Maria das Graças Silva Foster Presidente Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão

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1 Maria das Graças Silva Foster Presidente Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão

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 2014 em diante são estimativas ou metas. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: 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. 2

3 Plano Estratégico

4 Plano Estratégico da Petrobras: Histórico Recente Principais Motivadores da Revisão do Planejamento 2013 Visão Último BID com áreas marítimas 2008 Shale Gas - início do crescimento da produção de Shale Gas americano 2008 Crise Econômica Mundial Brent cai a US$ 34,00/bbl 2010 Lei : Cessão Onerosa Lei : Criação da PPSA Lei : Regime de Partilha 2013 Leilão de Libra (Out) 1º leilão sob Partilha 2013 Tight Oil - produção alcança 2,4 milhões de bpd Descoberta do Pré-sal: Lula (Jul) º Óleo Pré-sal: TLD Jubarte (Set) º Óleo Pré-Sal de Santos: TLD Lula (Mai) 2011 Descoberta de Libra 2014 Recorde de produção 2013 no Pré-sal 407 mil bpd (fev) Pré-sal: 300 mil bpd apenas 7 anos após a descoberta* *GOM=17 anos, B. Campos=11 anos, M. Norte=9 anos Plano Estratégico 2020 Elaborado em: 2007 Motivadores: descoberta do pré-sal e crescimento do mercado de derivados no Brasil. Horizonte de 13 anos: estratégias definidas para 2020, tendo por base o desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2007, sem considerar a realização de futuros BIDs. Elaborado em: 2013 Plano Estratégico 2030 Motivadores: mudança do marco regulatório no Brasil - criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha, crescimento da produção americana de shale gas e tight oil e crise econômica mundial de Horizonte de 17 anos: a elevação da produção de petróleo após 2020 requer, além do desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2013, a incorporação de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e Partilha). 4

5 Demanda Mundial de Líquidos (MM bpd) Novos Projetos Total 23,1 MM bpd Oferta x Demanda Mundial de Petróleo: Viabilidade Econômica Futura da Produção de Petróleo Desafio da Oferta Projeção de Demanda e Declínio Esperado da Produção Mundial de Petróleo Produção Existente 101,5 MM bpd 78,4 MM bpd Volume de Produção em 2020 de Novos Projetos com início de produção a partir de 2013 na visão da WoodMackenzie Volume de produção dos novos projetos (mil barris por dia) Brazil Venezuela Latin Am. Others West Africa North Africa Africa Others EUA (Onshore) Canadá Oil Sands EUA (Golfo do México) México Canadá EUA (Alasca) Iraq Iran Saudi Arabia Middle East Others China Australia Asia Others North Sea Russia and East Europe Caspian Europe Others Contribuição do Tight Oil (382 Mil bpd) Am Latina África Am. Norte Oriente Médio Ásia Europa + FSU Total 23,1 MM bpd Fonte: Dados Wood Mackenzie - Global Oil Supply Tool (maio/2013), elaboração Petrobras, com exceção dos dados para Brasil, onde a Fonte é uma estimativa interna Petrobras (jul/2013). 5

6 Gás Natural no Henry Hub em US$/MM Btu (Valores em US$ de 2014) Premissas do Plano Estratégico 2030 Preço do Brent e do Gás Natural no Henry Hub A visão Petrobras para o preço do Brent encontra-se na porção mais conservadora do conjunto de projeções do mercado. A previsão de preço da Petrobras para o gás natural no Henry Hub situa-se próxima à média dos previsores no longo prazo. Preços de Petróleo em US$/bbl ( ) Preços de Gás Natural no Henry Hub em US$/MMBtu Previsores* Petrobras US$ 107/bbl US$ 105/bbl US$ 100/bbl US$ 95/bbl ,51 US$/MMBtu 4,00 US$/MMBtu 4,60 US$/MMBtu 5,88 US$/MMBtu * Previsores: AIE (nov/2013), PIRA (maio/2013), WoodMackenzie (março/2013), IHS (jul/2013), AEO (abril/2013). * Previsores: Previsores: IEA/DOE (jun/2012), PIRA (jan/2013) e CERA (out/20123), Barclays Capital (nov/2012) 6

7 Estratégia da Petrobras: Escolhas de uma Empresa Integrada de Energia E&P E&P Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período , sob titularidade da Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo RTCP DISTRIBUIÇÃO Suprir o mercado brasileiro de derivados, alcançando uma capacidade de refino de 3,9 milhões de bpd, em sintonia com o comportamento do mercado doméstico Manter a liderança no mercado doméstico de combustíveis, ampliando a agregação de valor e a preferência pela marca Petrobras GÁS, ENERGIA e GÁS-QUÍMICA BIOCOMBUSTÍVEIS Agregar valor aos negócios da cadeia de gás natural, garantindo a monetização do gás do Pré-sal e das bacias interiores do Brasil Manter o crescimento em biocombustíveis, etanol e biodiesel, em linha com o mercado doméstico de gasolina e diesel Atuar em E&P, com ênfase na exploração de óleo e gás na América Latina, África e EUA INTERNACIONAL 7

8 milhão bpd Cenários para a Produção de Óleo e LGN no Brasil Petrobras e Previsores: 2013, 2020 a 2035 Em 2035, segundo previsores, a produção de petróleo do Brasil variará de 4,7 a 6,6 milhões de barris de petróleo por dia. Agência Internacional de Energia aponta o Brasil como 6º maior produtor de petróleo em Produção Média de Petróleo no Brasil : 5,2 milhões bpd Visão Petrobras* Previsor Produção de Petróleo no Brasil Média Produção de Petróleo no Brasil Petrobras - Brasil* 5,2 milhões de bpd fora horizonte PE DOE 5,0 milhões de bpd 6,6 milhões de bpd 3. WoodMackenzie 4,9 milhões de bpd 5,4 milhões de bpd 4. CERA 4,4 milhões de bpd 4,7 milhões de bpd 5. AIE 5,4 milhões de bpd em ,0 milhões de bpd Média Fonte: Petrobras Dezembro/2013 E&P-CORP * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030). Fonte: AIE 2013, DOE 2013, WoodMackenzie 2013, IHS - CERA 2013 (The use of this content was authorized in advance by IHS. Any further use or redistribution of this content is strictly prohibited without a written permission by IHS. All rights reserved). 8

9 milhão bpd Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Produção Média de 4 milhões bpd: 2020 a 2030, Brasil e Exterior A Petrobras escolhe ser uma companhia com potencial para produzir 4 milhões de barris de petróleo por dia em suas atividades no Brasil* e no exterior, maximizando sua rentabilidade. Produção Média de Petróleo no Brasil * Petrobras + Terceiros + Governo : 5,2 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 3,0 milhões de bpd 4,2 Produção Média da Petrobras no Brasil* e no Exterior : 4,0 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil : 3,7 milhões de bpd Produção Média da Petrobras no Brasil : 2,9 milhões de bpd Média * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030). 9

10 milhão bpd Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico A capacidade de processamento da Petrobras está planejada para atingir 3,9 milhões de barris por dia em Autossuficiência Volumétrica: Produção de petróleo = consumo de derivados Produção Média de Petróleo da Petrobras no Brasil : 2,9 milhões de bpd Autossuficiência em Derivados: Processamento total = demanda total Produção Média de Petróleo no Brasil* Petrobras+Terceiros+ Governo : 5,2 milhões de bpd Produção Média de Petróleo da Petrobras no Brasil : 3,7 milhões de bpd Demanda Média por Derivados no Brasil : 3,4 milhões de bpd * PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mil bpd OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mil bpd (refinarias existentes) + 30 mil bpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. * Produção do Brasil na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo (Visão da Petrobras hoje, 2013, para até 2030). 10

11 Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural: (milhão m³/dia) A infraestrutura de importação e transporte de gás já instalada é suficiente para atender a demanda Petrobras no Brasil até 2030* Oferta Oferta Doméstica de GN¹ Oferta E&P Novos BIDs Oferta E&P 45 Demanda Demanda Termelétrica Petrobras + Terceiros A Contratar Flexível Inflexível Média Importação da Bolívia Flexível Firme Média Demanda Distribuidoras de GN Demanda 2013 Regaseificação de GNL Média ** 7 Média ** TRBA Pecém Baía de Guanabara Média Demanda Petrobras: Fertilizantes + Refinarias Média Total Total ¹ Inclui GN de Parceiros e Terceiros. ** A oferta prevê a renovação do GSA com a YPFB (Bolívia) e não considera necessária a entrada de um 4º terminal de GNL. Fertilizantes em Avaliação Fertilizantes Refino * Excluindo infraestrutura de escoamento e processamento da produção de gás natural. 11

12 Missão, Visão 2030 e Direcionadores Corporativos Missão Visão 2030 Atuar na indústria de petróleo e gás de forma ética, segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, fornecendo produtos adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua. Ser uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo¹ e a preferida dos seus públicos de interesse. Direcionadores Corporativos Crescimento Integrado Rentabilidade Responsabilidade Social e Ambiental ¹ Métrica: uma das cinco maiores produtoras de petróleo, dentre todas as empresas, com ou sem ações em bolsa. (Fonte para apuração: Relatório Anual da Petroleum Intelligence Weekly - PIW) 12

13 Plano de Negócios e Gestão

14 Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas 46 descobertas nos últimos 14 meses (jan/13 a fev/14), das quais 24 marítimas sendo 14 no Pré-Sal. PAD IARA EXT-4(RJS-706) SAGITÁRIO(SPS-98) FLORIM(RJS-704) TANGO(CES-161) PITU(RNS-158) PAD FARFAN-1(SES-176D PAD MURIÚ-1(SES-175D) PAD MOITA BONITA(SES-178) PAD TAMBUATÁ SANTONIANO(GLF-35) SÃO BERNARDO(ESS-216) ARJUNA(ESS-211) RIO PURUS(CXR-1DA) EXT DE FORNO(AB-125) EXT DE BRAVA (VD-19) MANDARIM(MLS-105) BENEDITO(BP-8) FRANCO NORDESTE(RJS-724) FRANCO LESTE(RJS-723) FRANCO SUL(RJS-700) ENTORNO DE IARA-1(RJS-711) IARA ALTO ÂNGULO(RJS-715) JÚPITER BRACUHI(RJS-713) NE TUPI-2(RJS-721) SUL DE TUPI(RJS-698)) ¹ IRR: Índice de Reposição de Reservas ² R/P: Razão Reserva / Produção Brasil Descobertas: 46 Mar: 24 Terra: 22 Índice de Sucesso Exploratório: 75% Reservas: 16,0 bilhões de boe IRR¹: 131% > 100% pelo 22º ano consecutivo R/P²: 20,0 anos Volume Potencial Recuperável: 16,0³ + 4, ,1 5 = 27,4 bilhões de boe Pré-Sal Descobertas: 14, sendo 5 poços pioneiros Índice de Sucesso Exploratório: 100% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB ³ Reservas provadas Petrobras no Brasil 4 Contrato de Cessão Onerosa original 5 bi boe, sendo que 0,7 bi boe já foram incorporados às reservas provadas 5 Volume potencial recuperável do Pré-Sal: Lula, Lula/área de Iracema, Iara, Sapinhoá, Pq. das Baleias, Lapa e Bacia de Campos. 14

15 PNG : Curva de Óleo, LGN e Gás Natural da Petrobras no Brasil Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. 15

16 PNG : Curva de Óleo e LGN da Petrobras no Brasil Produção de Óleo e LGN (milhões bpd) 9 Unidades Concluídas Previsão de 1º Óleo Previsão de 1º Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Baúna (Cid. Itajaí) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Papa-Terra (P-63) Roncador III (P-55) Norte Pq. Baleias (P-58) Roncador IV (P-62) Papa-Terra (P-61) Papa-Terra (TAD) Norte Pq. Baleias (P-58) 1º trim. Roncador IV (P-62) 2º trim. Papa-Terra (P-61 + TAD ) 2º trim. Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) 3º trim. Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) 4º trim. Crescimento em 2014: 7,5% ± 1p.p. Iracema Norte (Cid. Itaguaí) 3º trim. Lula Alto Lula Central Lula Sul (P-66) Búzios I (P-74) Lapa Lula Norte (P-67) Búzios II (P-75) Lula Ext. Sul e CO Sul de Lula (P-68) Lula Oeste (P-69) Búzios III (P-76) Iara Horst (P-70) Tartaruga Verde e Mestiça Búzios IV (P-77) NE de Tupi (P-72) ES Águas Profundas Iara NW (P-71) Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Sul Pq. Baleias Maromba I Carcará Entorno de Iara (P-73) Júpiter Búzios V Espadarte III SE Águas Profundas II Libra Florim UEPs em operação UEPs concluídas em 2013 Revitalização Marlim II --- UEPs não licitadas até fev/2014 No primeiro trimestre de 2014, o crescimento da produção não será relevante, devido aos trabalhos de ajustes das novas plataformas nas locações e de interligação de poços. 16

17 UEPs Concluídas, em Construção e em Processo de Licitação Capacidade Instalada Adicional Operada pela Petrobras mil bpd 300 mil bpd P mil bpd mil bpd 900 mil bpd mil bpd P-73 TAD P-62 Cid. Mangaratiba Cid. Itaguaí P-75 P-67 P-77 P-71 P-61 Cid. Caraguatatuba P-70 Cid. Ilhabela P-72 P-58 Em Processo de Licitação: P-76 P-55 P-63 Cid. Paraty Cid. Itajaí Cid. São Paulo 2013 Tartaruga Verde e Mestiça ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará P-74 P-66 Cid. Maricá Cid. Saquarema P-69 P-68 UEP em licitação: Tartaruga Verde e Mestiça mil bpd UEPs a serem licitadas: ES Águas Profundas Revitalização Marlim I SE Águas Profundas I Maromba I Sul do Pq. das Baleias Carcará mil bpd 17

18 PLSVs em Operação e Construção 19 Novos PLSVs para atendimento à curva de Óleo Frota Atual = 11 PLSVs + 8 ao longo de PLSVs de 550t (Holanda) 1 PLSV de 300t (Suape) Sunrise 270t Kommandor t North Ocean t Sapura Diamante 550t 1 PLSV de 300t (Holanda) 1 PLSV de 550t (Holanda) Deep Constructor 125t Normand7 340t Lay Vessel t Sapura Topázio 550t P-58 Skandi Vitória 300t Seven Mar 340t Polar Onyx 275t Seven Waves 550t 2 PLSVs de 550t (Holanda) Skandi Niterói 270t Seven Seas 430t Coral do Atlântico 550t Estrela do Mar 550t 2 PLSVs de 650t (Noruega) McDermott Agile 200t Seven Condor 230t 1 PLSV de 300t (Suape) PLSV: Pipe Laying Support Vessel 2014 Seven Phoenix 340t

19 milhão bpd Brasil: Produção de Óleo e LGN x Demanda por Derivados Expansão do Refino Alinhada com o Crescimento do Mercado Doméstico Capacidade de processamento da Petrobras deverá alcançar 3,3 milhões de barris por dia em 2020, em sintonia com o crescimento do mercado doméstico. PROMEGA Aumento de Capacidade em 195 mil bpd RNEST Trem 1 4º Trim RNEST Trem 2 2º Trim Comperj Trem 1 Premium I Trem 1 Premium II OBS: Capacidade adicional de Processamento do PROMEGA (até dez/2016): +165 mil bpd (refinarias existentes) + 30 mil bpd (RNEST). PROMEGA: Tem por objetivo elevar a produção de diesel, querosene e gasolina do parque de refino, baseado no aumento da capacidade e eficiência das unidades de processo. 19

20 Balança de Líquidos: Volume de Petróleo e Derivados Petrobras se tornará relevante exportadora líquida Mil bpd Aumento da produção de petróleo e maior capacidade de refino levarão a Petrobras a se tornar exportadora líquida a partir de 2016 Exportação Importação Saldo Líquido +208% +36% % % % Petróleo Derivados OBS: Volume de petróleo exportado por parceiros da Petrobras: 195 mbpd em 2014, 689 mbpd em 2018 e 780 mbpd em

21 mai-04 nov-04 mai-05 nov-05 mai-06 nov-06 mai-07 nov-07 mai-08 nov-08 mai-09 nov-09 mai-10 nov-10 mai-11 nov-11 mai-12 nov-12 mai-13 nov-13 mai-14 nov-14 mai-15 nov-15 mai-16 nov-16 mai-17 nov-17 mai-18 nov-18 mai-19 nov-19 mai-20 nov-20 mai-21 nov-21 jan-10 jul-10 jan-11 jul-11 jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21 (%) US$ MM abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 abr-05 out-05 abr-06 out-06 abr-07 out-07 abr-08 out-08 abr-09 out-09 abr-10 out-10 abr-11 out-11 abr-12 out-12 abr-13 out-13 abr-14 out-14 abr-15 out-15 abr-16 out-16 abr-17 out-17 abr-18 out-18 abr-19 out-19 abr-20 out-20 (%) US$ MM Refinarias RNEST e COMPERJ Acompanhamento Físico e Financeiro RNEST Partida: 4º Trim mar/ Acompanhamento Físico Curva S MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida - ETA (Mar/2014) 2 - Partida - ETDI (Set/2014) 3 - Partida UDA 11 (Out/2014) 4 - Partida UCR 21 (Nov/2014) 5 - Partida HDT Diesel 31 (Nov/2014) PNG Projetado 2014 PNG 13-17: 87% Realizado: 84% PNG PNG Realizado Projetado Acompanhamento Financeiro Curva S PNG 13-17: US$ MM Projetado: US$ MM PNG 13-17: MM Realizado: MM PNG Realizado Projetado COMPERJ Partida: Acompanhamento Físico Curva S MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Partida ETA (Jun/2015) 2 - Partida - ETDI (Jun/2015) 3 - Partida - UDAV (Ago/2016) 4 - Partida - UCR (Ago/2016) 5 - Partida - HCC (Ago/2016) PNG Projetado 2016 PNG 13-17: 67% Realizado: 66% Acompanhamento Financeiro Curva S PNG 13-17: MM Realizado: MM PNG 13-17: US$ MM Projetado: US$ MM fev/14 PNG PNG Realizado Projetado PNG Realizado Projetado 21

22 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 Preços (R$/bbl) Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional Total de 3 reajustes de preço de diesel e 2 de gasolina em 2013, totalizando 20% e 11% de aumento, respectivamente. A desvalorização do Real contribuiu de forma significativa para a não convergência dos preços ao longo de Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** Preço Médio de Vendas Golfo Americano Preço Médio de Venda Brasil 16/Jul 25/Jun Reajustes 30/Jan 06/Mar Reajustes 30/Nov Reajustes Volumes Importados (Mil bbl / d) Importação de Gasolina Importação de Diesel * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível). ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima. 22

23 Gás Natural, Energia e Gás-Química Monetização das reservas de gás natural por meio da expansão da capacidade de geração termelétrica, da capacidade de produção de fertilizantes nitrogenados e do consumo de GN pelas distribuidoras. Capacidade Instalada de GeraçãoTermelétrica (GW) 7,5 5,0 2,5 +20% 6,0 6,3 6,8 7,2 0,3 0,8 6,0 6,0 6,0 6,0 1,2 Novas UTEs Capacidade Atual Projetos de UTEs: UTE Baixada Fluminense Fev/2014 UTE Azulão 2017 UTE Bahia II 2020 UTE Sudeste VI , % Demanda Distribuidoras de GN (milhão m³/d) Projetos de Infraestrutura de GN: Pontos de Entrega ao longo do GASBOL e das Malhas NE e SE Oferta ao Mercado de Amônia e Ureia (milhão ton/ano) 4,5 3,0 1,5 0,0 1,3 1, ,2 1,8 1, % 0,2 3,5 3,5 0,8 0,7 2,7 2, Amônia Ureia Projetos de Fertilizantes: Sulfato de Amônio Fev/2014 UFN III (MS) 4º Trim UFN V (MG)

24 Internacional: Produção de Óleo e Gás Natural Crescimento da Produção por meio de participações em oportunidades exploratórias na América Latina, na África e nos EUA. Sustentação do suprimento de gás da Bolívia para o Brasil e atuação minoritária em não convencionais na Argentina e EUA. mil boed Taxa de crescimento : 8,9 % a.a. Taxa de crescimento : 8,7 % a.a Produção de Óleo e Gás Natural Petrobras Exterior Produção de Óleo Petrobras Exterior 24

25 Fundamentos do Plano de Negócios e Gestão Pressupostos da Financiabilidade Manutenção do Grau de Investimento Não haverá emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio DESEMPENHO Gestão focada na excelência em custos DISCIPLINA DE CAPITAL Garantir a expansão dos negócios da Empresa com indicadores financeiros sólidos PRIORIDADE Prioridade para os projetos de exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil

26 Investimentos PNG Aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras em 25/02/2014 PNG US$ 220,6 bilhões Pressupostos da Financiabilidade 153,9 (70%) E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional 38,7 (18%) Biocombustíveis Distribuição Demais Áreas* 10,1 (5%) 9,7 (4%) Engenharia, Tecnologia e Materiais 2,3 (1,0%) 2,7 2,2 (1,2%) (1%) 1,0 (0,4%) Manutenção do Grau de Investimento: Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses (*) Alavancagem menor que 35% Dívida Líquida/Ebitda menor que 2,5x Não haverá emissão de novas ações Convergência com Preços Internacionais de Derivados Parcerias e Reestruturações nos Modelos de Negócio (*) Fato Relevante de 29 de novembro de 2013 * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 26

27 Investimentos do PNG : US$ 220,6 bilhões Implantação, Processo de Licitação e Avaliação InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhões Carteiras em Implantação + em Processo de Licitação US$ 206,8 bilhões Carteira em Avaliação US$ 13,8 bilhões 153,9 (70%) E&P Abastecimento Gás&Energia Internacional 38,7 (18%) 10,1 (5%) Distribuição 9,7 (4%) Demais Áreas* 2,3 (1,0%) 2,2 (1%) 1,0 (0,4%) Biocombustíveis * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 2,7 (1,2%) = Engenharia, Tecnologia e Materiais Em Implantação (US$ 175,9 bilhões) Projetos em Execução (Obras) Projetos já licitados Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação Em Processo de Licitação¹ (US$ 30,9 bilhões) Projetos de E&P no Brasil Representam uma produção de cerca de 200 mil bpd em 2018 e 900 mil bpd em Refinarias Premium I e II Capex pressupõe uma participação relevante de parceiros Capex alinhado com parâmetros internacionais² (US$ /barril) Produção Petróleo ,2 milhões bpd ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em ² Fonte: IHS CERA Regional Downstream Capital Costs Indexes Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil) Sem impacto na produção de Petróleo

28 Investimentos da Petrobras em Exploração e Produção: US$ 153,9 bilhões Total E&P US$ 153,9 bilhões Desenvolvimento da Produção + Exploração US$ 135,9 bilhões 18,0 (12%) 23,4 (15%) 53,9 (40%) 82,0 (60%) 112,5 (73%) Pré-Sal (Concessão) Exploração Desenvolvimento da Produção Infraestrutura e Suporte Pós-Sal Pré-Sal Cessão Onerosa Partilha (Libra) E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%) + E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%) = Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%) 28

29 Investimentos da Petrobras: US$ 58,5 bilhões Abastecimento Gás, Energia e Gás Química Internacional Abastecimento US$ 38,7 bilhões Ampliação do Parque de Refino Melhoria Operacional Atendimento do Mercado Interno Destinação do Óleo Nacional Ampliação de Frotas Petroquímica Logística para Etanol Distribuição Corporativo 1,4 3% 5,5 14% 3,3 9% 0,4 1% 1,4 4% 9,4 24% 0,3 1% 0,3 1% 16,8 43% Carteira em Implantação RNEST (Pernambuco) COMPERJ Trem 1 (Rio de Janeiro) PROMEF - 45 Navios de Transporte de Óleo e Derivados Carteira em Processo de Licitação Premium I Trem 1 (Maranhão) Premium II (Ceará) Capex pressupõe uma participação relevante de parceiros Capex alinhado com parâmetros internacionais¹ (US$ /barril) Gás, Energia e Gás Química US$ 10,1 bilhões Energia Malhas Regás - GNL 6,1 61% 0,1 1% 1,3 13% 2,6 25% Carteira em Implantação UFN III (Mato Grosso do Sul) UFN V (Minas Gerais) Rota 2: Gasoduto e UPGN Rota 3: Gasoduto e UPGN Plantas de Gás Química (Nitrogenados) Internacional US$ 9,7 bilhões E&P Refino & Marketing Distribuição G&E Corporativo Petroquímica 9,0 92% 0,05 0,5% 0,6 6% 0,01 0,1% 0,05 0,5% 0,1 0,7% Carteira em Implantação E&P EUA - Saint Malo E&P EUA Cascade e Chinook E&P EUA Lucius E&P Argentina - Medanito e Entre Lomas E&P Bolívia - San Alberto e San Antonio E&P Nigéria - Egina ¹ Fonte: IHS CERA Regional Downstream Capital Costs Indexes OBS: Incluídas as carteiras em Implantação, em Processo de Licitação e em Avaliação. 29

30 Carteira Total de Investimentos Evolução da Participação do E&P e do Abastecimento nos Planos de Negócios Carteira Total dos Planos: 2010 a 2014 Participação do E&P nos investimentos da Petrobras vem crescendo nos últimos cinco Planos de Negócio. Investimento US$ 224,0 bilhões US$ 224,7 bilhões US$ 236,5 bilhões US$ 236,7 bilhões US$ 220,6 bilhões 70% E&P 48% 52% 56% 62% Abast 35% 33% 30% 27% Demais Áreas * 17% 15% 14% 11% 18% 12% PN PN PNG Carteira Total PNG Carteira Total PNG Carteira Total * Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio, Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços 30

31 PNG : Gestão dos Investimentos e dos Custos Operacionais PNG US$ 220,6 bilhões PROEF Programa de Aumento da Eficiência Operacional UO-BC UO-RIO PROCOP Programa de Otimização de Custos Operacionais PRC-Poço Programa de Redução de Custos de Poços PRC-Sub Programa de Redução de Custos de Instalações Submarinas INFRALOG Programa de Otimização de Infraestrutura Logística Gestão de Conteúdo Local Aproveitamento da capacidade da indústria para catalisar ganhos para a Petrobras Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde PROCOP: Atua no OPEX, custos das atividades operacionais da companhia Gastos Operacionais Gerenciáveis. Economia de US$ 2,8 bilhões em PRC-Poço: Atua no CAPEX dedicado à Construção de Poços Investimentos em Perfuração e Completação. US$ 0,3 bilhão em CAPEX evitado PRC Sub: Atua no CAPEX dedicado à construção de sistemas submarinos. PROEF: Atua na produção de petróleo, visando o aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos. +63 mbpd em INFRALOG: Atua no CAPEX, otimizando investimentos com a Gestão Integrada dos Projetos de Logística. US$ 0,4 bilhão em CAPEX evitado

32 Custo de Logística do Abastecimento (R$/bbl): Custo de Extração (R$/boe): Custo de Refino (R$ mil/uedc *): PNG Incorpora ganhos de eficiência operacional proporcionados pelo PROCOP Redução de custos entre 2013 e 2016 com economia potencial em valores nominais de R$ 37,5 bilhões 34,8 32,7-5,9% a.a. Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Extração: -7,2% a.a. 27,3 24,2 Sem PROCOP Com PROCOP Otimização dos processos de rotina e dos recursos utilizados no processo de produção de óleo & gás. Alcance da excelência na gestão de materiais e sobressalentes. Adequação do overhead ,50 10,06 +0,78% a.a. +0,12% a.a. 10,83 Sem PROCOP 10,11 Com PROCOP Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Logística: Redução dos custos marítimos: simplificação de procedimentos aduaneiros; otimização do consumo de combustível; e implantação de novas ferramentas de gestão. Otimização do nível de estoques de petróleo e derivados Redução da água armazenada no sistema de logística ,32% a.a Ganhos do PROCOP reduzem o Custo de Refino: Sem PROCOP Integração das atividades comuns e interdependentes entre as refinarias ,40% a.a Com PROCOP Utilização dos recursos de apoio de forma otimizada. Otimização do consumo de energia, catalisadores e químicos * UEDC = Capacidade de destilação equivalente utilizada. Período projetado com valores nominais. 32

33 PNG : Análise da Financiabilidade US$ 206,8 bilhões 153,9 (70%) E&P InvestimentoTotal US$ 220,6 bilhões Abastecimento Gás&Energia Internacional 38,7 (18%) Biocombustíveis Distribuição Demais Áreas* * Área Financeira, Estratégica e Corporativo-Serviços 10,1 (5%) 9,7 (4%) 2,3 (1,0%) 2,2 (1%) 1,0 (0,4%) = 2,7 (1,2%) Engenharia, Tecnologia e Materiais Carteiras em Implantação + em Processo de Licitação Em Implantação (US$ 175,9 bilhões) Projetos em Execução (Obras) Projetos já licitados Recursos para Estudos dos Projetos em Avaliação US$ 206,8 bilhões Em Processo de Licitação¹ (US$ 30,9 bilhões) Projetos de E&P no Brasil Representam uma produção de cerca de 200 mil bpd em 2018 e 900 mil bpd em Refinarias Premium I e II Capex pressupõe uma participação relevante de parceiros Capex alinhado com parâmetros internacionais² (US$ /barril) Produção Petróleo 2020: 4,2 milhões bpd Financiabilidade US$ 206,8 bilhões ¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em ² Fonte: IHS CERA Regional Downstream Capital Costs Indexes 2011 ³ Tal como ocorreu em 2012 (PNG ) e em 2013 (PNG ). + Carteira em Avaliação US$ 13,8 bilhões Projetos em Estudos nas Fases I, II ou III (exceto E&P no Brasil) Sem impacto na produção de Petróleo 2020 Baixa maturidade: não considerados na financiabilidade³ 33

34 PNG : Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhões Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG é baseado em moedas constantes a partir de Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo R$ 2,23 em 2014 e R$ 2,10 em 2015, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014 Dívida Líquida / EBITDA Preço dos derivados no Brasil Limite: < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do período Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013 Plano não pressupõe paridade em

35 US$ bilhão PNG : Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 261,7 261,7 9,1 9,9 54,9 61,3 60,5 39,8 Total de desinvestimentos entre US$ 5 a 11 bilhões ao longo do período 2014 a 2018, a depender do apetite do mercado e da evolução dos indicadores financeiros da Companhia.¹ Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações. 165,0 182,2 207,1 206,8 Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de Necessidade Anual de Captação Bruta: +US$ 12,1 bilhões Líquida: +US$ 1,1 bilhão Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos Fontes Usos Necessidades de captações líquidas inferiores às do Plano anterior em US$ 3,2 bilhões devido a: Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados. Idem em relação ao PNG Reestruturações nos modelos de negócio reduzem a necessidade de caixa no horizonte do Plano. Substituição de CAPEX por OPEX. ¹ Desinvestimentos já realizados: US$ 3,4 bilhões em 2012 e US$ 7,3 bilhões em

36 PNG : Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA 50% 40% Alavancagem Petrobras - Endividamento Bruto e Líquido 30% 20% 10% 0% Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2015 US$ bilhão ,0 3,0 Dívida Líquida/EBITDA ,0 0 1,0 0, Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2015 Endividamento Bruto Endividamento Líquido 36

37 Sensibilidade ao Câmbio 37

38 Sensibilidade ao Câmbio: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Licitação = US$ 206,8 bilhões Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG é baseado em moedas constantes a partir de Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo R$ 2,44 em 2014 e R$ 2,56 em 2015, desvalorizando para R$ 2,59 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem decrescente, retornando ao limite em 2017 Dívida Líquida / EBITDA Preço dos derivados no Brasil Limite: < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2014 e 2015 e reduz abaixo de 2,5x a partir de 2016 Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013 Análise de sensibilidade não pressupõe paridade em 2014 e 2015, somente a partir de

39 Sensibilidade ao Câmbio: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 236,6 236,6 3,2 8,7 51,6 61,3 51,9 39,8 Total de desinvestimentos entre US$ 5 a 11 bilhões ao longo do período 2014 a 2018, a depender do apetite do mercado e da evolução dos indicadores financeiros da Companhia. ¹ Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações. Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de ,1 165,0 184,7 207,1 Necessidade Anual de Captação Bruta: +US$ 10,3 bilhões Líquida: US$ 0,2 bilhão² Fontes Usos Reestruturações de Modelos de Negócio Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos Crescimento da geração operacional decorrente do aumento da produção e expansão da capacidade de refino, substituindo importação de derivados. Idem em relação ao PNG A sensibilidade ao câmbio tem por efeito a redução do montante de investimento em dólares, devido à parcela de investimento em Reais. ¹ Desinvestimentos já realizados: US$ 3,4 bilhões em 2012 e US$ 7,3 bilhões em ² A Necessidade Anual de Captação leva a uma redução do Endividamento Líquido no período

40 Sensibilidade ao Câmbio: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA 50% 40% 30% 20% 10% Alavancagem Câmbio referência 0% Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de 2017 US$ bilhão Petrobras - Endividamento Bruto e Líquido 5,0 4,0 3,0 Dívida Líquida/EBITDA Câmbio referência ,0 1,0 0, Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de 2016 Endividamento Bruto Endividamento Líquido 40

41 Sensibilidade ao Investimento (Carteira em Implantação = US$175,9 bilhões) 41

42 Sensibilidade ao Investimento: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação = US$ 175,9 bilhões Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG é baseado em moedas constantes a partir de Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo R$ 2,23 em 2014 e R$ 2,10 em 2015, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014 Dívida Líquida / EBITDA Preço dos derivados no Brasil Limite: < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do período Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013 Plano não pressupõe paridade em

43 US$ Bilhões Sensibilidade ao Investimento: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento 230,8 230,8 9,1 9,9 61,3 33,0 54,9 39,8 Total de desinvestimentos entre US$ 5 a 11 bilhões ao longo do período 2014 a 2018, a depender do apetite do mercado e da evolução dos indicadores financeiros da Companhia.¹ Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações. Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de ,8 165,0 207,1 175,9 Necessidade Anual de Captação Bruta: +US$ 6,6 bilhões Líquida: US$ 4,4 bilhões² Fontes Usos Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos A geração operacional é US$ 3,4 bilhões inferior à da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação devido a uma menor produção de óleo (cerca de 200 mil bpd em 2018). Mesmo com uma menor geração operacional, a necessidade de captação diminui US$ 27,5 bilhões devido a um nível de investimento menor no período ¹ Desinvestimentos já realizados: US$ 3,4 bilhões em 2012 e US$ 7,3 bilhões em ² A Necessidade Anual de Captação leva a uma redução do Endividamento Líquido no período

44 Sensibilidade ao Investimento: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA 50% 40% 30% 20% 10% Alavancagem US$ bilhão Petrobras - Endividamento Bruto e Líquido 0% Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de ,0 3,0 Dívida Líquida/EBITDA ,0 0 1,0 0, Endividamento Bruto Endividamento Líquido Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de

45 Sensibilidade ao Investimento (Carteira em Implantação = US$175,9 bilhões) e ao Câmbio 45

46 Sensibilidade Investimento e Câmbio: Premissas de Planejamento Financeiro Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação = US$ 175,9 bilhões Não emitir novas ações Manter classificação de grau de investimento Principais premissas para Geração de Caixa e Nível de Investimento O PNG é baseado em moedas constantes a partir de Preço do Brent (US$/bbl) Taxa de Câmbio média (R$/US$) US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo R$ 2,44 em 2014 e R$ 2,56 em 2015, desvalorizando para R$ 2,59 no longo prazo Alavancagem Limite: < 35% Alavancagem decrescente, retornando ao limite em 2017 Dívida Líquida / EBITDA Preço dos derivados no Brasil Limite: < 2,5x Indicador ultrapassa limite em 2014 e 2015 e reduz abaixo de 2,5x a partir de 2016 Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo CA em 29 de novembro de 2013 Análise de sensibilidade não pressupõe paridade em 2014 e 2015, somente a partir de

47 Sensibilidade Investimento e Câmbio: Fluxo de Caixa Operacional e Necessidade de Financiamento US$ Bilhões 209,9 209,9 1,4 8,7 27,8 61,3 51,9 Total de desinvestimentos entre US$ 5 a 11 bilhões ao longo do período 2014 a 2018, a depender do apetite do mercado e da evolução dos indicadores financeiros da Companhia.¹ Os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano serão captados exclusivamente através da contratação de novas dívidas e não é contemplada a emissão de novas ações. Fluxo de Caixa Livre, antes de dividendos, a partir de ,1 207,1 158,0 165,0 Necessidade Anual de Captação Bruta: +US$ 5,6 bilhões Líquida: US$ 4,8 bilhões² Fontes Usos Reestruturações nos Modelos de Negócio Uso do Caixa Captações (Dívida) Fluxo de Caixa Operacional (Após Dividendos) e Desinvestimentos Amortizações Investimentos A geração operacional é US$ 1 bilhão inferior à da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação devido a uma menor produção de óleo (cerca de 200 mil bpd em 2018). Mesmo com uma menor geração operacional em relação à da Carteira em Implantação + em Processo de Licitação, a necessidade de captação diminui US$ 23,8 bilhões devido ao menor nível de investimentos A sensibilidade ao câmbio tem por efeito a redução do montante de investimento em dólares, devido à parcela de investimento em Reais, e a menor geração operacional em US$ 6,7 bilhões, devido à maior diferença entre os preços e a paridade em 2014 e 2015, parcialmente compensado pela maior geração operacional de 2016 a ¹ Desinvestimentos já realizados: US$ 3,4 bilhões em 2012 e US$ 7,3 bilhões em ² A Necessidade Anual de Captação leva a uma redução do Endividamento Líquido no período

48 Sensibilidade Investimento e Câmbio: Alavancagem e Dívida Líquida/EBITDA 50% 40% Alavancagem Câmbio referência Petrobras - Endividamento Bruto e Líquido 30% US$ bilhão 20% % 120 0% Alavancagem decrescente, dentro do limite máximo de 35% a partir de ,0 Dívida Líquida/EBITDA 40 4,0 3,0 Câmbio referência ,0 1,0 0, Endividamento Bruto Endividamento Líquido Relação Dívida Líquida/EBITDA atende ao limite a partir de

49 Obrigada 49