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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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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Petrobras at a Glance
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Visão Geral Petrobras
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Strategic Plan and 2017-2021 Business & Management Plan
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Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão 2017-2021
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Plano de Negócios e Gestão 2015 – 2019
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Webcast 1T16
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Webcast 1Q16
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Apresentação petrobras port 01 03-11

  • 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