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Divulgação de Resultados
                                                      1º trimestre de 2010
                                                    (legislação societária)




Teleconferência / Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
 1                                                                            1
18 de maio de 2010
AVISO



 As apresentações podem conter previsões acerca            Aviso aos Investidores Norte-
 de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas        Americanos:
 expectativas dos administradores da Companhia.
 Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê",
 "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá",   A SEC somente permite que as companhias de
 bem como outros termos similares, visam a                 óleo e gás incluam em seus relatórios
 identificar tais previsões, as quais, evidentemente,      arquivados reservas provadas         que a
 envolvem riscos ou incertezas previstos ou não            Companhia tenha comprovado por produção
 pela Companhia. Portanto, os resultados futuros           ou testes de formação conclusivos que sejam
 das operações da Companhia podem diferir das              viáveis econômica e legalmente nas condições
 atuais expectativas, e o leitor não deve se basear        econômicas      e    operacionais   vigentes.
 exclusivamente nas informações aqui contidas. A           Utilizamos alguns termos nesta apresentação,
 Companhia não se obriga a atualizar as                    tais como descobertas, que as orientações da
 apresentações e previsões à luz de novas                  SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios
 informações ou de seus desdobramentos futuros.            arquivados.
 Os valores informados para 2009 em diante são
 estimativas ou metas.




                                                                                                           2
DESTAQUES:
Principais acontecimentos no 1T10

o EBITDA atinge R$ 15,1 bilhões crescendo 5% no comparativo 1T10 vs 4T09. Lucro
  Líquido aumentou 4% em relação ao 4T09, alcançando R$ 7,7 bilhões

o Crescimento na produção com recorde diário de 2.084 mil bpd em abril

o Investimentos no trimestre totalizaram R$ 17.753 milhões

o Início do Teste de Longa Duração das áreas de Tiro e Sídon, na Bacia de Santos
  (03/2010)

o Descoberta de petróleo no pós-sal e pré-sal no campo de Barracuda (Bacia de
  Campos - 02/2010) e de óleo leve no campo de Piranema (Bacia de Sergipe -
  03/2010)

o Aprovação pelo Conselho de Administração de faixa de CAPEX para o Plano de
  Negócios 2010-2014 de US$ 200-220 bilhões (03/2010) e do processo de
  capitalização da Companhia até julho/2010



                                                                                   3
PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL 1T10 vs 1T09:
   Seguem trajetória sustentada de crescimento
      Recorde de produção mensal de petróleo no Brasil em abril                média de 2.033 mil barris por dia
      Dois recordes diários consecutivos nos dias 23 e 24 de abril                    2.081 mil e 2.084 mil barris,
      respectivamente.

                          Produção Total                                        Produção Nacional

                  2.482        +3%       2.547                                           +2%
                                                                             2.261                 2.302
                    221                   245
                                                                               309                  317
Mil boed




                   2.261                 2.302
                                                                              1.952                1.985



                  1T09                    1T10                                1T09                  1T10
                  Nacional              Internacional                        Petróleo e LGN       Gás Natural

           o Incremento de 2% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas P-51,
             P-53, FPSO-Cidade de Vitória e P-54
           o Crescimento de 11% na produção internacional devido ao início na produção dos campos de Akpo e Agbami
             na Nigéria

                                                                                                                      4
PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P EM ANDAMENTO:
Novos sistemas adicionarão significativa capacidade de produção
                                                                      Entrada de novos sistemas
    Início do Teste de Longa Duração
              de Tiro e Sídon                                                          Brasil
                                                                                                          Data 
 • Data 1º óleo: 22/03/2010                                        Projeto            Capacidade
                                                                                                         Prevista
 • Capacidade: 20 mil bpd e tratamento de                                         10 milhões de m3/dia
 475.720 m3 de gás/dia                                         Uruguá Tambaú                              2T10
                                                                                       35 mil bpd
 • Volume recuperável estimado:                  150 milhões     Cachalote e           100 mil bpd
 boe                                                                                                      2T10
                                                                Baleia Franca      3,2 milhões m3/dia
 • Lámina d’água: ~250 metros                                    TLD Guará             30 mil bpd         3T10
 • Distância da costa: ~210 KM                                    Mexilhão        15 milhões de m3/dia    3T10
 • Primeiros resultados indicam presença de
                                                                                      100 mil bpd
 óleo de boa qualidade (34º API)                                Piloto de Tupi                            4T10
                                                                                   5 milhões m3/dia
                                                                  TLD Tupi 
                                                                                       30 mil bpd         4T10
                                                                  Nordeste
                                                               Meta de produção 2010: 2.100 mil bpd (+ - 2,5%)
                                                                                  Internacional
                                                                                                          Data 
                                                                   Projeto             Capacidade
                                                                                                         Prevista
                                                               Cascade‐ Chinook
SS-11 Atlantic Zephyr operando em Tiro e Sídon                                         80 mil bpd         2S10
                                                                    (EUA)
                                                                                                                    5
NOVIDADES VINDAS DO PRÉ-SAL:
PRODUÇÃO 2010
Novos poços em andamento e testes de longa duração reduzem incertezas e ratificam potencial
da área

 o Perfurando 5 poços nos blocos licitados na Bacia de Santos –
   Guará, Guará Norte, Tupi Alto, Tupi NE e Macunaíma.

 o Sucesso no aperfeiçoamento da caracterização geológica e
   redução das incertezas no TLD de Tupi em quase um ano de
   produção
                                                                                                    Libra
 o Segundo poço estratigráfico sendo perfurado para a ANP (Libra) a                           Franco
   32 km de Franco

 o Carta de intenções para afretamento e
   operação    do   FPSO    Piloto   de   Guará
                                                                      Macunaíma    Tupi NE
   assinado em 26/01 pela Petrobras, BG                                                        Tupi Alto
   Group   e   Repsol      com   o   consórcio                                         Tupi

   Schahin/Modec. Esta é a primeira unidade
   afretada de grande porte a ser convertida                             Guará Norte
   com 65% de conteúdo nacional
                                                                           Guará
                                                                                                 Poços em
 o 7 novas sondas estão previstas para                                                           perfuração
   chegar em 2010                                                                                Poços ANP



                                                                                                              6
PREÇOS DE REALIZAÇÃO DE DERIVADOS:
Estabilidade dos preços no mercado doméstico


 US$/bbl
                                                                                                               Média               Média Média
                                                                               R$/bbl                          1T09                4T09 1T10
                 121
120
                             115
                 105                                                           220
       97
100
                       101                                                                                    163,59
           86
                                                                               170
                                                                                                                                   154,82 157,65
 80                                                               75      76
                                                        68
                                                                   70    73                                                                  148,43
                                                  59                           120
 60                                                      64                                                   122,82               135,80
                                     55
                                          44
                               48                  49
 40                                                                            70

                                          32
 20                                                                            20
      1T08      2T08    3T08       4T08   1T09   2T09   3T09    4T09    1T10     dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 dez/09 mar/10

      Preço Petróleo Petrobras (média)                       Brent (US$/bbl)                       PMR EUA              PMR Petrobras




  o Aumento das cotações da commodity e redução do desconto entre óleo leve/pesado beneficiaram o resultado
    de 1T10
  o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo
  o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo


                                                                                                                                                    7
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:
Apesar do aumento da commodity, custo mantém-se estável

                             US$/barril                                                     R$/barril



                                               75    76
                                68
                 59
  44
                                                                            38,86        41,62          43,04      43,82
                                                            34,24
                              22,86         24,74   23,73                   2 1,2 8      2 4 ,78    2 6 ,53        2 6 ,8 7
 14,69          19,50                                       16 ,3 3
                10,78          13,84        15,23   14,33
  6,87                                                      17,9 1          17,58        16 ,8 4        16 ,51     16 ,9 5
  7,82          8,72           9,02          9,51   9,40

 1T09           2T09           3T09          4T09   1T10    1T 0 9          2 T0 9        3 T0 9        4 T0 9         1T 10


         Custo de Extração             Part. Gov.   Brent             C us t o de E xt ra ç ã o     P a rt . G o v .




 o O custo de extração, em dólares, cresceu no comparativo 1T10 vs 1T09 em função dos maiores gastos com
   pessoal, intervenções e manutenções na Bacia de Campos, e manteve-se estável quando comparado ao 4T09
 o O custo de extração em reais, sem Participações Governamentais, apresentou queda de 5% no comparativo
   1T10 X 1T09. A apreciação do Real em 22% no período exerceu influência sobre o custo de extração


                                                                                                                               8
DERIVADOS E GÁS NATURAL:
 Recuperação das vendas no mercado interno

                                       Derivados                                               Gás Natural
                                       +15%
                                         1.869           1.851
                       1.614                                                                      +15%
Mil barris/dia




                                         509              505
                                                                                                    247          257
                         439                                                           223
                                         212              203
                         195
                                         366              410
                         328

                         652             782              733


                        1T09           4T09               1T10                       1T09         4T09          1T10
                        Diesel     Gasolina GLP           Outros
                 Volume de vendas de derivados no mercado interno foi 15% superior ao do 1T09, devido à:
                 o Aumento de 12% na venda de diesel em razão do crescimento do PIB, do aumento da atividade industrial e
                   agrícola; e das obras de infra-estrutura
                 o Crescimento de 25% na venda de gasolina devido ao aumento da utilização em veículos flex fuel, decorrente da
                   escassez do etanol no início de 2010, do maior consumo das famílias e da redução do teor de anidro
                 Crescimento das vendas de gás natural puxado pela recuperação da atividade econômica
                                                                                                                                  9
BALANÇA COMERCIAL 1T10 vs 1T09:
Recorde nas exportações de óleo

              1T09 (mil barris/dia)                                               1T10 (mil barris/dia)

       666                                                             747
                              566                                       192                621
       215
                                140
                                                                                            274

        451                     426                                     555
                                                     100                                    347               126

     Exportação              Importação       Exportação Líquida     Exportação          Importação    Exportação Líquida

              Petróleo                Derivados                               Petróleo            Derivados

     Volume Financeiro (US$ Milhões)

                                              + US$ 772            o Aumento substancial da importação de gasolina
                                                                     devido à escassez de etanol no mercado
        - US$ 150
                                                         5.110     o Crescimento das vendas e das importações de
                                          4.338                      Diesel, QAV e GLP devido a recuperação da
      2.375          2.225                                           economia
                                                                   o Paradas programadas com destaque para a
              1T09                                1T10               REPLAN
         Importações                   Exportações

                                                                                                                        10
LUCRO OPERACIONAL 1T10 vs 4T09:
Maiores volumes de venda e redução das despesas operacionais
                                                                                                                              (R$ MILHÕES)

                                      2.716                     (1.530)                      773                       11.617

              9.658




            4T09                    Receita                                                 Despesas                          1T10
                                                                    CPV                    Operacionais                Lucro Operacional (1)
     Lucro Operacional (1)       Operacional Líq.


 o Aumento da Receita Operacional devido ao aumento dos volumes exportados e preços no mercado doméstico e
   internacional
 o Maior Custo do Produto Vendido em função do maior volume de vendas e dos preços dos produtos importados
 o Redução das despesas operacionais, com destaque para menores custos exploratórios e provisão de perdas
 o Elevação do lucro operacional em 20% no comparativo 1T10/4T09


                                                                                                                                          11
                             *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
LUCRO LÍQUIDO 1T10 vs 4T09:
Resultado alavancado pela melhora operacional
                                                                                                                           (R$ MILHÕES)



                      1.959             (812)
                                                             243                (763)
                                                                                                    (339)               7.726
      7.438




                        Lucro            Resultado        Part. Invest.     Impostos       Lucro atribuível            1T10
       4T09
                     Operacional (1)     Financeiro                                           aos não                Lucro Líq.
     Lucro Líq.
                                                                                            controladores

 o Resultado Financeiro sofreu efeito negativo de R$ 812 milhões em função das oscilações do câmbio
   (apreciação de 2% no 4T09 e depreciação do Real de 2% no 1T10) sobre os ativos no exterior e do
   crescimento do endividamento líquido indexado ao dólar
 o Elevação do pagamento de Impostos no 1T10 em função de menor resultado de empresas no exterior não
   sujeitas à tributação (1T10: R$ 238 milhões; 4T09: R$ 473 milhões) e de maior crédito relativo à JCP no 4T09
   (1T10: R$ 597 milhões; 4T09: R$ 955 milhões)
 o Recuperação da economia foi fator importante para o melhor desempenho do Lucro Líquido
                                                                                                                                    12
                           *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 1T10 vs 4T09:
Redução do spread no óleo nacional gera ganhos de margens
                                                                                                                           (R$ MILHÕES)




                                                                 (765)                                 448              11.060
                           1.573               347                                  376
         9.081




                                           Efeito Custo      Efeito Volume                       Despesas           1T10
         4T09             Efeito Preço                                         Efeito Volume no
  Lucro Operacional (1)    na Receita     médio no CPV         na Receita             CPV       Operacionais Lucro Operacional (1)

 o Aumento da receita explicado pela redução do spread óleo leve/pesado (4T09: US$ 4,32 ; 1T10: US$ 3,32 )
 o Efeito benéfico no CPV em função de redução dos gastos de depreciação/depleção em função de aumento de
   reservas em final de 2009
 o Efeito volume na receita em função do pequeno declínio da produção (- 11 mil bpd)
 o Redução dos custos exploratórios e ausência de impairment no 1T10 (4T09: R$ 550 milhões) contribuíram para o
   aumento do lucro operacional e ganho de margens

                                                                                                                                     13
                              *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
ABASTECIMENTO 1T10 vs 4T09:
Demanda impulsiona vendas do segmento
                                                                                                                          (R$ MILHÕES)



                           1.379             (2.062)            2.192             (1.991)




         2.440
                                                                                                        (88)            1.870




                                           Efeito Custo      Efeito Volume                       Despesas           1T10
         4T09             Efeito Preço                                         Efeito Volume no
  Lucro Operacional (1)    na Receita     médio no CPV         na Receita             CPV       Operacionais Lucro Operacional (1)


 o Maiores preços de exportação de óleo (+6%, em reais) e de derivados no mercado doméstico (+2%)
 o O aumento das exportações de petróleo foi oriundo da maior disponibilidade gerada por paradas programadas em
   unidades de destilação no 1T-2010, com destaque para a Replan
 o As importações de derivados refletem o crescimento da demanda do diesel S-50, em atendimento ao acordo de
   disponibilização crescente do produto às regiões metropolitanas e da gasolina, devido à escassez de álcool no 1T10


                                                                                                                                     14
                              *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T10 vs 4T09)
Melhora do resultado operacional dos segmentos
                                                                                  1T10           VS.          4T09
                                             Resultado Operacional:
     Gás & energia


                                                                             R$ 558 milhões              R$ 413 milhões
                                          o Maior demanda industrial e aumento do consumo das famílias impulsionaram vendas
                                            de gás natural (+4%) e contratos de energia elétrica (+36%) no 1T10
                                          o Condições hídricas favoráveis contribuíram para a redução do custo de aquisição de
                                            energia no curto prazo (PLD) (4T09: R$ 70; 1T10: R$ 45), o que implicou em forte
                                            queda do CPV
                                          o Revisões contratuais, melhores preços de venda e menores custos de aquisição
                                            explicam, portanto, as significativas ampliações das margens do segmento
  Internacional




                                                                                 1T10           VS.         4T09
                                             Resultado Operacional:
                                                                            R$ 697 milhões             R$ 201 milhões

                                          o Melhores preços de comercialização de derivados (+7%, em dólar) compensaram os
                                            menores volumes de vendas de óleo (11%)
                                          o Forte redução das despesas operacionais no 1T10 em função de despesas sazonais no
                     FPSO Campo de Akpo     4T09 (baixa de poços secos e gastos exploratórios somaram R$ 406 milhões)
                                          o Segmento apresentou melhora operacional significativa tanto em relação ao 4T09 e 1T09

                                                                                 1T10            VS.         4T09
                                            Resultado Operacional:          R$ 566 milhões              R$ 563 milhões
  Distribuição




                                          o Ampliação da participação de mercado (4T09: 38,6%; 1T10: 39,5%) com preços médios
                                            de venda mais elevados
                                          o Redução das despesas operacionais não recorrentes no 1T10 (4T09: ACT 2009,
                                            promoção de vendas e perdas com títulos incobráveis somaram cerca de R$ 100
                                            milhões)
                                          o Margens estáveis do segmento com melhor resultado absoluto
                                                                                                                                 15
                                                                                                                                 15
CAPEX 1T10 vs 1T09:
Efetiva implantação dos investimentos previstos

            Investimentos 1T09 *                                                  Investimentos 1T10*
               R$ 14,4 bilhões                                                       R$ 17,8 bilhões
                 0.1                                                                        0.1

                  1.0      0.7                             E&P                          1.5       0.5
                                 5,6                       Abastecimento
                   0,05
                                          1,1
            2.2                                            Gas e Energia              2.4
                                        7.4                                                             7.9
                                          1,3              Internacional
             3,8
                   3.0                   6,1
                                                           Distribuição
                                                                                            5.4
                          10,1   24,7                      Outros




                 EBITDA (em R$ bilhões)
                                                                    o Manutenção da forte geração de caixa possibilita
          13,5               +12%               15,1                  o incremento dos investimentos da Companhia
                                                                    o 50% dos investimentos do Abastecimento
                                                                      destinados à melhora da qualidade dos
                                                                      combustíveis, conversão e ampliação das
                                                                      refinarias

          1T09                                  1T10
                                                                                                                         16
                                 * Inclui investimentos em SPEs
EVOLUÇÃO DO NÍVEL DE ENDIVIDAMENTO:
Manutenção dos indicadores dentro do nível ótimo de endividamento da Cia.

     6                      Endiv. Líq/Cap. Liq                        Dívida Líquida/Ebitda              40%
   5,5                                                                                                    35%
     5                                              28%     28%                 30%                 32%
              26%                26%                                                                      30%
   4,5
                                                                                                          25%          Metas da Cia.:
     4
                                                                                                          20%    - Alavancagem Líquida
   3,5
                                                                                                          15%    entre 25% e 35%
     3
   2,5                                                                                                    10%    - Índice Dívida Líquida /
     2                                                                                                           EBITIDA máximo de 2,5x
                                                                                                          5%
   1,5                                                                        1,21                1,35
                                  0,95            0,95       1,00                                         0%
     1       0,85
                                                                                                          -5%
   0,5
     0                                                                                                    -10%
  -0,5                                                                                                    -15%
    -1                                                                                                    -20%

             4T08                1T09             2T09      3T09              4T09             1T10

         R$ Bilhões                                       31/03/2010                   31/12/2009
         Endividamento de Curto Prazo                        20,7                          15,6
         Endividamento de Longo Prazo                        87,5                          85,3
         Endividamento Total                                108,2                         100,9
         Disponibilidades                                    27,0                          29,0
         Endividamento Líquido                               81,2                          71,9
         Dívida líquida/Ebitda                              1.35X                         1.21X

         US$ Bilhões                                      30/03/2010                   31/12/2009
         Endividamento Total                                 60,8                          57,9


                                                                                                                                        17
DEMONSTRAÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:
Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentos


      R$ milhões                                1T09              4T09                     1T10
     Caixa Inicial                             16.099            30.310                   29.034
     Geração Operacional                       12.403            13.700                    9.676
     Investimento                             (14.427)           (19.658)                (16.013)
     Fluxo de Caixa Líquido                   (2.024)            (5.958)                  (6.337)
     Dividendos Pagos                           (11)             (5.605)                    (24)
     Financiamentos Líquidos                   5.610             10.080                    4.212
     Caixa Final                               19.776            29.034                   26.951

     Brent (US$/bbl)                             44                75                       76
     Taxa de câmbio (R$/US$)                    2,32               1,74                    1,80


    o Geração de caixa operacional impactada pelo aumento dos recebíveis, redução dos passivos com imposto
      e outros itens de capital de giro
    o Liquidez permanece alta


                                                                                                             18
A CAMINHO DA CAPITALIZAÇÃO:
Cronograma estimado da Capitalização com ou sem Cessão Onerosa



       Maio                     Junho                            Julho               Agosto em diante
Aprovação do
Aprovaç                     Realização da AGE
                            Realizaç                                                        Conclusão da
Processo de                                                                                 Capitalização
                                                                                            Capitalizaç
                       • Conferindo poderes para
Capitalização pelo
Capitalizaç
                         o CA realizar aumento de
Conselho de
                         capital
Administração (CA) e
Administraç
Convocação da
Convocaç                                OFERTA PÚBLICA COM PRIORIDADE DE
                                               PÚ
Assembléia Geral
Assemblé                                            ALOCAÇÃO
                                                    ALOCAÇ
Extraordinária dos
Extraordiná
Acionistas (AGE)                   • Início do procedimento de registro da
                                     Capitalização nos órgãos reguladores
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                                                         CESSÃO ONEROSA
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                                                                                                            19
Informações:
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+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br




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  • 1. Divulgação de Resultados 1º trimestre de 2010 (legislação societária) Teleconferência / Webcast Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 1 1 18 de maio de 2010
  • 2. AVISO As apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte- de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas Americanos: expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", A SEC somente permite que as companhias de bem como outros termos similares, visam a óleo e gás incluam em seus relatórios identificar tais previsões, as quais, evidentemente, arquivados reservas provadas que a envolvem riscos ou incertezas previstos ou não Companhia tenha comprovado por produção pela Companhia. Portanto, os resultados futuros ou testes de formação conclusivos que sejam das operações da Companhia podem diferir das viáveis econômica e legalmente nas condições atuais expectativas, e o leitor não deve se basear econômicas e operacionais vigentes. exclusivamente nas informações aqui contidas. A Utilizamos alguns termos nesta apresentação, Companhia não se obriga a atualizar as tais como descobertas, que as orientações da apresentações e previsões à luz de novas SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios informações ou de seus desdobramentos futuros. arquivados. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 3. DESTAQUES: Principais acontecimentos no 1T10 o EBITDA atinge R$ 15,1 bilhões crescendo 5% no comparativo 1T10 vs 4T09. Lucro Líquido aumentou 4% em relação ao 4T09, alcançando R$ 7,7 bilhões o Crescimento na produção com recorde diário de 2.084 mil bpd em abril o Investimentos no trimestre totalizaram R$ 17.753 milhões o Início do Teste de Longa Duração das áreas de Tiro e Sídon, na Bacia de Santos (03/2010) o Descoberta de petróleo no pós-sal e pré-sal no campo de Barracuda (Bacia de Campos - 02/2010) e de óleo leve no campo de Piranema (Bacia de Sergipe - 03/2010) o Aprovação pelo Conselho de Administração de faixa de CAPEX para o Plano de Negócios 2010-2014 de US$ 200-220 bilhões (03/2010) e do processo de capitalização da Companhia até julho/2010 3
  • 4. PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL 1T10 vs 1T09: Seguem trajetória sustentada de crescimento Recorde de produção mensal de petróleo no Brasil em abril média de 2.033 mil barris por dia Dois recordes diários consecutivos nos dias 23 e 24 de abril 2.081 mil e 2.084 mil barris, respectivamente. Produção Total Produção Nacional 2.482 +3% 2.547 +2% 2.261 2.302 221 245 309 317 Mil boed 2.261 2.302 1.952 1.985 1T09 1T10 1T09 1T10 Nacional  Internacional Petróleo e LGN Gás Natural o Incremento de 2% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas P-51, P-53, FPSO-Cidade de Vitória e P-54 o Crescimento de 11% na produção internacional devido ao início na produção dos campos de Akpo e Agbami na Nigéria 4
  • 5. PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P EM ANDAMENTO: Novos sistemas adicionarão significativa capacidade de produção Entrada de novos sistemas Início do Teste de Longa Duração de Tiro e Sídon Brasil Data  • Data 1º óleo: 22/03/2010 Projeto Capacidade Prevista • Capacidade: 20 mil bpd e tratamento de 10 milhões de m3/dia 475.720 m3 de gás/dia Uruguá Tambaú 2T10 35 mil bpd • Volume recuperável estimado: 150 milhões Cachalote e 100 mil bpd boe 2T10 Baleia Franca  3,2 milhões m3/dia • Lámina d’água: ~250 metros TLD Guará 30 mil bpd 3T10 • Distância da costa: ~210 KM Mexilhão 15 milhões de m3/dia 3T10 • Primeiros resultados indicam presença de 100 mil bpd óleo de boa qualidade (34º API) Piloto de Tupi  4T10 5 milhões m3/dia TLD Tupi  30 mil bpd 4T10 Nordeste Meta de produção 2010: 2.100 mil bpd (+ - 2,5%) Internacional Data  Projeto Capacidade Prevista Cascade‐ Chinook SS-11 Atlantic Zephyr operando em Tiro e Sídon 80 mil bpd 2S10 (EUA) 5
  • 6. NOVIDADES VINDAS DO PRÉ-SAL: PRODUÇÃO 2010 Novos poços em andamento e testes de longa duração reduzem incertezas e ratificam potencial da área o Perfurando 5 poços nos blocos licitados na Bacia de Santos – Guará, Guará Norte, Tupi Alto, Tupi NE e Macunaíma. o Sucesso no aperfeiçoamento da caracterização geológica e redução das incertezas no TLD de Tupi em quase um ano de produção Libra o Segundo poço estratigráfico sendo perfurado para a ANP (Libra) a Franco 32 km de Franco o Carta de intenções para afretamento e operação do FPSO Piloto de Guará Macunaíma Tupi NE assinado em 26/01 pela Petrobras, BG Tupi Alto Group e Repsol com o consórcio Tupi Schahin/Modec. Esta é a primeira unidade afretada de grande porte a ser convertida Guará Norte com 65% de conteúdo nacional Guará Poços em o 7 novas sondas estão previstas para perfuração chegar em 2010 Poços ANP 6
  • 7. PREÇOS DE REALIZAÇÃO DE DERIVADOS: Estabilidade dos preços no mercado doméstico US$/bbl Média Média Média R$/bbl 1T09 4T09 1T10 121 120 115 105 220 97 100 101 163,59 86 170 154,82 157,65 80 75 76 68 70 73 148,43 59 120 60 64 122,82 135,80 55 44 48 49 40 70 32 20 20 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09 dez/09 mar/10 Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl) PMR EUA PMR Petrobras o Aumento das cotações da commodity e redução do desconto entre óleo leve/pesado beneficiaram o resultado de 1T10 o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo 7
  • 8. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL: Apesar do aumento da commodity, custo mantém-se estável US$/barril R$/barril 75 76 68 59 44 38,86 41,62 43,04 43,82 34,24 22,86 24,74 23,73 2 1,2 8 2 4 ,78 2 6 ,53 2 6 ,8 7 14,69 19,50 16 ,3 3 10,78 13,84 15,23 14,33 6,87 17,9 1 17,58 16 ,8 4 16 ,51 16 ,9 5 7,82 8,72 9,02 9,51 9,40 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 1T 0 9 2 T0 9 3 T0 9 4 T0 9 1T 10 Custo de Extração Part. Gov. Brent C us t o de E xt ra ç ã o P a rt . G o v . o O custo de extração, em dólares, cresceu no comparativo 1T10 vs 1T09 em função dos maiores gastos com pessoal, intervenções e manutenções na Bacia de Campos, e manteve-se estável quando comparado ao 4T09 o O custo de extração em reais, sem Participações Governamentais, apresentou queda de 5% no comparativo 1T10 X 1T09. A apreciação do Real em 22% no período exerceu influência sobre o custo de extração 8
  • 9. DERIVADOS E GÁS NATURAL: Recuperação das vendas no mercado interno Derivados Gás Natural +15% 1.869 1.851 1.614 +15% Mil barris/dia 509 505 247 257 439 223 212 203 195 366 410 328 652 782 733 1T09 4T09 1T10 1T09 4T09 1T10 Diesel Gasolina GLP Outros Volume de vendas de derivados no mercado interno foi 15% superior ao do 1T09, devido à: o Aumento de 12% na venda de diesel em razão do crescimento do PIB, do aumento da atividade industrial e agrícola; e das obras de infra-estrutura o Crescimento de 25% na venda de gasolina devido ao aumento da utilização em veículos flex fuel, decorrente da escassez do etanol no início de 2010, do maior consumo das famílias e da redução do teor de anidro Crescimento das vendas de gás natural puxado pela recuperação da atividade econômica 9
  • 10. BALANÇA COMERCIAL 1T10 vs 1T09: Recorde nas exportações de óleo 1T09 (mil barris/dia) 1T10 (mil barris/dia) 666 747 566 192 621 215 140 274 451 426 555 100 347 126 Exportação Importação Exportação Líquida Exportação Importação Exportação Líquida Petróleo Derivados Petróleo Derivados Volume Financeiro (US$ Milhões) + US$ 772 o Aumento substancial da importação de gasolina devido à escassez de etanol no mercado - US$ 150 5.110 o Crescimento das vendas e das importações de 4.338 Diesel, QAV e GLP devido a recuperação da 2.375 2.225 economia o Paradas programadas com destaque para a 1T09 1T10 REPLAN Importações Exportações 10
  • 11. LUCRO OPERACIONAL 1T10 vs 4T09: Maiores volumes de venda e redução das despesas operacionais (R$ MILHÕES) 2.716 (1.530) 773 11.617 9.658 4T09 Receita Despesas 1T10 CPV Operacionais Lucro Operacional (1) Lucro Operacional (1) Operacional Líq. o Aumento da Receita Operacional devido ao aumento dos volumes exportados e preços no mercado doméstico e internacional o Maior Custo do Produto Vendido em função do maior volume de vendas e dos preços dos produtos importados o Redução das despesas operacionais, com destaque para menores custos exploratórios e provisão de perdas o Elevação do lucro operacional em 20% no comparativo 1T10/4T09 11 *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
  • 12. LUCRO LÍQUIDO 1T10 vs 4T09: Resultado alavancado pela melhora operacional (R$ MILHÕES) 1.959 (812) 243 (763) (339) 7.726 7.438 Lucro Resultado Part. Invest. Impostos Lucro atribuível 1T10 4T09 Operacional (1) Financeiro aos não Lucro Líq. Lucro Líq. controladores o Resultado Financeiro sofreu efeito negativo de R$ 812 milhões em função das oscilações do câmbio (apreciação de 2% no 4T09 e depreciação do Real de 2% no 1T10) sobre os ativos no exterior e do crescimento do endividamento líquido indexado ao dólar o Elevação do pagamento de Impostos no 1T10 em função de menor resultado de empresas no exterior não sujeitas à tributação (1T10: R$ 238 milhões; 4T09: R$ 473 milhões) e de maior crédito relativo à JCP no 4T09 (1T10: R$ 597 milhões; 4T09: R$ 955 milhões) o Recuperação da economia foi fator importante para o melhor desempenho do Lucro Líquido 12 *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
  • 13. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 1T10 vs 4T09: Redução do spread no óleo nacional gera ganhos de margens (R$ MILHÕES) (765) 448 11.060 1.573 347 376 9.081 Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1T10 4T09 Efeito Preço Efeito Volume no Lucro Operacional (1) na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operacional (1) o Aumento da receita explicado pela redução do spread óleo leve/pesado (4T09: US$ 4,32 ; 1T10: US$ 3,32 ) o Efeito benéfico no CPV em função de redução dos gastos de depreciação/depleção em função de aumento de reservas em final de 2009 o Efeito volume na receita em função do pequeno declínio da produção (- 11 mil bpd) o Redução dos custos exploratórios e ausência de impairment no 1T10 (4T09: R$ 550 milhões) contribuíram para o aumento do lucro operacional e ganho de margens 13 *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
  • 14. ABASTECIMENTO 1T10 vs 4T09: Demanda impulsiona vendas do segmento (R$ MILHÕES) 1.379 (2.062) 2.192 (1.991) 2.440 (88) 1.870 Efeito Custo Efeito Volume Despesas 1T10 4T09 Efeito Preço Efeito Volume no Lucro Operacional (1) na Receita médio no CPV na Receita CPV Operacionais Lucro Operacional (1) o Maiores preços de exportação de óleo (+6%, em reais) e de derivados no mercado doméstico (+2%) o O aumento das exportações de petróleo foi oriundo da maior disponibilidade gerada por paradas programadas em unidades de destilação no 1T-2010, com destaque para a Replan o As importações de derivados refletem o crescimento da demanda do diesel S-50, em atendimento ao acordo de disponibilização crescente do produto às regiões metropolitanas e da gasolina, devido à escassez de álcool no 1T10 14 *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
  • 15. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T10 vs 4T09) Melhora do resultado operacional dos segmentos 1T10 VS. 4T09 Resultado Operacional: Gás & energia R$ 558 milhões R$ 413 milhões o Maior demanda industrial e aumento do consumo das famílias impulsionaram vendas de gás natural (+4%) e contratos de energia elétrica (+36%) no 1T10 o Condições hídricas favoráveis contribuíram para a redução do custo de aquisição de energia no curto prazo (PLD) (4T09: R$ 70; 1T10: R$ 45), o que implicou em forte queda do CPV o Revisões contratuais, melhores preços de venda e menores custos de aquisição explicam, portanto, as significativas ampliações das margens do segmento Internacional 1T10 VS. 4T09 Resultado Operacional: R$ 697 milhões R$ 201 milhões o Melhores preços de comercialização de derivados (+7%, em dólar) compensaram os menores volumes de vendas de óleo (11%) o Forte redução das despesas operacionais no 1T10 em função de despesas sazonais no FPSO Campo de Akpo 4T09 (baixa de poços secos e gastos exploratórios somaram R$ 406 milhões) o Segmento apresentou melhora operacional significativa tanto em relação ao 4T09 e 1T09 1T10 VS. 4T09 Resultado Operacional: R$ 566 milhões R$ 563 milhões Distribuição o Ampliação da participação de mercado (4T09: 38,6%; 1T10: 39,5%) com preços médios de venda mais elevados o Redução das despesas operacionais não recorrentes no 1T10 (4T09: ACT 2009, promoção de vendas e perdas com títulos incobráveis somaram cerca de R$ 100 milhões) o Margens estáveis do segmento com melhor resultado absoluto 15 15
  • 16. CAPEX 1T10 vs 1T09: Efetiva implantação dos investimentos previstos Investimentos 1T09 * Investimentos 1T10* R$ 14,4 bilhões R$ 17,8 bilhões 0.1 0.1 1.0 0.7 E&P 1.5 0.5 5,6 Abastecimento 0,05 1,1 2.2 Gas e Energia 2.4 7.4 7.9 1,3 Internacional 3,8 3.0 6,1 Distribuição 5.4 10,1 24,7 Outros EBITDA (em R$ bilhões) o Manutenção da forte geração de caixa possibilita 13,5 +12% 15,1 o incremento dos investimentos da Companhia o 50% dos investimentos do Abastecimento destinados à melhora da qualidade dos combustíveis, conversão e ampliação das refinarias 1T09 1T10 16 * Inclui investimentos em SPEs
  • 17. EVOLUÇÃO DO NÍVEL DE ENDIVIDAMENTO: Manutenção dos indicadores dentro do nível ótimo de endividamento da Cia. 6 Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda 40% 5,5 35% 5 28% 28% 30% 32% 26% 26% 30% 4,5 25% Metas da Cia.: 4 20% - Alavancagem Líquida 3,5 15% entre 25% e 35% 3 2,5 10% - Índice Dívida Líquida / 2 EBITIDA máximo de 2,5x 5% 1,5 1,21 1,35 0,95 0,95 1,00 0% 1 0,85 -5% 0,5 0 -10% -0,5 -15% -1 -20% 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 R$ Bilhões 31/03/2010 31/12/2009 Endividamento de Curto Prazo 20,7 15,6 Endividamento de Longo Prazo 87,5 85,3 Endividamento Total 108,2 100,9 Disponibilidades 27,0 29,0 Endividamento Líquido 81,2 71,9 Dívida líquida/Ebitda 1.35X 1.21X US$ Bilhões 30/03/2010 31/12/2009 Endividamento Total 60,8 57,9 17
  • 18. DEMONSTRAÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA: Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentos R$ milhões 1T09 4T09 1T10 Caixa Inicial 16.099 30.310 29.034 Geração Operacional 12.403 13.700 9.676 Investimento (14.427) (19.658) (16.013) Fluxo de Caixa Líquido (2.024) (5.958) (6.337) Dividendos Pagos (11) (5.605) (24) Financiamentos Líquidos 5.610 10.080 4.212 Caixa Final 19.776 29.034 26.951 Brent (US$/bbl) 44 75 76 Taxa de câmbio (R$/US$) 2,32 1,74 1,80 o Geração de caixa operacional impactada pelo aumento dos recebíveis, redução dos passivos com imposto e outros itens de capital de giro o Liquidez permanece alta 18
  • 19. A CAMINHO DA CAPITALIZAÇÃO: Cronograma estimado da Capitalização com ou sem Cessão Onerosa Maio Junho Julho Agosto em diante Aprovação do Aprovaç Realização da AGE Realizaç Conclusão da Processo de Capitalização Capitalizaç • Conferindo poderes para Capitalização pelo Capitalizaç o CA realizar aumento de Conselho de capital Administração (CA) e Administraç Convocação da Convocaç OFERTA PÚBLICA COM PRIORIDADE DE PÚ Assembléia Geral Assemblé ALOCAÇÃO ALOCAÇ Extraordinária dos Extraordiná Acionistas (AGE) • Início do procedimento de registro da Capitalização nos órgãos reguladores • Formação de Preço (Bookbuilding) • Registro da Capitalização na CVM e demais órgãos reguladores • Liquidação e Integralização CESSÃO ONEROSA • Definição do valor do barril, negociado com a União • Assinatura do Contrato de Cessão, definindo os critérios para a revisão futura, conforme determina o PL • Pagamento da Cessão Onerosa 19
  • 20. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 20