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Divulgação de
     g ç
Resultados
4º trimestre de 2011 e
exercício de 2011
(legislação societária)




Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e
de Relações com Investidores


14 de Fevereiro de 2012
Aviso

 Estas apresentações podem conter previsões acerca
 de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
 expectativas dos administradores da Companhia
    p                                            p
 sobre condições futuras da economia, além do setor
 de atuação, do desempenho e dos resultados
 financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos        Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
 “antecipa",
        p         "acredita",     "espera",
                                     p          "prevê",
                                                 p
 "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva",             A SEC somente permite que as companhias d
                                                                                                  h de
 "deverá", bem como outros termos similares, visam         óleo e gás incluam em seus relatórios
 a identificar tais previsões, as quais, evidentemente,    arquivados reservas provadas que a Companhia
 envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela
                                  p                 p      tenha comprovado por produção ou testes de
 Companhia e, consequentemente, não são garantias          formação conclusivos que sejam viáveis
                                                           f      ã        l                         á
 de resultados futuros da Companhia. Portanto, os          econômica e legalmente nas condições
 resultados futuros das operações da Companhia             econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
 podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não     alguns termos nesta apresentação, tais como
 deve se basear exclusivamente nas informações             descobertas, que as orientações d SEC nos
                                                           d     b                 i    õ da
 aqui contidas. A Companhia não se obriga a                proíbem de usar em nossos relatórios
 atualizar as apresentações e previsões à luz de           arquivados.
 novas informações ou de seus desdobramentos
 futuros. Os valores informados para 2012 em diante
 são estimativas ou metas.




                                                                                                            2
Destaques de 2011

                                    » 16,41 bilhões boe (critério SPE/ANP)
   Reservas Provadas                » IRR = 148%
                                    » Reserva‐produção = 18,5 anos
                                               p    ç         ,


                                    » Produção total de óleo de gás: 2,62 milhões de boe/d (+2 %)
         Produção
              ç                     » Produção brasileira de óleo e LGN: 2,02 milhões bpd (+1%)
                                            ç                             ,            p (     )
                                    » Entrega de gás natural nacional: 214 mil boe/d (+18%)


                                    » Crescimento da produção do Pré sal*: de 71 mil bbl em jan para 133 mil bbl em dez
                                                                    Pré‐sal*:
           Pré‐sal                  » Piloto de Lula, TLDs de Lula NE e Carioca NE e gasoduto Lula‐Mexilhão
                                    » Declaração de comercialidade de Guará (Sapinhoá): 2,1 bilhões de boe



         Vendas de                  » Venda de derivados da Petrobras no mercado doméstico aumentou 9% em relação a
         Derivados                  2010, atingindo 2.131 mil barris/dia




      Investimentos                 » R$ 73 bilhões, sendo 47% no E&P



* Apenas óleo. Parcela Petrobras.                                                                                         3
Reservas Provadas (critério ANP/SPE)

                                                Reservas Provadas 2011

                                       16,4 Bi boe
                                                                                Águas Ultra Profundas
                                                                                  g
                                                                                (>1.500m)


          Internacional
                                                                                Águas
          Brasil                  4%             96%                            Profundas
                                                                                (300‐1.500m)


                                                                                Águas Rasas  
                                                                                Terra
                                                                                T



    Evolução das Reservas no Brasil (bilhões boe)                        IRR no Brasil acima de 100% pelo 
                                                                               20º ano consecutivo
                                              15,71
                          15,28                             » Índice de Reposição de Reservas 2011 = 152%
                                            5,3 % aa
                                            5 3 % aa        » Reserva/Produção = 19 2 anos
                                                                                 19,2
     14,17
                                                            » Apropriação total em 2011: 1,242 bi boe
                                                                  » Pré‐sal = 0,978 bi boe
     2009                 2010               2011                       » Destaques: Sapinhoá (Bacia de Santos) 
                                                                                       Albacora (Bacia de Campos) 

                                                                                                                     4
Atividade Exploratória

                                                                      Descobertas 2011
            Índice de Sucesso                           Espírito 
                                                                              Campos
                                                                                 p                   Santos
                                                         S t
                                                         Santo
                      57%                 59%           Pós‐sal               Pós‐sal               Pós‐sal
      40%                                                                     Guanabara              Patola
                                                        Malombe
                                                                               Tucura
                                                        Brigadeiro                                  Pré‐sal
                                                                                                    Pé l
                                                                              Pré‐sal                Abaré
                                                      Pé‐de‐moleque
                                                                               Gávea
    2009              2010              2011                                                         Biguá
                                                        Quindim                Forno




            Poços Exploratórios
              ç     p                                 » Desde 2007 o volume recuperável estimado total foi maior
                                                      que 2,5 bilhões de boe/ano
      2011                          2012
                                                      » Custo da descoberta em 2011 foi US$1,56/boe. O Plano de
» Onshore – 76               » Offshore 66   
                             » Offshore – 66          Negócios contempla um custo de descoberta em torno de
                                                      US$ 2/boe
» Offshore – 47               » Campos (16)

    » Pré‐sal  (17)           » Santos (18)           » R$ 9 bilhões investidos em exploração em 2011 e previsão
                                                      de R$ 10 1 bilhões em 2012
                                                            10,1
                              » Espírito Santo (11)


                                                                                                               5
Produção no Brasil


                                                  4T11 vs 3T11 (+3,6%):
                                                  » Paradas de produção no campo de Marlim (-24 mil bpd no
                                                  4T11 vs -79 mil no 3T11)
                       Óleo                       » Poços de Pré-sal (média dez/11): 133 mil bpd
 mil bpd
                                                        » Poços descobertos no Varredura (média dez/11): 46 mil
                                          2.049
                                          2 049   bpd
            2.044
            2 044
  2.030                                           » Dos 16 poços previstos para entrar em produção no 4T 2011,
                      2.018                       9 efetivamente iniciaram a produção


                                 1.978
                                 1 978
                                                  2011 vs 2010 (+1%):
                                                  » Perda de produção devido a paradas programadas e não
                                                  programadas foi de 67 mil bpd, sendo 33 mil bpd por
                                                  manutenções não previstas
   4T10    1T11     2T11      3T11       4T11
                                                  » Atrasos na entrada de poços comprometeram o atendimento
                                                  da meta de produção 2011

                                                  Gás Natural
                                                  » Principais campos: Mexilhão, Uruguá e Lula
                                                  » Houve redução de 26% na queima de gás em relação a 2010




                                                                                                              6
Produção 2012

                    CONTRIBUIÇÕES DAS NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO

                                           Entrada em 
            Projetos                                       Expectativa 2012   Prod. Média 2011
                                            Operação

            P‐57                              4T10           151 mil bpd          80 mil bpd

            Piloto Lula                       4T10            44 mil bpd          28 mil bpd

            P‐56                              3T11           105 mil bpd          17 mil bpd

                                                                              7 poços até o final 
            FPSO Cid. Anchieta                3T12            25 mil bpd
                                                                                   de 2012

                                                                              3 poços até o final 
            FPSO Cid. Itajaí                  3T12            11 mil bpd
                                                                                   de 2012


 » Adicionalmente, descobertas em ring fence (Projeto Varredura): 5 poços de desenvolvimento da produção já
 programados ‐ expectativa de 31 mil bpd adicionais na média de 2012




                                                                                                              7
Pré-sal da Bacia de Santos

                REALIZAÇÕES 2011                                          Poços em perfuração, completação ou avaliação
                                                                          (situação dez/11)
»   Produção de óleo no Piloto de Lula (dez/2011): 65.000 bpd                                                            Franco 2 NW
    (com 3 poços produtores i
    (                 d       interligados)
                                   li d )
                                                                                               Concessão
»   Declaração da Comercialidade do Campo de Sapinhoá
    (BM‐S‐09)                                                                                 Cessão Onerosa

»   17 novos poços perfurados, totalizando 37 poços no Pré‐
    sal na Bacia de Santos
»   Realização do TLD de Lula NE                                                                       Iara Oeste
                                                                                                       Iara Oeste
»   Início do TLD de Carioca NE
»   Contratação dos 4 cascos que serão convertidos nos                                                Nordeste de Tupi
    primeiros FPSOs para as áreas da Cessão Onerosa
                                                                                                                            Lula Alto ADR

                                                                                                                    Piloto Lula IWAG‐
                                                                                                                    Piloto Lula IWAG‐5
             ATIVIDADES PARA 2012                               Carcará
                                                                                                                     Piloto Lula P8H
                                                                                                                     Piloto Lula P8H
                                                                             Carioca Sela
                                                                             Carioca Sela
»   Início de produção do FPSO Cidade de São Paulo                                                                  Lula Sul
                                                                                            Guará Norte
    no campo de Sapinhoá (BM‐S‐09): final de 2012
»   Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa): final de
    2012
»   Realizações dos TLDs de Cernambi Sul e Sapinhoá
    Norte e início de TLD em locação a ser definida
»   10 sondas operando no cluster e expectativa de
    dobrar até o final de 2012



                                                                                                                                       8
Pré-sal da Bacia de Campos

                                            SITUAÇÃO EM DEZ/11

                                   » Jubarte: 14 000 bpd (ESS 103)
                                              14.000     (ESS‐103)

                                   » Baleia Franca: 21.500 bpd (BRF‐1 + BRF‐6)

                                   » Brava: 6.500 bpd (MRL‐199D)

                                   » Carimbé: 19.000 bpd (CRT‐43)

              Descobertas          » Tracajá: 20.000 bpd (MLL‐70)

                                   » Total: 81.000 bpd*


                                           ATIVIDADES PARA 2012
                                           ATIVIDADES PARA 2012

                                   » 9 poços exploratórios em ring‐fence
                                     (pós‐sal e pré‐sal)

                                   » Novos     poços      produtores      em
                                     Barracuda, Marlim Leste e Albacora
                                     Leste (potencial total de 35 mil bpd)




* Produção Petrobras + Parceiros                                                 9
Sondas de Perfuração

                                SONDAS FLUTUANTES SOB CONTRATOS
                                     (entre 2.000 m e 3.000 m)


                                                                                            Previsão de 
                                                                               +15
                                                                19                         novas sondas
                                                    13
                                    5
                     3

                  2008            2009             2010        2011            2012


               Disponibilidades                             Construção de 33 Sondas no Brasil
                                                          » Taxas diá i
                                                                    diárias   em   linha
                                                                                   li h    com     mercado
                                                                                                        d
  » As necessidades de sondas da Petrobras estão
                                                          internacional
  atendidas no médio prazo
                                                          » Apoio governamental com financiamentos,
  » Análises de demanda da Petrobras e oferta do
                                                          fundos garantidores e incentivos fiscais
                                                                 g
  mercado estão em constante revisão
        d     tã       t t      iã
                                                          » Índice de Conteúdo local entre 55% e 65%
  » Monitoramento do mercado internacional para
  atender pontuais necessidades                           » Entregas a partir de 2015 (atendendo a
                                                          demanda de longo prazo)




                                                                                                             10
Crescimento do Lucro Líquido por Barril

                         Distribuição do preço de realização do barril de óleo produzido no Brasil

             Preço de Realização por barril em Reais                                        % do Preço de Realização
180

160                                                                      100%

140                                                                                   25%
                                                                                                       31%              33%
                                                         R$ 52            80%
120
                                   R$ 39                                              22%
100                                                                       60%                          21%              21%
              R$ 26                                      R$ 34
  80
                                   R$ 26                                              13%
              R$ 22                                                       40%                          16%
  60                                                     R$ 27                                                          17%
              R$ 13                R$ 20
                                                                                      23%
  40                                                                                                   18%
                                                         R$ 25            20%                                           16%
              R$ 24                R$ 22
  20
                                                         R$ 21                        17%              14%              13%
              R$ 17                R$ 18
   0                                                                        0%
              2009                 2010                 2011                          2009            2010             2011

       Custo de Extração       Custos Exploratórios + DD&A + Outros *        IR/CS    Participações Governamentais     Lucro Líquido


          » E t
            Em termos relativos, custos estáveis
                        l ti        t     tá i
          » Em termos nominais, lucro por barril dobrou nos últimos 2 anos

*Outros inclui despesas tributárias, P&D, despesas gerais, vendas e administrativas                                              11
Preços

             Preços do Petróleo (US$/bbl)                                        Preço Médio de Realização (R$/bbl)
                                                                                                                        Média 2011
                                                                240                                               PMR Petrobras: 167,87
                                          117    113                                                                PMR EUA: 194,46
120
                                   105                    109

100                                        109                  190
                             86                   103     103
       75   76    78                94
 80                    77
                             80      4T11: Queda do spread      140
                  74                                                                                 Média 2010
       70    73        72
 60                                      óleos leves/pesados
                                                                                                PMR Petrobras: 158,43
                                                                                                  PMR EUA: 150,48
                                                                 90
 40


 20                                                              40
      4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11                    4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11
            Petróleo Petrobras (média)              Brent                             PMR EUA                PMR Petrobras



» Reajustes dos preços do diesel e da gasolina em novembro de 2011
» Elevação do PMR EUA no 4T11, em Reais, em função da desvalorização cambial média de 10%




                                                                                                                                     12
Derivados no Mercado Interno

                                     PRODUÇÃO                                                          VENDAS

                                                                                                        2.208          2.229
                        1.910
                        1 910           1.886
                                        1 886          1.949                             2.052

                                                                                                       435             448
                                                       552                              479
         s/dia




                                                                              s/dia
                        570             511                                                            235             224
mil barris




                                                                     mil barris
                                        133            141                              219
                        134                                                                            488             547
                        378             406            389                              414



                        828             836            866                              940           1.050            1.010



                      4T10           3T11             4T11                            4T10          3T11              4T11
                     Diesel + QAV   Gasolina    GLP    Outros                         Diesel+QAV   Gasolina     GLP     Outros

                 »   Em 2011 houve intensificação da produção doméstica de diesel e gasolina com o parque existente
                        2011,
                 »   Crescimento de 9% na venda de derivados no comparativo 2011/2010:
                       » Aumento de 24% no volume de gasolina em função de preços mais atraentes em relação ao etanol e
                           elevação da frota
                       » Aumento de 9% do volume de diesel devido ao crescimento da atividade econômica
                       » Queda de 18% das vendas de óleo combustível (incluído em ‘outros’) pelo efeito‐substituição do GN

                                                                                                                                 13
Destaques do Abastecimento

           REALIZAÇÕES 2011

» Recorde de Carga Fresca Processada (+4%) e da Produção de Derivados (+3%)
» Fator de Utilização de 92%
» Entrada em operação de 14 unidades com foco em melhoria de qualidade de produtos
» Comercialização do diesel S‐50 em 56 novos municípios dos estados de São Paulo e Rio de Janeiro


       PERSPECTIVAS PARA 2012

» Carteira de Conversão: Partida do Coque + HDT da REPAR
» Carteira de Qualidade de Diesel: RLAM e REPAR
» Comercializar volume adicional de 500 mil m3/mês de diesel com menor teor de enxofre
» PROMEF I e II: 2 Suezmax, 3 navios de Produtos e 1 navio Bunker
                           ,

     PRINCIPAIS PROJETOS EM ANDAMENTO

» RNEST: 1º trem em junho de 2013 e 2º trem em janeiro de 2014
» COMPERJ: 1º trem de refino em setembro de 2014
» Cerca de 90% dos investimentos em qualidade e conversão no
parque de refino serão finalizados em 2013



                                                                                                    14
Destaques do Gás & Energia
                                 Gás Natural: Demanda                                                  Gás Natural: Oferta

                                    62                 62                                               62             62




                                                                                        Milhões m3/d
                                                                                                   d
              Milhões m3/d
                         d



                                                                    +7%
                                                                                                                             +18%
                                         37             40                                                   28         34




                                     PRINCIPAIS REALIZAÇÕES 2011 E PERSPECTIVAS 2012

                » Finalização dos investimentos em infraestrutura de transporte de gás natural
                             » Entrada em operação dos dutos: Gastau, Gaspal II, Gasan II e Variante do Nordestão
                »P i i i i
                 Principais investimentos em 2012
                                  i          2012:
                                   » UTE Baixada Fluminense
                                   » Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas – UFN III
                                   » Terminal d GNL d Bahia
                                            l de    da h
                                   » Unidade de Processamento de GN de Cabiúnas (Rota 2 do Pré‐Sal)

Nota: Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias)                                    15
Lucro Operacional 2010 vs 2011
(R$ milhões)
( $ lh )

                            32.334         (31.322)



           46.394                                           (1.238)           (765)          45.403




          2010           Receita            CPV          Despesas de        Demais             2011
    Lucro Operacional   de Vendas                       vendas, gerais     despesas      Lucro Operacional
                                                           e adm.



 » Maior receita com vendas devido ao aquecimento do mercado interno (+6%) e às maiores cotações de óleo e
   derivados (Brent: +40%; PMR Petrobras: +6%)
 » Elevação do CPV refletiu incremento dos volumes importados de petróleo e derivados, elevação das cotações
   internacionais sobre importações e participações governamentais
 » Aumento das despesas operacionais em função de maiores custos exploratórios e P&D




                                                                                                             16
Lucro Líquido 2010 vs 2011
(R$ milhões)
( $ lh )

      35.189        (991)
                                 (2.498)                                                     895            33.313
                                                 (199)          131            786




      2010          Lucro       Resultado    Participações Participação de   Impostos   Lucro atribuível     2011
  Lucro Líquido   Operacional   Financeiro         em       Empregados                     aos não       Lucro Líquido
                                             Investimentos                                 Control.




   » Redução do resultado financeiro líquido devido à depreciação do Real em 2011 (13%) contra apreciação do Real
     em 2010 (4%) i
                  impactou o L
                        t     Lucro Lí id em R$ 2 5 bilhõ
                                    Líquido        2,5 bilhões




                                                                                                                         17
Lucro Operacional 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )


                            1.703           (4.465)
           12.372
           12 372

                                                              (306)            (1.552)
                                                                                                7.752




           3T11           Receita            CPV           Despesas de         Demais            4T11
     Lucro Operacional   de Vendas                        vendas, gerais      despesas     Lucro Operacional
                                                             e adm.
                                                             e adm

    » Elevação dos preços do diesel e gasolina em novembro/11 contribuíram para aumento das receitas
    » Aumento do CPV em função de
         » AAumento d volume d vendas com maior participação d i
                   t do l       de      d          i     ti i ã de importados
                                                                          t d
         » Efeito do câmbio (desvalorização média de 10%) sobre custos dolarizados
         » Elevação da alíquota de participação especial em função de aumento de produção em alguns campos
         » Maior depreciação em função de mais ativos a serem amortizados e depreciação retroativa
    » Aumento das despesas com impairment e baixa de poços secos


                                                                                                               18
Lucro Líquido 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )

                                                  492           (43)         (1.508)
                                  5.627
       6.336
       6 336        (4.620)                                                                 (1.235)

                                                                                                            5.049




      3T11          Lucro       Resultado    Participações Participação de   Impostos   Lucro atribuível     4T11
  Lucro Líquido   Operacional   Financeiro         em       Empregados                     aos não       Lucro Líquido
                                             Investimentos                                 Control.




     » Melhora no resultado financeiro devido a menor desvalorização cambial no 4T11 (1%) quando comparado
     ao 3T11 (19%)
     » Em função da adoção de CPC 19, os resultados de participações de empresas compartilhadas foram
     lançados em Participações em Investimentos, não afetando o Lucro Líquido




                                                                                                                         19
Potenciais fatores de desvios em relação às
expectativas do mercado

             R$ milhões
                                                                        Lucro 
                 Variação 4T11 vs
                 Variação 4T11 vs 3T11*
                                                                      operacional     EBITDA
             Efeito da depreciação cambial média sobre os custos             2.609      2.609 

             Participação de importados nas vendas  (de 28% p/ 32%)         1.163       1.163 

             Formação de estoques no exterior                                 738        738 

             Desconsolidação de controladas em conjunto (CPC 19)              736       1.069 

                      p ç
             Baixa de poços secos                                             693        693 

             Perda na recuperação de ativos (impairment)                      690          ‐

             Depreciação extemporânea
             D     i ã           â                                            670 
                                                                              670          ‐




* Estimativas                                                                                    20
Exploração & Produção 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )
                                           Evolução do Lucro Operacional

                             3.150
                             3 150             168            (2.245)
                                                              (2 245)
       15.729                                                                    (78)            (1.118)        15.606




        3T11             Efeito preço na  Efeito volume na  Efeito custo    Efeito Volume no   Despesas          4T11           
      Resultado              receita           receita      médio no CPV           CPV        Operacionais     Resultado 
     Operacional                                                                                              Operacional




     » Efeito volume na receita não reflete, completamente, o crescimento da produção (4%) devido à formação
     de estoques
     » Elevação de alíquota de participação especial em alguns campos
     » I Impairment e b i d poços secos explicam elevação d d
             i    t baixa de                   li    l    ã das despesas operacionais
                                                                                i  i


                                                                                                                                   21
Abastecimento 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )
                                              Evolução do Lucro Operacional




                                1.584           (1.118)
           (4.086)
                                                                 (3.350)           1.047            (579)
                                                                                                                   (
                                                                                                                   (6.502)
                                                                                                                         )



           3T11             Efeito preço na  Efeito volume na  Efeito custo    Efeito Volume no    Despesas         4T11           
         Resultado 
         R lt d                 receita
                                     it           receita
                                                       it      médio no CPV
                                                                édi     CPV           CPV        Operacionais 
                                                                                                 O     i    i     Resultado 
                                                                                                                  R lt d
        Operacional                                                                                              Operacional




    »      Incremento dos preços do diesel e gasolina não compensou a depreciação cambial média de 10% no 4T11
    »      Maior participação de produtos importados no volume de vendas, especialmente gasolina
    »      Aumento dos preços médios de aquisição/transferência de petróleo
    »      Efeito volume na receita negativo em função de maior volume de exportações em andamento no 4T11


                                                                                                                                      22
Investimentos

         PLANO ANUAL DE NEGÓCIOS 2012                          INVESTIMENTOS REALIZADOS 2011

                    R$ 87,5 bilhões                                     R$ 72,5 bilhões

                   5% 5%
              5%



                 38%                  48%




                         E&P      Abastecimento      G&E
                                  Ab     i           G&E       Internacional      Outros
                                                               I       i   l O


   » E&P: Foco no aumento da capacidade de produção e no desenvolvimento do pré‐sal
   » Abastecimento: modernização e ampliação do parque de refino, melhora da qualidade dos derivados e
     em ativos petroquímicos
   » G&E: consolidação do 1º ciclo de investimentos (infraestrutura e logística de gás natural)
   » Apreciação cambial média de 5% em 2011 contribuiu para redução do valor total dos investimentos em
     Reais

                                                                                                          23
Endividamento

                                                        Dívida Líq./EBITDA          Endiv. Líq./Cap.Líq.                      50%
         5,5
                                                                                                                              40%
         4,5                                                                                                      24%
                                                                                                 22%                          30%
         3,5                16%                        17%               17%
                                                                                                                              20%
         2,5                                                                                                      1,66        10%
                                                                                                  1,41
         1,5                   1,03                     1,03                 1,07                                             0%
         0,5                                                                                                                  ‐10%
        ‐0,5                                                                                                                  ‐20%
                          4T10                       1T11               2T11                   3T11             4T11


                    R$ Bilhões                            31/12/11    31/12/10
  Endividamento de Curto Prazo                                19,0      15,1
                                                                                        » Captações de US$ 18 bilhões em 2011, sendo
                                                                                             p ç           $                 ,
  Endividamento de Longo Prazo                                136,6    100,9              US$ 9,6 bilhões em emissões de Bonds,
  Endividamento Total                                         155,6    116,0              inclusive em euros e libras
  (‐) Disponibilidades ajustadas*                             52,6      55,0            » Fev. 2012, captação de U$ 7 bilhões em quatro
  = Endividamento Líquido                                     103,0     61,0              tranches de 3, 5, 10 e 30 anos, contribuindo
                                                                                          para a redução do custo de capital
                   US$ Bilhões                            31/12/11    31/12/10
  Endividamento Líquido                                       54,9      36,6




* Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias                                                                          24
Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br




                               25

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  • 1. Divulgação de g ç Resultados 4º trimestre de 2011 e exercício de 2011 (legislação societária) Teleconferência/Webcast Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 14 de Fevereiro de 2012
  • 2. Aviso Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia p p sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos Aviso aos Investidores Norte‐Americanos: “antecipa", p "acredita", "espera", p "prevê", p "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", A SEC somente permite que as companhias d h de "deverá", bem como outros termos similares, visam óleo e gás incluam em seus relatórios a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, arquivados reservas provadas que a Companhia envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela p p tenha comprovado por produção ou testes de Companhia e, consequentemente, não são garantias formação conclusivos que sejam viáveis f ã l á de resultados futuros da Companhia. Portanto, os econômica e legalmente nas condições resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não alguns termos nesta apresentação, tais como deve se basear exclusivamente nas informações descobertas, que as orientações d SEC nos d b i õ da aqui contidas. A Companhia não se obriga a proíbem de usar em nossos relatórios atualizar as apresentações e previsões à luz de arquivados. novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2012 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 3. Destaques de 2011 » 16,41 bilhões boe (critério SPE/ANP) Reservas Provadas » IRR = 148% » Reserva‐produção = 18,5 anos p ç , » Produção total de óleo de gás: 2,62 milhões de boe/d (+2 %) Produção ç » Produção brasileira de óleo e LGN: 2,02 milhões bpd (+1%) ç , p ( ) » Entrega de gás natural nacional: 214 mil boe/d (+18%) » Crescimento da produção do Pré sal*: de 71 mil bbl em jan para 133 mil bbl em dez Pré‐sal*: Pré‐sal » Piloto de Lula, TLDs de Lula NE e Carioca NE e gasoduto Lula‐Mexilhão » Declaração de comercialidade de Guará (Sapinhoá): 2,1 bilhões de boe Vendas de  » Venda de derivados da Petrobras no mercado doméstico aumentou 9% em relação a Derivados 2010, atingindo 2.131 mil barris/dia Investimentos » R$ 73 bilhões, sendo 47% no E&P * Apenas óleo. Parcela Petrobras. 3
  • 4. Reservas Provadas (critério ANP/SPE) Reservas Provadas 2011 16,4 Bi boe Águas Ultra Profundas g (>1.500m) Internacional Águas Brasil 4% 96% Profundas (300‐1.500m) Águas Rasas   Terra T Evolução das Reservas no Brasil (bilhões boe) IRR no Brasil acima de 100% pelo  20º ano consecutivo 15,71 15,28 » Índice de Reposição de Reservas 2011 = 152% 5,3 % aa 5 3 % aa » Reserva/Produção = 19 2 anos 19,2 14,17 » Apropriação total em 2011: 1,242 bi boe » Pré‐sal = 0,978 bi boe 2009 2010 2011 » Destaques: Sapinhoá (Bacia de Santos)  Albacora (Bacia de Campos)  4
  • 5. Atividade Exploratória Descobertas 2011 Índice de Sucesso Espírito  Campos p Santos S t Santo 57% 59% Pós‐sal Pós‐sal Pós‐sal 40% Guanabara Patola Malombe Tucura Brigadeiro Pré‐sal Pé l Pré‐sal Abaré Pé‐de‐moleque Gávea 2009 2010 2011 Biguá Quindim Forno Poços Exploratórios ç p » Desde 2007 o volume recuperável estimado total foi maior que 2,5 bilhões de boe/ano 2011 2012 » Custo da descoberta em 2011 foi US$1,56/boe. O Plano de » Onshore – 76 » Offshore 66    » Offshore – 66 Negócios contempla um custo de descoberta em torno de US$ 2/boe » Offshore – 47 » Campos (16) » Pré‐sal  (17) » Santos (18)  » R$ 9 bilhões investidos em exploração em 2011 e previsão de R$ 10 1 bilhões em 2012 10,1 » Espírito Santo (11) 5
  • 6. Produção no Brasil 4T11 vs 3T11 (+3,6%): » Paradas de produção no campo de Marlim (-24 mil bpd no 4T11 vs -79 mil no 3T11) Óleo » Poços de Pré-sal (média dez/11): 133 mil bpd mil bpd » Poços descobertos no Varredura (média dez/11): 46 mil 2.049 2 049 bpd 2.044 2 044 2.030 » Dos 16 poços previstos para entrar em produção no 4T 2011, 2.018 9 efetivamente iniciaram a produção 1.978 1 978 2011 vs 2010 (+1%): » Perda de produção devido a paradas programadas e não programadas foi de 67 mil bpd, sendo 33 mil bpd por manutenções não previstas 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 » Atrasos na entrada de poços comprometeram o atendimento da meta de produção 2011 Gás Natural » Principais campos: Mexilhão, Uruguá e Lula » Houve redução de 26% na queima de gás em relação a 2010 6
  • 7. Produção 2012 CONTRIBUIÇÕES DAS NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO Entrada em  Projetos Expectativa 2012 Prod. Média 2011 Operação P‐57 4T10 151 mil bpd 80 mil bpd Piloto Lula 4T10 44 mil bpd 28 mil bpd P‐56 3T11 105 mil bpd 17 mil bpd 7 poços até o final  FPSO Cid. Anchieta  3T12 25 mil bpd de 2012 3 poços até o final  FPSO Cid. Itajaí 3T12 11 mil bpd de 2012 » Adicionalmente, descobertas em ring fence (Projeto Varredura): 5 poços de desenvolvimento da produção já programados ‐ expectativa de 31 mil bpd adicionais na média de 2012 7
  • 8. Pré-sal da Bacia de Santos REALIZAÇÕES 2011 Poços em perfuração, completação ou avaliação (situação dez/11) » Produção de óleo no Piloto de Lula (dez/2011): 65.000 bpd Franco 2 NW (com 3 poços produtores i ( d interligados) li d ) Concessão » Declaração da Comercialidade do Campo de Sapinhoá (BM‐S‐09) Cessão Onerosa » 17 novos poços perfurados, totalizando 37 poços no Pré‐ sal na Bacia de Santos » Realização do TLD de Lula NE Iara Oeste Iara Oeste » Início do TLD de Carioca NE » Contratação dos 4 cascos que serão convertidos nos Nordeste de Tupi primeiros FPSOs para as áreas da Cessão Onerosa Lula Alto ADR Piloto Lula IWAG‐ Piloto Lula IWAG‐5 ATIVIDADES PARA 2012 Carcará Piloto Lula P8H Piloto Lula P8H Carioca Sela Carioca Sela » Início de produção do FPSO Cidade de São Paulo Lula Sul Guará Norte no campo de Sapinhoá (BM‐S‐09): final de 2012 » Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa): final de 2012 » Realizações dos TLDs de Cernambi Sul e Sapinhoá Norte e início de TLD em locação a ser definida » 10 sondas operando no cluster e expectativa de dobrar até o final de 2012 8
  • 9. Pré-sal da Bacia de Campos SITUAÇÃO EM DEZ/11 » Jubarte: 14 000 bpd (ESS 103) 14.000 (ESS‐103) » Baleia Franca: 21.500 bpd (BRF‐1 + BRF‐6) » Brava: 6.500 bpd (MRL‐199D) » Carimbé: 19.000 bpd (CRT‐43) Descobertas » Tracajá: 20.000 bpd (MLL‐70) » Total: 81.000 bpd* ATIVIDADES PARA 2012 ATIVIDADES PARA 2012 » 9 poços exploratórios em ring‐fence (pós‐sal e pré‐sal) » Novos poços produtores em Barracuda, Marlim Leste e Albacora Leste (potencial total de 35 mil bpd) * Produção Petrobras + Parceiros 9
  • 10. Sondas de Perfuração SONDAS FLUTUANTES SOB CONTRATOS (entre 2.000 m e 3.000 m) Previsão de  +15 19 novas sondas 13 5 3 2008 2009 2010 2011 2012 Disponibilidades Construção de 33 Sondas no Brasil » Taxas diá i diárias em linha li h com mercado d » As necessidades de sondas da Petrobras estão internacional atendidas no médio prazo » Apoio governamental com financiamentos, » Análises de demanda da Petrobras e oferta do fundos garantidores e incentivos fiscais g mercado estão em constante revisão d tã t t iã » Índice de Conteúdo local entre 55% e 65% » Monitoramento do mercado internacional para atender pontuais necessidades » Entregas a partir de 2015 (atendendo a demanda de longo prazo) 10
  • 11. Crescimento do Lucro Líquido por Barril Distribuição do preço de realização do barril de óleo produzido no Brasil Preço de Realização por barril em Reais % do Preço de Realização 180 160 100% 140 25% 31% 33% R$ 52 80% 120 R$ 39 22% 100 60% 21% 21% R$ 26 R$ 34 80 R$ 26 13% R$ 22 40% 16% 60 R$ 27 17% R$ 13 R$ 20 23% 40 18% R$ 25 20% 16% R$ 24 R$ 22 20 R$ 21 17% 14% 13% R$ 17 R$ 18 0 0% 2009 2010 2011 2009 2010 2011 Custo de Extração Custos Exploratórios + DD&A + Outros * IR/CS Participações Governamentais Lucro Líquido » E t Em termos relativos, custos estáveis l ti t tá i » Em termos nominais, lucro por barril dobrou nos últimos 2 anos *Outros inclui despesas tributárias, P&D, despesas gerais, vendas e administrativas 11
  • 12. Preços Preços do Petróleo (US$/bbl) Preço Médio de Realização (R$/bbl) Média 2011 240 PMR Petrobras: 167,87 117 113 PMR EUA: 194,46 120 105 109 100 109 190 86 103 103 75 76 78 94 80 77 80 4T11: Queda do spread 140 74 Média 2010 70 73 72 60 óleos leves/pesados PMR Petrobras: 158,43 PMR EUA: 150,48 90 40 20 40 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 Petróleo Petrobras (média) Brent PMR EUA PMR Petrobras » Reajustes dos preços do diesel e da gasolina em novembro de 2011 » Elevação do PMR EUA no 4T11, em Reais, em função da desvalorização cambial média de 10% 12
  • 13. Derivados no Mercado Interno PRODUÇÃO VENDAS 2.208 2.229 1.910 1 910 1.886 1 886 1.949 2.052 435 448 552 479 s/dia s/dia 570 511 235 224 mil barris mil barris 133 141 219 134 488 547 378 406 389 414 828 836 866 940 1.050 1.010 4T10 3T11 4T11 4T10 3T11 4T11 Diesel + QAV Gasolina GLP Outros Diesel+QAV Gasolina GLP Outros » Em 2011 houve intensificação da produção doméstica de diesel e gasolina com o parque existente 2011, » Crescimento de 9% na venda de derivados no comparativo 2011/2010: » Aumento de 24% no volume de gasolina em função de preços mais atraentes em relação ao etanol e elevação da frota » Aumento de 9% do volume de diesel devido ao crescimento da atividade econômica » Queda de 18% das vendas de óleo combustível (incluído em ‘outros’) pelo efeito‐substituição do GN 13
  • 14. Destaques do Abastecimento REALIZAÇÕES 2011 » Recorde de Carga Fresca Processada (+4%) e da Produção de Derivados (+3%) » Fator de Utilização de 92% » Entrada em operação de 14 unidades com foco em melhoria de qualidade de produtos » Comercialização do diesel S‐50 em 56 novos municípios dos estados de São Paulo e Rio de Janeiro PERSPECTIVAS PARA 2012 » Carteira de Conversão: Partida do Coque + HDT da REPAR » Carteira de Qualidade de Diesel: RLAM e REPAR » Comercializar volume adicional de 500 mil m3/mês de diesel com menor teor de enxofre » PROMEF I e II: 2 Suezmax, 3 navios de Produtos e 1 navio Bunker , PRINCIPAIS PROJETOS EM ANDAMENTO » RNEST: 1º trem em junho de 2013 e 2º trem em janeiro de 2014 » COMPERJ: 1º trem de refino em setembro de 2014 » Cerca de 90% dos investimentos em qualidade e conversão no parque de refino serão finalizados em 2013 14
  • 15. Destaques do Gás & Energia Gás Natural: Demanda Gás Natural: Oferta 62 62 62 62 Milhões m3/d d Milhões m3/d d +7% +18% 37 40 28 34 PRINCIPAIS REALIZAÇÕES 2011 E PERSPECTIVAS 2012 » Finalização dos investimentos em infraestrutura de transporte de gás natural » Entrada em operação dos dutos: Gastau, Gaspal II, Gasan II e Variante do Nordestão »P i i i i Principais investimentos em 2012 i 2012: » UTE Baixada Fluminense » Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas – UFN III » Terminal d GNL d Bahia l de da h » Unidade de Processamento de GN de Cabiúnas (Rota 2 do Pré‐Sal) Nota: Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias) 15
  • 16. Lucro Operacional 2010 vs 2011 (R$ milhões) ( $ lh ) 32.334 (31.322) 46.394 (1.238) (765) 45.403 2010 Receita CPV Despesas de  Demais  2011 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais  despesas  Lucro Operacional e adm. » Maior receita com vendas devido ao aquecimento do mercado interno (+6%) e às maiores cotações de óleo e derivados (Brent: +40%; PMR Petrobras: +6%) » Elevação do CPV refletiu incremento dos volumes importados de petróleo e derivados, elevação das cotações internacionais sobre importações e participações governamentais » Aumento das despesas operacionais em função de maiores custos exploratórios e P&D 16
  • 17. Lucro Líquido 2010 vs 2011 (R$ milhões) ( $ lh ) 35.189 (991) (2.498) 895 33.313 (199) 131 786 2010 Lucro Resultado Participações Participação de Impostos Lucro atribuível 2011 Lucro Líquido Operacional Financeiro em Empregados aos não Lucro Líquido Investimentos Control. » Redução do resultado financeiro líquido devido à depreciação do Real em 2011 (13%) contra apreciação do Real em 2010 (4%) i impactou o L t Lucro Lí id em R$ 2 5 bilhõ Líquido 2,5 bilhões 17
  • 18. Lucro Operacional 3T11 vs 4T11 (R$ milhões) ( $ lh ) 1.703 (4.465) 12.372 12 372 (306) (1.552) 7.752 3T11 Receita CPV Despesas de  Demais  4T11 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais  despesas  Lucro Operacional e adm. e adm » Elevação dos preços do diesel e gasolina em novembro/11 contribuíram para aumento das receitas » Aumento do CPV em função de » AAumento d volume d vendas com maior participação d i t do l de d i ti i ã de importados t d » Efeito do câmbio (desvalorização média de 10%) sobre custos dolarizados » Elevação da alíquota de participação especial em função de aumento de produção em alguns campos » Maior depreciação em função de mais ativos a serem amortizados e depreciação retroativa » Aumento das despesas com impairment e baixa de poços secos 18
  • 19. Lucro Líquido 3T11 vs 4T11 (R$ milhões) ( $ lh ) 492 (43) (1.508) 5.627 6.336 6 336 (4.620) (1.235) 5.049 3T11 Lucro Resultado Participações Participação de Impostos Lucro atribuível 4T11 Lucro Líquido Operacional Financeiro em Empregados aos não Lucro Líquido Investimentos Control. » Melhora no resultado financeiro devido a menor desvalorização cambial no 4T11 (1%) quando comparado ao 3T11 (19%) » Em função da adoção de CPC 19, os resultados de participações de empresas compartilhadas foram lançados em Participações em Investimentos, não afetando o Lucro Líquido 19
  • 20. Potenciais fatores de desvios em relação às expectativas do mercado R$ milhões Lucro  Variação 4T11 vs Variação 4T11 vs 3T11* operacional EBITDA Efeito da depreciação cambial média sobre os custos 2.609  2.609  Participação de importados nas vendas  (de 28% p/ 32%) 1.163  1.163  Formação de estoques no exterior 738  738  Desconsolidação de controladas em conjunto (CPC 19) 736  1.069  p ç Baixa de poços secos  693  693  Perda na recuperação de ativos (impairment) 690  ‐ Depreciação extemporânea D i ã â 670  670 ‐ * Estimativas  20
  • 21. Exploração & Produção 3T11 vs 4T11 (R$ milhões) ( $ lh ) Evolução do Lucro Operacional 3.150 3 150 168 (2.245) (2 245) 15.729 (78) (1.118) 15.606 3T11           Efeito preço na  Efeito volume na  Efeito custo  Efeito Volume no  Despesas  4T11            Resultado  receita receita médio no CPV CPV Operacionais  Resultado  Operacional  Operacional » Efeito volume na receita não reflete, completamente, o crescimento da produção (4%) devido à formação de estoques » Elevação de alíquota de participação especial em alguns campos » I Impairment e b i d poços secos explicam elevação d d i t baixa de li l ã das despesas operacionais i i 21
  • 22. Abastecimento 3T11 vs 4T11 (R$ milhões) ( $ lh ) Evolução do Lucro Operacional 1.584 (1.118) (4.086) (3.350) 1.047 (579) ( (6.502) ) 3T11           Efeito preço na  Efeito volume na  Efeito custo  Efeito Volume no  Despesas  4T11            Resultado  R lt d receita it receita it médio no CPV édi CPV CPV Operacionais  O i i Resultado  R lt d Operacional  Operacional » Incremento dos preços do diesel e gasolina não compensou a depreciação cambial média de 10% no 4T11 » Maior participação de produtos importados no volume de vendas, especialmente gasolina » Aumento dos preços médios de aquisição/transferência de petróleo » Efeito volume na receita negativo em função de maior volume de exportações em andamento no 4T11 22
  • 23. Investimentos PLANO ANUAL DE NEGÓCIOS 2012 INVESTIMENTOS REALIZADOS 2011 R$ 87,5 bilhões R$ 72,5 bilhões 5% 5% 5% 38% 48% E&P Abastecimento      G&E Ab i G&E Internacional      Outros I i l O » E&P: Foco no aumento da capacidade de produção e no desenvolvimento do pré‐sal » Abastecimento: modernização e ampliação do parque de refino, melhora da qualidade dos derivados e em ativos petroquímicos » G&E: consolidação do 1º ciclo de investimentos (infraestrutura e logística de gás natural) » Apreciação cambial média de 5% em 2011 contribuiu para redução do valor total dos investimentos em Reais 23
  • 24. Endividamento Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq. 50% 5,5 40% 4,5 24% 22% 30% 3,5 16% 17% 17% 20% 2,5 1,66 10% 1,41 1,5 1,03 1,03 1,07 0% 0,5 ‐10% ‐0,5 ‐20% 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 R$ Bilhões 31/12/11 31/12/10 Endividamento de Curto Prazo 19,0 15,1 » Captações de US$ 18 bilhões em 2011, sendo p ç $ , Endividamento de Longo Prazo 136,6 100,9 US$ 9,6 bilhões em emissões de Bonds, Endividamento Total 155,6 116,0 inclusive em euros e libras (‐) Disponibilidades ajustadas* 52,6 55,0 » Fev. 2012, captação de U$ 7 bilhões em quatro = Endividamento Líquido 103,0 61,0 tranches de 3, 5, 10 e 30 anos, contribuindo para a redução do custo de capital US$ Bilhões 31/12/11 31/12/10 Endividamento Líquido 54,9 36,6 * Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 24
  • 25. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 25