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