced MENA

Otherconvenctial

oil

CO₂‐EO

R

EOR Arctic

Heavy oiland

bitumen

OilShales

Gas to liquids

Coal to liquids

Preço máximo de ‘breakeven’ para a Petrobras

5

CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)  

BRASIL: UM MERCADO IMPORTANTE E COM GRANDE POTENCIAL DE CRESCIMENTO

Fonte: BP Statistic al Review 2008, PFC Energy

CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)  

Brasil é oitavo maiormercado consumidor de petróleo do mundo

Consumo de óleo no Brasilcrescendo a 2,4% p.a. 

Consumo de óleo da OCDE crescendo a 1,0% p.a.

2,4

1,61,71,71,92,02,22,22,32,42,72,7

5,1

0

2

4

6

8

EUA

China

Japão

Índia

Rússia

Alemanha

Coréia do Sul

Canadá

Brasil

A. Saudita 

México

Fran

ça

Itália

Reino Unido

 

Irã

100

110

120

130

140

150

160

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Brasil OCDE Mundo

7,920,7

6

PETROBRAS: CADA VEZ MAIS PREPARADA PARA ATENDER A ESTE CENÁRIO

7

PN 2008‐12 | Período  2008‐12 *

26%

1%2%

6%4%

2%

59%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

Biocombustíveis

Distribuição

Corporativo

US$ 112,4 bilhões 

65,129,6

6,74,3 2,6

1,52,5

PN 2009‐13 | Período 2009‐2013 *

25%

2%2%

7%3%

2%

59%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

Biocombustíveis

Distribuição

Corporativo

US$ 174,4 bilhões 

104,6 (*)43,4

11,8

5,6 3,02,8

3,2

(*) US$ 17,0 bi em Exp loração

MAIORES INVESTIMENTOS APROVEITANDO O PORTFÓLIO DE OPORTUNIDADES 

* Inclui Investimentos no Brasil e no Exterior

PN 2009‐13 | Brasil vs. Exterior

91%

9%

158,2

16,2

Brasil

Exterior

US$ 174,4 bilhões

8

EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008‐2012 PARA O PN 2009‐2013

MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS

(*) Alteração Mod. Negócio , Retirados, Desv io de Cronograma | Nota: Ess es Investimentos não  consideram reduções no custo dos projetos

111,2

174,4

8,117,0

47,9

3,5 2,9

Investimentos 2009-2013 incluídos no PN

2008-2012

+ Novos Projetos + Aumento de Custos + Mudança no escopodos projetos

+ Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-2013

9

NOVOS PROJETOS SÃO EM SUA MAIORIA NO SEGMENTO DE E&P 

77%

1%4%12%

6%

E&PRefino Transp. & Comerc.Gás&Energia

BiocombustíveisDemais (PQF, Distrib. E Corp)

US$ 47,9 BILHÕES  • Os investimentos da Petrobras priorizam sua meta de produção

• Dos novos projetos no Segmento E&P, cerca de US$ 28 bilhões relacionam‐se com o desenvolvimento do Pré‐Sal

36,6

3,1

5,72,1

0,4

10

GRANDE PARTE DOS INVESTIMENTOS AINDA A SER CONTRATADO

Uma grande parte dos projetos incluídos em nosso plano de investimentos ainda não foi contratada

28,3%

49,2%

6,7%

14,3%

1,5%

Fase I (Aval. Oportunidade)

Fase II (Em Proj. Conceitual)

Fase III (Em Proj. Básico)

Fase IV (Aprov.p/Implantação)

Aquisições

11

A PETROBRAS ESTÁ TOMANDO MEDIDAS DE OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS

Projeto 

Contratação

Cultura

• Maior detalhamento  menor risco• Simplificação• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré‐sal)• Equipamentos padronizados

• menores pacotes  participação de empresas de médio porte

• maior acompanhamento físico e financeiro dos empreendimentos

• menor flexibilidade e redundância nas plantas operacionais

Otim

ização

de 

Custos

Cultura

Contratação

Projeto

12

QUEDA NO PREÇO DO PETRÓLEO CRIOU PRESSÃO PARA A REDUÇÃO DE CUSTOS NA CADEIA DE FORNECEDORES

Indice

(2000=

100)

0

100

200

300

400

500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T2007

3T2007

1T2008

3T2008

4T2008

2009 2010 2011 2012 2013

ICC Downstream ICC Upstream WTI

18%

11%

Fonte: CERA / Bloomberg

ÍNDICE CUSTO DE CAPITAL

13

US$ 158,2 bilhões no Brasil

Sudeste: US$ 103 bilhões

Nordeste: US$ 24,9 bilhões

Norte: US$ 2,7 bilhões

Sul: US$ 10,1bilhões

Centro-Oeste : US$ 0,4 bilhões

GRANDES OPORTUNIDADES NO ESTADO DO RIO DE JANEIRO

Valores à definir: US$ 17 bilhões

Principais ProjetosRio de Janeiro

E&PPré-Sal, Roncador, Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Papa-Terra, Atlanta, Pirapitanga

AbastecimentoProjetos REDUC (Qualidade e aumento do processamento do óleo nacional)

Gás & EnergiaTerminal de GNL/Regás;GASDUC III, Japeri/REDUC, Gasbel II, Japeri/Sepetiba

PetroquímicaUnidades do Comperj

BiocombustíveisREDUC-HBIO

Distribuição

14

US$ 158,2 bilhões no Brasil

Sudeste: US$ 103 bilhões

Nordeste: US$ 24,9 bilhões

Norte: US$ 2,7 bilhões

Sul: US$ 10,1bilhões

Centro-Oeste : US$ 0,4 bilhões

GRANDES OPORTUNIDADES NO ESTADO DE SÃO PAULO

Valores à definir: US$ 17 bilhões

Principais ProjetosSão Paulo

E&PPré-Sal, Merluza, Mexilhão, Desenvolvimento da Produção de Descobertas.

AbastecimentoREPLAN, REVAP, RPBC e RECAP (Qualidade e aumento do processamento do óleo nacional);Plano Diretor de Dutos;Duto OSVAP. Gás & EnergiaTérmica de Cubatão e Térmica a Biomassa; Gasodutos: Campinas-Rio, Gaspal II, Caraguatatuba-Taubaté, Paulínea/Jacutinga, Gasbar, Ampliação do Trecho Sul do Gasbol.

BiocombustíveisAmpliação da capacidade de etanol REPLAN-TABG - RP18;Alcoolduto REPLAN-Guararema; Alcoolduto PASP – OSVAP;Plantas de HBIO na REVAP e RBPC.

Distribuição

15

Projeto de Logística e Infra-Estrutura, Aviação, Automotivo e Grandes Consumidores

GRANDE COLOCAÇÃO DOS INVESTIMENTOS JUNTO A FORNECEDORES NACIONAIS

64%100,9158,2Total

80%2,93,6Áreas Corporativas

85%1,82,1Biocombustível

100%2,12,1Distribuição

70%7,410,6Gás e Energia

79%37,847,8Abastecimento

53%48,992,0E&P

Conteúdo

Nacional

(%)

Colocação no

Mercado Nacional

2009‐13

Investimento

Doméstico

2009‐13

Área de Negócio

US$ Bilhões

A média anual de colocação no mercado nacional será de US$ 20 bilhões

16

COM UM EXPRESSIVO POTENCIAL DE CRESCIMENTO

PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil boed)

1.335 1.500 1.540 1.493 1.684 1.792 1.855 2.0502.680

3.920

232 252 251 265274 277 273 321

463

634

1177

252 269265 250 243 224

244

341

632

1.778

6070

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020

Produção de  Óleo ‐ Brasil Produção de  Gás  ‐ Brasil Produção Internacional (óleo + gás)

8.8% a.a.5.6% CAGR

5,729

7,5% a.a.

3,655

2,757

17

PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009‐2013

Pré‐Sal Gás NaturalPós‐Sal

P‐57JUBARTE

CACHALOTE,BALEIA FRANCA,BALEIA ANÃ

TUPIPiloto

BALEIA AZUL 

P‐56MARLIM SUL

Óleo

Óleo e gás

URUGUÁTAMBAÚ

MEXILHÃO

JURUÁARACANGA

2,682,58

2,432,25

2,05

3,323,20

3,02

2,79

2,51

2009 2010 2011 2012 2013

milhõe

s bo

e/d P‐62 

RONCADOR

P55 RONCADOR

P‐61PAPA‐TERRA

P‐63PAPA‐TERRA

GUARÁ 1 ou IARA 1

TUPI 1Amplição do Piloto

P‐51MARLIM SUL

FRADE

TLD Tupi

JABUTI

PARQUE DASCONCHAS

URUCU

CANAPU

CAMARUPIM

LAGOSTA

MANATIexpansão

18

PROVÍNCIA DO PRÉ‐SAL

Poços TestadosCampos HCBlocos ExploratóriosReservatórios Pré‐sal

MINA GERAIS

SÃO PAULO

PARANÁ

Área da Província: 112.000 km2Área Total Concedida: 41.000 km2 (38%)Área Não Concedida: 71.000 km2 (62%)Área com Participação Petrobras: 35.000 km2 (31%)

RIO DE JANEIRO

ESPIRITO SANTO

19

PRÉ‐SAL: VISÃO GERAL

US$ 28 bilhões em investimentos até 2013

Produção inicial de óleo através de FPSOs

Produção inicial de gás natural será transportada por gasodutos até a costa

6 unidades de produção iniciando até 2014 em Santo e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração (TLD)

Estimativa de produção de óleo em 219 k bpd em 2013

Cerca de 7 MMm3/d de gás natural disponibilizados ao mercado em 2013

Diversos sistemas de produção iniciando até 2020

Em 2015 a produção de óleo deve atingir 582 k bpd

Em 2020 a produção de óleo deve atingir 1.815 k bpd; a disponibilização de gás natural deve atingir o montante de 40 MMm3/d

20

BACIA DE SANTOS ‐ PÓLO PRÉ‐SAL 

Rio de Janeiro50 km

Tupi

Carioca

ParatiIara

GuaraBM‐S‐21BR 80%

BM‐S‐24BR 80%

BM‐S‐10BR 65% BM‐S‐11

BR 65%

BM‐S‐9BR 45%

BM‐S‐8BR 66%

BM‐S‐22BR 20%

Azulão

Bem‐te‐vi

Caramba

Descobertas: Tupi, Iara, Carioca, Guará, Júpiter, Parati, Bem‐te‐vi e Caramba

Elevado potencial de volumes

Óleo de boa qualidade:médio‐leve

Atividade sísmica e poços de delimitações a caminho

Estimativa de volumes recuperáveis: 5‐8 bn boe em Tupi e 3‐4 bn boe em Iara 

3 sistemas de produção até 2014: Tupi, Iara e Guará

21

2007.....

2012t.....

2009

1º Óleo – TLD Tupi (Mar/09)

2010

1º Óleo– Tupi Piloto (Dez/10)

2017

Nível elevado de produção

ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)

• Delimitação da Área

• Análise da vazão dos reservatórios

• Desempenho de  poços fraturados

• Completação da amostragem

• Análise de  CO2

TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e delimitação de  poços

Fase 0

Aquisição de dados

Objetivo

Foco

FasesDesenvolvimento Definitvo

• Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2

• Teste de ajuste na unidade de  produção relativo ao CO2

• Teste de  otimização de poços 

• Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários  para atingir elevado nível de produção em 2017

• Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos

Implementação de diversas unidades de produção

Implementação de diversas unidades de  produção (FPSOs genérico)

Fase 1A Fase 1B

22

MG

RJ

Espírito Santo

Peroá

Camarupim

Carapó

Canapu

JUB

Catuá

Baleia Azul ABA

OST

ARG

PRBCXR

CHT

NAU

Golfinho

UTG Cacimbas

UTG Sul Capixaba

UPGN Lagoa Parda

Cangoá

Baleia Franca

Terminal Barra do Riacho 

Uso da infra‐estrutura local  

P‐34 (Jubarte), primeira produção no pré‐sal: excelentes resultados, prod. até 18 k bpdde óleo  

FPSO Seillean entrou em operação em dez/08 como piloto de Cachalote (CHT)  

FPSO Capixaba deve ser movido do campo de Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no 1S10 

FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10 como piloto de Baleia Azul (BAZ)

Baleia Azul: primeira unidade de produção definitiva no 4T12

Produção de gás natural transportada através de gasodutos

Rio Doce

Linhares

Aracruz

Marataiz es

Anchieta

Guarapari

Vila Velha

VITÓRIA

Presiden te Kennedy

Gasoduto Sul‐Norte Capixaba

12 a 24” – 160 km7 a 15 MM m3/d

24” – 66 km25 MM m3/d

PÓLO DO ESPÍRITO SANTO

Gasoduto Sul Capixaba12” – 83 km4,5 MM m3/d

23

ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO PRÉ‐SAL

Produção de óleo no pré‐sal Petrobrás (mil bpd)

2009 ‐20202009‐2013

98,8 18,6 Pré‐Sal Bacia  de Santos

111,4 28,9 Investimentos Petrobras no Pré‐Sal (Desenv. da Produção)

12,610,3Pré‐Sal Espírito Santo (inclui os campos do pós‐Sal)

Investimentos da Petrobras no Pré‐sal até 2020

873 1,183160

463

632

157 42262

2013 2015 2017 2020

P ré‐sal Pe trobras P ré‐s al P arc eiros

219

1.336

1.815

582

24

Plataformas

Submersos

Expl

oraç

ãoPr

oduç

ão

Aliviadores Porto

Logística

DistribuiçãoUTGN Gasodutos

INTEGRAÇÃO DAS ATIVIDADES

25

Navios de ApoioSondas

Óleo

Gás

Energia Renovável

Refinaria

Petroquímica

73%

12%7%

8%

Refino

Dutos e Terminais

Tranporte Marítimo

Petroquímica

INVESTIMENTOS NA ÁREA DE ABASTECIMENTO

• Agregando valor ao petróleo pesado doméstico e produzindo diesel e gasolina nos padrões internacionais;

• Investimentos focados em Qualidade dos Combustíveis, Conversão e Expansão.

Investimentos PN 2009-13: US$ 47,8 bilhões*

*Nota: Não inclui internacional 26

INVESTIMENTOS PARA AUMENTAR A CAPACIDADE DE REFINO

CARGA DE PETRÓLEO PROCESSADA (MIL/BPD)

1.779 1.791

2.270

3.012

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2020

REPLANRevamp33 mil bpd

2010

RNE230 mil bpd

2011

UPB150 mil bpdDez/2012

Premium I600 mil bpd1ª Fase: 20132ª Fase: 2015

Premium II300 mil bpd1ª Fase: 20142ª Fase: 2016

REPARRevamp25 mil bpd

2011

27

COMPERJ

Seis sociedades anônimas, subsidiárias integrais;

Processamento de 150 mil barris por dia de petróleo pesado;

Produção de produtos petroquímicos de segunda geração, como polietilenos, polipropileno, PTA, PET, etilenoglicol e estireno;

Partida prevista para 2012 ;

Terraplenagem: Conclusão em Dez/2009;

O projeto como um todo (Petrobras + Parceiros) deverá demandar até 87 mil postos de trabalho (diretos,indiretos e efeito‐renda).

De acordo com estudos da Fundação Getúlio Vargas, há potencial para instalação de cerca de 720 empresas na região até 2015, na indústria de transformação, para produzir plásticos a partir dos produtos do COMPERJ

28

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

INVESTIMENTOS TOTAIS G&E (Milhões de US$) ‐ CICLOS

1o CICLOCriação da área de Gás e Energia 2o CICLO

2009‐13

1o  CICLO (2003 – 2010): Aumento da Oferta com Diversificação do Suprimento & Integração das Malhas

Motivação:• Atendimento à demanda termoelétrica (PPT) e ao mercado não‐térmico (crescimento)• Diversificação das fontes de suprimento: Bolívia e GNL;• Incremento do Parque Gerador (GN, OD,  OC  e PCH’s). 

Consequência: • Investimentos no PLANGÁS,  integração das malhas de transporte e construção dos terminais de REGAS..

2o  CICLO (2011 em diante): Flexibilidade de  Suprimento &  Opções de OfertaMotivação: 

• Expansão do fornecimento de  gás para geração eletrica, com flexibilidade: Gas Nacional, Boliviano, GNL• Opção para colocacao de Gas nos mercados interno (domestico)  e externo(exportacao).

Consequência: • Investimentos para escoamento do pré‐sal,  terminais de Regás Flex e expansão da geração termoelétrica

29

PLANO DE INVESTIMENTOS GÁS & ENERGIA 2009‐2013

926

1.477

4.528

3.692

Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos

Projetos em Carteira Novos Investimentos Propostos

Gás Natural

US$ 8,2 bilhões

Energia

US$ 2,4 bilhões

Investimentos Gás&EnergiaUS$ 10.6 bilhões

US$ milhões

30

Geração de emprego e renda

Fortalecimento do mercado interno

Fortalecimento daeconomia brasileira

CONTEÚDO NACIONAL: DIVERSIFICAÇÃO, DESENVOLVIMENTO E CUSTOS

Perspectiva empresarial…

Perspectiva de sustentabilidade...

ConteúdoNacional

Aumento dacapacidadeinstalada

Novosfornecedores

Menores preços

Maiordisponibilidade

Mais opções e flexibilidade

31

CONTEÚDO NACIONAL: EVITAR A DOENÇA HOLANDESA NA ECONOMIA BRASILEIRA

Doença Holandesa…

Exportação de Commodities

Apreciação daMoeda

Queda das exportações

Aumento das importações

Entrada de investimentos

Desindustrialização

Dependência daexportação de commodities 

32

Importações

Importações

Demanda Atual Demanda Futura

1. Ampliar Capacidade Produtiva no Brasil de setores altamente competitivos

2. Desenvolver concorrência em setores de média competição

3. Estimular novos entrantes nacionais

4. Estimular a associação entre companhia nacionais e internacionais

5. Estimular a instalação de empresas internacionais no Brasil

IndústriaNacional

PASSOS

Acréscimo na Capacidade de 

Suprimento Nacional de 

B&S

Fornecimento de Bens e Serviços (B&S)

SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS

33

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

LICITADOS/ EM LICITAÇÃO A LICITAR

24

10

1

Barcos de Apoio (até 2020)

Plataformas de Produção FPSO/SS

Outros (Jaqueta, TLWP)

24

3

1

TOTAL

48

13

2

Contratação de  40 navios‐sonda e plataformas de perfuração  semi‐submersíveis até 2017 para operação em águas profundas  e ultra‐profundas

‐ 12 primeira obtidas através  de licitação internacional, com recebimento até 2012 – Atender à necessidade  de curto‐prazo da Petrobras enquanto a indústria nacional se prepara para as demais encomendas

‐ 28 construídas  no  Brasil e operadas por empresas  brasileiras, com recebimento entre 2013 e 2017

SONDAS DE PERFURAÇÃO

CONTRATAÇÃO DE NOVAS EMBARCAÇÕES – PERÍODO 2009‐2013

34

Navios de Grande PortePROMEF 1 PROMEF 2

22 16

PRINCIPAIS PROJETOS DE GÁS E ENERGIA

1º ciclo de investimentos (até 2010) – Diversificação do Suprimento e integração da malha

+ 307 km de gasodutos

+  novas estações de compressões;

+ 2 terminais de GNL (Terminal Regás‐Flex)

+ usinas a Gás Natural

+ 2. 332 km de gasodutos até 2010

+ 19 novas usinas de energia

+ 1.236 MW  até 2010

+ Terminal de GNL da Baía de Guanabara

2º ciclo de investimentos (2011 em diante) – Flexibilidade de Suprimento e Diversificação de Oferta

35

ESTIMATIVA DE DEMANDA DE ALGUNS EQUIPAMENTOS PARA OS PRINCIPAIS PROJETOS NO PERÍODO DE  2009‐13

1.700unCabeças de Poço Terrestres

1.700unÁrvores de Natal Seca

2.200kmUmbilicais

42.000tTubos de Rev. e Produção

30unManifolds

4.000kmDutos Flexíveis

500unCabeças de Poço

500unÁrvores de Natal Molhadas

TOTALUn.Itens

500unGeradores

550unTorres

1.800unTanques de Armazenamento

50unSeparadores de água e óleo

280unReatores

200unFornos aquecedores

30unQueimadores (Flares)

300unFiltros

TOTALUn. Itens

700.000tAço estrutural (casco de plataformas)

240.000tAço estrutural (casco de navios)

350unTurbinas

1.000unMotores de Combustão

200unGuindastes

450unGuinchos

700unCompressores

8.000unBombas

TOTALUn. Itens

Nota: Valores Aproximados 36

774

989 1.0431.213

2.468

2.101

2.822

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS

PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO

Os  profissionais de nível  superior recentemente admitidos , sem experiência prévia , passam até um ano em salas de aula antes de  iniciar suas funções efetivas na Companhia

27.000 novos empregados desde 2002

Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da Petrobras: 112.625 empregados

EngenhariaConstrução

CivilConstrução &Aquisição

Manutenção5.967 15.020 84.576 7.062

NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS

O Governo Brasileiro, com suporte da Petrobras, tem um programa específico para atender a essa demanda

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

46.72348.798 52.037

53.904

68.93162.266

74.240

Pós‐doutorado: 6

Doutorado: 226

Mestrado: 1.098

Pós‐Graduação: 845

37

GERAÇÃO DE EMPREGO E RENDA

Postos de Trabalho Diretos

Postos de Trabalho Indiretos (Cadeia Produtiva)

Postos de Trabalho (Mil)Média Anual 2009‐13

Postos de Trabalho Indiretos (Efeito Renda)

Postos de Trabalho Totais1.044

388

389

267

38

PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS 2009‐2013 COM FOCO NA MANUTENÇÃO DAS METAS DE INDICADORES FINANCEIROS

INDICADORES 2008‐2012  2009‐2013 

Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18

Brent para Fluxo de Caixa (US$/bbl)2008 – 55,002009 – 50,002010 – 45,002011‐2012 – 35,00

Fluxo de Caixa Líquido Projetado(Após dividendos) 104,4

Investimentos Projetados 112,4

Div. Liq./ Div. Liq. + Cap. Liq. (Alavancagem)

20%

Caixa Mínimo (US$ bi) ‐

2,0

148,6

174,4

Até 35%

5

2009 – 58,002010 – 61,002011 – 72,002012 – 74,002013 – 68,00

95

6060

68

7472

6158

4545454545

4037

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Curva de Referência Curva de Robustez

PLANO SUSTENTÁVEL E BASEADO EM PREMISSAS CONSERVADORAS

40

PROJETADOUS$ 148,6 BI 2009 ‐ 2013

HISTÓRICOUS$ 80,3 BI 2003 ‐SET. 2008

INVESTIMENTOS BASEADOS NA GERAÇÃO PRÓPRIA DE CAIXA E NÍVEIS ADEQUADOS DE ENDIVIDAMENTO

Fontes Usos

FCO(após dividendos) Investimentos

(US$ 83 bi)

Dívida Líquida

Fontes Usos

FCO(após dividendos)

Dívida Líquida

Investimentos(US$ 174 bi)

Brent médio: 60 (US$/barril)

Produção média óleo: 1,720 (mil boed)

Brent médio (e):  66 (US$/barril)

Produção média óleo (e): 2,398 (mil boed)

41

PLANO DE FINANCIAMENTO ATÉ 2010 BASEADO NO CENÁRIO MAIS PESSIMISTA

* Investimen to para 2010 baseado na média  anual do Plano

(18,9)(18,1)Necessidade de Captação

2010*2009

35,028,6Investimento

16,010,5FC Operacional Incluindo amortização e após dividendos 

4037Brent (US$ / barril)

FLUXO DE CAIXA MÍNIMO PROJETADO (US$ BI) 

Principais Variáveis

• Preço internacional do óleo e derivados

• Preços internos no Brasil

• Taxa de câmbio

• Percentual de execução do Investimento Planejado

• Custo de Capital 

RECURSOS PARA 2009 JÁ GARANTIDOS E NECESSIDADES PARA 2010 A SEREM FINANCIADAS PELAS FONTES TRADICIONAIS E REDUÇÃO DE CUSTOS

2009 2010

Necessidades

• US$ 18,10 bi

Fontes

• BNDES: US$ 12,5 bi• Pré‐ financiamento. 2008: US$ 2,5 bi• Mercado Capitais: US$ 5 bi 

Necessidades

• US$ 18,9 bi

Fontes

• BNDES: US$ 10,0 bi• Restante a ser financiado : US$ 8,9 bi• 15% de redução no Investimento reduz a necessidade de captação adicional para menos de US$ 4 bi

INDICADORES 2008‐2012  2009‐2013 

Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18 2,0

Fluxo de Caixa Líquido Projetado(Após dividendos) (R$ bilhões)

104,4 148,6

43

GERAÇÃO DE RIQUEZA PARA O BRASIL

Petrobras no País

Cadeia Produtiva dos Investimentos

Valor Adicionado Gerado pela:Média Anual 2009‐13

Cadeia Produtiva dos Gastos Operacionais

Total do Valor Adicionado 309

66

73

170

R$ Bilhões

44

PRINCIPAIS DESAFIOS DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO NO BRASIL

Estaleiro Brasfels em Angra dos Reis. Construção de  P‐51 e P‐56.

Estaleiro Rio Grande em construção. Preparado para a construção de plataformas.

Melhoria de Infra‐estrutura

Suprimento de Material Crítico (Importações)

Equipamentos de Perfuração

Posicionamento Dinâmico e Sistemas de Propulsão

Processo e Oferta de Produção de Aço

Força de Trabalho qualificada para construção e operação

Financiabilidade

Otimização de custos

DESAFIOS

45

Evolução PBR-AmexOil - Brent

122.99

116.80

104.6999.92

99.1495.11

100

80

85

90

95

100

105

110

115

120

125

130

23/01/09 26/01/09 27/01/09 28/01/09 29/01/09 30/01/09 02/02/09 03/02/09 04/02/09 05/02/09 06/02/09 09/02/09 10/02/09

Nº Í

ndic

e

PBR US$ Amex Oil Brent

Fonte: Bloomberg

DESEMPENHO DAS AÇÕES A PARTIR DA DIVULGAÇÃO DO PN 2009‐13

46

Evolução PETR4 - IBOVESPA - BRENT114.67

108.06

100

95.11

80

85

90

95

100

105

110

115

120

23/01/09 26/01/09 27/01/09 28/01/09 29/01/09 30/01/09 02/02/09 03/02/09 04/02/09 05/02/09 06/02/09 09/02/09 10/02/09

Nº Í

ndic

e

PETR4 R$ IBOVESPA Brent

José Sergio Gabrielli de AzevedoPresidente

Plano de Negócios 2009‐2013