1. O documento descreve a aquisição da refinaria de Pasadena no Texas (EUA) pela Petrobras em 2006 e 2012, incluindo os valores pagos e as decisões do Conselho de Administração sobre a compra. 2. Em 2006, a Petrobras adquiriu 50% da refinaria e da trading por US$ 429 milhões, em linha com avaliações positivas de analistas. Em 2012, pagou US$ 820 milhões pelos 50% restantes após um acordo judicial. 3. Órgãos de controle como o TCU e a CGU real

1. 1
Maria das Graças Silva Foster
Presidente
CPI – Comissão Parlamentar de Inquérito no Senado
Eixo 1 - Refinaria Pasadena
“Processo de aquisição da refinaria de
Pasadena no Texas (EUA)”
27 de maio de 2014

2. 22
Visão em 1999 e em 2004: Parque do Refino no Exterior
Aquisição de Pasadena em Sintonia com os Planos Estratégicos da Petrobras
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20142003 2004
Plano Estratégico Visão 2020 Plano Estratégico Visão 2030Plano Estratégico Visão 2015
2001 20021999 2000
Plano Estratégico Visão 2010
4
3
2
1
Refinaria de Pasadena
Pasadena / Texas, EUA
1. Refinaria de Pasadena: processa 100 mbpd de petróleos leves e médios e produz principalmente gasolina
Situada em complexo industrial petroquímico, próximo a dutos que suprem a Costa Leste e a Região Central dos EUA
e às margens do Ship Channel, importante canal de navegação que liga o porto de Houston ao Golfo do México.
2. Tancagem Kinder Morgan
3. Houston Ship Channel
4. Terminal Chevron
Área Internacional da PetrobrasÁrea Internacional da Petrobras
- Agregar valor à produção de óleo
pesado da Petrobras
- Expandir a atuação no setor americano
do Golfo do México e Oeste da África
- Agregar valor à produção de óleo
pesado da Petrobras
- Expandir a atuação no setor americano
do Golfo do México e Oeste da África
Fonte: Plano Estratégico 2015 e Plano de Negócios 2004-
2010, aprovados pelo Conselho de Administração em
14/05/2004.

3. 3
Decisões do Conselho de Administração sobre a Aquisição de Pasadena
Conselho autoriza
Documentação apreciada pelo Conselho de Administração:
• Resumo Executivo: não havia menção às cláusulas “Put
Option” e “Marlim”. Não houve citação, nem intenção
manifestada, da compra dos 50% remanescentes da refinaria
de Pasadena.
• Apresentação de Powerpoint, feita pela Área Internacional,
com o título “Aquisição da Refinaria de Pasadena”. Também
não mencionou as cláusulas “Put Option” e “Marlim”. Não
citava, nem manifestava intenção, da compra dos 50%
remanescentes de Pasadena.
Relevância das Cláusulas “Put Option” e “Marlim”:
As cláusulas de Put Option e Marlim combinadas precificaram
e valorizaram os 50% iniciais (2006) + os 50% remanescentes
(2009) das ações de Pasadena por conta do valor intrínseco
do pretendido REVAMP para processar óleo pesado de
Marlim, bem como pela expansão da capacidade de refino de
100 para 200 mil bpd.
¹ PAI – Petrobras America Inc.
2 US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar.
3 LOI – Letter of Intentions (Carta de Intenções)
Conselho não autoriza
A matéria retorna ao Conselho em 12/5/2008, que resolve “transferir a
decisão”, e depois não volta mais a ser submetida.
Conselho autoriza “Acordo, a ser celebrado entre empresas do
Sistema Petrobras e as empresas do Grupo
Transcor Astra”
Encerram-se todas as ações judiciais entre Petrobras e o Grupo Astra.
Pagamento dos 50% remanescentes da PRSI e PRSITrading. [Valor:
US$ 820 milhões]
1ª Decisão CA 2ª Decisão CA
3ª Decisão CA
20 de junho de 2008 (Ata CA 1.304)
Diretoria informa ao Conselho que instruiu seus advogados a dar
entrada em processo arbitral porque o grupo Astra não estava
cumprindo suas obrigações como acionista, se recusando a suportar as
atividades da Refinaria e da Trading.
03 de fevereiro de 2006 (Ata CA 1.268) 03 de março de 2008 (Ata CA 1.301)
“nos termos do Resumo Executivo, adquirir, por
intermédio da PAI, 50% dos bens e direitos da
PRSI e participar, através da PAI¹, com 50% na
PRSITrading” [Valor: US$ 359 milhões + US$
70 milhões2]
Decisão DE
13 de junho de 2012 (Ata CA 1.368)
a aquisição dos 50% remanescentes nos
termos negociados com a Astra (com base
na LOI3
) e determina “a reapresentação da
matéria com informações complementares
do projeto” [Valor: US$ 788 milhões]

4. 4
Quanto se Pagou pela Refinaria de Pasadena? US$ 554 milhões
Quanto se Pagou pela Trading Constituída? US$ 341 milhões
(US$ milhão)
2006
Aquisiçãoda
PrimeiraMetade
(50%)
2012
Aquisiçãoda
SegundaMetade
(50%)*
TotalGastocom
100%dasAções
Gastos com
PRSI – Refinaria
189 + 70¹ =
259
295
486 + 70 =
554
Gastos com
PRST – Trading
170 171 341
Demais Gastos
com a Aquisição
0 354 354
Total 429 820 1.249
US$ 554 milhões Gastos com 100% da PRSI – 100 mil bpd
US$ 341 milhões Gastos com 100% da PRST
• Ativos Tangíveis:
Tancagens (via contratos)
Terminais e dutos (via contratos)
Escritórios e representações globais
Contratos comerciais e carteira de clientes
Crédito financeiro
US$ 354 milhões Demais Gastos com Aquisição
• Consequência dos riscos assumidos pela Petrobras no contrato de aquisição da
refinaria e da trading, principalmente na cláusula de Put Option, em contrapartida do
direito que a Petrobras tinha de impor investimentos de ampliação da refinaria
• Juros, empréstimos e garantias, despesas legais e complemento do acordo com Astra
• Ativos Intangíveis:
Inteligência de mercado
Potenciais clientes
Networking
* Valores de aquisição da PRSI e PRST vinculados ao laudo arbitral emitido em Abr/09 e pagos após o acordo extrajudicial de Jun/12.
¹ US$ 70 milhões referentes aos ajustes no Closing (set/2006), previstos em contrato: estoques, contas a receber e a pagar.
Transação entre a Astra e a Crown não se limitou a US$ 42,5 milhões
(i) US$ 64,5 milhões pela compra dos ativos; (ii) US$ 80 milhões em pagamentos
mensais de serviços de refino; e (iii) US$ 104 milhões de compra de estoques.
Depois, Astra investiu US$ 112 milhões na refinaria. TOTAL - US$ 360 milhões
Pasadena: Valor Médio da Aquisição US$ 8.250 / Barril de Capacidade
(Refinaria + Trading)
Em linha com outras aquisições de refinarias para óleo leve entre 2006 e 2008:
Montana US$ 6.875/bbl; Come by Chance US$ 12.470/bbl; Yorktown US$ 6.710/bbl

5. 5
Avaliação de Analistas sobre a Aquisição de 50 % iniciais Pasadena em 2006.
Com base nas informações do fato relevante de 03/02/06, os analistas de investimento relataram a aquisição positiva
Analistas consideraram a aquisição positiva, destacando o preço por barril pago pela Companhia abaixo da média da indústria em transações similares.
Ressaltaram a entrada da Petrobras no mercado americano de combustíveis, beneficiando-se das maiores margens, e o melhor aproveitamento do
óleo pesado de Marlim. Apontaram que a atratividade final da transação dependeria dos investimentos totais na modernização da refinaria.
Merrill Lynch – 06/02/2006
“The purchase price…well below the current average of approximately
US$11,000 per barrel of processing capacity.”
[O preço de aquisição ... bem abaixo da média atual de
aproximadamente US$ 11.000 dólares por barril de capacidade de
processamento]
“Given the transaction terms, we view the acquisition positively…””
[Dados os termos da transação, consideramos a aquisição de
forma positiva]
Credit Suisse – 03/02/2006
“with the inclusion of the investments required to conclude the refinery
upgrade, we believe the transaction multiple will move higher and end
up around the recent industry average”
[com a inclusão dos investimentos necessários para concluir a
conversão da refinaria, acreditamos que o múltiplo da transação
cresce e fica em torno da média recente da indústria]
“The transaction is positive for Petrobras.”
[A transação é positiva para a Petrobras]
Deutsche Bank – 06/02/2006
“We view this transaction as strategically important for Petrobras”
[Vemos esta transação como estrategicamente importante para a
Petrobras]
“this access should enable Petrobras to benefit from the high refining
margins prevalent in the US for heavy oil processors, adding value to its
Marlim Sul heavy oil production.”
[este acesso deve permitir à Petrobras beneficiar das altas
margens prevalentes nos EUA para refinadores de óleo pesado,
agregando valor à sua produção de petróleo pesado de Marlim Sul]
“Despite appearing attractive in principle, the return on this refinery will
depend a great deal on the amount of investment spent on its
modernization”
[Apesar de parecer atraente, em princípio, o retorno sobre esta
refinaria vai depender muito da quantidade de investimento gasto
em sua modernização, cujo valor até agora não foi divulgado.]
“We consider this news to be positive.”
[Consideramos esta notícia como positiva.]
Itaú – 06/02/2006

6. 6
Fonte: IHS-Cera, Products Markets
Short-Term Outlook, 2014
RefinariaparaÓleoPesado
US$/bbl
9,38,3
1,0
4,44,64,5
10,7
12,513,314,3
9,1
+7,3
-10,7
fev/14jan/1420132012201120102009
-0,1
20082007200620052004
3,9
3,0
0,7
3,6
1,2
4,13,94,4
1,0 +2,3+4,1
-4,7
-0,5-0,6-0,3*
*Efeitosdacrisefinanceirade2008.
Avaliação à luz da situação atual: Não foi um bom negócio.
No futuro próximo, é possível melhorias. Mas não seria feito novamente com as projeções e estratégias atuais
RefinariaparaÓleoLeve
US$/bbl
O Negócio: Potencialmente Bom
• Até 2008: nas condições econômicas, com
margens de refino elevadas, e do mercado de
derivados, o negócio 50% Pasadena com REVAMP
mostrou-se potencialmente bom.
• Esta avaliação está em linha com a opinião dos
analistas à época.
O Negócio: De Baixo Retorno
• Pós-2008: nas condições de então, com
margens reduzidas, o negócio 100% Pasadena
sem REVAMP transformou-se em um
empreendimento de baixo retorno sobre o capital
investido. (Baixa contábil de US$ 530 milhões.
Impairment: 2008-2012).
• 29/06/12: não houve relatórios dos analistas
avaliando o acordo final com a Astra
Desempenho Recente:
• Hoje: Lucro líquido positivo no 1T14,
com recuperação das margens, ao
processar óleo leve: tight oil.
• Set/06: compra de 50% da PRSI
e PRST (US$ 429 milhões).
• Jun/12: acordo para compra dos 50% adicionais
da PRSI e da PRST (US$ 820 milhões).
• 15/5/14: “Award for Safety
Achievement” (Prêmio pela Conquista
em Segurança) e “Meritorious Safety
Award” (Prêmio Meritório em
Segurança).

7. 7
Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle – Refinaria de Pasadena
Novembro de 2012 a Março de 2014
MaiNov/12 Jan/13 Mar Abr Jun Jul Ago Set Out
Mar/2013
TCU: Ministro José Jorge autoriza início
de auditoria de campo na Petrobras.
Petrobras apresenta ao TCU o resumo
do processo de compra da refinaria.
Mar/2013
CGU solicita à Petrobras o envio de
documentos adicionais
Fev/2013
TCU: Representação do
Ministério Público junto ao
TCU requerindo apuração de
indícios de irregularidades.
Fev/2013
CGU: Petrobras encaminha à
CGU a documentação
solicitada
Nov Dez/13 Mar/14
Abr/2013
TCU: Petrobras apresenta ao TCU Estudo
de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE)
que subsidiou a compra da refinaria
Abr/2013
CGU: Petrobras encaminha à CGU
documentos adicionais solicitados
Mai e Jun/2013
TCU: Auditoria de campo do
TCU na Petrobras
Nov/2013
TCU/SecexEstataisRJ apresenta relatório concluindo pela
existência de irregularidades na aquisição de Pasadena e
despacho de seu Diretor Técnico propondo defesa escrita pela
Petrobras, proposta esta sujeita à aprovação superior no TCU
Set/2013
TCU: Equipe do TCU elabora
Relatório de Fiscalização que propõe
defesa escrita pela Petrobras,
proposta esta sujeita à aprovação
superior no TCU.
Dez/2013
TCU: Ministro José Jorge
determina a apresentação de
defesa escrita sobre as
conclusões do relatório pela
Petrobras
Jan/2014
Petrobras apresenta defesa escrita e
aguarda posicionamento do TCU
Jan/2013
CGU solicita à Petrobras o envio de documentos
relacionados à aquisição da refinaria
TCU: Petrobras responde à segunda solicitação do
procurador Marinus Marsico
Fev/14Jan/14
Mar/2014
CGU, em função de fatos veiculados na
imprensa, solicita esclarecimentos sobre
eventuais providências tomadas e
documentos adicionais.
Mai a Set/2013
TCU: Petrobras responde a 7 ofícios do TCU relativas a
solicitações de documentação e de esclarecimentos sobre a
aquisição da Refinaria de Pasadena
Apuração TCU: 16 Solicitações
Apuração CGU: 5 Solicitações
Dez/12 Fev
Nov e Dez/2012
TCU: Procurador Marinus Marsico faz duas solicitações de informações
e documentos sobre a aquisição de Pasadena. A Petrobras responde à
primeira solicitação do procurador Marinus Marsico
Mar/2014
Petrobras cria Comissão de Apuração
Interna, em 24/03, para identificar
eventuais impactos, prejuízos e
responsabilidades da aquisição da
refinaria de Pasadena. Prazo: 6/6/2014.

8. 8
Eixo 2 - SBM Offshore
“Indícios de pagamento de propina a
funcionários da estatal pela companhia
holandesa SBM Offshore para obtenção
de contratos junto à Petrobras”

9. 99
Plataformas de Produção – Próprias e Afretadas
A Petrobras possui atualmente 125 plataformas em operação, sendo 29 do tipo FPSO1:
Unidades Próprias: Construídas e Operadas pela Petrobras
Unidades Afretadas: Construídas e Operadas pela Afretadora
FPSO Cidade de São Paulo
Unidade afretada: Schain2/Modec3
Piloto de Sapinhoá - 120 mbpd
1º óleo em 05/jan/13
FPSO P-58
Unidade própria: Petrobras
Parque das Baleias - 180 mbpd
1º óleo em 17/mar/14
FPSO Cidade de Paraty
Unidade afretada: SBM4
Piloto de Lula Nordeste - 150 mbpd
1º óleo em 06/jun/13
1) FPSO: Floating Production Storage and Offloading; 2) Empresa brasileira; 3) Empresa japonesa; 4) Empresa holandesa
BENEFÍCIOS DA CONTRATAÇÃO DE UNIDADES AFRETADAS
• Não há aporte de recursos financeiros pela Petrobras durante a
fase de construção, somente após o início da operação (1º óleo).
• Risco de sobrecusto na construção fica com a empresa afretadora.
• Maior agilidade nas fases de especificação, projeto,
conversão/construção e início de operação, quando comparado
com as unidades próprias.
• Histórico de entrega das unidades no prazo.
Unidade flutuante de produção,
armazenamento e transferência de óleo

10. 10
Frota Mundial de FPSOs em Lâmina d’água >300m: 96 = 43 Afretadas + 53 Próprias
68 Unidades em Operação e 28 em Construção – Janeiro de 2014
9
5
3 3
4
5
1
BW
Offshore
MODECSBM
11
SaipemTeekay
Em OperaçãoEm Construção
22224
Petrobras ShellENI ExxonMobil ONGCKangean Energy
23
8 Afretadas MODEC
8 Afretadas SBM
3 Afretadas BW Offshore
2 Afretadas Teekay
1 Afretada Saipem
1 Afretada Petroserv
Brasil
Oceania
Estão representados os países com mais de 2 unidades. Não representados: China (1); GoM (2); Índia (1); Mediterrâneo (1); Malásia (1); outros países da África (6)
43 53
Angola
Nigéria
Afretadas
Próprias
96 FPSOs
50 12
9
Noruega
6
3
4
Reino Unido
Fonte:FloatingProductionOutlookReportJan2014–EnergyMaritimeAssociatesePetrobras
Mercado Internacional: Principais Afretadores de FPSO (LDA>300m) Empresas Operadoras: FPSO (LDA>300m) Afretados
Operação + Construção
3 para a Petrobras
3 para a Petrobras
1
Empresas Afretadoras Empresas Operadoras

11. 1111
SBM Offshore – Relação Comercial com PETROBRAS – 1996 a 2013
Desde 1996 foram assinados contratos para afretamento de 9 FPSOs e construção de 1 FPSO, totalizando US$ 27,675 bi ¹
1) Não considera contratação de bóias submarinas e projetos de engenharia; 2) Contrato aditado em set/10 e FPSO renomeado para Cid Anchieta; 3) Substituiu a P-36; 4) Joint Operating Agreement; 5) Em construção
mar/14
FPSO Cidade Ilhabela
Unidade afretada: SBM
Sapinhoá Norte – 150 mbpd
Estaleiro Brasa -RJ
mar/14
CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO DECRETO 2.475 - 24-08-98
Procedimentos
1. Definição da modalidade (convite, inexigibilidade, tomada de preços, concorrência)
2. Solicitação de autorização pela autoridade competente para o início do processo de
contratação
3. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas.
4. Julgamento das propostas
5. Divulgação dos resultados em ato público (circulariza o resultado aos licitantes)
6. Solicitação de autorização pela autoridade competente para assinatura do contrato.
CONTRATAÇÃO NO ÂMBITO DO ACORDO DE OPERAÇÕES
CONJUNTAS - JOA
Procedimentos
1. O operador do consórcio define a estratégia de contratação (contratação competitiva ou
negociação direta)
2. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para início do
processo
3. Aprovação da estratégia de contratação pelo Comitê Operacional do consórcio
4. Solicitação de propostas aos licitantes: no mínimo 3 empresas, quando possível.
5. Julgamento das propostas
6. Comunicação do resultado ao vencedor
7. Solicitação de autorização pela autoridade competente, no âmbito do operador, para
assinatura do contrato.
8. Aprovação do Comitê Operacional do consórcio para assinatura do contrato.
FPSO
Capacidade
(mbpd)
Assinatura
do Contrato
Tipo de Contratação
Início
Operação
FPSO 2 30 mbpd Dez/96 Inexigibilidade / Lei 8.666/93 Ago/97
Espadarte / Anchieta2 100 mbpd Jan/99 Concorrência /Lei 8.666/93 Ago/00
Brasil 3 90 mbpd Jun/01 Inexigibilidade/ Decreto 2.745/98 Dez/02
Marlim Sul 100 mbpd Mar/03 Convite / Decreto 2.745/98 Jun/04
Capixaba 100 mbpd Abr/05 Convite / Decreto 2.745/98 Mai/06
P-57 180 mbpd Fev/08 Convite / Decreto 2.745/98 Dez/10
Cid. Paraty 150 mbpd Jul/11 JOA 4 Jun/13
Cid. Ilhabela 5 150 mbpd Mar/12 JOA 3T14
Cid. Maricá 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16
Cid. Saquarema 5 150 mbpd Jul/13 JOA 1T16

12. 12
SBM OFFSHORE / PETROBRAS: Apuração em Curso pelos Órgãos de Controle
Fevereiro a Maio de 2014
MaiMar AbrFev
Fev/2014
CGU: solicita à Petrobras informações sobre a
aquisição de ativos da empresa SBM Offshore.
CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal
Mendonça Filho solicita informações sobre o
relacionamento entre a Petrobras e a SBM
Offshore
CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal
Antônio Imbassahy emite 1º requerimento de
informações referente ao relacionamento entre a
Petrobras e a empresa SBM.
Mar/2014
PETROBRAS responde CGU com informações sobre a
aquisição de ativos da empresa SBM Offshore.
PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado
Federal Mendonça Filho.
PETROBRAS responde ao 1º requerimento do
Deputado Federal Antônio Imbassahy.
CIA conclui seus trabalhos (29/03)
Abr/2014
PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA à CGU
PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao TCU
PETROBRAS encaminha Relatório Final da CIA ao MPF
CGU: Presidente da Comissão de Sindicância Investigativa solicita acesso à documentação relacionada aos contratos com a empresa
SBM Offshore.
CGU: O coordenador da equipe de auditoria solicita documentos e esclarecimentos sobre o Relatório Final da CIA.
MPF: o Procurador da República solicita documentação referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a empresa SBM.
CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Onyx Lorenzoni solicita informações sobre as transações comerciais envolvendo o grupo
SBM Offshore N.V. e a Petrobras.
PETROBRAS responde ao requerimento do Deputado Federal Onyx Lorenzoni.
CÂMARA DOS DEPUTADOS: Deputado Federal Antônio Imbassahy envia 2º requerimento de informações solicitando cópia das atas de
reuniões com a empresa SBM.
PETROBRAS responde ao 2º requerimento do Deputado Federal Antônio Imbassahy.
Mai/2014
PETROBRAS responde a Comissão de Sindicância
Investigativa
PETROBRAS responde parcialmente a solicitação sobre o
Relatório Final da Comissão Interna de Apuração.
PETROBRAS encaminha ao MPF parte da documentação
referente aos contratos celebrados entre a Petrobras e a
empresa SBM.
CPIPETRO: a Coordenação de Apoio às CPIs solicita
cópia dos relatórios e outros documentos da Petrobras
sobre o suposto pagamento de propina da SBM Offshore.
Fev/2014
Petrobras cria Comissão de Apuração Interna (CIA),
em 13/02, para apuração das supostas irregularidades.
Apuração CGU: 3 Solicitações + Envio Relatório
Apuração MPF: 1 Solicitação + Envio Relatório
Apuração Câmara dos Deputados: 4 Solicitações
Apuração CPIPETRO: 1 Solicitação
Apuração TCU: Envio Relatório

13. 13
Eixo 3 - Segurança nas Plataformas
“Denúncias de que plataformas estariam sendo
lançadas ao mar faltando uma série de componentes
primordiais à segurança do equipamento e dos
trabalhadores”

14. 14
Curva de Produção da Petrobras 2011-2020
Fonte: Livro “Retomada da Indústria Naval e Offshore do Brasil 2003-2013-2020: Visão Petrobras”, pg. 84. Edição de dezembro de 2013.
P-62

15. 15
P-62: Campo de Roncador, Bacia de Campos (RJ)
Capacidade: 180 mil bpd de óleo e 6 milhões m3/d de gás natural
Dimensões: 327,5 m de comprimento, 57,2 m de largura e 30,4 m de altura
1º Óleo: 12 de maio de 2014
P-62 na locação definitiva (Campo de Roncador) em 21/01/14
2,0 2,0 1,9
2,5
4,2
Curva de Produção da Petrobras 2011-2020
Produçãodeóleo(milhõesdebarrispordia)
9 PLATAFORMAS
CONCLUÍDAS EM 2013
1 milhão bpd

16. 16
ENTIDADES HOMOLOGADORAS DA OPERACIONALIDADE PARA SAÍDA DO ESTALEIRO
P-62: Sistemas Operacionais e Autorizações para Saída do Estaleiro
Sistemas que devem estar operacionais para que a
plataforma tenha autorização para saída do estaleiro:
1. Salvatagem: baleeiras, botes de resgate, balsas, plano de
segurança, sinalizadores e rádios portáteis;
2. Suporte à vida: habitabilidade, geração de energia, esgoto,
ar comprimido, água potável, diesel, ar condicionado,
movimentação de cargas e comunicação;
3. Detecção e combate a incêndio;
4. Lastro e deslastro;
5. Ancoragem;
6. Homologação do heliponto;
7. Sinalização da embarcação.
Atestado de
Inscrição
Temporária (AIT)
(1, 2, 3, 4, 6 e 7)
P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13P-62 no EAS - Estaleiro Atlântico Sul (Ipojuca/PE) em 27/06/13
Passe de
SaídaCertificado MODU
(Mobile Offshore
Drilling Unit
Safety Certificate)
(4, 5 e 7)
Habitabilidade
e Segurança
(sail away)
(1, 2 e 3)
Termo de
Inspeção Sanitária
(2)
Registro de
Exportação
Saída do Estaleiro: 30/12/13
INÍCIODAS
HOMOLOGAÇÕES
CHEGADADOCASCODE
CINGAPURANOESTALEIROEAS
Dez/13
30/12/13
08/01/12 17/12/12 30/12/13
29/12/1323/12/1316/12/13Dez/13
Início da Integração
dos Módulos
Término da Integração
dos Módulos
Início
Homologações
SRTE: A Petrobras protocolou a DIM (Declaração de Instalação Marítima) da P-62 no Ministério do Trabalho (SRTE) em 22/05/13.

17. 17
Aprovação de
Documentação
de Segurança
Operacional
Autorização de
Produção (AJB)
Declaração de
Conformidade
Cartão de
Tripulação de
Segurança
Certificado de
Produção
Licença de
Operação
1° Óleo
Saída do
Estaleiro
Autorização de
uso de sistemas
de medição
Inspeção a bordoChegada à
Locação
Exportação
Ficta*
Princípio de Incêndio no Gerador
Elétrico Temporário
17/12/13
O Registro de Exportação da P-62 foi emitido em
16/dez/13 pela Receita Federal. No dia
17/dez/13, o valor da plataforma foi computado
na balança comercial. Portanto, a data de saída
da P-62 em 30/dez/13 não era fator determinante
para as estatísticas do ano de 2013.
*Exportação Ficta: Ocorre quando há o registro
de exportação da plataforma para o proprietário
no exterior (PNBV), para que haja a fruição dos
benefícios do REPETRO**
** REPETRO, criado em 1999, destina-se a
incentivar o ingresso no Brasil de ativos
estrangeiros com suspensão ou isenção de
tributos, com o objetivo de atrair investimentos e
fomentar o desenvolvimento do setor de óleo e
gás no Brasil.
30/12/13
O gerador temporário, embarcado para apoio ao
comissionamento dos sistemas não essenciais,
sofreu vazamento de óleo lubrificante que, em
contato com partes aquecidas da máquina,
entrou em combustão. O princípio de incêndio foi
controlado em 30 minutos pela brigada de
emergência a bordo. Não houve feridos nem
dano à plataforma.
10/01/14 21/01/14 14/03/14
Inspeção
SRTE-RJ (MTE)
A SRTE inspecionou a P-62 nos dias 11 e
12/mar/14. Nenhum serviço do comissionamento
foi interditado. A Secretaria solicitou a
comprovação de NR-13 de alguns vasos e
registrou que a planta de óleo somente poderia
entrar em operação após o comissionamento em
curso. No dia 01/abr/14 foi emitido o termo de
suspensão de interdição parcial. A SRTE foi
novamente a bordo em 06/mai/14, liberando o
início da produção da P-62.
18/03/14 04/04/14 05/05/14 06/05/14 07/05/14 12/05/14
A plataforma P-62 iniciou produção no dia
12/mai/14 no campo de Roncador. A
produção atual é de 18 mil barris por dia e
outros 8 poços serão interligados ao longo
desse ano de 2014.
P-62: Autorizações e Certificações Emitidas para Produção do 1º Óleo
SRTE-RJ

18. 18
Evolução dos Indicadores de Segurança e Meio Ambiente da Petrobras
A Cia atingiu as melhores marcas históricas no ano de 2013
Principais Iniciativas em 2012 e 2013
Taxa de Ocorrências Registráveis (TOR) x
Hora Homem de Exposição ao Risco (HHER milhões)
2013: Melhor marca histórica do TOR – Taxa de Ocorrências Registráveis em um cenário
de contínua elevação da HHER - Hora Homem de Exposição ao Risco (em Milhões).
Segurança dos Trabalhadores
• Elaboração de Planos Específicos de Redução de Acidentes a
partir dos registros típicos de cada Área
(Abastecimento: 33% dos acidentes em refinarias no ano de 2012
se deu por queda. Esse número caiu para 6% em 2013);
(E&P: As ocorrências mais comuns no E&P - queda e impacto -
reduziram 10% de 2012 para 2013).
Vazamentos
• Desde 2012, as Áreas vem conduzindo o Plano de Vazamento
Zero, também tratado de forma diferenciada por Área.
Número de Acidentados Fatais
(NAF)
Volume de Vazamento de Óleo e Derivados >1bbl (m³)
(VAZO)
2013: Melhor marca histórica de vazamentos, que somaram 187m³, 61% inferior ao Limite de
Alerta (476m³). Desde 2010 registra-se redução média de 35% ao ano no volume vazado.
187
387
234
668
2013
-52%
20122010 2011
Ocorrências 57 66 71 39
5,4
6,86,75,9
1.013
986
931928
2013
-21%
2011 20122010
HHER
TOR
13 13
47
3
3
1.013
986
931928
2010
10
201320122011
16
13
4
Empregados empresas contratadasEmpregados próprios
HHER
A Diretoria da Petrobras aprovou em 22/05/14 a criação de Grupo de Trabalho visando à estruturação do "Plano de Redução de Acidentes e Fatalidades na Companhia", para aprovação e implementação no
prazo de 30 dias.

19. 19
Eixo 4 - Superfaturamento na
Construção de Refinaria
“Indícios de superfaturamento na
construção de refinarias”

20. 2020
Refinaria RNEST: Capacidade Instalada 230 mil barris por dia
UnidadeTechint/Usiminas
Tanques Petróleo
Petróleo
GLP
(UDA) GLP
Energia
Elétrica
Vapor
Início
Ref: Abr/14 (US$ milhões)
Gás Ácido
Ácido
Sulfúrico
Petróleo
GLP
H2
Diesel + Nafta
Diesel + Nafta
Resíduo Atmosférico
Coque Coque
Água
Ácida
(UDA/UCR)
TérminoTérmino
Água Ácida
Ar Comp.
Petróleo
Gás Ácido
Ácido
Sulfúrico
GLP
H2
Diesel + Nafta
Diesel + Nafta
Resíduo Atmosférico
Água
Ácida
(UDA/UCR)Água Ácida
Coque
TREM 1
TREM 2
Águas Ácidas
Coque Trem 2
Coque
Derivados + Ácido
Sulfúrico
Água Ácida
Unidade: CII (Queiroz
Galvão/IESA)
Tubovias
Unidade: Enfil/Veolia
ETA (Estação de
Tratamento de Águas)
Unidade: Alusa
Caldeira: SES/Montcalm
CAFOR
(Casa de Força)
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
UGH (Geração de
Hidrogênio)
Unidade: Conest
(Odebrecht/OAS)
ETDI (Estação de
Tratamento de Despejos
Industriais)
Unidade: Confab
Esferas
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
HDT - Diesel
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
HDT - Nafta
Unidade: CNCC (Camargo/CNEC)
Fornos: Jaraguá
UCR (Coqueamento)
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
UDA (Destilação
Atmosférica)
Unidade: ALUSA/CBM
Unidade de Tratamento de
Águas Ácidas (UTAA)
Unidade: EBE/ALUSA
SNOX (Unidade de
Abatimento de Emissões)
Unidade: ALUSA/CBM
Unidade de Tratamento de
Águas Ácidas (UTAA)
Unidade: EBE/ALUSA
SNOX (Unidade de
Abatimento de Emissões)
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
HDT - Diesel
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
HDT - Nafta
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
UGH (Geração de
Hidrogênio)
Unidade: CNCC (Camargo/CNEC)
Fornos: Jaraguá
UCR (Coqueamento)
Unidade: Conest (Odebrecht/OAS)
Fornos: Jaraguá
UDA (Destilação
Atmosférica)
Consórcio Fidens/Milplan
Pátio de Coque
Unidade: EIT/ENGEVIX
Edificações
Unidade: Invensys
CGAutomação
Unidade: Orteng
CGElétrica
Unidade: Tomé
Tanques Produto
Unidade: COEG (EGESA)
Dutos Extramuros
Unidade: SUAPE
Pier (Porto Suape)
Capacidade de Processamento:
230 Mbpd
Perfil de Produtos:
Diesel: 161 Mbpd (70%)
Coque: 6.145 ton/d (18%)
Nafta: 24,1 Mbpd (11%)
Óleo Comb: 12,8 Mbpd (6%)
GLP: 10,2.Mbpd (5%)
Ácido Sulfúrico: 770 ton/d
Legenda:
On-Site Off-Site
InfraestruturaExtramuros

21. 21
55
6677
8899
1010
1111
1212
1313Trem 1
Trem 2
Trem 2
Trem 1
11
Trem 2
Trem 1
22
33
44
mai//14
(7) Tqs de Petróleo (8) Tqs. Produto intermediário e Final (9) Estação de Tratamento de Água e de (10) Tratamento de Despej. Industriais (11) CAFOR (12) Esferas (13) Torres de Resfr.
Refinaria RNEST: On-Site (Unidades de Processo), Off-Site (Tanques, Tubovias, Casa de Força,...)
(1) Destilação Atmosférica (2) Coqueamento Retardado (3) Hidrorrefino e Geração de Hidrogênio (4) Pátio de coque (5) SNOx (6) Tratamento de Enxofre (Águas ácidas e MDEAs)

22. 22
Reforço e engordamento
do Molhe
Dragagem da Bacia de Evolução
Tubovia
Porto de Suape
RNEST
Express Way
Dragagem do Canal
de Acesso
Reforços dos
Cabeços
Extramuros: Expansão do Porto de Suape e Rodovias para atender à RNEST
Aumento da capacidade do porto e da logística de acesso à refinaria
Investimentos Petrobras

23. 23
Refinaria RNEST: Realização Física 87,4%
Realização Financeira 85,4%
= +
On-Site, Off-Site e Infraestrutura Extramuros (Porto de Suape)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
mar-05
dez-05
set-06
jun-07
mar-08
dez-08
set-09
jun-10
mar-11
dez-11
set-12
jun-13
mar-14
dez-14
set-15
jun-16
mar-17
dez-17
set-18
jun-19
mar-20
dez-20
EVTE - Fase 1 EVTE - Fase 3 PNG 14-18 Realizado Projetado
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
jan-05
out-05
jul-06
abr-07
jan-08
out-08
jul-09
abr-10
jan-11
out-11
jul-12
abr-13
jan-14
out-14
jul-15
abr-16
jan-17
out-17
jul-18
abr-19
jan-20
out-20
jul-21
EVTE - Fase 3 EVTE - Fase 1 PNG 14-18 Realizado Projetado
PNG 14-18: 15.763 MM
Realizado: 15.793 MM
Acompanhamento Físico – Curva S
(%)
Acompanhamento Financeiro – Curva S
PNG 14-18: 88,5%
Realizado: 87,4%
PNG 14-18: Nov 2014 = T1
Mai 2015 = T2
PNG 14-18
US$ 18.496 MM
US$MM
Referência: Abr/14.
Fase 3
US$ 13.362 MM
Fase 1
US$ 2.407 MM
Fase 3
Dez/12
Fase 1
2S11
3 anos
+
Extramuros (Rodovias = 25km)RNEST operando
Data de medição: 25/04/14
Câmbio
Reajustes
Aditivos
Mudança Escopo
GoM BR
Câmbio
Custos (B&S)
Informações válidas em 27/05/14

24. 24
Mudança de Escopo (Fase 1 – Fase 3) e
Concepção Inicial – Não implementada US$ 2,4 bilhões
• Configuração: 1 Trem com capacidade de 200 mbpd
• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Merey (Venezuela)
• CAPEX: referência Golfo do México
• Estimativa Off-site igual On-site (baixo grau de definição)
• Câmbio R$ 3,00/US$ (95% do investimento em R$)
On-Site:
US$ 1,1 bi
On-Site:
US$ 1,1 bi
Off-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 biOff-Site e Infraestrutura: US$ 1,1 bi Extramuros: US$ 0,2 biExtramuros: US$ 0,2 bi
FASE I (Identificação de Oportunidade) Aprovada em SET/2005
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n
Trem Único
On-Site:
US$ 1,8 bi
On-Site:
US$ 1,8 bi
Off-Site: US$ 1,72 biOff-Site: US$ 1,72 bi Infraestrutura: US$ 0,4 biInfraestrutura: US$ 0,4 bi Extramuros: US$ 0,14 biExtramuros: US$ 0,14 bi
FASE II (Projeto Conceitual) Início: SET/2005 / Fim: DEZ/2006
Trem 1 Trem 2Trem 2
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n UCR
HDT-d
HDT-n
Off-Site: US$ 4,5 biOff-Site: US$ 4,5 bi Infraestrutura: US$ 1,0 biInfraestrutura: US$ 1,0 bi Extramuros: US$ 0,7 biExtramuros: US$ 0,7 bi
FASE III (Projeto Básico) Início: DEZ/2006 / Fim: NOV/2009
On-Site:
US$ 7,2 bi
On-Site:
US$ 7,2 bi
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n
Trem 1
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n
Trem 2
Projeto Conceitual – Não implementado US$ 4,1 bilhões
• Configuração: 2 Trens de 100 mbpd com 1 UDA
• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo (Sintético; maior severidade)
• CAPEX: referência Golfo do México
• Estimativa com lista de equipamentos e fatores de correção
• Câmbio R$ 2,50/US$
Projeto Básico – Aprovado US$ 13,4 bilhões
• Configuração: 2 Trens independentes de 115 mbpd (2 UDAs)
• Petróleo: Mistura 50% Marlim / 50% Carabobo
• CAPEX: referência Brasil
• Estimativa projeto básico e FEED On-Site concluídos
• Câmbio R$ 2,00/US$
Off-Site: US$ 7,1 biOff-Site: US$ 7,1 bi Infraestrutura: US$ 1,2 biInfraestrutura: US$ 1,2 bi Extramuros: US$ 0,9 biExtramuros: US$ 0,9 bi
FASE IV (Execução) Início: DEZ/2006 / Partida: NOV/2014
On-Site:
US$ 9,3 bi
On-Site:
US$ 9,3 bi
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n
Trem 1
UDA
UCR
HDT-d
HDT-n
Trem 2
Execução – Em implantação US$ 18,5 bilhões
• Configuração: Mantida em 2 Trens independentes de 115 mbpd
• Petróleo: Mantido em mistura 50% Marlim / 50% Carabobo
• Câmbio: R$ 1,97/US$
• Avanço Físico: Prev.: 88,5% Real: 87,4%
• Avanço Financeiro: Prev.: US$ 15,8 bilhões Real.: US$ 15,8 bilhões
Informações válidas em 27/05/14
Aumento do Investimento (Fase 4)Evolução do Projeto RNEST:
UDA: Unidade de Destilação Atmosférica; UCR: Unidade de Coqueamento Retardado; HDT-d: Hidrotratamento de Diesel; HDT-n: Hidrotratamento de Nafta

25. 25
Gestão/Operação Integrada do Parque de Refino: Unidade Geradora de Caixa
RNEST:
A Petrobras opera seus ativos de refino e
logística de forma integrada, maximizando o
resultado do Sistema e não a otimização
individual de cada ativo. Esse conceito é
denominado Unidade Geradora de Caixa.
Seguindo as normas contábeis internacionais(1),
a Área de Abastecimento realiza anualmente o
teste de impairment desses ativos de refino e
logística, já incluindo os investimentos, despesas
e receitas futuras geradas pela RNEST.
Os resultados dos testes têm sido positivos,
demonstrando que a sinergia da RNEST com as
demais unidades do parque de refino agrega
valor aos resultados da Petrobras.
Essa avaliação foi mais uma vez referendada
pela auditoria externa PricewaterhouseCoopers
nas demonstrações contábeis de 2013.
(1) International Accounting Standards Board (IASB) e
Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC).
Refinaria Alberto Pasqualini - REFAP
12
4
300 kbpd
300 kbpd
230 kbpd
323 kbpd
53 kbpd
8 kbpd
38 kbpd
165 kbpd
150 kbpd
239 kbpd
252 kbpd
415 kbpd
178 kbpd
208 kbpd
201 kbpd
46 kbpd
2.111 kbpd
995 kbpd
0
1
2
3
4
5
6
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Carga Processada no Brasil Petrobras: Produção de Petróleo Demanda por Derivados no Brasil
RNEST
Trem 1
Nov/14
RNEST
Trem 2
Mai/15
Comperj
Trem 1
Premium I
Trem 1
Premium II
milhãobpd
Carga Processada x Produção de Petróleo x Demanda de
Derivados no Brasil (milhão bpd)

26. 26
Atendimento aos Órgãos de Controle – RNEST
2008 2010 2011 2013 2014
Abr/2009
TCU: instaurado o proc. 009.758/2009-3,
cujo objeto é a metodologia por
pagamento de dias parados em
decorrência de chuvas.
Fev/2011
TCU: 009.758/2009-3 a Petrobras submeteu
à análise do Tribunal a nova metodologia de
ressarcimento dos dias parados.
Apurações TCU: 24 processos, dos quais 12
estão ativos 12 encerrados.
2009
Abr/2008
TCU: instaurado o proc.
008.472/2008-3, cujo objeto é
o contrato de terraplanagem.
Foram apontados
superfaturamento e
sobrepreço, inicialmente no
valor de R$ 148 milhões. Valor
cautelarmente garantido por
seguro.
Abr e Jul/2009
CN: RI 3812/2009 e RI
4056/2009 - solicitam
informações sobre
projeto de implantação
da Refinaria.
2006
Jan/2006
CN: RI 3527/2006 solicita
convênios, memorandos de
entendimentos e estudos
técnicos
Mar/2008
CN: RI 2338/2008 solicita
contrato de terraplenagem
Ago/2008
CN: RI 3310/2008 –solicita
informações sobre a
construção da Refinaria
Ago/2009
CGU: Ofício nº 26.717/2009 -
análise das justificativas
apresentadas em relação ao
relatório do TCU. Respondido
em 23/09/2009
Dez/2009
CGU: Ofício nº 39.716/2009 –
solicita documentos referentes
à execução.
Jun/2010
CN: RI 4956/2010 – solicita
informações sobre projeto de
implantação da Refinaria.
Abr/2010
TCU: instaurado o proc.
009.830/2010-3, cujo objeto é o
sobrepreço de R$ 1,3 bilhão nos
contratos de Unidade de Destilação
Atmosférica (UDA), Unidade de
Hidrotratamento (UHDT), Unidade
de Coqueamento Retardado (UCR)
e Tubovias.
Mar/2011
TCU: instaurado o proc. 007.318/2011-1, cujo
objeto é o sobrepreço, inicialmente na ordem de
R$ 124 milhões, no contrato de dutos;
Jul/2011
CN: RI 685/2011 – solicita
informações sobre a parceria
com a PDVSA.
Ago/2011
CN: RI 936/2011 – solicita
informações sobre a execução
física e financeira da Refinaria .
2012
Mar/2012
TCU: instaurado o proc.
006.285/2013-9, dando
continuidade às fiscalizações nos
contratos de UDA, UHDT, UCR,
Tubovias e Dutos.
Nov/2012
CN: 2 RI’s 2546/2012 e RI
2538/2012 - solicitam planilhas
em que foi constatado erro na
avaliação do custo.
Fev/2011
PF/PE: Instaurado Inquérito
Policial -111/2011 para apurar
possível responsabilidade penal.
Oitiva dos gestores.
Jul/2013
TCU: a irregularidade foi reclassificada
de IG-P para IG-C.
Jul/2013: TCU: Acórdão nº 1771/2013 determinou a manifestação
da Petrobras e a entrega de documentos. Petrobras entrega
documentos solicitados e apresentou defesa (Ago e Set/2013).
Ago/2013
TCU: o TCU proferiu o Acórdão nº 2290/2013 determinando à
Companhia que execute as referidas garantias prestadas pelo
consórcio, em R$ 19.787.834,53.
Outubro/2013
interposto Recurso, que se encontra pendente de julgamento.
Ago/2013
TCU: Acórdão nº 2144/2013 cientificou a
Petrobras para realizar pagamentos de
indenização de “chuvas” nos critérios do
TCU.
Jun/2013
CN: RI 3068/2013 – solicita informações
sobre plano de desinvestimentos.
Nov/2013
CGU: Ofício nº 34.839/2013 – pede providências
adotadas em razão das determinações do TCU.
Mar/2013
TCU: Acórdão nº 572/2013 reclassificou de IG-
P para IG-C. Out/2013: Acórdão nº 2.855/2013
julgou dispensável a aplicação de multa aos
gestores da entidade em razão de suposta
sonegação de documentos.
Abr/2014
CGU: Ofício nº 10.491 – pede
informações sobre diversos temas
abordados pela imprensa.
Mai/2014
CGU: Ofício nº 11.641/2014 – pede
informações sobre as apurações
instauradas em razão das supostas
irregularidades
Nota: IG-P: Irregularidade Grave com recomendação de paralização;
IG-C: Irregularidade Grave sem prejuízo da continuidade.
Abr/2014
Petrobras cria Comissão de
Apuração Interna, em 25/04,
para avaliar procedimentos
de contratação para
implantação da RNEST.
Prazo estimado: 60 dias.