Este documento apresenta uma análise da Petrobras e suas projeções de crescimento, enfatizando a importância do pré-sal e a necessidade de investimentos significativos em infraestrutura para atender à crescente demanda de petróleo e gás. Além disso, destaca os resultados financeiros da companhia, os desafios da indústria de petróleo e a estratégia de garantir reservas e aumentar a capacidade de refino até 2020. As informações são baseadas em estimativas e podem envolver riscos e incertezas, sem garantias de resultados futuros.

1. Março de 2011 Paulo Campos Gerente de Relacionamento com Investidores Estratégia, Crescimento e Resultados

2. Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 em diante são estimativas ou metas. A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: AVISO

3. DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO - Desafios da Oferta 2020: 43 – 48 MM bpd 2030: 65 – 78 MM bpd Declínio projetado na produção Adição de Capacidade Requerida Desenvolvimento Sustentável Força do Hábito Fonte: Estimativas a partir de dados da WoodMackenzie 83% da oferta deve vir da reavaliação de reservas existentes e de reservas ainda não descobertas ou ainda não comerciais Taxa natural de declínio requer o descobrimento de novas reservas para atender a demanda mundial de Petróleo Produção oriunda da reavaliações das reservas existentes (novas estimativas de oil-in-place e aumento nos fatores de recuperação) Produção proveniente de reservas não descobertas ou reservas descobertas sem plano de desenvolvimento Produção atualmente em desenvolvimento com operação prevista para o curto e médio e prazo

4. PETROBRAS: UMA EMPRESA DE ENERGIA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIAL Produção de Óleo e Gás em 2009 (milhões boe/d) Capacidade de Refino em 2009 (milhões boe/d) Reservas Provadas em 2009 – SEC (bi boe) Nota: As companhias comparáveis selecionadas acima tem a maioria do seu capital negociado em mercado Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando % da participação da companhia e incluindo as JVs) e Bloomberg Gás Óleo 3,9 3,9 3,2 2,7 2,5 2,5 2,2 1,7 0,6 BP XOM RDS CVX COP TOT ENI BG 6,3 3,6 2,9 2,7 2,6 2,2 2,2 0,7 0,3 XOM RDS COP BP TOT CVX ENI STL Gás Óleo 23,0 18,0 13,9 12,2 11,3 10,3 10,1 6,4 5,2 XOM BP RDS CVX COP TOT ENI STL Óleo Gás Valor de Mercado (US$ bi) – 31 de Dezembro de 2010

5. DESENVOLVIMENTO DE OPORTUNIDADES ÚNICAS REQUER INVESTIMENTO SUBSTANCIAL Fluxo de Caixa Operacional Projetado 2010-2014 80 Plano de Negócios 2010-2014 US$ 224,1 bilhões 163 Preço Médio de Venda (R$/barril) Brent Médio (US$/bbl) Taxa de Câmbio (R$/US$) 1,78 Principais Premissas Fluxo de Caixa Operacional (após dividendos) US$ 155 bilhões Investimentos US$ 224 bilhões Caixa US$ 11 bilhões Amortização de Dívida US$ 38 bilhões Captações (Dívida + Equity ) US$ 96 bilhões Retorno de 14% nos projetos do Plano de Investimentos Distribuição Biocombustível Corporativo E&P RTC G&E Petroquímica Fonte Uso

6. 20 25 30 bilhões boe ~ 28-30 bi boe 5 10 15 0 * Critério SPE Estimativa mais alta 10 Estimativa mais baixa 8 5 Produção Acumulada Brasil 1953 - 2010 Reservas Provadas Brasil 1953 - 2010 Reservas Provadas Brasil (SPE 2010) Volume Potencial Recuperável (Lula, Cernambi, Iara, Guará e Parque das Baleias), de 8,2 a 9,8 Cessão Onerosa Reservas Provadas + Volume Potencial Recuperável + Cessão Onerosa 29 14 15 AUMENTANDO AS RESERVAS Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pré-Sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras.

7. PRÉ-SAL - NOVA PROVÍNCIA COM ALTO POTENCIAL E BAIXO RISCO 1.1-2 bi boer 8,3 bi boer 3-4 bi boer Distancia da Terra = 300 km Área Total = 15.000 km 2 1,5-2 bi boer Lula Cernambi Blocos Consórcio BC-60 BR (100%) Jubarte Cachalote Balia Franca Baleia Azul Baleia Anã EXX (40%) , HES (40%) e BR (20%) Blocos Consórcios BMS-8 BMS-9 BMS-10 BMS-11 BMS-21 BMS-22 BMS-24 BR (66%) , SH (20%) e PTG (14%) BR (45%) , BG (30%) e RPS (25%) BR (65%) , BG (25%) e PAX (10%) BR (65%) , BG (25%) e PTG (10%) BR (80%) , PTG (20%) BR (80%) , PTG (20%)

8. META DE PRODUÇÃO: PETRÓLEO E GÁS - 2010-2020 (Mil boe/dia) 2.400 2.301 2.297 2.217 2.020 2.037 1.810 2.525 4,9% p.a. 2.723 5.382 3.907 7,1% p.a. 1.183 152 Pré-Sal 241 1, 078 Curva de produção doméstica consistente com o PN anterior Curva de produção internacional tem sua meta reduzida em função de menores investimentos A atual curva de produção não leva em consideração a cessão onerosa

9. P-57 180 mil bpd 2 milhões m 3 /d gás Cidade de Angra dos Reis 100 mil bpd 5 milhões m 3 /d gás TLD Guará 30 mil bpd CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO Produção Brasil TLD Aruanã P-56 Marlim Sul Principais premissas para alcance da meta de produção de 2011: Previsão de 60 novos poços offshore , adicionando na média diária do ano: Principais novos projetos 2010 Principais novos projetos 2011 SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd Uruguá-Tambaú 35 mil bpd 10 milhões m 3 /d gás TLD Lula NE Mexilhão TLD Carioca NE TLD Cernambi (Iracema) +/- 2,5% i) 120 mil barris em poços de desenvolvimento em plataformas já existentes (concessões de Caratinga, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador) ii) 55 mil barris da P-57 iii) 30 mil barris da P-56 (entrada em julho/2011) iv) 30 mil barris da Bacia de Campos (Marlim, Albacora e TLD Aruanã) v) 30 mil barris do Pré-sal da Bacia de Santos (mil bpd)

10. INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO A expectativa de crescimento da curva de produção da Companhia torna necessária a ampliação da capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 anos e a crescente demanda do mercado doméstico também apontam para a necessidade de novos investimentos no refino Refinarias Capacidade (Tbpd) Carga (Tbpd) Paulínia - Replan (SP) 365 348 Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 261 Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 243 Henrique Lage - Revap (SP) 251 236 Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 148 Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 169 Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 153 Gabriel Passos - Regap (MG) 151 132 Manaus - Reman (AM) 46 41 Capuava - Recap (SP) 53 42 Fortaleza - Lubnor (CE) 7 6 TOTAL BRASIL 1,986 1,779 RLAM REGAP REDUC REVAP REPLAN RECAP RPBC REPAR REFAP LUBNOR REMAN

11. PRODUÇÃO NACIONAL, REFINO E DEMANDA 3 2009 2014E 2020E Mil bpd 110% 132% Atualmente a produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino Até 2014, projeta-se exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda Carga fresca processada Produção Demanda de Derivados 124% 1980 13% Produção como % do refino Petrobras tem uma posição única no Refino, uma vez que é praticamente a única operadora em um mercado em grande crescimento e de escala continental.

12. Throughput (451 mil BPD) QUALIDADE E MELHORIA OPERACIONAL Investimento Total RTC $73.6 bilhões (2010-2014) Produção Qualidade e Conversão Remoção de enxofre (regulatório) e maior processamento de petróleo pesado nacional Melhoria Operacional Logística, padrões mais elevados de segurança, normas ambientais mais rigorosas Investimento Total: US$ 73.6 billhões Capacidade Adicional Novas refinarias são econômicas, apesar dos custos elevados: Evita custos logísticos de US$ 8.0 /bbl Incentivo tributário de US$ 10,000 por bbl/dia de capacidade Captura o diferencial leves/pesados Pesado 20º api Pesado 14-18º api Médio 25-28º api Diesel Coque GLP Outros Nafta QAV Projeção de Importação no Brasil em 2014 sem capacidade adicional de refino Principais produtos importados Sem produção adicional de gasolina Refinarias Planejadas para Substituir Importações 50% 29% 11% 6% 3% 1% Capacidade Adicional Qualidade e Conversão Melhoria Operacional Expansão da Frota Logística para Petróleo Internacional 9% 62% 29% 150 104 230 16 47 47 69 291 42 18 52

13. DEMANDA NACIONAL E CAPACIDADE DE REFINO Mil bpd 1.933 2.356 1.831 2.260 REPLAN Revamp U200+PAM 33 mil bpd (2010) 2020 ... 3.196 2.794 2009 2014 2010 Gasolina Diesel Outros ... Carga Fresca Processada Clara Camarão 2010 RNE 230 mil bpd (2013) COMPERJ (1º trem) 165 mil bpd (2013) PREMIUM I (1ª fase) 300 mil bpd (2014) PREMIUM I (2ª fase) 300 mil bpd (2016) PREMIUM II 300 mil bpd (2017) COMPERJ (2º trem) 165 mil bpd (2018) Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria O programa de investimentos, focado no aumento da capacidade de conversão, pretende reduzir a produção de óleo combustível e o déficit de destilados

14. INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2010-2014 Transição do investimento em infra-estrutura para flexibilidade da demanda de gás GNL Malha Plantas de gás-química (Fertilizantes, amônia) Fechamento do ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural Consolidação do investimento em geração de energia: termoelétrica, eólica e biomassa Atuação na cadeia de GNL para escoamento do gás do pré-sal Maiores investimentos na conversão do gás natural em uréia e amônia Investimentos 2010-14 US$ 17,8 bilhões 5,7 4,1 2,7 5,3 Energia Elétrica

15. SEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEIS Crescente expansão e integração com o mercado de derivados +193% Mil m³/ano Produção de Etanol Exportação de Etanol +135% Meta de Capacidade de Produção de Biodiesel no Brasil +47% Mil m³/ano Mil m³/ano INVESTIMENTOS 2010-2014: US$ 3,5 Bilhões

16. Recordes de produção de petróleo no Brasil: Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembro Mensal: 2.122 mil barris/dia em dezembro Anual: 2.004 mil barris/dia em 2010 Produção internacional cresceu 3% e atingiu 245 mil bbld; Declaração de Comercialidade de Lula e Cernambi e entrada em operação do sistema piloto de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos; Reservas provadas alcançaram 15,986 bilhões de boe pelo critério SPE/ANP. Pré-Sal contribuiu com 1,071 bilhão de boe da Bacia de Santos e 0,210 bilhão da Bacia do Campos; DESTAQUES DE 2010 Volume de vendas de derivados no mercado brasileiro elevou em 11% e o de gás natural em 33%; Realização da maior oferta pública de ações da história, captando R$ 120,2 bilhões; Direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, através do Contrato de Cessão Onerosa; Investimentos de R$ 76.411 milhões em 2010, ante R$ 70.757 em 2009. FPSO Cidade de Angra dos Reis

17. Cernambi Sul Guará Sul Iara Horst Carioca NE Lula Sul Piloto Lula IG1 Concessão Cessão Onerosa Realizações de 2010 PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS 9 sondas operando no cluster, com expectativa de até 3 novas unidades; 4 poços com perfuração já concluída, com meta de 20 poços no ano; Início do Sistema de Lula NE (BM-S-11): 1S11; Início do TLD de Carioca NE (BM-S-9): 2S11; Início de produção do sistema de Cernambi Sul (BM-S-11): final de 2011. Contrato de Cessão Onerosa para produção de 5 bilhões; Início do Projeto Piloto FPSO Cidade de Angra dos Reis em Lula; Início do TLD de Guará; 8 novos poços perfurados, totalizando 20 poços no Pré-sal na Bacia de Santos. Atividades para 2011 Libra (ANP) Guará Norte Piloto Lula P7 Poços em perfuração, completação ou avaliação

18. Por Tipo (Brasil) Por Região RESERVAS PROVADAS ( critério ANP/SPE) Reservas Provadas 2010 vs. 2009 Águas Rasas (0-300m) Águas Ultra Profundas (>1.500m) Águas Profundas (300-1.500m) Terra Brasil Internacional 14.865 15.986 18 anos consecutivos de reposição de reservas no Brasil; No Brasil, índice de reposição de reserva de 240% e relação R/P de 19,2 anos; Lula e Cernambi contribuíram com 1,071 bilhão de boe para as reservas provadas de 2010. (0.869) 1.990 milhões de boe

19. R$/bbl Política de preços de alinhamento aos preços internacionais no longo prazo; PMR em reais estável em 2010 ante 2009, em dólares passou de US$ 79,52 em 2009 para US$ 89,95 em 2010; Spread óleo leve/pesado - retorno aos níveis históricos. PREÇOS DE REALIZAÇÃO US$/bbl Média 2010 PMR Petrobras: 158,26 PMR EUA: 150,67 Média 2009 PMR Petrobras: 157,50 PMR EUA: 129,97

20. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL 43,47 43,04 43,82 43,91 42,72 No comparativo 4T10 vs. 3T10: O indicador reduziu 6%, em Reais, em função dos menores gastos com pessoal, dos efeitos cambiais e maior produção no 4T10; Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço médio de referência do petróleo nacional. R$/barril US$/barril 25,58 24,74 23,73 24,50 24,67 Custo de Extra ç ão Brent Part. Governam.

21. 2010 615 697 82 BALANÇA COMERCIAL (mil barris/dia) Óleo Derivados + US$ 2.874 Volume Financeiro + US$ 1.534 2009 156 549 705 Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq. Óleo Derivados Aumento das importações de derivados em 2010 refletem o crescimento na demanda do mercado interno, com destaque para o diesel e a gasolina; Crescimento das exportações de petróleo decorre do aumento da produção e da disponibilidade gerada pela parada programada na Replan. (US$ Milhões)

22. INVESTIMENTOS 2010 vs 2009 R$ 70,8 bilhões 2009 R$ 76,4 bilhões 2010 E&P 43%* G&E - 9%* Abast 37%* Inter - 6% Outros 5% (%) 8% E&P 45%* G&E - 15%* Abast 24%* Inter - 10% Outros 6% (%) *Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs E&P: Crescimento dos investimentos para desenvolvimento do pré-sal; Abastecimento: Destaque para investimentos na melhora de qualidade dos derivados, expansão da capacidade interna, conversão e em ativos petroquímicos; G&E: infra-estrutura em fase complementar - melhora no transporte de gás natural.

23. ENDIVIDAMENTO Nível de alavancagem da Petrobras apresentou queda abrupta no ano (2009: 31%; 2010: 17%) em função da capitalização; Ao término do ano, o endividamento líquido caiu 15% e as disponibilidades ajustadas (inclui títulos públicos federais) cresceram 92%. R$ Bilhões 31/12/10 31/12/09 Endividamento de Curto Prazo 15,7 15,6 Endividamento de Longo Prazo 102,2 86,9 Endividamento Total 117,9 102,5 Disponibilidades 30,3 29,0 Títulos públicos federais 25,5 - Disponibilidades ajustadas 55,8 29,0 Endividamento Líquido 62,1 73,4 Dívida líquida/Ebitda 1,0X 1,2X US$ Bilhões 30/12/10 30/12/09 Endividamento Líquido 37,3 42,2

24. 46 . 4 38 . 4 55 . 6 59 . 4 60 . 1 Receita Operacional Líquida (R$ bilhões) Lucro Líquido (R$ bilhões) RESULTADOS FINANCEIROS (BR GAAP)

25. Dividend Yield: Dividendo declarado para cada ano / Preço por ação ao final do mesmo ano Dividend Payout Dividend Yield DIVIDEND PAYOUT E DIVIDEND YIELD

26. Informações: Relações com Investidores 0800 282-1540 ou (21) 3224-1540 [email_address] www.petrobras.com.br/ri OBRIGADO