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Divulgação de Resultados
      3º trimestre de 2011
     (legislação societária)


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

                               16 de Novembro de 2011




                                                        1
AVISO



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

o Lucro operacional (+2%) e geração de caixa (EBITDA +3%) estáveis no trimestre.

o Lucro líquido de R$ 6.336 milhões no trimestre, impactado pela depreciação cambial de 19%.

o Início de operação da P-56, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, com previsão de atingir
  o pico de produção no 1T12.

o Pré-sal: Início da operação do gasoduto Lula-Mexilhão, conclusão do Teste de Longa Duração (TLD)
  de Guará, início do TLD de Carioca NE e perfuração do 2º poço de Franco confirmando o potencial
  da área.

o Renovação da participação no Dow Jones Sustainability Index (DJSI) pelo sexto ano consecutivo.


     P-56                                       Gasoduto
                                            Lula-Mexilhão




                                                                                   Dynamic Producer




                                                                                                      3
PRINCIPAIS INDICADORES
                                                                                              ∆%
                                                               3T11           2T11                        3T10
                                                                                          (3T11 x 2T11)

     EBITDA (R$/milhões)                                      16.672         16.139          +3%          14.736

     LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões)                          12.322         12.047          +2%          10.673

     LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões)                               6.336         10.942          -42%         8.566

     PMR (R$/bbl)                                             166,78         167,15             -         158,28

     PMR (US$/bbl)                                            102,66         105,05           -2%         92,54

     Brent (US$/bbl)                                          113,46         117,36           -3%         76,86

     Dólar médio de venda (R$)                                  1,64           1,60          +2%           1,75

     Produção (mil bbl/dia)                                    2.572          2.598           -1%         2.570

     Vendas no mercado interno (mil bbl/dia)                   2.627          2.503          +5%          2.497



                    ¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos
                    ² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras
                                                                                                                   4
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS
Paradas programadas e não programadas afetaram produção do trimestre

                 Produção Total                                        Produção no Brasil
              (média diária nos 9 meses)                              (média diária nos 9 meses)
                               +1,2%                                             +1,8%
               2.568                     2.599                       2.322                 2.363
                                            236                        327                   350
                246
  (mil bpd)




                                                         (mil bpd)
               2.322                       2.363                      1.995                 2.013




              9M 2010                    9M 2011                     9M 2010               9M 2011
                      Brasil      Internacional                       Petróleo e LGN     Gás Natural


 o No Brasil contribuíram para o crescimento da produção no ano os campos de Marlim Leste, Cachalote/Baleia
   Franca, Jubarte, Uruguá, Piloto de Lula e os TLDs de Tiro, Sidon, Guará, Lula Nordeste e Aruanã.
 o No exterior a produção caiu 4% no acumulado do ano devido ao início da cobrança de tax oil no campo de
   Agbami, na Nigéria, e ao cancelamento dos contratos no Equador.


                                                                                                              5
COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO
Reservatórios e equipamentos definem produção no tempo
    bbl/d

                                                                Declínio natural do reservatório *
             Potencial1                                         Possíveis causas:
                                                                 - queda da pressão do reservatório
             Produção1                                           - aumento da produção de água
                                           Potencial2
                                                                * Supondo 100% de eficiência dos
                                          Produção2             equipamentos instalados


                                                                Produção efetiva uma combinação entre:
                                                                - Declínio natural do reservatório E
                                                                - Eficiência dos equipamentos:
                                                                - deficiência do método de elevação;
                                                                 formação de hidratos na linha de coleta;
                                                                 falhas de compressão;
               t1                               t2
                                                        Tempo    quedas de energia;
                                                                 falhas de equipamentos;
                                                                 paradas programadas ou não;
                                                                 etc.



  o Nesse ano, declínio de produção em alguns campos acima dos valores históricos devido a
    perda de eficiência em equipamentos.
  o Declínio não foi causado por problemas geológicos dos reservatórios.

                                                                                                            6
PRODUÇÃO NO CAMPO DE MARLIM
Perda de produção por problemas com equipamentos
Mil bpd                                                                                                                                                                                         Mil bpd
700.000                                                                                                                                                                                          400.000

                                                                                                                                                                                                                                                   Set/Out 2010         Eventos
                                                                                                                                                                                                 300.000                                    (interdições ANP/Marinha)   3T 2011
500.000

                                                                                                                                                                                                 200.000

300.000
                                                                                                                                                                                                 100.000


100.000                                                                                                                                                                                                 0
                   jul/02


                                     jul/03


                                                       jul/04


                                                                         jul/05


                                                                                           jul/06


                                                                                                             jul/07


                                                                                                                               jul/08


                                                                                                                                                 jul/09


                                                                                                                                                                   jul/10


                                                                                                                                                                                     jul/11
          jan/02


                            jan/03


                                              jan/04


                                                                jan/05


                                                                                  jan/06


                                                                                                    jan/07


                                                                                                                      jan/08


                                                                                                                                        jan/09


                                                                                                                                                          jan/10


                                                                                                                                                                            jan/11




                                                                                                                                                                                                                      jul/09




                                                                                                                                                                                                                                                   jul/10




                                                                                                                                                                                                                                                                        jul/11
                                                                                                                                                                                                            jan/09




                                                                                                                                                                                                                                   jan/10




                                                                                                                                                                                                                                                              jan/11
                                                  300.000
                                                                                                                                                              Aumento de
                                                                                                                                                              20 kbpd pós
                                                                                                                                                              manutenção
                                                  250.000

                                                                                                                                                                                                                                 - 79 kbpd: manutenções e problemas operacionais
                                                                                                                                                                                                                     - 52 kbpd
                                                  200.000
                                                                                                                                                                                                                                 + 27 kbpd: melhoria na performance de poços



                                                  150.000
                                                                                  1T 2010                    2T 2010                     3T 2010                    1T 2011                   2T 2011   3T2011




                                                                                                                                                                                                                                                                                  7
PRODUÇÃO - 2011
Paradas não programadas explicam maior parte da produção abaixo da meta

           Perdas de produção por questões operacionais – efeito na produção anual

          25.000
                        Paradas não programadas

          20.000        Paradas programadas                                               Queda de produção
                                                                                        causada por paradas não
          15.000
                                                                                       programadas e atrasos em
                                                                                       paradas programadas nos
 (bpd)




                                                                                        9M11 afetou a média do
          10.000
                                                                                           ano em 44 mil bpd
           5.000


               0
                            1T                    2T                    3T


         Outros fatores que reduziram produção durante o ano
         o Atrasos na entrada de poços, principalmente por falta de sondas. Diversas sondas entrando em operação
           nos próximos meses/ano.
         o Restrição na logística de escoamento do gás causou redução adicional de 20 mil bpd de óleo nos 9M11
           (Uruguá: 10 mil bpd; Lula: 10 mil bpd).




                                                                                                                   8
METAS DA PRODUÇÃO DE 2011
Novos poços que contribuirão com a produção do 4T11

      2.150 (+2,5%)
                                             Poços de Produção Offshore em 2011

                                           o 35 poços nos 9M11

                                                – 15 poços no 3T
       2.100 (meta)
                                           o 4 poços em outubro, com 38 mil bpd de potencial

                                           o Expectativa da entrada em Novembro/Dezembro:

      2.050 (-2,5%)                             – 16 poços, com potencial total de 175 mil bpd
      2.013 (Produção 9M11: -4% da meta)   o P-57 e P-56 produzindo 80% de suas capacidades



                                             Minimizando Paradas Não Programadas

                                           o Termo de compromisso com ANP, em relação ao
                                             cronograma de inspeção
                                           o Flotéis/UMS (3 em operação)




  UMS Cidade de Arraial do Cabo
                                                                                                 9
NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO 2012
Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período

                      Projeto de               Capacidade        Participação da   Previsão de
                   desenvolvimento              (mil bpd)          Petrobras          Início

             Tambaú                            Gás Natural           100% BR         1T 2012

             Piloto Baleia Azul (Pré-sal)          100               100% BR         3T 2012

             Tiro Sidon                             80               100% BR         3T 2012

             Roncador mod. 3 SS P-55               180               100% BR         4T 2012

              Piloto Guará (Pré-sal)               120               45% BR          4T 2012

              Capacidade Total Adicionada - Petrobras: 414 mil bpd




    o Até o momento, 8 sondas chegaram em 2011. Previsão de mais 15 sondas até o final de 2012.
    o Novas sondas irão acelerar o ramp-up dos novos sistemas.




                                                                                                  10
ATIVIDADE DO PRÉ-SAL
Dados ratificam o potencial da fronteira exploratória

                                                               BACIA DE CAMPOS
                                                                Jubarte: 14.000 bpd (ESS-103)
                                                                Baleia Franca: 25.000 bpd (BRF-1 + BRF-6)
                                                                Brava: 7.000 bpd (MRL-199D)
                                                                Carimbé: 21.000 bpd (CRT-43)
                                                                Tracajá: 20.000 bpd (MLL-70)
                                                               TOTAL (nov/2011): 87.000 bopd



                                                               POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
                                                                TLD Carioca NE: 24.000 bpd (SPS-74)
                                                                TLD Lula NE: 14.000 bpd (RJS-662A)
                                                                Piloto de Lula: 53.000 bpd (RJS-660 + RJS-646)
                                                               TOTAL (nov/2011): 91.000 bopd


              INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SAL NA BACIA DE SANTOS

  34 poços perfurados até Out11 (27 Exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até fim de 2011.

  Piloto de Lula: 1º poço - 28 mil bpd, 2º poço - 25 mil bpd e 3º poço pronto para início de produção ao final de Nov.

  10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012.


              Produção média de todos os poços do Pré-sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio


                                                                                                                      11
PREÇOS DE REALIZAÇÃO
Preços internacionais voláteis
US$/bbl                                                               US$/bbl                                      Média          Média Média
                                                                                                                   3T10           2T11 3T11
                                                                 180
                                                   117
120,00                                                     113 160
                                             105
                                                                 140
100,00                                             109                                                                            122,62
                                        86                 103                                                                             118,00
                                              94                 120
 80,00         75   76    78    77
          68                                                     100                                                92,54
                                        80                                                                                        105,05 102,66
               70 73     74    72
 60,00                                                           80
          64                                                                                                        82,42
                                                                 60
 40,00
                                                                 40
 20,00                                                           20
         3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11                  2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11


           Petróleo Petrobras (média)              Brent                                 PMR EUA               PMR Petrobras



o No final do 3T11, redução do PMR Brasil, em dólares, função da depreciação cambial. PMR Petrobras em Reais
  estável, contribuindo para a estabilidade do resultado operacional.
o Reajuste de 10% e 2% nos preços da gasolina e do diesel a partir de 1º de novembro.
o O preço do petróleo Petrobras caiu US$6/bbl no trimestre, US$2/bbl mais do que o Brent, devido ao aumento do
  diferencial leve/pesado no mercado internacional.


                                                                                                                                                12
CUSTO DE EXTRAÇÃO
Custos pressionados pela alta do petróleo
                                                                                                   US$/barril
                           R$/barril
                                                                                                               117,36
                                        187,78     186,07                                                                113,46
                             175,30                                                                 104,97


                  147,02                                                                  86,48
        134,51                          55,14      54,11
                             50,66                                             76,86                           35,00
                                                                                                    30,48                31,25
       42,72      43,47
                                                                                         25,58
                                                                               24,67
                                       34,21      31,80
                            31,66                                                                             21,88
                                                                                                   19,10                17,88
      24,26      26,13
                                                                              14,07     15,29



                                       20,93      22,31                       10,60                11,38      13,12     13,37
      18,46      17,34      19,00                                                       10,29


                                                                         3T10          4T10       1T11       2T11     3T11
    3T10      4T10       1T11         2T11       3T11
                                         Brent              Part. Governam.            Custo de Extração
o Custo de extração em dólares impactado pelas provisões relativas ao Acordo Coletivo de Trabalho 2011 (em
  negociação).
o Tendência de aumento do custo de extração no ano devido a entrada de novos sistemas de produção, maior número
  de paradas programadas e não-programadas e maiores custos de serviço e energia.


                                                                                                                                  13
PRODUÇÃO E VENDA DE DERIVADOS
Adequação do parque de refino para atender o mercado doméstico
                              Produção                                             Vendas
                                +4 %                                                +9 %
                                                                                               2.098
                     1.805                 1.878                           1.928

                                          425                                                 576
                     434                                                  552
(Mil barris/dia)




                                          227                                                 82
                     243                                                  103
                                                                                              469
                     343                  397                             388


                     786                  829                             885                 971




                   9M10                9M11                           9M10                 9M11

                             Diesel+QAV            Gasolina     Óleo Combustível             Outros
o Aumento das vendas de derivados no mercado interno nos 9M11 (+9%) impulsionado pelo diesel (+9%) e gasolina
  (+21%).
o Melhorias operacionais: utilização de 92% da capacidade instalada nos 9M11, crescendo 3 p.p. em relação aos 9M10,
  e maior produção de destilados médios e gasolina.

                                                                                                                 14
GÁS NATURAL
Demanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional
                                Vendas*                                                              Oferta

                                                                                                       +8%
                                +2 %
                      47                       48
   Milhões m3/d




                                                                               Milhões m3/d



 o Crescimento do consumo não-térmico, em função da maior demanda industrial (+12%).
 o Menor demanda térmica em razão dos elevados níveis dos reservatórios das hidroelétricas.

* Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs próprias) nem as vendas pela BR   15
LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO)

                                                   R$ Milhões




 o Elevação da receita em função de maior volume de vendas, principalmente diesel, além de gasolina e gás natural.
 o Crescimento das importações e vendas de derivados no trimestre explicam aumento do CPV.
 o Despesas operacionais estáveis, apesar do incremento das vendas.




                                                                                                                     16
LUCRO LÍQUIDO 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO)

                                                    R$ Milhões


     10.942              275            (8.179)




                                                                                           1.530              6.336

                                                                         2.406

                                                          (638)




       2T11        Lucro Operacional   Resultado     Participação em    Impostos    Lucro atribuível aos       3T11
   Lucro Líquido                       Financeiro         Invest.                      não Control.        Lucro Líquido




  o Depreciação de 19% do Real sobre o Dólar no trimestre resultou em uma despesa cambial de R$ 6,6 bilhões.
  o Menor IR/CSLL devido a redução do lucro apurado no trimestre.
  o Lucro atribuível a não controladores devido a variação cambial negativa sobre o endividamento das SPEs.



                                                                                                                           17
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11

                                                          R$ Milhões


      16.017            (1.039)                                                                                     15.680
                                                                745               (313)             691
                                             (421)




       2T11          Efeito Preço na   Efeito Custo Médio Efeito Volume na   Efeito Volume no    Despesas            3T11
 Lucro Operacional       Receita             no CPV            Receita              CPV         Operacionais   Lucro Operacional



      o Redução do preço do petróleo (2T11:US$ 108,97 /3T11:US$ 102,86), com elevação do diferencial entre
        petróleo pesado/leve.
      o Aumento do volume vendido, devido ao maior número de dias no trimestre e utilização de estoques.
      o Redução das despesas exploratórias (R$ 414 milhões) e indenização em processo arbitral da P-48 (R$
        339 milhões) .

                                                                                                                               18
ABASTECIMENTO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11

                                                         R$ Milhões


       2T11          Efeito Preço na   Efeito Custo Médio Efeito Volume na   Efeito Volume no    Despesas            3T11
 Lucro Operacional       Receita             no CPV            Receita              CPV         Operacionais   Lucro Operacional




     (3.618)                                                   1.915             (2.046)
                                                                                                   (133)           (4.122)
                         (993)               753




 o Menores preços de exportação e dos produtos no mercado interno.
 o Menores preços de aquisição de petróleo e de importação de derivados.
 o Aumento da receita devido aos maiores volumes vendidos no mercado interno.
 o Esse aumento da receita foi compensado pelo aumento do CPV devido à elevação das importações de gasolina e
   diesel para atendimento ao mercado interno.




                                                                                                                              19
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (3T11 vs 2T11)


          GÁS & ENERGIA                         INTERNACIONAL                         DISTRIBUIÇÃO
      Resultado Operacional                  Resultado Operacional                Resultado Operacional
             (R$ milhões)                          (R$ milhões)                          (R$ milhões)
    3T11          VS.         2T11          3T11         VS.       2T11          3T11        VS.     2T11
   R$ 2.055                 R$ 1.131       R$ 377                 R$ 649        R$ 467              R$ 336

Crescimento do lucro, devido a maior   Redução do lucro devido a,            Maior    lucro    em    função   do
volume comercializado de GN, gerado    principalmente, ajustes do valor de   crescimento do volume de vendas, em
pelo crescimento da demanda            mercado dos estoques e menores        7%, e das margens médias de
industrial e pelo reconhecimento de    preços.                               comercialização, em 12%.
créditos fiscais.




                                                                                                              20
INVESTIMENTOS
 Em dólar, manutenção do nível de investimentos


                                   9M2010                                                 9M2011
                          R$ 56,5 bilhões                                          R$ 50,8 bilhões
                                   0,9 0,5 1,0                                            0,3 0,7 0,8

                                                           E&P *
                                    3,4                                                    2,9
                             5,4                           Abastecimento *          2,9
                                                           G&E *
                                                 24,3      Internacional                                24,3
                                                           Pbio
                                   21,0                                               18,9
                                                           Distribuição *
                                                           Corporativo




         o Investimentos nos 9M11 estáveis em relação aos 9M10. A apreciação do Real frente ao dólar (6%) neste
           período, fez com que a Companhia gastasse menos Reais para um determinado investimento em Dólar.
         o Segmento de G&E em fase complementar do ciclo de investimentos em infraestrutura.




*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs                                                                           21
ENDIVIDAMENTO
Câmbio foi o principal fator para elevação da alavancagem
                                          Dívida Líq./EBITDA          Endiv. Líq./Cap.Líq.
                                                                                                              50%
      5,5
                 34%                                                                                          40%
      4,5
                                                                                                    22%       30%
      3,5                          16%               17%               17%              17%
                                                                                                              20%
      2,5                                                                                                     10%
                   1,52                                                                             1,41
      1,5                          0,94                                 1,03           1,07
                                                      1,03                                                    0%
      0,5                                                                                                     -10%
     -0,5                                                                                                     -20%
                2T10            3T10                4T10              1T11            2T11         3T11
             R$ Bilhões                   30/09/11         30/06/11
 Endividamento de Curto Prazo                20,0            16,7
                                                                        o Aumento      do     endividamento      líquido
 Endividamento de Longo Prazo               126,8            111,6        principalmente em função da depreciação do
 Endividamento Total                        146,8            128,3        Real frente ao Dólar. Este efeito cambial foi
                                                                          responsável pelo aumento em 3 p.p. da
    Disponibilidades                         33,7            34,7         alavancagem no 3T11 em relação ao 2T11.
    Títulos federais
                                             21,4            24,8       o Divida líquida/EBITDA também aumentou pois a
 (vencimento superior a 90 dias)
                                                                          geração de caixa permaneceu estável e a dívida
 Disponibilidades ajustadas                  55,0            59,5         líquida aumentou.
 Endividamento Líquido                       91,8            68,8       o Manutenção de elevada disponibilidade de
 Dívida líquida/Ebitda                      1,41X           1,07X         caixa.
            US$ Bilhões                   30/09/11         30/06/11
 Endividamento Líquido                       49,5            44,1
                                                                                                                      22
Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br




                               23
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Divulgação de Resultados do 3o. trimestre de 2011 - IFRS

  • 1. Divulgação de Resultados 3º trimestre de 2011 (legislação societária) Teleconferência/Webcast Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 16 de Novembro de 2011 1
  • 2. AVISO Estas apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte-Americanos: de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia A SEC somente permite que as companhias de sobre condições futuras da economia, além do setor óleo e gás incluam em seus relatórios de atuação, do desempenho e dos resultados arquivados reservas provadas que a Companhia financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos tenha comprovado por produção ou testes de “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", formação conclusivos que sejam viáveis "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", econômica e legalmente nas condições "deverá", bem como outros termos similares, visam econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, alguns termos nesta apresentação, tais como envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela descobertas, que as orientações da SEC nos Companhia e, consequentemente, não são garantias proíbem de usar em nossos relatórios de resultados futuros da Companhia. Portanto, os arquivados. 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 o Lucro operacional (+2%) e geração de caixa (EBITDA +3%) estáveis no trimestre. o Lucro líquido de R$ 6.336 milhões no trimestre, impactado pela depreciação cambial de 19%. o Início de operação da P-56, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, com previsão de atingir o pico de produção no 1T12. o Pré-sal: Início da operação do gasoduto Lula-Mexilhão, conclusão do Teste de Longa Duração (TLD) de Guará, início do TLD de Carioca NE e perfuração do 2º poço de Franco confirmando o potencial da área. o Renovação da participação no Dow Jones Sustainability Index (DJSI) pelo sexto ano consecutivo. P-56 Gasoduto Lula-Mexilhão Dynamic Producer 3
  • 4. PRINCIPAIS INDICADORES ∆% 3T11 2T11 3T10 (3T11 x 2T11) EBITDA (R$/milhões) 16.672 16.139 +3% 14.736 LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões) 12.322 12.047 +2% 10.673 LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 6.336 10.942 -42% 8.566 PMR (R$/bbl) 166,78 167,15 - 158,28 PMR (US$/bbl) 102,66 105,05 -2% 92,54 Brent (US$/bbl) 113,46 117,36 -3% 76,86 Dólar médio de venda (R$) 1,64 1,60 +2% 1,75 Produção (mil bbl/dia) 2.572 2.598 -1% 2.570 Vendas no mercado interno (mil bbl/dia) 2.627 2.503 +5% 2.497 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 Paradas programadas e não programadas afetaram produção do trimestre Produção Total Produção no Brasil (média diária nos 9 meses) (média diária nos 9 meses) +1,2% +1,8% 2.568 2.599 2.322 2.363 236 327 350 246 (mil bpd) (mil bpd) 2.322 2.363 1.995 2.013 9M 2010 9M 2011 9M 2010 9M 2011 Brasil Internacional Petróleo e LGN Gás Natural o No Brasil contribuíram para o crescimento da produção no ano os campos de Marlim Leste, Cachalote/Baleia Franca, Jubarte, Uruguá, Piloto de Lula e os TLDs de Tiro, Sidon, Guará, Lula Nordeste e Aruanã. o No exterior a produção caiu 4% no acumulado do ano devido ao início da cobrança de tax oil no campo de Agbami, na Nigéria, e ao cancelamento dos contratos no Equador. 5
  • 6. COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO Reservatórios e equipamentos definem produção no tempo bbl/d Declínio natural do reservatório * Potencial1 Possíveis causas: - queda da pressão do reservatório Produção1 - aumento da produção de água Potencial2 * Supondo 100% de eficiência dos Produção2 equipamentos instalados Produção efetiva uma combinação entre: - Declínio natural do reservatório E - Eficiência dos equipamentos: - deficiência do método de elevação; formação de hidratos na linha de coleta; falhas de compressão; t1 t2 Tempo quedas de energia; falhas de equipamentos; paradas programadas ou não; etc. o Nesse ano, declínio de produção em alguns campos acima dos valores históricos devido a perda de eficiência em equipamentos. o Declínio não foi causado por problemas geológicos dos reservatórios. 6
  • 7. PRODUÇÃO NO CAMPO DE MARLIM Perda de produção por problemas com equipamentos Mil bpd Mil bpd 700.000 400.000 Set/Out 2010 Eventos 300.000 (interdições ANP/Marinha) 3T 2011 500.000 200.000 300.000 100.000 100.000 0 jul/02 jul/03 jul/04 jul/05 jul/06 jul/07 jul/08 jul/09 jul/10 jul/11 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 jan/11 jul/09 jul/10 jul/11 jan/09 jan/10 jan/11 300.000 Aumento de 20 kbpd pós manutenção 250.000 - 79 kbpd: manutenções e problemas operacionais - 52 kbpd 200.000 + 27 kbpd: melhoria na performance de poços 150.000 1T 2010 2T 2010 3T 2010 1T 2011 2T 2011 3T2011 7
  • 8. PRODUÇÃO - 2011 Paradas não programadas explicam maior parte da produção abaixo da meta Perdas de produção por questões operacionais – efeito na produção anual 25.000 Paradas não programadas 20.000 Paradas programadas Queda de produção causada por paradas não 15.000 programadas e atrasos em paradas programadas nos (bpd) 9M11 afetou a média do 10.000 ano em 44 mil bpd 5.000 0 1T 2T 3T Outros fatores que reduziram produção durante o ano o Atrasos na entrada de poços, principalmente por falta de sondas. Diversas sondas entrando em operação nos próximos meses/ano. o Restrição na logística de escoamento do gás causou redução adicional de 20 mil bpd de óleo nos 9M11 (Uruguá: 10 mil bpd; Lula: 10 mil bpd). 8
  • 9. METAS DA PRODUÇÃO DE 2011 Novos poços que contribuirão com a produção do 4T11 2.150 (+2,5%) Poços de Produção Offshore em 2011 o 35 poços nos 9M11 – 15 poços no 3T 2.100 (meta) o 4 poços em outubro, com 38 mil bpd de potencial o Expectativa da entrada em Novembro/Dezembro: 2.050 (-2,5%) – 16 poços, com potencial total de 175 mil bpd 2.013 (Produção 9M11: -4% da meta) o P-57 e P-56 produzindo 80% de suas capacidades Minimizando Paradas Não Programadas o Termo de compromisso com ANP, em relação ao cronograma de inspeção o Flotéis/UMS (3 em operação) UMS Cidade de Arraial do Cabo 9
  • 10. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO 2012 Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período Projeto de Capacidade Participação da Previsão de desenvolvimento (mil bpd) Petrobras Início Tambaú Gás Natural 100% BR 1T 2012 Piloto Baleia Azul (Pré-sal) 100 100% BR 3T 2012 Tiro Sidon 80 100% BR 3T 2012 Roncador mod. 3 SS P-55 180 100% BR 4T 2012 Piloto Guará (Pré-sal) 120 45% BR 4T 2012 Capacidade Total Adicionada - Petrobras: 414 mil bpd o Até o momento, 8 sondas chegaram em 2011. Previsão de mais 15 sondas até o final de 2012. o Novas sondas irão acelerar o ramp-up dos novos sistemas. 10
  • 11. ATIVIDADE DO PRÉ-SAL Dados ratificam o potencial da fronteira exploratória BACIA DE CAMPOS  Jubarte: 14.000 bpd (ESS-103)  Baleia Franca: 25.000 bpd (BRF-1 + BRF-6)  Brava: 7.000 bpd (MRL-199D)  Carimbé: 21.000 bpd (CRT-43)  Tracajá: 20.000 bpd (MLL-70) TOTAL (nov/2011): 87.000 bopd POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS  TLD Carioca NE: 24.000 bpd (SPS-74)  TLD Lula NE: 14.000 bpd (RJS-662A)  Piloto de Lula: 53.000 bpd (RJS-660 + RJS-646) TOTAL (nov/2011): 91.000 bopd INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SAL NA BACIA DE SANTOS  34 poços perfurados até Out11 (27 Exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até fim de 2011.  Piloto de Lula: 1º poço - 28 mil bpd, 2º poço - 25 mil bpd e 3º poço pronto para início de produção ao final de Nov.  10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012. Produção média de todos os poços do Pré-sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio 11
  • 12. PREÇOS DE REALIZAÇÃO Preços internacionais voláteis US$/bbl US$/bbl Média Média Média 3T10 2T11 3T11 180 117 120,00 113 160 105 140 100,00 109 122,62 86 103 118,00 94 120 80,00 75 76 78 77 68 100 92,54 80 105,05 102,66 70 73 74 72 60,00 80 64 82,42 60 40,00 40 20,00 20 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 Petróleo Petrobras (média) Brent PMR EUA PMR Petrobras o No final do 3T11, redução do PMR Brasil, em dólares, função da depreciação cambial. PMR Petrobras em Reais estável, contribuindo para a estabilidade do resultado operacional. o Reajuste de 10% e 2% nos preços da gasolina e do diesel a partir de 1º de novembro. o O preço do petróleo Petrobras caiu US$6/bbl no trimestre, US$2/bbl mais do que o Brent, devido ao aumento do diferencial leve/pesado no mercado internacional. 12
  • 13. CUSTO DE EXTRAÇÃO Custos pressionados pela alta do petróleo US$/barril R$/barril 117,36 187,78 186,07 113,46 175,30 104,97 147,02 86,48 134,51 55,14 54,11 50,66 76,86 35,00 30,48 31,25 42,72 43,47 25,58 24,67 34,21 31,80 31,66 21,88 19,10 17,88 24,26 26,13 14,07 15,29 20,93 22,31 10,60 11,38 13,12 13,37 18,46 17,34 19,00 10,29 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 Brent Part. Governam. Custo de Extração o Custo de extração em dólares impactado pelas provisões relativas ao Acordo Coletivo de Trabalho 2011 (em negociação). o Tendência de aumento do custo de extração no ano devido a entrada de novos sistemas de produção, maior número de paradas programadas e não-programadas e maiores custos de serviço e energia. 13
  • 14. PRODUÇÃO E VENDA DE DERIVADOS Adequação do parque de refino para atender o mercado doméstico Produção Vendas +4 % +9 % 2.098 1.805 1.878 1.928 425 576 434 552 (Mil barris/dia) 227 82 243 103 469 343 397 388 786 829 885 971 9M10 9M11 9M10 9M11 Diesel+QAV Gasolina Óleo Combustível Outros o Aumento das vendas de derivados no mercado interno nos 9M11 (+9%) impulsionado pelo diesel (+9%) e gasolina (+21%). o Melhorias operacionais: utilização de 92% da capacidade instalada nos 9M11, crescendo 3 p.p. em relação aos 9M10, e maior produção de destilados médios e gasolina. 14
  • 15. GÁS NATURAL Demanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional Vendas* Oferta +8% +2 % 47 48 Milhões m3/d Milhões m3/d o Crescimento do consumo não-térmico, em função da maior demanda industrial (+12%). o Menor demanda térmica em razão dos elevados níveis dos reservatórios das hidroelétricas. * Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs próprias) nem as vendas pela BR 15
  • 16. LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO) R$ Milhões o Elevação da receita em função de maior volume de vendas, principalmente diesel, além de gasolina e gás natural. o Crescimento das importações e vendas de derivados no trimestre explicam aumento do CPV. o Despesas operacionais estáveis, apesar do incremento das vendas. 16
  • 17. LUCRO LÍQUIDO 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO) R$ Milhões 10.942 275 (8.179) 1.530 6.336 2.406 (638) 2T11 Lucro Operacional Resultado Participação em Impostos Lucro atribuível aos 3T11 Lucro Líquido Financeiro Invest. não Control. Lucro Líquido o Depreciação de 19% do Real sobre o Dólar no trimestre resultou em uma despesa cambial de R$ 6,6 bilhões. o Menor IR/CSLL devido a redução do lucro apurado no trimestre. o Lucro atribuível a não controladores devido a variação cambial negativa sobre o endividamento das SPEs. 17
  • 18. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11 R$ Milhões 16.017 (1.039) 15.680 745 (313) 691 (421) 2T11 Efeito Preço na Efeito Custo Médio Efeito Volume na Efeito Volume no Despesas 3T11 Lucro Operacional Receita no CPV Receita CPV Operacionais Lucro Operacional o Redução do preço do petróleo (2T11:US$ 108,97 /3T11:US$ 102,86), com elevação do diferencial entre petróleo pesado/leve. o Aumento do volume vendido, devido ao maior número de dias no trimestre e utilização de estoques. o Redução das despesas exploratórias (R$ 414 milhões) e indenização em processo arbitral da P-48 (R$ 339 milhões) . 18
  • 19. ABASTECIMENTO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11 R$ Milhões 2T11 Efeito Preço na Efeito Custo Médio Efeito Volume na Efeito Volume no Despesas 3T11 Lucro Operacional Receita no CPV Receita CPV Operacionais Lucro Operacional (3.618) 1.915 (2.046) (133) (4.122) (993) 753 o Menores preços de exportação e dos produtos no mercado interno. o Menores preços de aquisição de petróleo e de importação de derivados. o Aumento da receita devido aos maiores volumes vendidos no mercado interno. o Esse aumento da receita foi compensado pelo aumento do CPV devido à elevação das importações de gasolina e diesel para atendimento ao mercado interno. 19
  • 20. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (3T11 vs 2T11) GÁS & ENERGIA INTERNACIONAL DISTRIBUIÇÃO Resultado Operacional Resultado Operacional Resultado Operacional (R$ milhões) (R$ milhões) (R$ milhões) 3T11 VS. 2T11 3T11 VS. 2T11 3T11 VS. 2T11 R$ 2.055 R$ 1.131 R$ 377 R$ 649 R$ 467 R$ 336 Crescimento do lucro, devido a maior Redução do lucro devido a, Maior lucro em função do volume comercializado de GN, gerado principalmente, ajustes do valor de crescimento do volume de vendas, em pelo crescimento da demanda mercado dos estoques e menores 7%, e das margens médias de industrial e pelo reconhecimento de preços. comercialização, em 12%. créditos fiscais. 20
  • 21. INVESTIMENTOS Em dólar, manutenção do nível de investimentos 9M2010 9M2011 R$ 56,5 bilhões R$ 50,8 bilhões 0,9 0,5 1,0 0,3 0,7 0,8 E&P * 3,4 2,9 5,4 Abastecimento * 2,9 G&E * 24,3 Internacional 24,3 Pbio 21,0 18,9 Distribuição * Corporativo o Investimentos nos 9M11 estáveis em relação aos 9M10. A apreciação do Real frente ao dólar (6%) neste período, fez com que a Companhia gastasse menos Reais para um determinado investimento em Dólar. o Segmento de G&E em fase complementar do ciclo de investimentos em infraestrutura. *Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs 21
  • 22. ENDIVIDAMENTO Câmbio foi o principal fator para elevação da alavancagem Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq. 50% 5,5 34% 40% 4,5 22% 30% 3,5 16% 17% 17% 17% 20% 2,5 10% 1,52 1,41 1,5 0,94 1,03 1,07 1,03 0% 0,5 -10% -0,5 -20% 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 R$ Bilhões 30/09/11 30/06/11 Endividamento de Curto Prazo 20,0 16,7 o Aumento do endividamento líquido Endividamento de Longo Prazo 126,8 111,6 principalmente em função da depreciação do Endividamento Total 146,8 128,3 Real frente ao Dólar. Este efeito cambial foi responsável pelo aumento em 3 p.p. da Disponibilidades 33,7 34,7 alavancagem no 3T11 em relação ao 2T11. Títulos federais 21,4 24,8 o Divida líquida/EBITDA também aumentou pois a (vencimento superior a 90 dias) geração de caixa permaneceu estável e a dívida Disponibilidades ajustadas 55,0 59,5 líquida aumentou. Endividamento Líquido 91,8 68,8 o Manutenção de elevada disponibilidade de Dívida líquida/Ebitda 1,41X 1,07X caixa. US$ Bilhões 30/09/11 30/06/11 Endividamento Líquido 49,5 44,1 22
  • 23. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 23 23