Cenário da atividade na exploração de Oleo e Gás

Seminário de Seguros na Exploração de Òleo e Gás

Luiz Octavio P. de MelloVitoria, Outubro de 2011

62%38% Brasil

Outros

Novas Descobertas 2005-2010

(33.989 milhões bbl) Descobertas em Águas Profundas

Fonte: PFC Energy

BRASIL NA LIDERANÇA DAS DESCOBERTAS RECENTESDescobertas em águas profundas no Brasil representam 1/3 das descobertas no mundo nos últimos 5 anos

• Nos últimos 5 anos mais de 50% das novas descobertas (no mundo) foram em águas profundas;

• Desenvolvimento dessas reservas demandará capacidade adicional da cadeia de fornecedores;

• Expansão da cadeia de óleo e gás no Brasil em linha com essa perspectiva.

Expectativa de dobrar as reservas provadas até 2020, mantendo o custo da descoberta @ US$ 2/boe

Exploração & Produção

Gás & Energia

Abastecimento

• Foco na produção em águas profundas e ultra-profundas.

• Blocos concedidos e acesso a reservas garantem economias de escala.

• Nova fronteira exploratória, próxima a operações existentes.

• Posição dominante em um mercado em expansão e afastado de outros centros de refino.

• Equilíbrio e integração entre produção, refino e demanda.

• Infraestrutura já instalada para escoamento do gás.

• Total flexibilidade nas operações.

Biocombustíveis

• Elevada Produtividade do etanol brasileiro

• Disponibilidade de área agricultável

• Grande mercado consumidor

ESTRUTURA DE NEGÓCIOSAtuação integrada, equilibrada e dominante no Brasil

Note: Does not include Non-Consolidated International Production.

PRODUÇÃOPetrobras pode mais que duplicar sua produção na próxima década

2.386 2.516

6.418

3.993

1.148543

Pré-SalMil

bo

e/d

ia

2.772

845Cessão Onerosa

13

+ 10 Projetos Pós-sal

+ 8 Projetos Pré-sal

+ 1 Projeto Cessão Onerosa

+ 35 Sistemas

Capacidade Adicionada

Óleo: 2.300 mil bpd

2.575

3.070

4.910

1.855 1.971 2.004

321 317 334 435

618

1.120

111 132 144141

180

246

2.100

99 9693 96

125

142

2008 2009 2010 2011 2015 2020

Produção de Petróleo - Brasil Produção de Gás - Brasil Produção Petróleo - Internacional Produção de Gás - Internacional

1.148543

845

13

• Pré-sal e Cessão Onerosa representarão 69% da produção adicional até 2020;

• A participação do Pré-sal na produção de petróleo da Petrobras no país passará dos atuais 2% em 2011 para 18% em 2015 e para 40,5% em 2020.

Plano de Investimento da Petrobras

2011-2015

PN 2010-14

53%

33%

2% 1%1% 2%

8%

118,873,6

17,85,12,43,52,9

E&P RTC

Gás,Energia & Gás Química Petroquímica

Distribuição Biocombustíveis

Corporativo

PN 2011-15

65,5

14,74,1

3,24,2

2,3

65,5

14,7

4,1

3,24,2

2,4

INVESTIMENTOS 2011-2015Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P

57%31%

6%2% 1%1% 2%

127,570,6

13,2

3,8

3,14,1

2,4

(*) US$ 22,8 bi em Exploração

(*)

US$ 224 bilhões US$ 224,7 bilhões

• 5% dos investimentos serão realizados no exterior, sendo 87% em E&P

• Nota: SMES (US$ 4,2 bi), TIC (US$ 2,7 bi), Tecnologia (US$ 4,6 bi), Logística (US$ 17,4 bi) e Manutenção e Infraestrutura (US$ 20,6 bi)

Exploração & Produção

2.386 2.516

6.418

3.993

1.148543 Pré-SalM

il b

oe/

dia

2.772

845Cessão Onerosa

13

+ 10 Projetos Pós-sal

+ 8 Projetos Pré-sal

+ 1 Projeto Cessão Onerosa

+ 35 Sistemas

Capacidade Adicionada

Óleo: 2.300 mil bpd

2.575

Nota: Não inclui a parcela de Produção Internacional não Consolidada.

3.070

4.910

PRODUÇÃOCom amplo acesso a essas novas reservas Petrobras mais que duplicará sua produção na próxima década

• Pré-sal e Cessão Onerosa representarão 69% da produção adicional até 2020;

• A participação do Pré-sal na produção de petróleo da Petrobras no país passará dos atuais 2% em 2011 para 18% em 2015 e para 40,5% em 2020.

* Inclui Pré-sal das Bacias de Santos, Campos e Esp írito Santo

Exploração Desenvolvimento da produção Infraestrutura e suporte

21%

• Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploração;

• 23% dos investimentos no Pré-sal serão nas áreas da Cessão Onerosa.

INVESTIMENTOS DO E&P NO BRASIL – PN 2011-15Mais da metade dos investimentos em desenvolvimento da produção serão no Pré-sal

Pré-Sal

US$ 53,4 Bilhões

Pós-Sal

US$ 64,3 Bilhões

22%

57%

21%

54%

12% 2%

21%

13% Cessão Onerosa

PRODUÇÃOHistoricamente, Petrobras cresce produção com expansão para novas fronteiras

0

500

1000

1500

2000

2500

1980 1990 2000 2010

106 211 230 21475

400 292189

42

749

1601

Águas Profundas

Águas Rasas

Em terra

181

653

1.271

2.004

8,2% 8,2% a.a.

a.a. nos nos úú

ltimos 3

0 anos

ltimos 3

0 anos

Mil Mil bpdbpd

Em Terra Águas Rasas Águas Profundas Águas Profundas e Ultra-Profundas

Pré-sal

PRODUÇÃO DO PRÉ-SALIndicadores Relevantes

POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS

� TLD Guará: 15.300 bopd� TLD Lula NE: 14.400 bopd� Piloto de Lula: 28.300 bopd� TOTAL: 58.000 bopd

POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS

� TLD Guará: 15.300 bopd� TLD Lula NE: 14.400 bopd� Piloto de Lula: 28.300 bopd� TOTAL: 58.000 bopd

BACIA DE CAMPOS

� Baleia Franca: 19.800 bopd� Brava: 6.900 bopd� Carimbé: 23.100 bopd� Tracajá: 19.800 bopd� TOTAL: 69.600 bopd

BACIA DE CAMPOS

� Baleia Franca: 19.800 bopd� Brava: 6.900 bopd� Carimbé: 23.100 bopd� Tracajá: 19.800 bopd� TOTAL: 69.600 bopd

PRODUÇÃO TOTAL (JUL/11): 127.600 bopd

*Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste

• Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas:

• Pós-sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe;

• Pré-sal: Barracuda, Caratinga, Marlim, MarlimLeste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe*.

• Produtividade dos poços supera 20.000 bpd

PROJETO VARREDURADesenvolvimento tecnológico e otimização exploratória

Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios na Bacia de Campos em áreas de produção

Projeto Varredura

• Benefício: Separa a água e o óleo no fundo do mar, reinjetando a água e aliviando o porte dos equipamentos de superfície na plataforma de petróleo.

• Campo : Marlim

• Operação: 2011

NOVAS TECNOLOGIASSeparação Submarina Óleo / Água

Rodadas 7, 9 e 10

Rodadas 5 e 6

Limite mínimo por tipo de blocoDe 30% a 70% nas fases de exploração e

desenvolvimento da produção

Rodadas 1 a 4

Limite máximo 50% na fase exploratória.

70% na fase de desenvolvimento da produção

Sem Exigência de Conteúdo LocalRodada 0Limites mínimos e máximos por tipo de bloco:

em águas profundas, entre 37% e 55% para a fase de exploração, e entre 55% e 65% para a fase de

desenvolvimento da produção.

Cessão Onerosa

Limite Mínimo Exploração: 37%Limite Mínimo Desenvolvimento da Produção:

• Até 2016: 55%• 2017-2018: 58%• Após 2019: 65%

Marlim SulSS P-56

Baleia AzulFPSO

Roncador FPSO P-62

Roncador SS P-55

Papa-Terra P-61 &FPSO P-63

Guará (Norte)FPSO

Parque das BaleiasFPSO P-58

Tiro/SidonFPSO

ESP/MARIMBÁFPSO

AruanaFPSO

Guará Piloto 2FPSO Cid. São Paulo

Lula NEFPSO Cid. de Paraty

MarombaFPSO

SIRI2 jaquetas e FPSO

CernambiFPSO

Lula 3 Central FPSO

Franco 1 FPSO

Lula 4 Alto FPSO

BALEIA AZULFPSO

CONTEÚDO LOCAL Contratos de concessão dão flexibilidade

� Níveis de compromisso de conteúdo local menores nas primeiras rodadas de concessão da ANP permitem tempo para a estruturação da indústria local.

� Os contratos de concessão e cessão onerosa prevêem dispositivos de renúncia considerando respostas não compatíveis (preço, prazo e tecnologia) do mercado nacional quando comparadas com métricas internacionais.

2011 2012 2013 2014 2015

Projetos 2011-2015

NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSRecursos para crescimento da produção

Recursos CríticosSituação Atual

(Dez/10)

Situação Futura (Contratadas e a Contratar)Valores Acumulados

Até 2013 Até 2015 Até 2020

Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 15 39 37 (1) 65 (2)

Barcos de Apoio e Especiais 287 423 479 568

Plataformas de Produção SS e FPSO 44 54 61 94

Outros (Jaqueta e TLWP) 78 80 81 83

Plataforma de

Produção (FPSO)Sonda de PerfuraçãoBarco de Apoio

(1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020.(2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem 29 sondas cujos contratos vencem até 2020.

Lâmina d´água 2006 2008 2010

Até 1.000 metros 6 11 11

1.000 a 2.000 metros 19 19 21

Acima 2.000 metros 2 3 15

2011 2012 2013

+2 +1 +1

+10 +13 +1

Sondas sob contratos

ENCOMENDAS DE PLATAFORMASJoint ventures com estaleiros estrangeiros crescendo a capacidade brasileira

16

o 2 Jack-ups em construção (P-59 e P-60) em São Roque (BA)o Crescimento de 900 novos fornecedores por ano no cadastro corporativo da Petrobras;o Existem 13 novos estaleiros em implantação que elevarão o total para 50*.

*Fonte: Sinaval - Sumário executivo -Janeiro de 2011

Plataforma construída recentemente:

P-57: Brasfels – RJ

� Capacidade: 180 mil bpd de óleo� Valor: US$ 1,2 bilhão � Entregue dois meses antes do previsto

8 FPSOs (pré-sal): Ecovix – Rio Grande - RS

P-56 e P-61: Brasfels –RJ

P-58: Estaleiro Rio Grande –RS , UTC Engenharia S/A – RJ e EBE – RJ.

P-62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE

P-55: Estaleiro Atlântico Sul – PE (casco) /QUIP- RS (módulos)

P-63: QUIP – RS

FPSO Cidade de Paraty : Brasfels -RJ

FPSO Cidade de São Paulo : Brasfels -RJ

Em Construção:

Em Construção:

Em Construção:

Longa experiência na contratação de FPSOs combinada com a escala das operações e padronização de equipamentos contribuirá para a criação de uma Indústria Offshore competitiva internacionalmente.

DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONALDetalhamento das necessidades em pontos críticos permite uma estratégia de longo prazo

▲▲▲▲Grau de participação no custo do FPSO

Refino, Transporte e Comercialização(RTC) e Petroquímica

US$ 70,6 Bilhões• Ampliação do parque de refino: Refinaria do

NE, Premium I e II e Comperj;

• Atendimento ao mercado interno: Projetos de

modernização, conversão e de

hidrodessulfurização;

• Melhoria Operacional: manutenção e

otimização do parque, SMES e P&D;

• Ampliação da Frota;

• Destinação do óleo nacional: suprimento de

petróleo das refinarias e infraestrutura para

exportação de óleo.

1,1%4,5%

26,4%

0,8%15,2%

Destinação do óleo nacional

Internacional

Ampliação de Frotas

Atendimento ao Mercado Interno

Ampliação do Parque de Refino

Melhoria Operacional

6,2%

50,1%

1,0%

23,9%

13,9%

4,9%

Investimentos em Petroquímica somam US$ 3,8 bi

NOVAS REFINARIAS, QUALIDADE DOS COMBUSTÍVEIS E MODERNIZAÇÃO SOMAM 74% DOS INVESTIMENTOS EM RTC

Mil bpd

2.536

2.643 3.095

3.327

1.641

2.205

3.217

181

2.004

3.070

4.910

1.3931.798

1.036

2.1471.814

1.323

... ... ... ...

PRODUÇÃO, REFINO E DEMANDA NO BRASILConstrução de novas refinarias para atender ao mercado doméstico

Abreu e Lima(RNE)

230.000 bpd(2012)

COMPERJ(1ª fase)

165,000 bpd(2013)

PREMIUM I(1ª fase)

300.000 bpd(2016)

PREMIUM I(2ª fase)

300.000 bpd(2019)

PREMIUM II300,000 bpd

(2017)

COMPERJ(2ª fase)

165.000 bpd(2018)

• Nenhuma refinaria nova construída desde 1980• Demanda hoje excede capacidade de refino, com demanda crescendo 20% nos últimos 2 anos

Produção de Óleo e LGN - Brasil Carga Fresca Processada - Brasil Mercado de Derivados de Petróleo(2 Cenários)

NECESSIDADE DE REFINO FORA DO EIXO SUL-SUDESTE

• Crescimento da demanda nas regiões CO, NE e N explica a concentração dos investimentos no Nordeste;

• Também contribuem para esta localização os incentivos fiscais combinados a restrições ambientais.

Mercado em 2015

552

Déficit

-416

Demanda

968

Capacidade

1.652

Déficit

-23

Demanda

1.675

Capacidade

299

-464

763

82

1.466

1.384

Mercado em 2010

DéficitDemandaCapacidade

SuperávitDemandaCapacidade

INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS

INVESTIMENTOS 2011-2015 US$ 4,1 Bilhões

273%

1,5

Pbio + Parceiros

5,6

16%

735

855

Market-share Pbio+parceiros:

• 2011: 28%

• 2015: 26%

Oferta de Biodiesel (mil m3)

2011 2015

Oferta de Etanol (milhões m3)

2011 2015

Market-share Pbio+Parceiros:

• 2011: 5,3%

• 2015: 12%

47%

7%

32%

14% Etanol

Logística para Etanol

Biodiesel

P&D

1,9

1,3

0,6

0,3

Pbio + Parceiros

Gás Natural, Energia Elétrica e Fertilizantes

• Fechado o ciclo de investimentos na

ampliação da malha de transporte de gás

natural

• Novos pontos de entrega de gás natural,

gestão junto às Distribuidoras visando

aumento das vendas e diversificação das

modalidades contratuais

• Investimentos em geração de energia

termelétrica

• Atuação na cadeia de GNL para

escoamento do gás do pré-sal e

atendimento do mercado termelétrico

• Maiores investimentos na conversão do

gás natural em uréia, amônia, metanol e

outros produtos gás-químicos

US$ 13,2 bilhões

Investimentos 2011-15

3,4

2,8

5,9

0,30,8

INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2011-2015

26%

21%

45%

2%6%

Malha Energia ElétricaPlantas de gás-química (Nitrogenados)

Internacional

GNL

3,4

2,85,9

0,30,8

145 Km

To service the Pilot• Mexilhão – 15MM m3/dia

• Uruguá-Tambaú – 10 MM m3/dia

• Juruá – 2 MM m3/dia

2015-20Gás Natural associado do Pré-sal

2011-15Gás Natural não-associado

Produção de Gás Natural do Pré-sal da Bacia de Santos deve superar 20 MM m3/dia

Urucu

Coari

Manaus

Jurua

Bacia Amazônica

Bacia de Santos

Gás Natural associado

Aumento de produção na Baciade Campos e de Santos

PRODUÇÃO DE GÁS NATURALInício do Plangas e projetos do Pré-sal irão aumentar a produção

Lula

Urugua

PMLZ-1

Mexilhão

UGNRPBC

UTGCA

Milhões de m3

FLNG

Rota 3(3 opções)

Rota 3(3 opções)

Rota 2Rota 2

Rota 1Rota 1

PROJETOS ROTA 1 Ano

Adequação UTGCA Mai/2013

Gasoduto PMXL-UTGCA 2010

Gasoduto Lula-Mexilhão Fev/2011

PROJETOS ROTA 2 Ano

Gasoduto Iracema-Cabiúnas Ago/2014

Expansão do Processamento TECAB Ago/2014

ROTA 3: Definição do óleoduto + processamento/ Gas FSO

Jan/2016

FLUXO DO GÁS NATURALRota 1 em operação, Rota 2 em construção e Rota 3 em estudo para identificar melhor alternativa

Fornecedores e Seguros

Cláusulas do Contrato Padrão da PETROBRAS

CLÁUSULA DÉCIMA SÉTIMA – RESPONSABILIDADES DAS PARTE S

17.1 – A responsabilidade da PETROBRAS e da CONTRATADA por perdas e danos será limitadaaos danos diretos de acordo com o Código Civil Bras ileiro e legislação aplicável, excluídos oslucros cessantes e os danos indiretos. A responsabi lidade das Partes por danos diretos serálimitada a 10% (dez por cento) do valor total contr atual reajustado ou US$20,000,000.00 (vintemilhões de dólares americanos), convertidos para Re ais (R$) pela PTAX de venda do Dólar dosEstados Unidos da América em moeda nacional corrent e, publicada pelo Banco Central doBrasil, no dia útil imediatamente anterior ao do pa gamento do dano, o que for menor.

17.1.1 – As Partes ajustam que os danos diretos a in stalações da PETROBRAS existentes ouàquelas objeto deste Contrato, decorrentes de acide ntes ocorridos por culpa da CONTRATADA,terão a responsabilidade limitada ao valor de R$500 .000,00 (quinhentos mil reais) por evento.

17.1.1.1 – O limite previsto no item 17.1.1 será apli cável exclusivamente aos danos diretosdecorrentes:

a) Com relação às instalações em construção e existe ntes durante o período de obra : de acidentes que estariam cobertos por apólice de Segu ro de Riscos de Engenharia (Condições Gerais – Item I e Condições Especiais – Item II do Se guro de Obras Civis em Construção e Instalação–Montagem da Tarifa de Seguros de Riscos de Engenharia do Instituto de Resseguros do Brasil – IRB), acrescida das seguintes Coberturas Adicionais: do Seguro de Riscos de Engenharia;

b) Com relação à garantia dos serviços executados, du rante a fase de Operação Assistida : de acidentes que estariam cobertos na Cobertura Adicio nal de Manutenção Ampla do Seguro de Riscos de Engenharia;

c) Com relação aos serviços de assistência a operaç ão, durante a fase de Operação Assistida: deacidentes que estariam incluídos na cobertura da ap ólice de Seguro de Riscos Operacionais dasInstalações Terrestres da PETROBRAS.

d) por uma apólice de Seguro de Responsabilidade Civil Geral – Prestação de Serviços em Locais de Terceiros, de acordo com as Condições Ger ais e ANEXO 151 (Condições Especiais para Prestação de Serviços em Locais de Terceiros) da Tarifa de Seguros de Responsabilidade Civil Geral do Instituto de Resseg uros do Brasil – IRB, tudo de conformidade com a Carta DIREC-002, de 18/06/1996 d o IRB Brasil Re e Circular SUSEP nº57, de 04/11/1981 e alterações posteriores.

17.1.1.2 – Aplicam-se ao item 17.1.1 as mesmas exceç ões descritas no item 17.3.

17.2 – Independente de quem tenha dado causa ao dano , as partes se obrigam a indenizar os prejuízos sofridos por terceiros, em decorrência da execução deste contrato, da seguinte forma:

17.2.1 – A CONTRATADA se obriga a indenizar até o lim ite de 10% do valor contratual reajustado ou US$ 10,000,000.00 (dez milhões de dólares ), con vertidos para Reais (R$) pela PTAX de venda do Dólar dos Estados Unidos da América em moe da nacional corrente, publicada pelo Banco Central do Brasil, no dia útil imediatamente anterior ao do pagamento do dano, o que for menor.

17.2.2 – A PETROBRAS se obriga a indenizar pelo valo r que ultrapassar o limite de responsabilidade da CONTRATADA.

17.2.3 – Cada parte terá o seu direito de regresso as segurado, na forma da lei, para ressarcir-se dos valores eventualmente pagos a terceiros, em vir tude de condenação judicial, transitada em julgado, que sejam obrigação contratual da outra parte, até os limites definidos acima.

17.2.3.1 – Respeitado o limite fixado no item 17.2 e seus subitens, será objeto de regresso o que efetivamente o terceiro vier a obter judicialmente, acrescido de todos os acessórios, tais como despesas judiciais e honorários advocatícios.

17.3 – Não se aplicarão os limites previstos nesta c láusula, nas hipóteses abaixo discriminadas:

17.3.1 – Dolo por parte da CONTRATADA, seus administ radores, empregados, prepostos a qualquer título, sucessores ou comissários, na exec ução do objeto contratual e que causem danos à PETROBRAS ou a terceiros, nos termos dos art igos 927 e 932, inciso III, do Código Civil;

17.3.2 – Descumprimento da legislação ambiental, inc lusive normas emitidas pelos órgãos ambientais ou ocorrência de dano ambiental causado pela CONTRATADA.

17.3.3 – Descumprimento da legislação fiscal, trabal hista e previdenciária.

17.3.4 – Ressarcimento à PETROBRAS dos valores despen didos por trabalhos realizados por terceiros, de acordo com as hipóteses previstas nos itens 2.2.5.1 e 11.2.1.

17.4 – Para fins do disposto exclusivamente nesta cl áusula, entende-se por valor contratual reajustado o valor inicial do contrato acrescido de seus reajustes e aditivos.

CLÁUSULA VIGÉSIMA – SEGUROS

20.1 – Geral

20.1.1 – Os seguros exigidos nesta Cláusula devem se r suficientes para cobrir a integralidade do interesse segurado relativo aos riscos pré-determin ados pela PETROBRAS e consoante a cláusula de Responsabilidade das Partes deste contr ato.

20.1.2 – As Partes arcarão com quaisquer despesas re lacionadas com prêmios de seguros vinculadas ao presente Contrato, em observância à le gislação em vigor.

20.1.3 – Na hipótese dos seguros exigidos no item 20 .2 abaixo serem insuficientes a CONTRATADA arcará com todos os ônus decorrentes de eventuais ac identes, não se aplicando, nesta hipótese, os limites previstos na Cláusula de Responsabilidad e das Partes. Esta condição também se aplica para quaisquer outras coberturas securitária s que não tenham sido especificadas.

20.1.3.1 – A CONTRATADA não se eximirá da obrigação p revista no item 20.1.3 ainda que tenham sido atendidas as importâncias mínimas seguradas in dicadas pela PETROBRAS no item 20.2, que são estabelecidas como mera referência.

20.1.4 – Antes do início dos serviços, a CONTRATADA deve apresentar certificados ou recibo de pagamento dos seguros abaixo especificados, contend o os dados essenciais, tais como: seguradores, prazo, vigência, valores segurados, fr anquias e condições de cobertura. Devendo, ainda, até 90 dias após o início dos serviços, cópia s completas das respectivas apólices, com formato e conteúdo satisfatórios para a PETROBRAS, bem como, arcar com os ônus que resultarem de exigências e/ou recomendações dos seg uradores.

20.1.5 – As apólices de seguro deverão ser renovadas consecutivamente durante a vigência deste Contrato e poderão ser, a critério da PETROBRAS, ex igidas a qualquer tempo para fins de comprovação.

20.1.6 – A CONTRATADA exigirá de seus seguradores a i nclusão, em cada apólice contratada em decorrência do presente Contrato, de disposição ass egurando a desistência de quaisquer direitos de sub-rogação contra a PETROBRAS, pelos r iscos assumidos pela CONTRATADA, devendo constar nos Certificados de Seguros, onde a plicável.

20.1.7 – Os requisitos estabelecidos nesta Cláusula são extensivos a todos os contratados, subcontratados e fornecedores que a CONTRATADA util izar para a implementação dos serviços objeto deste Contrato, exceto àqueles que adentrem no canteiro de obras para execução de atividades momentâneas, e que não permaneçam no lug ar de execução dos serviços de forma prolongada ou permanente.

20.1.8 – Serão de responsabilidade de cada Parte, on de aplicável: os custos dos acidentes que esta vier a dar causa ou o valor da franquia, o que for menor; o ônus que resultar de exigências e/ou recomendações dos Seguradores.

20.2 – Seguros da CONTRATADA

20.2.1 – Seguro de Acidentes de Trabalho – Os requeridos pela legislação vigente nos locais o nde serão executados os serviços.

20.2.2 – Seguro de Vida

20.2.2.1 – Seguro para seus empregados, abrangendo m orte por qualquer causa (MNA), indenização especial de morte por acidente (IEA), invalidez per manente total ou parcial por acidente (IPA), e invalidez permanente por doença (IPD), desde que su as atividades sejam desenvolvidas nas instalações sob responsabilidade da PETROBRAS ou em instalações de terceiros a serviço da PETROBRAS.

20.2.2.2 – A importância segurada deve ser no mínimo 36 (trinta e seis) vezes o salário de cada empregado, sendo aceitável, a critério da CONTRATAD A, o capital máximo por empregado de R$288.000,00 (duzentos e oitenta e oito mil reais) para empregados com salário superior a R$8.000,00 (oito mil reais).

20.2.3 – Seguro de Acidentes Pessoais

20.2.3.1 – Seguro para seus colaboradores sem víncul o empregatício, abrangendo morte e/ou invalidez permanente por acidente durante o período em que estiverem alocados aos serviços, desde que suas atividades sejam desenvolvidas nas i nstalações sob responsabilidade da PETROBRAS ou em instalações de terceiros a serviço da PETROBRAS.

20.2.3.2 – A importância segurada deve ser de no mín imo R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) por colaborador.

20.2.4 – Seguro de Responsabilidade Civil Geral – Obras Civis e/ou Serviços de Montagem e Instalação de Máquinas e/ou Equipamentos – Serviços em Terra

20.2.4.1 – Seguro para garantir a responsabilidade c ivil da CONTRATADA por danos materiais e corporais causados a terceiros, em decorrência de o bras civis e/ou serviços de montagem, desmontagem, reparo e instalação, com limite

20.2.4 - Seguro de Responsabilidade Civil Geral – Ser viços Offshore

20.2.4.1 – Seguro para garantir a responsabilidade c ivil da CONTRATADA por danos materiais e corporais causados a terceiros, em decorrência dos serviços contratados, com limite mínimo de R$ 3.000.000,00 (três milhões de reais) por evento e no agregado. Esta cobertura deve atender, pelo menos, as condições previstas no Clausulado We lcar 2001 (Offshore Construction Project Policy), na Seção II – Liability.

20.2.5 – Seguro de Responsabilidade Civil Facultativ o de Veículos – RCF-V (Carteira de Automóveis) – se aplicável

20.2.5.1 – Seguro para cobertura de danos a terceiro s causados por veículos da CONTRATADA ou alugados pela mesma, quando comprovadamente alocado s aos serviços objeto deste contrato, com limite mínimo de R$100.000,00 (cem mil reais), por ocorrência para danos materiais e com limite mínimo de R$500.000,00 (quinhentos mil reais ), por ocorrência para danos corporais.

20.2.6– Seguro de Riscos Diversos – Equipamentos Móve is e/ou Estacionários e/ou Equipamentos Eletrônicos – se aplicável

20.2.6.1 – Seguro de danos materiais abrangendo máqu inas e equipamentos da CONTRATADA mobilizados especificamente para os locais de execu ção dos serviços objeto deste contrato, com limite de indenização igual ao valor de substit uição das máquinas e equipamentos nos mesmos locais. Este item só é aplicável quando as máq uinas e equipamentos estiverem em instalações da PETROBRAS ou em instalações de terce iros a serviço da PETROBRAS.

20.2.7 – Seguro dos Recursos Navais

20.2.7.1 – A CONTRATADA manterá, durante o período e m que os Recursos Navais estiverem sendo utilizados para as atividades do Contrato, os segui ntes seguros para cobertura das embarcações ou equipamentos flutuantes próprios ou afretados:

20.2.7.1.1 – Casco e Máquinas – com importância segur ada não inferior ao valor real da embarcação, nas condições brasileiras da Cobertura Básica nº 3 o u equivalente.

20.2.7.1.2 – Protection & Indemnity – Efetuada com memb ro do Grupo Internacional de Clubes de P&I, incluindo Remoção de Destroços e Responsabilidade C ivil por Poluição, ou com Seguradora. No caso de seguradora brasileira, deve ser contratada, no mínimo, a Cobertura Especial nº 8 de Responsabilidade Civil P&I. O valor fixado pela CON TRATADA para esta cobertura não serálimitativo das suas responsabilidades perante terce iros.

20.2.7.1.3 – Seguro de Danos Pessoais Causados por E mbarcações ou por suas Cargas (DPEM) – De acordo com a legislação vigente.

20.3 – Seguros da PETROBRAS

20.3.1 – Seguro de Riscos do Construtor

20.3.1.1 – A Especificação de Seguro de Riscos do Co nstrutor (Seguro de Riscos de Engenharia, Seguro de Responsabilidade Civil Obras e Transporte s Nacionais e Internacionais), Anexo XV deste Contrato, apresenta o detalhamento das cobert uras, das importâncias seguradas, das franquias e das obrigações do Segurador que será con tratado pela CONTRATANTE para proteção de todas as empresas envolvidas na impleme ntação do Projeto, incluindo os serviços objeto deste Contrato.

20.3.1.2 – A vigência deste seguro terá início em até 6 (seis) meses após a assinatura do Contrato.

20.3.1.3 – Até o início das coberturas deste seguro, a PETROBRAS será responsável pela indenização de todas as perdas e danos decorrentes de eventuais acidentes, desde que respeitadas as seguintes condições:

a) o acidente tenha amparo nas coberturas securitár ias do seguro previsto no item 21.3.1.1 acima;

b) os primeiros prejuízos equivalentes às franquias estabelecidas na Especificação para Contratação do Seguro de Riscos do Construtor – Anexo XV deste C ontrato, serão de responsabilidade da CONTRATADA

20.3.1 – Seguro de Responsabilidade Civil Geral

20.3.1.1 – A CONTRATADA e as subcontratadas encontra r-se-ão cobertas pela apólice de Responsabilidade Civil Geral da PETROBRAS durante o período dos serviços objeto deste Contrato, para seus respectivos direitos e interess es nestes, exclusivamente com relação àrenúncia aos direitos de sub-rogação pela Segurador a da PETROBRAS, da seguinte forma:

Responsabilidade Civil Geral – Operações – Seção I : Importância Segurada de US$250 milhões.

Responsabilidade Civil Geral – Obras Civis em Constr ução e/ou Instalações e Montagens – Seção II : Importância Segurada de US$50 milhões.

20.3.2 – Seguro de Riscos Operacionais das Instalaçõ es Terrestres

20.3.2.1 – A CONTRATADA e as subcontratadas encontra m-se exclusivamente isentas de direito de regresso por parte da Seguradora da PETROBRAS, cons iderando sua condição de segurado adicional quando os serviços forem executados em lo cais cobertos por esta apólice, durante o período dos serviços objeto deste Contrato e para s eus respectivos direitos e interesses nestes.

20.3.2 – Seguro de Riscos Operacionais das Instalaçõ es Offshore

20.3.2.1 – A CONTRATADA e as subcontratadas encontra r-se-ão cobertas pela da Apólice de Riscos Operacionais das Instalações Marítimas da PETROBRAS quando os serviços forem executados em locais cobertos por esta apólice, durante o perí odo dos serviços objeto deste Contrato e para seus respectivos direitos e interesses nestes, excl usivamente com relação à renúncia aos direitos de sub-rogação pela Seguradora da PETROBRA S.

OBRIGADO