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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
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.




                                                                                                                  2
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.



                                                                   3
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
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
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
CONTÍNUA OTIMIZAÇÃO DOS PROJETOS DESDE O PRIMEIRO
 PLANSAL
PLANO DIRETOR (PLANSAL) ELABORADO EM 2008




                                                    7
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
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
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
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
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
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
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).



                                                                                                                 14
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).




                                                                                                          15
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
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.




                                                                                                             17
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
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
                                                                                                              19
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


                                                                                                                  20
Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br




                               21
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Divulgação de Resultados do 1o. trimestre de 2011 - IFRS

  • 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. 2
  • 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. 3
  • 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). 14
  • 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). 15
  • 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. 17
  • 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 19
  • 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 20
  • 21. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 21 21