Estratégia da Petrobras na Área de E&P. Paulo Henrique Costacurta Estratégia e Gestão de Portfolio de E&P 25 de setembro de 2013

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1 Estratégia da Petrobras na Área de E&P Paulo Henrique Costacurta Estratégia e Gestão de Portfolio de E&P 25 de setembro de 2013

2 AGENDA ESTRATÉGIA DO E&P PANORAMA DO E&P PRÉ-SAL É UMA REALIDADE BACIA DE CAMPOS LIBRA RESULTADOS 2º TRIMESTRE 2013

3 ESTRATÉGIA DO E&P CRESCER PRODUÇÃO E RESERVAS

4 PANORAMA DO E&P

5 RESERVAS PROVADAS NO BRASIL Crescimento rápido das reservas pelas descobertas em águas profundas Evolução Reserva Provada ANP/SPE (Parcela Petrobras) Fase Terra Águas Rasas Águas Profundas e Ultra-Profundas MM Boe ,015 bi boe - Carmópolis Guaricema Namorado Garoupa Marlim PRÉ-SAL: Sapinhoá PRÉ-SAL: Lula e Cernambi Pq. das Baleias, Mexilhão Roncador 15,73 bi boe Terra 0-300m m > 1500m Reservas provadas em 31 de dezembro de 2012 Reservas de 15,729 bi boe (SPE) ou 12,263 bi boe (SEC) Razão Reserva / Produção de 19,3 anos (SPE) e 15,0 (SEC) Índice de Reposição de Reservas 102,8% (SPE) e 100,9% (SEC)

6 INVESTIMENTOS EM E&P NO BRASIL Investimento Total ,5 bi US$ 73% (106,9) 16% (24,3) 11% (16,3) Exploração Desenvolvimento da Produção Infraestrutura & Suporte

7 INVESTIMENTOS EM E&P NO BRASIL Exploração US$ 24,3 bilhões Desenvolvimento da Produção US$ 106,9 bilhões 6% (1,4) 24% (5,8) 70% (17,1) Pós-sal Pré-sal Cessão Onerosa 43% (46,4) 25% (26,2) 32% (34,3) INFRAESTRUTURA RESPONDE POR US$16,3 BILHÕES

8 SUCESSO EXPLORATÓRIO E AUMENTO DAS RESERVAS MAIS DE 3 DESCOBERTAS POR MÊS ENTRE JANEIRO/2012 E JUNHO/ descobertas nos últimos 18 meses (jan/12 a jun/13), das quais 27 marítimas sendo 16 no Pré-Sal Brasil Descobertas: 55 Mar: 27 Terra: 28 Índice de Sucesso Exploratório: 64% Sergipe águas profundas (5 descobertas) Espirito Santo: Arjuna Pré-Sal Descobertas: 16, sendo 8 poços pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 82% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB

9 INVESTIMENTOS EM EXPLORAÇÃO NO BRASIL Objetivo: Buscar Garantia de R/P > 12 Minimizando Risco de Insucessos Consolidação e delimitação das áreas licitadas do Pré-sal e da Cessão Onerosa, além do Pós-sal das bacias de Sergipe-Alagoas e do Espírito Santo. Investimento seletivo nas Novas Fronteiras: Margem Equatorial e Margem Leste. Consolidação e Delimitação Cessão Onerosa Pré-sal Pós-sal Custo de Descoberta (US$ / boe) 0,58 0,.64 0,76 6% (1,4) 24% (5,8) 1,15 70% (17,1) 1,56 1,96 Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, Novas Fronteiras US$ 24,3 bilhões Área Exploratória (2012) 91 mil km² (Petrobras + Parceiros) 168 Blocos Exploratórios e 52 Planos de Avaliação 21 bacias sedimentárias Margem Equatorial Margem Leste Custo de Descoberta da Petrobras menor que das majors Majors ( ): US$ 3,2 a 4,5 / boe

10 mm boed (*) Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas PNG : CURVA DE PRODUÇÃO 6,000 5,000 4,000 Produção de óleo e LGN (milhões bpd) Produção de óleo, LGN e Gás Natural (milhões boe) 3,4 5,2 4,2 3,0 3,000 2,4 2,4 2,4 ±2% 2,75 2,000 2,5 2,0 2,0 2,0 ±2% 1, Pré-sal (concessão) ,0 milhões bpd 7% ,75 milhões bpd Cessão Onerosa 7% Pré-sal (concessão) 35% Novas Descobertas (*) ,2 milhões bpd 6% Cessão Onerosa 19% 44% Pós-sal 93% Pós-sal 58% Pós-sal Pré-sal (concessão) 31%

11 Mil bpd PRINCIPAIS PROJETOS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS Cessão Onerosa Projetos do Pré-sal Projetos do Pós-sal TLDs Piloto Sapinhoá FPSO Cidade de São Paulo bpd Baúna FPSO Cidade de Itajaí bpd Piloto Lula NE FPSO Cid. Paraty bpd Papa-Terra TLWP P-61 & FPSO P bpd Roncador Mód 3 SS P bpd Norte Pq. das Baleias FPSO P bpd % % 8 TLDS, (Traca 2; Espadarte 42; NE Tupi; Franco; Lula Sul; Sapinhoá Norte; Lula Alto; Lula Central) Roncador Módulo 4 FPSO P bpd Sapinhoá N FPSO Cid. Ilha Bela Iracema Sul FPSO Cid. Mangaratiba 7 TLDs (Parque dos Doces, RJS- 701 Aruanã, Franco SW, Alto Ângulo, Franco Sul, Ent. Iara, Iracema Norte FPSO Afret. 4TLDs (SE Águas profundas, Franco NW, Lula Alto FPSO Afret. Lula Central FPSO Afret Lula Sul FPSO P-66 Franco 1 C. Onerosa FPSO Carioca FPSO Afret bpd Baleia Azul FPSO Cid. Anchieta Lula Norte) Lula Oeste, 3 TLDs (Forno, Carcará, TLD Florim bpd Franco Leste) Iara4) TLD a definir Nº s de TLDs a definir Lula Norte FPSO P-67 Franco SW C. Onerosa FPSO Lula Extr. Sul + CO S Tupi FPSO P bpd Lula Oeste FPSO P-69 Franco Sul C. Onerosa FPSO Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Afret bpd Iara Horst FPSO P bpd Parque dos Doces FPSO Afret bpd Franco NW C. Onerosa FPSO NE de Tupi C. Onerosa FPSO Entorno de Iara C. Onerosa FPSO bpd SE Águas Profundas FPSO bpd Sul Pq. Baleias FPSO Maromba FPSO Afret bpd Espardate I FPSO Afret bpd Carcará FPSO bpd Iara NW FPSO bpd Júpiter FPSO BPD Bonito Jaqueta A definir Franco Leste C. Onerosa FPSO Espardarte III FPSO bpd Florim C. Onerosa FPSO * A serem instalados em áreas do BM-S-11 e BM-S-9.

12 PRODUÇÃO DE ÓLEO E LGN NO BRASIL Produção do trimestre em linha com o previsto. Produção de Óleo e LGN (mbpd) % T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Pré-Sal Outros campos Produção de Óleo e LGN 1,1% superior ao 1T13 (+21 mbpd): Perdas com paradas programadas e problemas operacionais: +18 mbpd. Entrada de novos poços/novos sistemas parcialmente compensada pelo declínio natural da produção: +3 mbpd. Produção de GN de 61,8 milhões m³/dia ou 389 mboed (-3% vs. 1T13). Produção esperada para o 3T13 em linha com a do 2T13.

13 Custo de Extração R$/Barril PRODUÇÃO 2013 Crescimento mais intenso no 4T13 devido à entrada de 4 novos sistemas de produção Capacidade¹: 54 mbpd 2T13: 11 mbpd Cid. São Paulo Jan/13 Cid. Paraty Jun/13 P-63 P-61 Capacidade¹: 80 mbpd 2T13: 31 mbpd Cid. Itajaí Fev/13 P-55 TAD Capacidade:¹ 100 mbpd 2T13: 93 mbpd Cid. Anchieta Set/12 Capacidade¹: 78 mbpd 2T13: 3 mbpd P-58 Capacidade¹: 448 mbpd 61,60 64,87 69,47 67,87 67,08 67,88 22,57 26,39 30,79 28,33 29,49 31,25 Exemplo Ilustrativo 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 Participações Governamentais Custo de Extração Produção de Óleo e LGN Crescimento Sustentado da Produção no 2º semestre: Ramp up dos sistemas que iniciaram operação no 1º semestre. Entrada em operação das unidades P-55, P-58, P-63, P-61/TAD (Tender Assisted Drilling) no 4º trimestre. Interligação, ao longo do 2º semestre, de 36 poços offshore com aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção. ¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.

14 O PRÉ-SAL É UMA REALIDADE

15 PRÉ-SAL FATOS PRINCIPAIS Alguns Fatos Principais: LDA média: 2100 m Distância da costa: 300 km Espessura média do sal: 2 km Profundidade média reservatório: 5 km Volumes Recuperáveis declarados Lula: 6,5 bi boe Lula Área de Iracema: 1,8 bi boe Sapinhoá: 2,1 bi boe Cessão Onerosa: 5,0 bi boe Total: 15,4 bi boe 31% em contrato 69% a ser concedido por meio de licitações futuras BLOCOS Cessão Onerosa:

16 PRÉ-SAL É uma realidade Produção no Pré-Sal Produção de óleo superior a 300 Mbpd Este nível foi atingido somente após 7 anos da descoberta: Bacia de Campos: 11 anos Golfo do Mexico: 17 anos Mar do Norte: 9 anos Produção de 1 MMbpd operado pela Petrobras será atingida em 2017 e 2,1 MMbpd em Aumento da produção por poço em Lula Piloto: de 15 Kbpd (Aprovação do proj. Ago/2008) para 25 Kbpd Desafios Tecnológicos Sísmica de Alta Resolução: índice de sucesso exploratório maior Modelagem geológica e numérica: melhor previsão do comportamento da produção Redução do tempo de construção do poço de 134 dias em 2006 para 70 dias em 2012: redução de custos Novos materiais: redução de custos Qualificação de novos sistemas de coleta de produção: maior competitividade Separação de CO2 do gás natural em águas profundas e reinjeção: redução das emissões e aumento do fator de recuperação

17 PRODUÇÃO DE ÓLEO E LGN NO BRASIL Novo Recorde do Pré-Sal: 326 mbpd Produção no Pré-Sal (mbpd) Recorde Pré-Sal (Petrobras+Parceiros): 326 mbpd em 22/06/13 2X T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Recordes Produção Pré-Sal (Petrobras + Parceiros) 9 unidades de produção em operação no pré-sal, sendo 4 após o 2T12: Cidade de Anchieta (Baleia Azul, Set/12) Cidade de São Paulo (Sapinhoá, Jan/13) Cidade de São Vicente (TLD Sapinhoá Norte, Fev/13) Cidade de Paraty (Lula NE, Jun/13)

18 PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL: POTENCIAL E REALIDADE TLD Periodo Bloco Lula Abr/09 - Dez/10 BM-S-11 Lula NE Abr/11 - Nov/11 BM-S-11 Sapinhoá Dez/10 - Jul/11 BM-S-9 Carioca NE Out/11 - Fev/12 BM-S-9 Iracema S Fev/12 - Out/12 BM-S-11 Sapinhoá N Jan/13 - Mai/13 BM-S-9 Continuidade lateral muito boa Alta produtividade Próximos TLDs Franco Lula Central Lula Sul Lula Alto NE Tupi Bloco Cessão Onerosa BM-S-11 BM-S-11 BM-S-11 Cessão Onerosa

19 INFRAESTRUTURA PARA O FLUXO DO GÁS NATURAL

20 BACIA DE CAMPOS

21 BACIA DE CAMPOS 35 anos de produção, mas o pico de produção ainda está no futuro Bacia de Campos em números bpd Evolução da Produção da Bacia de Campos (Óleo + LGN) º Óleo: 1977 (Campo de Enchova) Produção Total 2012: 1,618 mbpd Pós-Sal: Kbpd Pré-Sal: 83 mbpd Campos Produtores: 45 Sistemas de Produção: Total = 55 UO-BC (34), UO-Rio (16) e UO-ES (5) Cap. Adicional a ser instalada até 2020: mbpd - Novos sistemas, exploração em ring fence, recuperação secundária, e melhoria da eficiência operacional, contribuirão para a produção futura.

22 PROEF O programa contempla UO-BC & UO-RIO Realizado Eficiência Operacional (%) Metas do PROEF Eficiência UO-BC Eficiência UO-RIO UO-BC Sistemas of produção maduros UO-RIO Sistemas of produção mais jovens Ações Reativas Ações Proativas Recuperar a eficiência Garantir a manutenção da eficiência

23 PRC-POÇO: PROGRAMA DE REDUÇÃO DE CUSTOS DE POÇOS Construção de poços compõe parcela relevante dos investimentos 236,7 Demais Áreas 89,2 E&P 147,5 Investmentos PNG ,5 16,3 Infraestrutura Suporte 24,3 Exploração 106,9 Investmento no E&P Brasil Desenvolvimento da Produção Investimentos em Poços Exploratórios e de Desenvolvimento da Produção somam US$ 75,0 bilhões Aumento da frota de sondas e recursos de logística A Petrobras utiliza, atualmente, 69 sondas flutuantes para construção e manutenção de poços no Brasil A Construção de Poços representa: 32% dos investimentos da Petrobras no PNG % dos investimentos em E&P no Brasil No PNG já estão incorporados ganhos de US$ 1,4 Bi, decorrente de iniciativas relacionadas a redução dos tempos de construção de poços e otimização do sequenciamento operacional.

24 R$ bilhão PROCOP Otimização das atividades operacionais gerando produtividade e redução de custos A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões. Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos Metas Anuais de Redução EXEMPLOS DE ALAVANCAS Exploração e Produção: Consumo de químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas; Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poços terrestres; Engenharia, Tecnologia e Materiais: Suprimento e estoque de materiais; Custos de TIC por usuário; Redução Anual proporcionada pelo PROCOP Evolução dos Gastos Gerenciáveis * Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio.

25 LIBRA

26 1 º Leilão de Produção em Partilha: Outubro de 2013 Libra De acordo com a ANP: Libra pode conter entre 26 e 42 bilhões boe in situ (8 a 12 bilhões recuperáveis), único ativo disponível no leilão. Pico de produção pode atingir 1 milhão de barris por dia. Informações do Leilão Contrato de Partilha de Produção Bônus de R$ 15 bilhões Recuperação do Custo: 50% no 1º e 2º ano e 30% após. Gatilho para voltar a 50% se o custo não for recuperado em 2 anos Proposta Vencedora: determinada pelo maior % Óleo-Lucro para o Governo Petrobras: 30% de WI. Pode aumentar seu % participando do leilão. Deve seguir a proposta vencedora com 30% de WI. Exigência de Conteúdo Local: 37% Exploração, 55% Produção até 2021, 59% após Fonte: ANP, 03/jun/2013, 18/jul/2013 e 15/ago/ Isto É Dinheiro, 12/Jul/2013. Carcará Mexilhão Bem-te-vi Caramba Parati Carioca Sapinhoá Sul de Guará Iracema Florim Lula Peroba Franco Iara Tambuatá Júpiter NE de Tupi Sul de Tupi Entorno de Iara Roncador Albacora Marlim Leste Marlim

27 RESULTADOS 2º TRIMESTRE 2013

28 R$ milhões R$ milhões R$ milhões DESTAQUES DO RESULTADO FINANCEIRO DO 2º TRIMESTRE Lucro Operacional EBITDA Lucro Líquido +110% +71% +13% +11% +561% -19% T12 1T13 2T13 2T12 1T13 2T T12 1T13 2T13 Elevado Lucro Operacional com aumento da Geração de Caixa. Lucro Líquido da área de E&P: R$ 8,9 bilhões no 2T13 x R$ 10,0 bilhões no 1T13 PRODESIN: Venda de 50% dos ativos na África, gerando ganho de R$ 1,9 bilhão, com aumento de caixa no valor de R$ 3,4 bilhões. Até o 2T13, desinvestimentos realizados totalizam US$ 1,8 bilhão. Redução da atuação internacional: reduzimos, nos últimos 12 meses, nossa atuação internacional de 23 para 17 países Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões, com destaque para a operação de US$ 11 bilhões em global notes (mai/13). Extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras. PROCOP (Jan a Jun/13): Realização de R$ 2,9 bilhões, 78% da meta anual de otimização de custos operacionais

29 OBRIGADO

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