1) O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 2o trimestre de 2010, com destaque para o crescimento de 7% no lucro líquido. 2) Novas descobertas de óleo leve no pré-sal na Bacia de Campos e início da produção no pré-sal do Espírito Santo impulsionaram o aumento da produção. 3) A produção total de óleo e gás cresceu 3% em relação ao mesmo período do ano anterior, atingindo 2,568 mil barris por dia.

1. Divulgação de Resultados
2º trimestre de 2010
(legislação societária)
17 de agosto de 2010
Teleconferência / Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões
acerca de eventos futuros. Tais previsões
refletem apenas expectativas dos
Aviso aos Investidores
administradores da Companhia sobre condições
Norte-Americanos:
futuras da economia, além do setor de atuação,
do desempenho e dos resultados financeiros da
Companhia, dentre outros. Os termos
A SEC somente permite que as companhias
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê",
de óleo e gás incluam em seus relatórios
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva",
arquivados reservas provadas que a
"deverá", bem como outros termos similares,
Companhia tenha comprovado por produção
visam a identificar tais previsões, as quais,
ou testes de formação conclusivos que sejam
evidentemente, envolvem riscos e incertezas
viáveis econômica e legalmente nas
previstos ou não pela Companhia e,
condições econômicas e operacionais
consequentemente, não são garantias de
vigentes. Utilizamos alguns termos nesta
resultados futuros da Companhia. Portanto, os
apresentação, tais como descobertas, que as
resultados futuros das operações da Companhia
orientações da SEC nos proíbem de usar em
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor
nossos relatórios arquivados.
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.
Estas apresentações possuem caráter
meramente informativo, não constituindo
uma oferta, convite ou solicitação de oferta
de subscrição ou compra de quaisquer
valores mobiliários no Brasil ou em
qualquer outra jurisdição e, portanto, não
devem ser utilizadas como base para
qualquer decisão de investimento.
2

3. DESTAQUES DO SEGUNDO TRIMESTRE
o Lucro Líquido cresceu 7%, alcançando R$ 8,3 bilhões
o Novas descobertas de óleo leve no pré-sal na Bacia
de Campos. Volume recuperável estimado em 485
milhões de boe;
o Início da produção no pré-sal do Espírito Santo em
julho;
o Divulgação do Plano de Negócios 2010-14, com
investimentos projetados em US$ 224 bilhões;
o Realização e aprovação com ampla maioria em duas
Assembléias Gerais Extraordinárias de:
1. Aumento de capital;
2. metodologia de precificação das LFTs a serem utilizadas
no aumento de capital.
3

4. PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS 1S10 VS 1S09:
Novos projetos impulsionam aumento da produção
Produção Total (Mil bpd)
Produção Nacional
+3 %
2.503 2.568
231 246 +2 %
Internacional 2.272 2.322
Nacional
314 324 Gás Natural
Petróleo e LGN
2.272 2.322
1.958 1.998
1S09
1S10
1S09
1S10
o Recorde mensal da produção de óleo no Brasil, de 2.033 mil bpd em abril/2010;
o Crescimento de 6,5% na produção internacional devido ao início na produção do campo de Akpo
e aumento da produção de Agbami, na Nigéria.
4

5. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:
Expectativa de forte incremento da capacidade futura
Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção
Projetos Capacidade 2T10
FPSO Cidade de Vitória
100 mil bpd 60,9
(Golfinho)
FPSO Espírito Santo
100 mil bpd 28,2
Parque das Conchas (1)
FPSO Capixaba
100 mil bpd 9,7
Cachalote e Baleia Franca
35 mil bpd e Início de Produção:
Mexilhão e Uruguá-Tambaú UTB - 14/jul
25 milhões m3
Mexilhão - 4T10
(1) Projeto em parceria, a produção refere-se à participação da Petrobras (35%)
Novas Unidades a entrar em operação
Projetos Capacidade Expectativa de Início
FPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Tupi) 100 mil bpd 4T10
P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd 2011
P-57 (Jubarte) 180 mil bpd 2011
5

6. PRODUÇÃO 2010
NOVIDADES DO PRÉ-SAL
Intensificam-se as atividades reduzindo incertezas
o Bacia de Campos
o Novas descobertas nos campos de Marlim, Albacora Leste e Caratinga
(estimativas de 485 milhões de boe, com potencial de até 740 milhões de boe)
o Início da produção no pré-sal no campo de Baleia Franca, com o FPSO
Capixaba com capacidade de 100 mil bpd. Produção de 20 mil ainda este ano.
o Bacia de Santos
o 6 novos poços a serem perfurados em Libra
2010, totalizando 16 poços neste ano. Franco
o 3 novas sondas* estão previstas para
chegar ainda em 2010, além das 10 em Iracema Norte
operação. Macunaíma
o O FPSO Cidade de Angra dos Reis, a ser
instalado no Projeto Piloto de Tupi, já
está pronto e em navegação. Capacidade
de 100 mil bpd de petróleo. Piloto de
Carioca Tupi P1
o Carta de intenções para construção do NE
FPSO do Piloto de Tupi Nordeste assinado Guará
Norte Piloto de
em Maio com o consórcio SBM/Queiroz
Galvão. Capacidade: 120 mil bpd de Tupi Tupi IG1
petróleo. Sudoeste
o Carta de intenções para construção de 8 Poços em intervenção**:
Poç intervenç
Guará
cascos de FPSO a serem instalados no Petrobras
pré-sal da Bacia de Santos, assinada em
Março com a Engevix. Capacidade: 150 mil
bpd de petróleo. ANP
* Ocean Valor, Vitoria 10.000 e Sevan Driller. ** Intervenção considera perfuração ou completação ou teste. 6

7. PREÇOS DE REALIZAÇÃO:
Preços estáveis
US$/bbl Média Média
121 R$/bbl Média
115 2T09 1T10 2T10
120
105
220
100
101 170 160,79
80 75 76 78
68 157,65 158,72
55 59
60 120 128,41
44 74
70 73 152,64
64 148,75
40 48 32 49 70
20
2T08 3T08 20
4T08 1T09 4T07 3T08
2T09 3T09 4T08 3T08
4T09 1T10 4T09 1T09
2T10 2T09 3T09
PMR EUA 4T09 1T10
Preço Petróleo Petrobras (média) 2T10
Brent (US$/bbl) PMR Petrobras
o Aumento das cotações do óleo no mercado internacional (1S09:US$40,74; 1S10:US$73,35) e redução
do desconto entre óleo leve/pesado desde final de 2009 beneficiaram a receita do E&P;
o Estabilidade dos preços no Brasil combinada a maiores preços do Brent e do óleo pesado reduziram
margens do refino.
7

8. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:
Custos se mantiveram estáveis
R$/barril US$/barril
76,2 78,3
74,6
68,3
43,04 43,82 43,91
41,62 58,8
38,86 24,74 23,73 24,50
22,86
19,50
24,78 26,53 26,87 26,37
21,28 15,23 14,33 14,71
13,84
10,78
17,58 16,84 16,51 16,95 17,54 8,72 9,02 9,51 9,40 9,79
2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10
Lifting Cost Part. Gov. Lifting Cost Part. Gov. Brent
o Custo de extração acompanhou a alta das cotações do óleo no mercado internacional;
o Em Reais, custo de extração estável.
8

9. MERCADO DE DERIVADOS E GÁS NATURAL:
Expressivo crescimento das vendas no mercado interno
Mil barris/dia Derivados Gás Natural
+7%
1.851 1.898
1.769
+20%
Outros 473 505 501
257 292
GLP 244
212 203 221
Gasolina 331 410 374
Diesel
753
733 802
2T09
2T09 1T10
1T10 2T10
2T10
Volume de vendas de derivados no mercado interno cresceu 7% em relação ao 2T09, devido à:
o Aumento de 6,5% na venda de diesel em razão da recuperação da atividade econômica e do
aumento da safra de grãos;
o Crescimento de 13% na venda de gasolina. No semestre, o aumento foi puxado por veículos bi-
combustíveis (escassez de etanol no 1T10 e da redução do teor de anidro em fev/10);
o Aumento de 15% na venda de QAV (recuperação econômica e demanda do mercado de aviação)
Gás natural: Maiores vendas ao mercado não-térmico, pela retomada gradativa da atividade industrial,
e a maior demanda do mercado térmico (solicitação ONS).
9

10. BALANÇA COMERCIAL:
Recorde nas exportações de óleo
Mil barris/dia 1S09 1S10
Petróleo Derivados
708 762
524 620
226 204
131 281
184
482 558 142
393
339
Exportação Importação Exportação Exportação Importação Exportação
Líquida Líquida
Volume Financeiro (US$ Milhões)
US$ 1.466
10.370
US$ 1.302 8.904 o Menor exportação líquida em função da maior
demanda interna, principalmente por diesel;
6.208
4.906 o Maior saldo financeiro da Balança Comercial
(+US$ 164 milhões) em função de maiores
preços de exportação.
1S09 1S10
Importações Exportações
10

11. LUCRO OPERACIONAL 2T10 vs 1T10:
Maiores volumes e redução das despesas operacionais
(R$ Milhões) 3.219 (3.142)
609 12.303
11.617
1T10 Receita Operac. CPV Despesas 2T10
Lucro Líquida Operacionais Lucro
Operacional Operacional
o Maiores volumes de venda de derivados e melhores preços de exportação alavancam Receita
Operacional;
o Maior CPV em função de maiores volumes vendidos e dos preços de diesel importado;
o Redução de 8% das Despesas Operacionais devido a maiores gastos no 1T10 com a provisão para
perda no valor recuperável de ativos de E&P;
o Elevação do lucro operacional em 6%, gerando EBITDA de R$ 16 bilhões no 2T10.
11

12. LUCRO LÍQUIDO 2T10 vs 1T10:
Manutenção de margens
(R$ Milhões)
686 71 (52) (165) 29 8.295
7.726
1T10 Lucro Resultado Participação Lucro atribuível 2T10
(1) Impostos
Lucro Líquido Operacional Financeiro em Invest. aos não Lucro Líquido
controladores
o Elevação de 7% no Lucro Líquido reflete melhor resultado operacional;
o Itens abaixo do EBITDA estáveis, seguindo o comportamento da taxa de câmbio.
*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos 12

13. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2T10 vs 1T10:
Elevação da margem operacional
(R$ Milhões)
357 (553) 840 11.572
11.060 (235) 103
1T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 2T10
Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac.
o Elevação dos preços de venda do petróleo e do gás natural (óleo: +1%; GN: +37%, em US$/bbl);
o Redução, no 2T10, dos custos exploratórios (- R$ 349 milhões) decorrentes de baixa de poços secos
ou sem viabilidade econômica no 1T10;
o Menores despesas operacionais dada a ausência de despesas operacionais extraordinárias (no 1T10
houve provisão para contingência referente ao ICMS/RJ da P-36, no valor de R$ 449 milhões).
13

14. ABASTECIMENTO 2T10 vs 1T10:
Forte incremento dos volumes de vendas
(R$ Milhões) 2.816 (2.609)
161 (1.654)
1.870
(340)
244
1T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 2T10
Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac.
o Elevação do Custo médio do Produto Vendido no 2T10 (+11%) atrelada aos menores custos de
estoques no 1T10;
o Contribuiu para o aumento do CPV a elevação dos custos de importação de Diesel dada a parada
programada na REPLAN no 2T10;
o Crescimento da demanda atendida pelo aumento das importações com margem positiva;
o Aumento das despesas operacionais devido aos maiores gastos com fretes, paradas programadas de
refinarias e pessoal.
14

15. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T10 vs 1T10)
Resultados mantêm-se consistentes
Gás & Energia
2T10 VS. 1T10
Lucro Líquido: 8%
R$ 349 milhões R$ 323 milhões
o Maior receita com geração de energia
o Aumento da demanda termoelétrica por gás natural, além da redução de
despesas operacionais destas unidades
o Aumento de custos de importação/transferência de gás natural, além da
redução das margens de comercialização de energia (elevação do custo de
aquisição no mercado spot) prejudicaram o resultado
Internacional
2T10 VS. 1T10
Lucro Líquido: 19 %
R$ 533 milhões R$ 447 milhões
o Maiores volumes vendidos na Nigéria
o Não ocorrência de constituição de provisão para redução ao valor recuperável
FPSO Campo de Akpo de ativos realizada no 1T10
o Provisão para redução a valor de mercado dos estoques, nos Estados Unidos e
no Japão
Distribuição
2T10 VS. 1T10
Lucro Líquido: 26%
R$ 268 milhões R$ 362 milhões
o Aumento de 4% no volume de venda, embora tenha ocorrido aumento de
despesas (frete e promoção de vendas)
o Equacionamento de débitos tributários (R$ 110 milhões) prejudicou o
resultado
15

16. INVESTIMENTOS 1S10 vs 1S09:
Elevação dos investimentos para atender o mercado brasileiro
Investimentos 1S10 Investimentos 1S09
R$ 38,1 bilhões R$ 32,5 bilhões
0,2
E&P
0,3 3,4 4,2
15,7 Abastecimento
5,6
2,5 0,05 Gas e Energia 4,2
1,1 14,8
2,4 Internacional
2,7
1,3 Distribuição
3,8
6,1 Outros 6,4
13,8
10,1 24,7
Investimentos
Abastecimento
25% 25% Qualidade/Redução do teor de enxofre
Conversão
12% Novas Refinarias
18%
Ampliação de Frota
19%
Aporte Braskem (R$2,5 bilhões)
Plangás, Manutenção, Infra-estrutura, SMS e outros
1%
16

17. DENTRO DA META DE ENDIVIDAMENTO:
Manutenção dos indicadores dentro das metas da Cia.
6 Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda 40%
5,5 35%
30% 32% 34%
5 28% 28% 30%
4,5
26%
25% Metas da Cia.:
4
20% - Alavancagem Líquida
3,5
entre 25% e 35%
3 15%
- Índice Dívida Líquida /
2,5 10%
EBITDA máximo de 2,5x
2 5%
1,35 1,52
1,5
0,95 1,00 1,21 0%
1 0,95
-5%
0,5
0 -10%
-0,5 -15%
-1 -20%
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10
R$ Bilhões 30/06/2010 31/03/2010
Endividamento de Curto Prazo 26,0 20,7
Endividamento de Longo Prazo 92,4 87,5
Endividamento Total 118,4 108,2
Disponibilidades 24,2 27,0
Endividamento Líquido 94,2 81,2
Dívida líquida/EBITDA 1,52X 1,35X
US$ Bilhões 30/06/2010 31/03/2010
Endividamento Total 65,7 60,8
17

18. DEMONSTRAÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:
Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentos
R$ milhões 2T09 1T10 2T10
Caixa Inicial 19.776 29.034 26.951
Geração Operacional 9.114 9.676 13.259
Investimento (17.750) (16.013) (19.638)
Fluxo de Caixa Líquido (8.636) (6.337) (6.379)
Dividendos Pagos (6.398) (24) (3.711)
Financiamentos Líquidos 5.937 4.212 7.292
Caixa Final 10.297 26.951 24.210
Brent (US$/bbl) 58 76 78
Taxa de câmbio (R$/US$) 2,07 1,80 1,79
EBITDA 17.599 15.076 15.927
o EBITDA estável, com alta liquidez.
18

19. Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
19
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