PRE-SAL PANORAMA E OPORTUNIDADES

PRE-SAL PANORAMA E OPORTUNIDADES CARLOS TADEU FRAGA Set / 2012

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 2012 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.

AGENDA PRE-SAL BACKGROUND ESTRATÉGIA PRINCIPAIS RESULTADOS PERSPECTIVAS

Pre-Sal Fatores chave

Pre-Sal Fatores chave 31 % concedido 69 % a ser concedido nas licitações futuras

Pre-Sal Fatores chave Características: Lâmina d agua (média): 2100 m Distancia da costa: 300 km Espessura da camada de sal (média): 2 km Profundidade média do reservatório: 5 km Volumes Recuperáveis Declarados Lula: 6,5 bilhões boe Lula - Iracema: 1,8 bilhões boe Sapinhoá: 2,1 bilhões boe Cessão Onerosa: 5,0 bilhões boe Total: 15,4 bilhões boe 31 % concedido 69 % a ser concedido nas licitações futuras Cessão Onerosa: 100% Petrobras

Pré-Sal de Santos vs Bacia de Campos BM-S-11 (TUPI)

Pré-Sal de Santos vs Bacia de Campos BM-S-11 (TUPI) 40 vezes a Baía de Guanabara

Cronologia do Pre-Sal 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2000-2001: Licitações 2 e 3: Aquisição de blocos do Pré-Sal de Santos 2001-2004: Aquisição de sísmica e interpretação 6km 3D Sísmica Reservatório do Pré-Sal

Cronologia do Pre-Sal 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2005-2006: 1º poço de perfuração da Bacia de Santos - Parati 2006: descoberta de Lula (Tupi) - RJS-628 2007: Descoberta de Caxaréu - ESS-172 P-34 - Jubarte Set 2008: 1º óleo na Bacia de Campos - ESS-103A Mai 2009: 1º óleo do Campo de Lula Lula TLD

Cronologia do Pre-Sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Set 2010: Cessão Onerosa Out 2010: 1º óleo do Piloto de Lula Florim Franco Entorno de Iara Nordeste de Tupi Sul de Tupi Peroba (contingente) Sul de Guará Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula

Cronologia do Pre-Sal Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Set 2010: Cessão Onerosa Out 2010: 1º óleo do Piloto de Lula

Cronologia do Pre-Sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Dez 2010 até Jul 2011: Sapinhoá TLD Dez 2011: Declaração de Comercialidade do Campo de Sapinhoá Sapinhoá

Potencial do Pré-sal Águas rasas Produção Águas Profundas/Ultra profundas 15,4 bi boe* Produzido = 15,5 bi boe Volume Recuperável declarado Lula + Sapinhoá + Cessão Onerosa * Volume declarado operado pela Petrobras

Recordes em Águas Profundas 2000 Milhares bpd 2,022 1600 1200 Deep Water Shallow Águas Rasas Water Onshore Águas Profundas Onshore 1,271 1,635 800 653 42 749 400 0 75 106 1980 181 400 211 1990 292 230 2000 174 213 2011 Onshore Águas Rasas Águas Profundas Águas profundas e Ultraprofundas Pré Sal 123 unidades offshore (45 flutuantes e 78 fixas) 25 novas instalações offshore nos últimos 5 anos Uruguá Piloto delula Jubarte Marlim Sul FPSO Cidade de Santos FPSO Cidade de Angra dos Reis P-57 P-56

Estratégia 2 FPSOs realizando TLD Contratadas (1º óleo em 2013) Contratadas (1º óleo em 2014/2015) Fase 0 Coleta de Informações 2008/2018 Fase 1a Produção 2013/2017 Fase 1b Aceleração da Inovação Após 2017 Avaliação de Poços Testes de Longa Duração Piloto de Lula Piloto de Sapinhoá Piloto de Lula NE Sapinhoá N Iracema S Iracema N 8 FPSOs Replicantes 4 Unidades de produção Cesssão Onerosa Novas Tecnologias 1º óleo 4 anos após a descoberta Cascos + Topsides contratados (1º óleo em 2016) Cascos contratados Topsides sendo contratados (1º óleo em 2016)

Transferência de Óleo Em operação Em Construção

Transferência de Gás COMPERJ 250 km Rota 2 OPERAÇÃO CONSTRUÇÃO DESIGN Rota 1 Rota 3 Capacidade (milhões m 3 /dia) Situação 1 - LULA-MXL + UTGCA 10 Operação 2 - CABIÚNAS 16 Construção Ago/14 3 - MARICÁ 18 Design - Ago/16

Principais Resultados Exploração

Principais Resultados Exploração Poços exploratórios perfurados Bacia de Santos 32 poços Campos + Bacia de Santos 73 poços Sucesso Sucesso > 90% > 80%

Principais Resultados TLD TLD Período Bloco Lula Abr/09 até Dez/10 BM-S-11 Lula NE Abr/11 até Nov/11 BM-S-11 Sapinhoá Dez/10 até Jul/11 BM-S-9 Carioca NE Out/11 até Fev/12 BM-S-9 Iracema S Desde Fev/12 BM-S-11 Continuidade lateral excelente Alta Produtividade

Principais Resultados Piloto de Lula Reinjeção pioneira de CO2 em águas profundas bem sucedida Alta produtividade Primeiro poço horizontal Desenvolvimento acelerado do projeto

Produção Jan / 2011 54 k bpd 31 k bpd 85 k bpd AGO/2012 Set / 2012 100 milhões boe PPSBS BC 192 k bpd 113 mil bpd 107 k bpd 78 mil bpd 85 k bpd SET/2008

Mega Projeto Típico EDISE

Destaques Tecnológicos - Subsurface Vista através do Sal Caracterização de boas reservas Geologia e vazão adequadas

Destaques Tecnológicos Construção de Poços Poços Poços seguros e confiáveis Custo-benefício e alta produtividade dos poços para as condições do pré-sal

Destaques Tecnológicos - Submarinos Sistemas submarinos seguros e confiáveis Custo-benefício para projetos em águas ultra profundas

Destaques Tecnológicos Unidades de Produção Flutuantes Adequadas para os fluidos e contaminantes do pré-sal

Horizonte Energético Consumo 1990 Fonte: IEA, 2010 Outras 3147 Mtoe Óleo & Gás 4962 Mtoe 2010 Óleo & Gás 6794 Mtoe 8109 Mtoe 2030 Óleo & Gás 9720 Mtoe Outras 5207 Mtoe Outras 6486 Mtoe 12001 Mtoe 16206 Mtoe

Horizonte Energético Maiores Descobertas Offshore Thunder Horse (GoM) Zafiro, Bonga (Niger Delta) Marlim, Albacora, Roncador (Brasil) Girassol (Lower Congo Basin)

Horizonte Energético Maiores Descobertas Offshore Avaldsnes-Aldous, Mar do Norte Havis, Goliat, Mar do Barents Estabelecidas Emergentes Fronteiras Aphrodite, Mediterrâneo Moccasin, US GoM Zaedyus, Guiana Francesa Cameia-1, Cobalt and Azul-1, Pré-sal de Angola Multiple, Moçambique Lula, Cernambi, Sapinhoá, Franco Pré-sal Brasileiro Maiores Descobertas Offshore Fonte: Oil & Gas Journal 2010 Projetos Exploratórios 2012

Horizonte Energético 2030 2030 Previsão de Produção de Óleo e LGNs (milhões b/d) + 17 % Europa Pacífico Asiático América do Sul África Ásia Américas do Norte e Central Oriente Médio Fonte: WoodMackenzie, 2010

Horizonte Energético 2030 2030 Previsão de Produção de Óleo e LGNs (milhões b/d) + 26 % Europa Pacífico Asiático América do Sul África Ásia Américas do Norte e Central Oriente Médio Fonte: WoodMackenzie, 2010

Horizonte Energético 2030 2030 Previsão de Produção de Óleo e LGNs em águas profundas (milhões b/d) + 90 % Europa Pacífico Asiático América do Sul África Ásia Américas do Norte e Central Oriente Médio Fonte: WoodMackenzie, 2010

Perspectivas Produção de Óleo Baleia Azul (Cidade de Anchieta) Piloto Sapinhoá (Cidade de São Paulo) Jan/13 Piloto Lula NE (Cidade de Paraty) Mai/13 Sapinhoá Norte (C. de IlhaBela) Set/14 Iracema Sul (Cidade de Mangaratiba) Nov/14 Norte Parque das Baleias (P-58) Iracema Norte Dez/15 Lula Alto Jan/16 Lula Central Mar/16 Lula Sul Jun/16 Franco 1 Jul/16 Carioca 1 Ago/16 Lula Norte Set/16 Franco 2 Dez/16 Lula Ext Sul Jan/17 Iara Horst Jun/17 NE Tupi Jul/17 Iara NW Out/17 Franco 3 Dez/17 Franco 4 Jan/18 Sul de Guará Jan/18 Júpiter Mar/18 Carcará Mar/18 Franco 5 Dez/18 Sul Parque das Baleias Ent. de Iara Dez/19 Florim Dez/20 4.200 2.022 Baúna e Piracaba (Cidade de Itajaí) Papa Terra (P- 61 e P-63) Roncador III (P-55) Roncador IV (P-62) 2.500 Carimbé Aruanã Espadarte I Maromba Bonito Espadarte III 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011 2.022 k bpd 95% Pós-Sal 2016 2.500 k bpd 69% Pós-Sal 2020 4.200 k bpd 42% Pós-Sal 28% Pré-Sal (concessão) 5% Pré-Sal (concessão) 30% 1% Pré-Sal (concessão) Cessão Onerosa 19% 11% Pré-Sal Novas Descobertas (Cessão de Direitos)

Perspectiva Produção de Óleo Baleia Azul (Cidade de Anchieta) Piloto Sapinhoá (Cidade de São Paulo) Jan/13 Piloto Lula NE (Cidade de Paraty) Mai/13 Sapinhoá Norte (C. de IlhaBela) Set/14 Iracema Sul (Cidade de Mangaratiba) Nov/14 Norte Parque das Baleias (P-58) Iracema Norte Dez/15 Lula Alto Jan/16 Lula Central Mar/16 Lula Sul Jun/16 Franco 1 Jul/16 Carioca 1 Ago/16 Lula Norte Set/16 Franco 2 Dez/16 Lula Ext Sul Jan/17 Iara Horst Jun/17 NE Tupi Jul/17 Iara NW Out/17 Franco 3 Dez/17 Franco 4 Jan/18 Sul de Guará Jan/18 Júpiter Mar/18 Carcará Mar/18 Franco 5 Dez/18 Sul Parque das Baleias Ent. de Iara Dez/19 Florim Dez/20 4.200 2.500 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Baleia Azul (FPSO Cidade de Anchieta) 1º óleo: Setembro 2012

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Piloto de Sapinhoá (FPSO Cidade de São Paulo) 1º óleo: Janeiro 2013

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Piloto de Lula NE (FPSO Cidade de Paraty) 1º óleo: Maio 2013

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Sapinhoá Norte (FPSO Cidade de Ilhabela) 1º óleo: Setembro 2014

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Projeto Iracema Sul (FPSO Cidade de Mangaratiba) 1º óleo: Novembro 2014

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 FPSO Replicantes Lula Alto (P66) 1º óleo: Janeiro 2016

Perspectiva Produção de Óleo Piloto Sapinhoá (Cid. São Paulo) Piloto Lula NE (Cid. Paraty) Sapinhoá Norte (Cid. Ilhabela) Iracema Sul (Cid. Mangaratiba) Iracema Norte Lula Alto Lula Central Lula Sul Franco 1 Carioca 1 Lula Norte Franco 2 2.500 Lula Ext. Sul Iara Horst NE Tupi Iara NW Franco 3 Franco 4 Sul de Guará Júpiter Carcará Franco 5 Entorno de Iara Florim 4.200 2.022 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 E&P-PRESAL - R1 LULA ALTO - P-66 (Projeto Completo) ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO - CURVA S Fase II - Projeto Conceitual FPSOs Cessão Onerosa Franco-1 (P74) 1ºóleo: Julho 2016 % Acumulado 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Conclusão da Fase Avaliação de Oportunidade (Portão 1) (P: jun-12 / R: jun-12) (P: 100% / R: 100%) 2 - Conclusão da Fase de Projeto Conceitual (Portão 2) (P:maio-13 / Proj:maio-13) (P: 5,5% / R: 5,5%) 3 - Emissão da Licença Prévia (LP) (P:jan-14 / Proj:jan-14) 1º Óleo (PNG 12-16): 4 - Conclusão da Fase de Projeto Básico (Portão 3) (P:mar-14 / Proj:mar-14) (P: 0% / R: 0%) jan/16 5 - Início da Construção 1º Poço (P:jun-14 / Proj:jun-14) 6 - Emissão da Licença de Instalação (LI) (P:dez-14 / Proj:dez-14) 7 - Chegada da UEP na Locação (P:set-15 / Proj:set-15) 7 8 - Início da Interligação do 1º Poço (P:dez-15 / Proj:dez-15) 9 - Emissão da Licença de Operação (LO) (P: dez-15 / Proj:dez-15) 4 5 10 - Interligação do último poço (P:mar-18 / Proj:mar-18) 6 1 Justif.2 2 3 8 9 1º Óleo Projetado: jan/16 Aprovações Data Ata DE Data de Partida Fase I Fase II Fase III 1º Óleo EVTE: jan/16 22/06/12 - - Ata 4.950 - - 08/01/16 - - Referência: agosto/12 No mês Acumulado Previsto PNG: 3,0 p.p. 13,0% Realizado: 2,4 p.p. 12,0% 10 mar-10 jun-10 set-10 dez-10 mar-11 jun-11 set-11 dez-11 mar-12 jun-12 set-12 dez-12 mar-13 jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14 set-14 dez-14 mar-15 jun-15 set-15 dez-15 mar-16 jun-16 set-16 dez-16 mar-17 jun-17 Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado Fonte: SAP 31/08/12. Data da medição pela Diretoria de Exploração e Produção: 14/09/12 set-17 dez-17 mar-18

INVESTMENTOS 2012-2016 Investimentos Petrobras no Pré-sal: US$ 69,6 bi 15% 10,7 bi 85 % 58,9 bi Bacia de Santos Desenvolvimento Exploração Infra Bacia de Santos Bacia de Campos 4 % 2,4 bi 14 % 8,1 bi 82 % 48,3 bi Total: Petrobras + Parceiros US$ 93,1 bi

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