PLANO DE NEGÓCIOS 2010-2014

PLANO DE NEGÓCIOS 2010-2014 1

AVISO 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. Os valores informados para 2009 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. Esta apresentação é de caráter meramente informativo, não constituindo uma oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não devendo ser utilizado como base para qualquer decisão de investimento. 2

DEMANDA PRIMÁRIA RIA MUNDIAL DE ENERGIA 0,5% 0,4% 12.974 7% 6% 6% 1,30% 1% 17.236 6% 7% 6% 29% 1% 1,32% 17.324 7% 2% 7% 6% 28% 1% Biomassa tradicional Outras Renováveis* Biocombustíveis Hidro Variação Média Anual Força do Hábito +4,2% a.a. +5,2% a.a. Desenvolvimento Sustentável +7,8% a.a. +6,1% a.a. 26% Nuclear MMTOE 22% 22% 22% Carvão Gás 33% 29% 28% Petróleo 2008 2030 2008 2030 2008 Força do Hábito 2030 Desenvolvimento Sustentável * Eólica, Solar e Geotérmica 3

DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Declínio projetado na produção Força do Hábito Desenvolvimento Sustentável Desafios da Oferta 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Adição de Capacidade Requerida 2020: 43 48 MM bpd 2030: 65 78 MM bpd AUMENTO DA PRODUÇÃO 2030: proveniente da reavaliação de reservas existentes e de reservas ainda não descobertas ou ainda não comerciais 13% 28% Produção proveniente de reservas não descobertas ou reservas descobertas sem plano de desenvolvimento Produção atualmente em desenvolvimento com operação prevista para o curto e médio e prazo 59% Produção oriunda da reavaliações das reservas existentes (novas estimativas de oil-in-place e aumento nos fatores de recuperação) Fonte: Estimativas a partir de dados da WoodMackenzie 4

PAÍSES EM DESENVOLVIMENTO PUXAM DEMANDA POR PETRÓLEO Consumo de Petróleo per capita - 2009 B arris p er cap ita 30 25 20 15 10 1980 2000 2009 Demanda por petróleo 2009 a 2030 (variação em Milhões de bpd) OCDE Europa USA 5 0 EUA Japão OCDE* China índia Oriente Médio Brasil Índia China -2 0 2 4 6 8 Transporte Geração Elétrica Outros * Considerando França, Alemanha, Itália e Reino Unido Fonte: BP 5

EUROPA SEGUE COMO REGIÃO MAIS DEFICITÁRIA DE DIESEL E FSU COMO PRINCIPAL EXPORTADORA AMÉRICA DO NORTE 25 38 51 119 127 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 Balanço de Diesel 563 616 EUROPA ORIENTE MÉDIO 97 131 135 619 633 647 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 211 216 694 159 FSU 543 579 606 594 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 CHINA 99 110 94 100 AMÉRICA LATINA 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 175 194 71 46 66 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 324 364 ÁFRICA 409 373 423 142 ÁSIA 92 69 116 67 mil bpd 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 EUA superavitário maximizando produção de diesel e China levemente superavitária, buscando equilíbrio. Fonte: IEA (histórico); AB-CR/PP/PE (projeção). 6

DÉFICITS CRESCENTES DE GASOLINA NA ÁSIA E REDUÇÃO DO DÉFICIT DOS EUA, SE TORNANDO SUPERAVITÁRIO RIO 234 mil bpd AMÉRICA DO NORTE 67 140 Superávit 14 62 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 AMÉRICA LATINA 30 23 27 7 49 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 Déficit Balanço de Gasolina 620 EUROPA 572 598 551 601 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 295 ORIENTE MÉDIO 225 186 247 196 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 ÁFRICA 203 207 180 215 202 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 80 43 111 2 FSU 94 CHINA 48 92 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 67 42 61 57 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 99 ÁSIA 132 151 171 2008 DS FDH DS FDH 2015 2020 A América do Norte passa de deficitária a superavitária em função da queda da demanda. Já a Europa tem redução de seu superávit por conta da menor utilização do refino. 7

METAS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS: G SUPERMAJORS E PETROBRAS Mil boe/d 6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 ExxonMobil: Crescimento da produção de ~3-4% em 2010; ~2-3% ao ano até 2013 Petrobras: 3,9 MM boe/d em 2014 e 5,4 MM boe/d em 2020 BP: Crescimento da produção de ~1-2% ao ano até 2015 Shell: ~3,5 MM boe/d em 2012 e ~3,7 MM boe/d em 2014 2500 Chevron: Crescimento de produção de ~1% ao ano entre 2010-2014 e 4,5% ao ano entre 2014-2017 2000 1500 1000 500 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Fonte: PFC Energy e Relatórios das Empresas 8

ESTRATÉGIA CORPORATIVA PETROBRAS (PN 2010 2014) Estratégia Corporativa COMPROMETIMENTO COM O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL Crescimento Integrado Rentabilidade Responsabilidade Social e Ambiental Ampliar a atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação de E&P, posicionando a Companhia entre as cinco maiores produtoras de petróleo do mundo Expandir o refino brasileiro, assegurando o abastecimento nacional e a liderança na distribuição, desenvolvendo mercados de exportação de derivados, com ênfase na Bacia do Atlântico. Consolidar a liderança no mercado brasileiro de gás natural, com atuação internacional, e ampliar os negócios de energia elétrica e gás-química, com ênfase em fertilizantes Atuar em petroquímica de forma integrada com os demais negócios do Sistema PETROBRAS. Atuar no Brasil e no exterior no segmento de biocombustíveis de forma integrada no Sistema PETROBRAS, com sustentabilidade. Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia. Segmentos de Negócios E&P Downstream Distribuição Gás, Energia e Gás Química Petroquímica Biocombustíveis 9

INVESTIMENTOS PN 2010-14: 14: US$ 224 BILHÕES Segmento de Negócio 8% 5% 1% 2% 17,8 12,2 73,6 3,5 5,1 2,8 2,5 3,5 2,8 1% 2,5 118,8 53% Brasil e Exterior Exterior 5% 30% 17,8 11,7 66,4 E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Biocombustíveis Corporativo 212,3 Brasil 95% 10

ALTERAÇÕES NA CARTEIRA DE PROJETOS 186,6 31,7 (17,0) (6,8) 19,2 10,3 224 Investimento 2010-2014 2014 do PN 2009-2013 2013 Novos projetos Projetos excluídos Mudança a de cronograma Mudança de custo e de escopo Mudança a de participação societária PN 2010-2014 2014 Maiores investimentos na cadeia produtiva criada pelo pré-sal: investimentos em infraestrutura e logística, utilização do petróleo nacional e monetização do gás natural na indústria gás química: Extensões no pré-sal Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE) PDEG Pré-sal Bacia de Santos - Rota Cabiúnas Escoamento de Derivados do COMPERJ 1ª fase Planta de Amônia e Uréia 11

62% DOS INVESTIMENTOS REFERENTES A NOVOS PROJETOS ESTÃO NO SEGMENTO DE NEGÓCIO E&P 21% PN 2010 14 Período 2010 2014 US$ 31,6 bilhões 1% 0,3 6,5 16% 5,1 19,7 62% E&P G&E Abastecimento Corporativo 12

MATURIDADE DA CARTEIRA DE PROJETOS EM FUNÇÃO DA FASE DE IMPLANTAÇÃO PN 2010 2014 US$224 BI Aquisições 1% 0,9 60,4 Fase I 29% 122,6 Fase IV + 54% 22,6 17,5 Fase II 7% Fase III 9% Fase I Identificação da Oportunidade Fase II Em projeto Conceitual Fase III Em projeto Básico Fase IV + Autorizado para Execução/Implantação/Operações 13

GRANDE COLOCAÇÃO DOS INVESTIMENTOS JUNTO AO MERCADO FORNECEDOR NACIONAL US$ bilhões Exploração e Produção 108,2 Abastecimento 78,6 Gás e Energia 17,6 Distribuição 2,3 Pbio 2,3 Áreas Corporativas 3,3 Total 212,3 Distribuição e PBio (100%) Gás e Energia (82%) Abastecimento e Áreas corporativas (80%) E&P (53%) Conteúdo Nacional 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % Espera-se um nível de contratação anual no País de cerca de US$ 28,4 bilhões A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 20 bilhões 0 % 14

Estratégias, Direcionadores dos Negócios, Metas e Principais Projetos 15

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS G S NATURAL BRASIL e EXTERIOR (mil Curva de Produção doméstica se mantém em linha com o Plano Estratégico anterior Curva de produção Internacional se reduz em função de priorização da produção doméstica Metas de produção não consideram a Cessão Onerosa 4,9% p.a. 2.217 2.020 1.810 2.037 94 96 85 22 163 161 35 168 274 252 251 265 2.301 2.400 2.297 101 110 100 124 142 126 277 273 321 2.525 97 141 316 93 146 384 7,1% p.a. 2.723 9,4% p.a. 3.907 128 176 623 2.980 (mil boe/dia) 5.382 120 203 1109 3.950 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.100 1.078 241 Pré-Sal 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2014 2020 Produção de Petróleo Brasil Produção de Gas Brasil Produção Petróleo Internacional Produção de Gás Internacional 16

NOVOS UNIDADES QUE SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO Mil bpd 2800 2400 2000 1600 1200 Tupi Piloto FPSO Cidade de Angra dos Reis 100.000 bpd Cachalote e Baleia Franca FPSO Capixaba 100.000 bpd 2.100 Mexilhão Jaqueta GNA Uruguá/Tambaú Cidade de Santos GNA/35.000bpd TLD Tupi NE - BW 30.000 bpd TLD Guará Dynamic Producer 30.000 bpd Tiro Piloto SS-11 30.000 bpd Aruanã TLD Cidade Rio das Ostras 15.000 bpd Marlim Sul SS P-56 Módulo 3 100.000 bpd TLD 1 BW Cid. São Vicente 30.000 bpd Jubarte FPSO P-57 180.000 bpd TLD 2 Dynamic Producer 30.000 bpd TLD 3 Dynamic Producer 30.000 bpd TLD 4 Dynamic Producer 30.000 bpd Antecipação de Baleia Azul FPSO Espadarte 100.000 bpd TLD 5 - BW 30.000 bpd TLD 6 Dynamic Producer 30.000 bpd TLD 7 - BW 30.000 bpd TLD 8 Dynamic Producer 30.000 bpd Roncador SS P-55 Módulo 3 180.000 bpd Tiro/Sidon FPSO 100.000 bpd Aruanã FPSO 100.000 bpd Projetos Óleo Pesado Guará Piloto FPSO 120.000 bpd TLD 9 - BW 30.000 bpd TLD 10 - BW 30.000 bpd TLD 11 Dynamic Producer 30.000 bpd Papa-Terra TLWP P-61 & FPSO P-63 150.000 bpd Projetos do Pré Sal Tupi NE Piloto FPSO 120.000 bpd TLD 10 - BW 30.000 bpd 2010 2011 2012 2013 2014 2.980 TLD 11 Dynamic Producer 30.000 bpd Roncador FPSO P-62 Módulo 4 100.000 bpd Parque das Baleias FPSO P-58 180.000 bpd Guaiamá FPSO 100.000 bpd Projetos de GNA Duas Plataformas (BW Cidade São Vicente e Dynamic Producer) com capacidade de 30 mil bpd realizando Teste de Longa Duração (TLD) no pré-sal 17

INVESTIMENTOS NO E&P-BRASIL Pré-Sal US$ 33,0 Bilhões 2% 13% 0,8 4,3 Pós-Sal US$ 75,2 Bilhões 15% 18% 11,4 13,7 27,8 50,1 78% 67% Exploração Desenvolvimento da produção Infraestrutura e suporte 18

NOVAS EMBARCAÇÕES E COMPRA DE NOVOS EQUIPAMENTOS Recursos Críticos Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m Barcos de Apoio e Especiais Plataformas de Produção SS e FPSO Situação Atual (Dez/09) Situação Futura (a Contratar) Valores Acumulados Até 2013 Até 2015 Até 2020 5 26 31 53 254 465 491 504 41 53 63 84 Outros (Jaqueta e TLWP) 79 81 83 85 Barco de Apoio Sonda de Perfuração Plataforma de Produção (FPSO) 26 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020, TOTALIZANDO 54: o Até 2013:13 sondas contratadas antes de 2008 e 1 sonda realocada das operações internacionais; + 12 novas sondas contratadas em 2008, através de licitação internacional; o 2013 a 2020: Processo de licitação em andamento, para a contratação de 28 sondas a serem construídas no Brasil. (1)Promef 1 and Promef 2 19

Estratégias, Direcionadores dos Negócios, Metas e Principais Projetos RTC (Refino, Transporte e Comercialização) e PETROQUÍMICA 20 20

GRAU DE INTEGRAÇÃO DA PETROBRAS VEM MUDANDO NOS ÚLTIMOS ANOS, DE UM REFINADOR A UMA EMPRESA INTEGRADA EQUILIBRADA Evolução histórica da produção de petróleo e LGN da Petrobras, da capacidade de refino da Petrobras e da demanda por derivados de petróleo - Brasil 1,32 1,23 Produção Refino 1,08 kbpd 0,13 1.393 1.036 1.971 1.818 1.933 2.980 2.260 2.356 3.950 3.205 2.794 181 1980 Produção 2009 2014E 2020E Refino Demanda de derivados 21

NECESSIDADE DE INCREMENTO DA CAPACIDADE DE REFINO PARA ALCANÇAR AR A MAIOR DEMANDA DE DERIVADOS 2010-2014 Mil bpd 3.000 2.000 1.933 Clara Camarão 2010 REPLAN Revamp U200+PA M 33 mil bpd (2010) 1.831 RNE 230 mil bpd (2013) COMPERJ (1º trem) 165 mil bpd (2013) 2.356 1.016 PREMIUM I (1ª fase) 300 mil bpd (2014) 2.260 PREMIUM I (2ª fase) 300 mil bpd (2016) PREMIUM II 300 mil bpd (2017) COMPERJ (2º trem) 165 mil bpd (2018) 2.794 1.155 3.196 826 1.000 769 937 1.187 0 338... 403 2009 2010 2014... 452 2020 Gasolina Diesel Outros Capacidade de Refino Agora o Comperj é uma nova refinaria Mesmo com aumento da capacidade de refino, em 2014 estaremos exportando 966 mil bpd 22

INICIATIVAS DO ABASTECIMENTO SOMAM US$ 73,6 BI NO HORIZONTE 2010 2014 11% 6% 3%1% Ampliação do Parque de Refino Atendimento do Mercado Interno (Qualidade) Melhoria Operacional 50% Ampliação de Frotas Destinação do Óleo Nacional 29% Internacional Principais projetos de ampliação do parque de refino: Refinaria do NE, Comperj, e Premium I Modernização, complexidade e hidrodessulfurização das refinarias Otimização e manutenção do parque de refino e investimentos em SMS e logística 23

Estratégias, Direcionadores dos Negócios, Metas e Principais Projetos 24

EVOLUÇÃO NA ESTRATÉGIA DE GÁS G S & ENERGIA Período 2010 2014 5,3 US$ 17,8 bilhão 2,7 Fechamento do ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural Maiores investimentos na cadeia de transformação química do gás natural: Complexo Químico UFN4 4,1 Complexo Químico UFN3 5,7 Planta de Amônia Atuação na cadeia de GNL para escoamento do gás do pré-sal Consolidação do negócio de Energia Elétrica GNL Energia Elétrica Malha Plantas de gás química (Fertilizantes, amônia) Inclui área internacional 25

CARTEIRA DE PROJETOS DE GÁS, G ENERGIA E GÁS G S QUÍMICA PARA 2010-2014 2014 100% Transformação Química do GN 90% 80% Atuação na Cadeia de GNL 70% Consolidação do Negócio EE (Renováveis) 60% Consolidação do Negócio EE (Novas UTE GN) 50% 40% Consolidação do Negócio EE (Compromissos) 30% 20% 10% 0% 2010 2011 2012 2013 2014 Flexibilidade para a Comercialização de GN Relação Competitividade-Rentabilidade do GN Agregação de Valor na Monetização do GN Após consolidação da infraestrutura do segmento de Gás e Energia inicia-se uma fase de maior valor adicionado ao segmento 26

MERCADO DE GN, FERTILIZANTES E ENERGIA ELÉTRICA Demanda de Gás Natural 46 130* 14 2 53 24 5 2009 2014 32 4 41 Milhões m3/dia Geração Elétrica Industrial Fertilizantes Outros Usos Capacidade Instalada de geração de Energia Elétrica (MW) 7.227 137 +9% 7.892 365 5.997 6.437 1.093 1.090 2010 2014 Fontes Renováveis Termoelétrica e Co-geração Internacional * 2014 a geração termoelétrica se refere ao despacho pleno e simultâneo das UTEs / O item Outros usos incorpora as demandas: veicular, residencial, comercial e refinarias 27

MERCADO DE GN, FERTILIZANTES E ENERGIA ELÉTRICA 2.000 Produção de Fertilizantes +160% UFN III (set/14) Amônia: 81mil ton/ano Uréia 1.210 mil ton/ano Planta de Amônia (Dez/14) 519 mil ton/ano UFN IV (dez/15) Uréia 763 mil ton/ano 2.911 2.104 Mil ton/ano 1.500 1.000 1.118 844 1.374 1.076 500 807 0 274 2010 2014 2015 amônia uréia 298 * 2014 a geração termoelétrica se refere ao despacho pleno e simultâneo das UTEs / O item Outros usos incorpora as demandas: veicular, residencial, comercial e refinarias 28

Estratégias, Direcionadores dos Negócios, Metas e Principais Projetos INTERNACIONAL 29

INVESTIMENTOS ÁREA INTERNACIONAL 2010-14 14 G&E 186 2% INVESTIMENTO US$ 11,5 bi DISTRIBUIÇÃO 221 2% RTCP 615 5% CORPORATIVO 123 1% Os 20 principais projetos representam 76% dos investimentos no período Foco no desenvolvimento da produção: Golfo do México, Costa Oeste da África e América Latina E&P 10.330 90% Foco na exploração - Projeto Atlântico Costa Oeste da África alinhado ao E&P nacional Menor ênfase aos investimentos em refino Menor ênfase no segmento de GNL, de forma alinhada às diretrizes do G&E nacional 30

Estratégias, Direcionadores dos Negócios, Metas e Principais Projetos 31

SEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEIS Mil m³/ano 886 Produção de Etanol Exportação de Etanol +193% 2.600 Mil m³/ano 3.803 +45% 5.524 2010 2014 2010 2014 Meta de Capacidade de Produção de Biodiesel no Brasil +47% Mil m³/ano 507 747 2010 2014 32

DESAFIOS PARA TECNOLOGIA TRÊS EIXOS CHAVE Exploração de novas fronteiras Expansão dos limites Maximização da recuperação de petróleo Desenvolvimento da produção, das operações e da logística do Pré-sal Desenvolvimento de nova geração de sistemas marítimos e submarinos de produção Caracterização da rocha e dos fluidos do Présal e de outros reservatórios complexos Soluções logísticas do gás natural em ambientes remotos Otimização e confiabilidade operacionais Flexibilização do parque de refino Agregação de valor e Diversificação dos produtos Sustentabilidade Inovação em combustíveis, lubrificantes e produtos especiais Petroquímica Gasquímica Biocombustíveis Energia de outras fontes renováveis Gerenciamento de água e efluentes Gereciamento de CO 2 e outras emissões Eficiência Energética 33

DESAFIOS DA ENGENHARIA Utilizar padrões e métricas internacionais de engenharia nos projetos de nossas instalações industriais Redução da Complexidade dos projetos e uso de soluções padronizadas Contribuir para a consolidação do Brasil como um pólo fornecedor de bens e serviços de engenharia com padrões internacionais de competitividade 34

FORTES INVESTIMENTOS EM P&D GARANTEM LIDERANÇA TECNOLÓGICA E FOCO EM SEGURANÇA A E MEIO AMBIENTE ESTRUTURA CORPORATIVA DE RESPOSTA CDA / BASES AVANÇADAS / ED 46% Investimentos em SMS, TIC e P&D US$11,4 Bi 29% SMS TIC P&D 25% Recursos para pronta resposta em casos de acidentes 30 Embarcações de grande porte 130 Embarcações de apoio 150 km de barreiras de contenção 120 km de barreiras absorventes; 200 unidades de recolhimento de óleo 200 mil litros de dispersantes; Dezenas de outros itens para resposta a emergências; + de 500 operadores e líderes. 35

ANÁLISE DA FINANCIABILIDADE DO PLANO 36 36

PRINCIPAIS INDICADORES FINANCEIROS INDICADORES 2010-14 Taxa de Câmbio (R$/US$) Brent anual(us$/bbl) 1,78 2010-76 2011-78 2012-82 2013-82 2014-82 Investimento Projetado (US$ bilhões) 224 Geração Operacional após dividendos (US$ bilhões) 155 Captação Total Líquida (US$ bilhões) 58* Alavancagem Liquida média (%) Até 35% 2009-13 2,00 2009-58 2010-61 2011-72 2012-74 2013-68 174 149 23 Até 35% Preço Médio de Realização (R$ barril) 163 160 *Inclui capitalização da companhia * Fluxo de Caixa projetado com premissas conservadoras * Captação de recursos inclui amortizações e capitalização da Companhia 37

ELEVAÇÃO DOS INVESTIMENTOS COM MANUTENÇÃO DOS RETORNOS * Plano contempla necessidade de capital de terceiros * Carteira de projetos apresenta retorno superior ao custo de capital Fluxo de Caixa Operacional PROJETADO US$ 155,2 BI (2010 2014) Caixa Captações (dívida + equity) Amortização (US$ 38 bi) FCO (após dividendos) Investimentos (US$ 224 bi) Fontes Usos 38

DESAFIOS DO PLANO Financiabilidade Capacidade de execução de um elevado número n de grandes projetos Controle dos recursos Fortalecimento e garantia da cadeia de suprimento Desafios dos recursos humanos 39