Webcast sobre o resultado financeiro do 4º trimestre e exercício fiscal de 2010.

1. Divulgação de Resultados
4º trimestre de 2010 e exercício de 2010
(legislação societária)
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
1º de Março de 2011
1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
acerca de eventos futuros. Tais previsões
refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias
administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios
futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a
do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção
Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais
"deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta
visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as
evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em
previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados.
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 2010 em diante são estimativas ou metas.
2

3. DESTAQUES DE 2010
FPSO Cidade de Angra dos Reis o Recordes de produção de petróleo no Brasil:
o Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembro
o Mensal: 2.122 mil barris/dia em dezembro
o Anual: 2.004 mil barris/dia em 2010
o Produção internacional cresceu 3% e atingiu 245 mil bbld;
o Declaração de Comercialidade de Lula e Cernambi e
entrada em operação do sistema piloto de Lula, no pré-sal da
Bacia de Santos;
o Reservas provadas alcançaram 15,986 bilhões de boe pelo
critério SPE/ANP. Pré-Sal contribuiu com 1,071 bilhão de boe
da Bacia de Santos e 0,210 bilhão da Bacia do Campos;
o Entrada em operação de 6 novos sistemas de produção e 2 unidades de tratamento de gás natural;
o Volume de vendas de derivados no mercado brasileiro elevou em 11% e o de gás natural em 33%;
o Realização da maior oferta pública de ações da história, captando R$ 120,2 bilhões;
o Direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, através do Contrato de Cessão Onerosa;
o Investimentos de R$ 76.411 milhões em 2010, ante R$ 70.757 em 2009.
3

4. PRINCIPAIS INDICADORES
EBITDA por segmento* (R$ milhões)
2010 2009 ∆%
Lucro Líquido (R$/milhões) 35.189 30.051 17%
3.917 2.263
2.263 2.073
2.964 2.900 EBITDA (R$/milhões) 60.323 59.502 1%
7.356
23.338
PMR (R$/bbl) 158,43 157,77 0,4%
PMR (US$/bbl) 89,95 79,52 13%
53.793
37.713
Brent (US$/bbl) 79,47 61,51 29%
Dólar médio de venda (R$) 1,76 2,00 -12%
2010 2009 Produção (mil bbl/dia) 2.583 2.526 2,3%
E&P ABAST G&E DISTRIBUIÇÃO INTER.
Inflação (IPCA) 5,91% 4,31% 37%
* Excluindo Corporativo e Eliminações (no valor negativo de R$ 9.970 milhões em 2010) 4

5. PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS - 2010 VS 2009
Produção Total (média diária) Produção Doméstica (média diária)
2.526 +2% 2.583 +2% 2.338
3% 2.288
238 245 Internacional 5%
317 334 Gás Natural
(mil bpd)
2% 2%
2.288 2.338 Brasil 1.971 2.004
Óleo e GNL
2009 2010 2009 2010
o Aumento da capacidade instalada de produção de óleo em 2010 em 375 mil bpd, sendo que maior parte
dessa entrada ocorreu no 4T10 - 310 mil bpd;
o Ampliação da capacidade instalada de gás natural em 17 milhões m3/d;
o Impactaram crescimento da produção: paradas não programadas solicitadas pela ANP, necessidade de
reduzir a produção de Marlim Leste para recuperar a pressão do reservatório e atrasos para entrada em
operação de sistemas de produção, tais como Guará e Tiro-Sídon.
5

6. CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO
Produção Brasil Principais novos projetos Principais novos projetos
2010 2011
2.100
2.004 TLD Guará
30 mil bpd Mexilhão
Cidade de Angra dos Reis
(mil bpd)
100 mil bpd TLD Aruanã
5 milhões m3/d gás
+/- 2,5% P-56
P-57 Marlim Sul
180 mil bpd
2 milhões m3/d gás TLD Lula NE
Uruguá-Tambaú
35 mil bpd TLD Carioca NE
10 milhões m3/d gás
2010 2011E
SS-11 (TLD de Tiro) TLD Cernambi (Iracema)
30 mil bpd
Principais premissas para alcance da meta de produção de 2011:
o Previsão de 60 novos poços offshore, adicionando na média diária do ano:
i) 120 mil barris em poços de desenvolvimento em plataformas já existentes (concessões de
Caratinga, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador)
ii) 55 mil barris da P-57
iii) 30 mil barris da P-56 (entrada em julho/2011)
iv) 30 mil barris da Bacia de Campos (Marlim, Albacora e TLD Aruanã)
v) 30 mil barris do Pré-sal da Bacia de Santos
6

7. DESCOBERTAS 2009/2010: CARBONATOS ALBIANOS E DO
PRÉ-SAL NA BACIA DE CAMPOS
Volumes recuperáveis: Carbonato albiano do pós-sal: 1.105 MM bbl Carbonatos do pré-sal: pelo menos 780 MM bbl
Carbonato Albiano
Carbonatos do Pré-sal
Albiano e Carbonatos do Pré-sal
PAMPO
Principais reservatórios
ARUANÃ
7

8. PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
Realizações de 2010
o Contrato de Cessão Onerosa para produção de 5
bilhões; Poços em perfuração, completação ou avaliação
o Início do Projeto Piloto FPSO Cidade de Angra dos
Libra (ANP)
Reis em Lula;
o Início do TLD de Guará; Concessão
o 8 novos poços perfurados, totalizando 20 poços Cessão Onerosa
no Pré-sal na Bacia de Santos.
Atividades para 2011 Iara Horst
o 9 sondas operando no cluster, com expectativa Cernambi Sul
de até 3 novas unidades;
Piloto Lula P7
o 4 poços com perfuração já concluída, com meta
Piloto Lula IG1
de 20 poços no ano; Carioca NE
Lula Sul
o Início do Sistema de Lula NE (BM-S-11): 1S11; Guará Norte
o Início do TLD de Carioca NE (BM-S-9): 2S11;
o Início de produção do sistema de Cernambi Sul
(BM-S-11): final de 2011. Guará Sul
8

9. RESERVAS PROVADAS (critério ANP/SPE)
Reservas Provadas 2010 vs. 2009 Por Região Por Tipo (Brasil)
1.990 15.986 Águas Ultra Profundas
14.865 (0.869) (>1.500m)
milhões de boe
Brasil
Águas Profundas
(300-1.500m)
2009 Produção Incorporação 2010 Águas Rasas (0-300m)
Internacional Terra
2005 2010 2010
o 18 anos consecutivos de reposição de reservas no Brasil;
o No Brasil, índice de reposição de reserva de 240% e relação R/P de 19,2 anos;
o Lula e Cernambi contribuíram com 1,071 bilhão de boe para as reservas provadas de 2010.
9

10. SONDAS DE PERFURAÇÃO
o Aprovação da contratação/afretamento do 1º lote de 7 sondas a
serem construídas no Brasil:
o Entregas a partir de 2015
o Requisito de conteúdo nacional de 65%
Evolução da Frota Petrobras (unidades em operação em cada ano)
o Chegada de 14 sondas em 2011,
sendo 12 para operar em LDA
maior ou igual a 2.000m, com a
frota alcançando 60 unidades;
o Continuidade do processo de
contratação de 28 unidades;
o 7 sondas iniciarão atividades em
2012.
Até 900m (3000´) De 900 a 1500m (5000´)
De 1501 a 2286m (7500´) Acima de 2286m
10

11. CONTEÚDO LOCAL
Encomendas de Plataformas
Em Construção:
P-55: Estaleiro Atlântico Sul – PE (casco) /QUIP- RS (módulos)
Plataforma construída recentemente:
P-57: Brasfels – RJ
 Capacidade: 180 mil bpd de óleo
 Valor: US$ 1,2 bilhão
 Entregue dois meses antes do previsto
Em Construção:
P-56 e P-61: Brasfels –RJ
P-62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE
FPSO Cidade de Paraty: Brasfels -RJ
FPSO Cidade de São Paulo: Brasfels -RJ
Em Construção:
P-63: QUIP – RS
8 FPSOs (pré-sal): Ecovix – Rio Grande - RS
P-58: Estaleiro Rio Grande –RS , UTC Engenharia S/A – RJ e EBE – RJ.
o Índice de conteúdo local passou de 57% em 2003 para 74% em 2010
o P-57 foi entregue em 32 meses, com dois meses de antecedência e valor competitivo com os preços
internacionais. Redução de tempo e custo nas construções;
o Crescimento de 900 novos fornecedores por ano no cadastro corporativo da Petrobras;
o Existem 13 novos estaleiros em implantação que elevarão o total para 50*.
*Fonte: Sinaval - Sumário executivo -Janeiro de 2011 11

12. GÁS NATURAL 2009/2010
GÁS NATURAL 2009:2010 (Milhões m3/d) Geração Elétrica a Gás Natural
Oferta (média MW)
Volume Entregue
+38% +38% +196%
70 70
62 62 3.000 2.859
60 60 6
12 2.500
50 50 45 1.069
45
13 1 2.000
4 27
40 40
9
22
30 30 1.500
20 967
20 37 1.000
32 1.790
29 457 1.837,0
10 10 23
500
510
0 0 525,0
2009 2010 2009 2010 0
2009 2010
Termelétrico GNL Importado
Fornecimento Interno Importado Bolívia
Não Termelétrico
Terceiros Petrobras
Nacional
Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias)
12

13. AUMENTO DA UTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA
2010 Mais óleo Nacional na REFAP
Atividade abr mai jun jul ago set out nov dez kbpd
+184%
REPLAN - Ampliação
172
REVAP – HDT Diesel
REVAP – Coque
86
REVAP – HDT Nafta Ck 61
REFAP – Aquisição 30%
Antes Pós Potencial
aquisição
Maior produção de QAV na Maior carga na REPLAN* Maior produção de diesel Maior qualidade de diesel
REPLAN kbpd
na REVAP na REVAP
(%)
+39% kbpd
500 kbbl/mês +66% 9% S50
226
205 88 S500 35%
163
62
53 76%
S1800 66%
15%
0
jan 09 jan 10 jan 11 Anterior Pós Potencial Antes Pós Potencial Antes Pós
partida partida partida 13
*Valores referentes apenas à destilação U200 da REPLAN. 13

14. PREÇOS DE REALIZAÇÃO
US$/bbl R$/bbl
120 220 Média 2010
PMR Petrobras: 158,26
100 PMR EUA: 150,67
86 170
75 76 78 77
80
68 80
59 70 73 74 120
72
60 64
44
70 Média 2009
40 49 PMR Petrobras: 157,50
32 PMR EUA: 129,97
20 20
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl) PMR EUA PMR Petrobras
o Política de preços de alinhamento aos preços internacionais no longo prazo;
o PMR em reais estável em 2010 ante 2009, em dólares passou de US$ 79,52 em 2009 para US$ 89,95 em 2010;
o Spread óleo leve/pesado - retorno aos níveis históricos.
14

15. VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL NO
MERCADO INTERNO
Derivados Gás Natural
2.033 2.052
1.869
565 578 Outros
Mil barris/dia
509
230 219 GLP
212
379 414 Gasolina
366 360 363
247
782 859 841 Diesel
4T09 3T10 4T10 4T09 3T10 4T10
o No ano, venda de derivados no mercado interno cresceu 11% em relação a 2009, superando crescimento da
economia brasileira (7%);
o Forte crescimento da venda de gás natural (33%) em 2010;
o Vendas no mercado interno estáveis no comparativo 4T10 vs 3T10, destacando-se:
o Gasolina (aumento de 9%) – em função do diferencial em relação aos preços do álcool;
o QAV (aumento de 6%) – influenciado pelo aquecimento da economia brasileira.
15

16. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
R$/barril US$/barril
147,02
86,48
140,16
137,23
134,51
78,30 76,86
129,73 76,24
74,56
43,91 24,74 25,58
43,04 43,82 42,72 43,47 23,73 24,50 24,67
26,87 26,37 24,26 26,13 15,23 14,71 14,07 15,29
26,53 14,33
16,51 16,95 17,54 18,46 17,34 9,79 10,60 10,29
9,51 9,40
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
Brent Part. Governam. Custo de Extração
o No comparativo 4T10 vs. 3T10:
o O indicador reduziu 6%, em Reais, em função dos menores gastos com pessoal, dos efeitos cambiais e maior
produção no 4T10;
o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço médio de referência do petróleo
nacional.
16

17. BALANÇA COMERCIAL
2009 2010
Derivados Derivados
Óleo Óleo
705
697
615
549
(mil barris/dia)
227 200
152 299
478 497
397 156
316
82
Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq.
Volume Financeiro
(US$ Milhões) o Aumento das importações de derivados em 2010
refletem o crescimento na demanda do mercado
+ US$ 2.874 + US$ 1.534 interno, com destaque para o diesel e a gasolina;
18.077 19.611 o Crescimento das exportações de petróleo decorre
15.201
12.327
do aumento da produção e da disponibilidade
gerada pela parada programada na Replan.
2009 2010
Importações Exportações
17

18. LUCRO OPERACIONAL 2010 vs 2009
(R$ milhões)
30.440 (27.345)
(1.890) (145)
45.997 47.057
2009 Receita CPV Despesas de Demais 2010
Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais despesas Lucro Operacional
e adm.
o Aumento de receitas em função de elevação da demanda doméstica por derivados (11%), com destaque para
diesel (9%), gasolina (17%) e QAV (19%);
o Contribuiu para este ganho o aumento de produção e a elevação dos preços de venda do óleo (38%, em
Dólares), que superou a a alta do Brent (29%, em Dólares);
o Alta do CPV em função do forte crescimento da importação de derivados (97%) e o aumento dos gastos com
participações governamentais.
18

19. LUCRO LÍQUIDO 2010 vs 2009
(R$ Milhões)
2.581 35.189
2.725 273 (196) (1.305)
30.051 1.060
2009 Lucro Resultado Participação Participação Impostos Lucro 2010
Lucro Operacional Financeiro em Invest. dos Emp. atribuível aos Lucro
Líquido não Control. Líquido
o Elevação do ganho operacional em função de maiores volumes de vendas de derivados no mercado
doméstico e maiores preços de exportação;
o Melhor resultado financeiro líquido, por conta de ganhos cambiais sobre o endividamento líquido em 2010,
enquanto em 2009 ocorreram perdas cambiais apuradas sobre o saldo médio dos ativos líquidos em Dólar;
o Menor resultado atribuível a não controladores decorreu, especialmente, do efeito cambial positivo sobre o
endividamento de SPEs e do exercício de opção de compra das ações de projetos estruturados.
19

20. LUCRO LÍQUIDO 4T10 vs 3T10
R$ milhões 4T10 3T10 ∆$ ∆%
Receita de Vendas 54.492 54.739 (247) -0,5%
CPV (35.612) (35.094) (518) 1,5%
Lucro Bruto 18.880 19.645 (765) -3,9%
Despesas Operacionais (7.606) (8.526) 920 -10,8%
Lucro Operacional 11.274 11.119 155 1,4%
EBITDA 14.584 14.736 (152) -1,0%
Resultado Financeiro Líquido 1.926 1.968 (42) -2,1%
Imposto de Renda/Contribuição Social (2.452) (3.739) 1.287 -34,4%
Participação dos Acionistas não Controladores (34) (565) 531 -94,0%
Lucro Líquido 10.602 8.566 2.036 23,8%
20

21. INVESTIMENTOS 2010 vs 2009
2010 8%
2009
R$ 76,4 bilhões R$ 70,8 bilhões
(%) (%) Outros
Outros
5% 6%
Inter - 6% Inter - 10%
G&E - 9%*
E&P G&E - 15%* E&P
43%* 45%*
Abast
37%* Abast
24%*
o E&P: Crescimento dos investimentos para desenvolvimento do pré-sal;
o Abastecimento: Destaque para investimentos na melhora de qualidade dos derivados, expansão
da capacidade interna, conversão e em ativos petroquímicos;
o G&E: infra-estrutura em fase complementar - melhora no transporte de gás natural.
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs 21

22. CAPEX 2011
Plano Anual de Negócios 2011 Plano Anual de Negócios 2010
R$ 93,67 bilhões R$ 88,54 bilhões
(%) Biocomb. (%) Distr
Distr 1%
1% Corp - 1% 1% Outros – 3%
Inter Inter
G&E 6% G&E 7%
5% 9%
E&P E&P
46% 42%
Abast Abast
40% 38%
o PAN 2011: 5,8% superior ao PAN 2010. Basicamente a mesma carteira de investimentos no PN 2010-
2014, exceto pela inclusão das atividades iniciais na Cessão Onerosa.
22

23. ENDIVIDAMENTO
6 Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda 40%
5,5 31% 32% 34% 35%
5 26% 28% 28% 30%
4,5 25%
4
3,5 16% 20%
3
17% 15%
2,5 10%
2 1,35 1,52 5%
1,5 0,95 0,95 1,00 1,23 0,94 0%
1 1,00 -5%
0,5
0 -10%
-0,5 -15%
-1 -20%
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
R$ Bilhões 31/12/10 31/12/09
Endividamento de Curto Prazo 15,7 15,6 o Nível de alavancagem da Petrobras
Endividamento de Longo Prazo 102,2 86,9 apresentou queda abrupta no ano
Endividamento Total 117,9 102,5 (2009: 31%; 2010: 17%) em função da
Disponibilidades 30,3 29,0 capitalização;
Títulos públicos federais 25,5 -
o Ao término do ano, o endividamento
Disponibilidades ajustadas 55,8 29,0
líquido caiu 15% e as disponibilidades
Endividamento Líquido 62,1 73,4
ajustadas (inclui títulos públicos
Dívida líquida/Ebitda 1,0X 1,2X
federais) cresceram 92%.
US$ Bilhões 30/12/10 30/12/09
Endividamento Líquido 37,3 42,2
23

24. Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
24
24