O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 1o trimestre de 2011, destacando o lucro líquido recorde. Também discute os principais destaques operacionais, como novos testes de longa duração no pré-sal e novas descobertas na Bacia de Santos, além de atualizações sobre a produção e os preços de petróleo.

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

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões acerca de Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia sobre A SEC somente permite que as companhias de
condições futuras da economia, além do setor de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados
atuação, do desempenho e dos resultados financeiros reservas provadas que a Companhia tenha
da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", comprovado por produção ou testes de formação
"acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", conclusivos que sejam viáveis econômica e
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos legalmente nas condições econômicas e
similares, visam a identificar tais previsões, as quais, operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos nesta apresentação, tais como descobertas, que as
ou não pela Companhia e, consequentemente, não são orientações da SEC nos proíbem de usar em
garantias de resultados futuros da Companhia. nossos relatórios arquivados.
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 2011 em diante são
estimativas ou metas.
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3. PRINCIPAIS DESTAQUES NO TRIMESTRE
o Lucro líquido recorde;
o Início de novos Testes de Longa Duração (TLDs) no Pré-sal
das Bacias de Campos e Santos: TLDs de Brava, Tracajá e de
Lula Nordeste;
o Descobertas nos reservatórios no Pré-Sal na Bacia de Santos,
tais como Carioca Nordeste e Macunaíma;
o Início das operações do gasoduto entre o Piloto de Lula e a
plataforma de Mexilhão e do gasoduto entre Caraguatatuba
e Taubaté (Gastau);
o Novas unidades de hidrotratamento de diesel e nafta nas
refinarias RPBC, REGAP e REVAP;
o Emissão de títulos no valor de US$ 6 bilhões com
vencimentos de 5, 10 e 30 anos.
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4. PRINCIPAIS INDICADORES
∆%
1T11 4T10 1T10
1T11 X 4T10
EBITDA (R$/milhões) 16.093 14.584 10% 15.076
LUCRO OPERACIONAL¹
12.536 10.773 16% 11.617
(R$/milhões)
LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 10.985 10.602 4% 7.726
PMR (R$/bbl) 163,58 158,89 3% 157,39
PMR (U$/bbl) 98,15 93.66 5% 87,29
Brent (US$/bbl) 104,97 86,48 21% 76,24
Dólar médio de venda (R$) 1,67 1,70 -2% 1,80
Produção (mil bbl/dia) 2.627 2.628 - 2.547
¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos
² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras
4

5. PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS – 1T11 VS 1T10
Produção Total (média diária) Produção Doméstica (média diária)
+3% +4%
2.547 2.627 2.385
2.302
-1% 341 Gás
245 242 Internacional 317 8%
Natural
(mil bpd)
4% 3% Óleo
2.385 2.044 e LGN
2.302 Brasil 1.985
1T2010 1T2011 1T2010 1T2011
o Aumento da produção em função do ramp-up das unidades instaladas em 2010 na Bacia de Campos, do
Piloto de Lula e dos TLDs de Tiro, Sidon e Guará;
o Início de produção de novos poços em Akpo e Agbami (Nigéria) compensaram parcialmente o declínio de
poços maduros na Argentina e Colômbia;
o O investimento na infraestrutura e nas unidades de produção de GN proporcionaram um aumento de 8% na
oferta no período 1T11 VS 1T10.
5

6. ATUALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES NO PRÉ-SAL DA
BACIA DE SANTOS
o Aprovação do afretamento de 2 FPSOs destinados
aos projetos de Guará-Norte e Cernambi;
o Descoberta em Carioca (BM-S-9), denominada
Carioca Nordeste;
o Descoberta em Parati (BM-S-10), denominada
Macunaíma;
‘
o 8 novos poços com a perfuração concluída em
2011, totalizando 28 poços no Polo Pré-sal na
Bacia de Santos;
o Revisão do PLANSAL;
o Início do TLD de Lula Nordeste;
o Reinício do TLD de Guará;
o A frota atual de sondas na área (6) irá aumentar
até o fim do ano (11).
6

7. CONTÍNUA OTIMIZAÇÃO DOS PROJETOS DESDE O PRIMEIRO
PLANSAL
PLANO DIRETOR (PLANSAL) ELABORADO EM 2008
7

8. TESTES DE LONGA DURAÇÃO NO PRÉ-SAL
Resultados obtidos nos TLDs
o Produção constante
o Bom comportamento dos reservatórios
o Boa comunicação lateral
o Sem problemas de garantia de escoamento
o Restrição por limitação de queima de gás
Já foram realizados 6 Testes de Longa Duração, sendo que 4
destes continuam em andamento.
8

9. OTIMIZAÇÃO EM POÇOS NO PRÉ-SAL DE SANTOS
o Desde o início das atividades no pré-sal da Bacia de Santos, o tempo de perfuração apresenta tendência de
redução, levando a uma redução de Capex.
* Poços ordenados por tempo de perfuração.
9

10. PREÇOS DE REALIZAÇÃO
US$/bbl R$/bbl
120 Média 1T2011
220
105 PMR Petrobras: 163,58
PMR EUA: 180,54
100
86 170
78 94
80 75 76 77
68 80
59 70 73 74 72 120
60 64 Média 2010
44 PMR Petrobras: 158,26
70 PMR EUA: 150,67
40 49
32
20 20
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl) PMR EUA PMR Petrobras
o A volatilidade do preço do petróleo no trimestre (Brent foi de US$ 86,48 no 4T10 para US$ 104,97 no 1T11) afetada,
principalmente, por fatores geopolíticos no norte da África e Oriente Médio.
10

11. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
R$/barril 175,30
US$/barril
104,97
147,02
86,48
140,16
137,23
134,51
78,30
50,66 76,24 76,86
30,48
43,82 43,91 42,72 43,47 24,67 25,58
24,50
23,73
31,66 19,10
26,87 26,37 24,26 26,13 14,33 14,71 14,07 15,29
16,95 17,54 18,46 17,34 19,00 11,38
9,40 9,79 10,6 10,29
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
Brent Part. Governam. Custo de Extração
o No comparativo 1T11 vs. 4T10:
o O indicador aumentou em função de maiores gastos com intervenções em poços e manutenção preventiva;
o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço de referência do petróleo.
11

12. VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL NO
MERCADO INTERNO
Derivados Gás Natural
2.052 1.968 363
1.851
578 525
Outros
291
Mil barris/dia
Mil barris/dia
505 125
257 46 Térmico
219 208 GLP 30
203
414 439 Gasolina
410
227 238 245 Não térmico
733 841 796 Diesel
1T10 4T10 1T11 1T10 4T10 1T11
o A venda de derivados no mercado interno cresceu 6% no comparativo entre 1T11 vs 1T10, em razão do
aquecimento da economia brasileira e pelo aumento da renda;
o Destaque para o aumento de 18% das vendas de QAV entre o 1T10 e o 1T11;
o Na comparação entre 1T10 vs 1T11, a venda de gás natural teve um aumento de 13%, principalmente em
função do crescimento industrial.
12

13. RESULTADOS OPERACIONAIS - REFINO BRASIL
Carga Fresca Processada Produção de Derivados FUT e Óleo Nacional na Carga
Mil barris/dia Mil barris/dia %
2.100 100
2.000
1.852 6,4%
1.877
1.800 1.738 1.765
1.800 95
332
1.600 424 89,8
341 418 90
1.500 86,2
1.400
244 85
1.200 239 82,1
1.200 80,4
1.000 390 80
900 353
800
1.520 92 75
1.397 73
600 600
70
400 6,5%
682 727
300
65
200
- 0 60
1T10 1T11 1T10 1T11 1T10 1T11
Diesel QAV Fator de Utilização do Refino - Brasil (*)
Carga Fresca Processada de Petróleo Importado
Carga Fresca Processada de Petróleo Nacional Gasolina Óleo Combustível Petróleo Nacional na Carga Fresca
Outros Processada - Brasil
o Maior carga processada no 1T11 em função de paradas programadas no 1T10. Revamps e obras de expansão ao longo
do ano 2010 também contribuíram para a maior carga processada no 1T11.
(*) O FUT atingiu 92,1% em março/2011 13

14. LUCRO OPERACIONAL 1T11 vs 4T10 (CONSOLIDADO)
(R$ Milhões)
1.016 627 (188) 12.536
10.773 308
4T10 Receita CPV Despesas Outras 1T11
Lucro Operacional de Vendas despesas Lucro Operacional
o Variação positiva no CPV devido ao efeito positivo dos estoques formados a menores preços no 4T10 (R$
1,2 bilhão);
o Redução de despesas por menores custos exploratórios (+ R$ 425 milhões) e menores despesas de vendas
gerais e administrativas (+210 milhões).
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15. LUCRO LÍQUIDO 1T11 vs 4T10 (CONSOLIDADO)
(R$ Milhões)
1.763 96 (112) (1.189)
10.602 (175) 10.985
4T10 Lucro Resultado Participação Impostos Lucro 1T11
Lucro Operacional Financeiro em Invest. atribuível aos Lucro
Líquido não Control. Líquido
o Maior imposto de renda em função do menor benefício fiscal no 1T11 (R$ 754 milhões).
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16. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
Lucro Operacional 1T11 vs 4T10
(R$ Milhões)
3.983 (815) (786) 388 (507) 14.142
11.879
4T10 Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1T11
Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operac. Lucro Operac.
o Efeito volume negativo em função das menores vendas/transferências de óleo para o abastecimento;
o Maiores custos de extração e com participações governamentais elevaram o CPV;
o Depreciação, depleção, abandono e amortização (redução de R$ 1,01 por barril) compensaram
parcialmente o aumento do custo de extração.
16

17. ABASTECIMENTO
Lucro Operacional 1T11 vs 4T10
(R$ Milhões)
2.676 (1.497)
(4.690)
1.508
1.466 43 (494)
4T10 Efeito Preço Efeito Volume
Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1T11
Lucro Operac. na Receita na Receita Médio no CPV no CPV Operac. Lucro Operac.
o Efeito preço positivo em função das maiores cotações de petróleo e derivados, especialmente sobre as
exportações;
o Realização de estoques de óleo e derivados formados a preços menores no 4T10 impediu um aumento maior
do CPV.
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18. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO
(1T11 vs 4T10)
(R$ Milhões)
1T11 VS. 4T10
Gás & Energia
41 %
Lucro Operacional: R$ 745 R$ 529
o Maiores preços médios de comercialização do gás natural, simultaneamente
à redução dos custos de aquisição/transferência do gás nacional;
o Menores volumes de importação e consumo de GNL;
o Ganhos nas margens de comercialização de energia elétrica (redução do
custo médio de aquisição no mercado spot).
Internacional
1T11 VS. 4T10
Lucro Operacional: R$ 903 R$ 272
232 %
o Maior lucro decorrente do maior preço das commodities;
FPSO Campo de Akpo
o Menores despesas exploratórias e baixas de poços no trimestre também
contribuíram para o melhor resultado.
1T11 VS. 4T10
26 %
Distribuição
Lucro Operacional: R$ 559 R$ 443
o Aumento de 6% nas margens de comercialização e redução com despesas
comerciais com serviços;
o O aumento acima foi compensado pela redução de 7% no volume vendido no
período.
18

19. INVESTIMENTOS 1T2011 vs 1T2010
1T2011 1T2010
R$ 15,9 bilhões R$ 17,8 bilhões
(R$ bilhões) (R$ bilhões) Outros
Outros*
0,8 0,6
Inter - 0,9 Inter - 1,5
G&E* - 1,0
E&P* G&E* - 2,4 E&P*
7,2 7,9
Abast*
6,0 Abast*
5,4
o E&P: Redução do investimento em função da menor atividade exploratória no comparativo 1T11/1T10;
o Abastecimento: Continuidade de investimentos para a melhoria de qualidade dos derivados (37%),
expansão do parque de refino (33%) e outros (30%);
o G&E: fase complementar de investimentos, dado o montante investido nos anos anteriores em
infraestrutura.
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
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20. ENDIVIDAMENTO
Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda
6 40%
5.5 35%
5 16% 30%
4.5 34% 17% 17% 25%
4 32% 20%
3.5
3 1.52 15%
2.5 1.35 1.03 10%
2 0.94 1.03 5%
1.5 0%
1 -5%
0.5 -10%
0
-0.5 -15%
-1 -20%
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
R$ Bilhões 31/03/11 31/12/10
Endividamento de Curto Prazo 16,6 15,7
o No comparativo trimestral, o maior
Endividamento de Longo Prazo 112,4 102,2 endividamento de longo prazo da
Endividamento Total 129,0 117,9 Companhia é explicado pela emissão
Disponibilidades 43,3 30,3 de US$ 6 bilhões em Bonds;
Títulos federais
19,6 25,5
o Nível de alavancagem manteve-se
(vencimento superior a 90 dias) estável no comparativo com o
Disponibilidades ajustadas 62,9 55,8 trimestre anterior.
Endividamento Líquido 66,1 62,1
Dívida líquida/Ebitda 1,03X 1,03X
US$ Bilhões 31/03/11 31/12/10
Endividamento Líquido 40,6 37,3
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21. Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
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