O documento apresenta os resultados financeiros da Petrobras no 2o trimestre de 2011, com destaque para o lucro líquido de R$10,9 bilhões. A produção total de petróleo e gás teve aumento de 2% em relação ao mesmo período do ano anterior. A companhia também detalha o desenvolvimento de projetos no pré-sal, com a perfuração de novos poços, e a estratégia de conteúdo local para a indústria nacional.

1. Divulgação de Resultados
2º trimestre de 2011
(legislação societária)
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
17 de Agosto de 2011
1

2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões acerca Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia A SEC somente permite que as companhias de
sobre condições futuras da economia, além do setor óleo e gás incluam em seus relatórios
de atuação, do desempenho e dos resultados arquivados reservas provadas que a
financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos Companhia tenha comprovado por produção ou
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", testes de formação conclusivos que sejam
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", viáveis econômica e legalmente nas condições
"deverá", bem como outros termos similares, visam econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, alguns termos nesta apresentação, tais como
envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela descobertas, que as orientações da SEC nos
Companhia e, consequentemente, não são proíbem de usar em nossos relatórios
garantias de resultados futuros da Companhia. arquivados.
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 2011 em diante
são estimativas ou metas.
2

3. PRINCIPAIS DESTAQUES NO TRIMESTRE
o Lucro líquido atingiu R$ 10,9 bilhões no 2T11, em linha com o 1T11. No 2T11, cresceu 32% em
relação ao 2T10.
o Crescimento de 7% no volume de vendas no mercado interno em relação ao 1T11 e de 9% em
relação ao 2T10. No 1S11 as vendas cresceram 8% em relação ao 1S10.
o Projeto Piloto de Lula comprovou a alta produtividade do Pré‐sal: maior volume de produção
de um poço da companhia, atingindo média de 36.322 boed em maio.
o Início de três novos TLDs: Lula NE (Bacia de Santos), Aruanã e Brava (Bacia de Campos).
o Melhora da nota de risco pela Moody’s em moeda estrangeira, de Baa1 para A3, assim como
da dívida de suas subsidiárias com garantia da Petrobras.
Piloto de Lula
TLD Aruanã TLD Lula NE
3

4. PRINCIPAIS INDICADORES
∆%
2T11 1T11 2T10
(2T11 x 1T11)
EBITDA (R$/milhões) 16.139 16.093 ‐ 15.927
LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões) 12.047 12.536 ‐4% 12.303
LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 10.942 10.985 ‐ 8.295
PMR (R$/bbl) 167,15 163,72 +2% 158,72
PMR (US$/bbl) 104,54 98,31 +6% 88,46
Brent (US$/bbl) 117,36 104,97 +12% 78,30
Dólar médio de venda (R$) 1,60 1,67 ‐4% 1,79
Produção (mil bbl/dia) 2.598 2.627 ‐1% 2.587
Vendas no mercado interno (mil bbl/dia) 2.498 2.344 +7% 2.283
¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos
² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras
4

5. PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS – 1S11 VS 1S10
Expectativa de aceleração da produção no segundo semestre
Produção Total Produção Doméstica
(média diária) (média diária)
+2% +2%
2.568 2.613 2.379
2.322
‐5% +7%
(mil bpd)
(mil bpd)
+2% +2%
o Produção no 1S11 foi principalmente impactada por paradas para manutenção.
o Expectativa de aumento da produção no 2S11, com entrada da P‐56 (Marlim Sul), com capacidade
de 100 mil bpd, e com incremento da produção da P‐57.
o Redução da produção internacional devido a finalização na recuperação do cost oil na Nigéria
(campo de Agbami) e ao cancelamento dos contratos de E&P no Equador.
5

6. PRODUÇÃO
Historicamente, Petrobras cresce produção com expansão para novas fronteiras
Mil bpd
os
0 an
o s 3
tim
úl
nos
a.a.
10%
Águas Profundas e Pré‐sal
Em Terra Águas Rasas Águas Profundas
Ultra‐Profundas
6

7. ATUALIZAÇÃO DO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS
Aceleração da campanha de perfuração de poços
 Manutenção de elevado índice de
sucesso exploratório (todos os
poços com ocorrência de petróleo)
 Constatação de elevada
produtividade nos poços
produtores.
TLD
‘ Lula NE
Piloto
de Lula
 30 poços perfurados até
 30 poços perfurados até
Jul/2011 (26 Exploratórios)
Jul/2011 (26 Exploratórios)
 Até 15 poços previstos para
 Até 15 poços previstos para
perfuração ao longo de 2011
perfuração ao longo de 2011
 9 sondas em operação
 9 sondas em operação
(jul/2011) e incremento de
(jul/2011) e incremento de
mais 5 ainda em 2011
mais 5 ainda em 2011
Poços em perfuração, completação ou avaliação 7
7

8. DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL
Todas as unidades da fase 1a em construção ou em contratação
Já contratados (início de operação Já contratados (início de operação
3 FPSOs em operação em 2012 e 2013) em 2014)
Fase 0 Fase 1a Fase 1b
Aquisição de Informações Produção Esperada > 1 MM bbl em Aumento Significativo da Produção
2017
2008/2018 2013/2017 Após 2017
• Poços de avaliação • Piloto de Guará • Aceleração da inovação
• Testes de Longa Duração • Piloto de Lula NE • Uso intensivo de novas
• Piloto de Lula • Guará N tecnologias especialmente
desenvolvidas para as
• Cernambi S condições do Pré‐sal
• 8 sistemas de produção
definitivos (replicantes)
• 4 Unidades de Produção
na Cessão Onerosa
Em operação (apenas 4 Em contratação (conversão
anos após a descoberta) no Estaleiro Inhaúma)
Em construção (cascos sendo
construídos no Estaleiro Rio Grande)
8

9. CONTEÚDO LOCAL
Contratos de concessão dão flexibilidade
Limites mínimos e máximos por tipo de bloco:
Rodada 0 Sem Exigência de Conteúdo Local Rodadas em águas profundas, entre 37% e 55% para a fase
7, 9 e 10 de exploração, e entre 55% e 65% para a fase de
desenvolvimento da produção.
Limite máximo
Rodadas Limite Mínimo Exploração: 37%
50% na fase exploratória. Limite Mínimo Desenvolvimento da Produção:
1 a 4 70% na fase de desenvolvimento da produção Cessão
• Até 2016: 55%
Onerosa • 2017‐2018: 58%
Limite mínimo por tipo de bloco • Após 2019: 65%
Rodadas
De 30% a 70% nas fases de exploração e
5 e 6 desenvolvimento da produção
Projetos 2011‐2015
2011 2012 2013 2014 2015
Marlim Sul Guará Piloto 2 Lula NE Guará (Norte) Lula 3 Central
SS P-56 FPSO Cid. São Paulo FPSO Cid. de Paraty FPSO FPSO
Baleia Azul Parque das Baleias Cernambi Lula 4 Alto
FPSO FPSO P-58 FPSO FPSO
Papa-Terra BALEIA AZUL ESP/MARIMBÁ
Roncador
P-61 &FPSO P-63 FPSO FPSO
SS P-55
Roncador SIRI Maromba
Tiro/Sidon 2 jaquetas e FPSO
FPSO P-62 FPSO
FPSO
Aruana Franco 1
FPSO P-62 FPSO
 Níveis de compromisso de conteúdo local menores nas primeiras rodadas de concessão da ANP permitem tempo
para a estruturação da indústria local.
 Os contratos de concessão e cessão onerosa prevêem dispositivos de renúncia considerando respostas não
compatíveis (preço, prazo e tecnologia) do mercado nacional quando comparadas com métricas internacionais.
9

10. DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONAL
Detalhamento das necessidades em pontos críticos permite uma estratégia de longo prazo
▲Grau de participação
no custo do FPSO
Longa experiência na contratação de FPSOs combinada com a escala das operações e padronização de equipamentos
contribuirá para a criação de uma Indústria Offshore competitiva internacionalmente.
10

11. PREÇOS DE REALIZAÇÃO
Preços internacionais voláteis
US$/bbl US$/bbl Média Média Média
2T10 1T11 2T11
180
160
140 122,62
108,84
120
100 88,46
104,54
80 98,31
85,55
60
40
20
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11
PMR EUA PMR Petrobras
o Trajetória descendente do PMR EUA no final do 2T11 devido ao acirramento das incertezas
em relação à demanda mundial por óleo.
o Redução do spread do petróleo Petrobras em relação ao Brent (2T11:US$8,39/bbl;
1T11:US$ 10,93/bbl).
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12. CUSTO DE EXTRAÇÃO
Custos pressionados pela alta do petróleo
R$/barril US$/barril
35,00
55,14
50,66 30,48
43,91 42,72 43,47 25,58
24,50 24,67
Brent Part. Governam. Custo de Extração
No comparativo 2T11 vs. 1T11:
o Maiores gastos com intervenções em poços e manutenção preventiva contribuíram para a elevação.
o Maiores participações governamentais devido a elevação do preço de referência do petróleo.
12

13. PRODUÇÃO E VENDA DE DERIVADOS
Adequação do parque de refino para atender o mercado doméstico
Produção Vendas
+5 % +9 %
1.873 2.043
1.786 1.874
423 568
426
(Mil barris/dia)
528
233 83
250 102
392 460
343 392
767 826 852 932
1S10 1S11 1S10 1S11
Diesel+QAV Gasolina Óleo Combustível Outros
o Melhorias operacionais:
o Utilização de 92% da capacidade instalada, com participação de 81% de óleo doméstico.
o Maior produção de destilados médios e gasolina, com menor produção de óleo combustível.
13

14. GÁS NATURAL
Demanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional
Vendas * Oferta
+9 % +12%
47 59
43 53
8
7
Milhões m3/d
Milhões m3/d
36 39
1S10 1S11
Não térmico Térmico
o Crescimento do consumo não‐térmico, em função da maior demanda industrial.
o Expectativa de menor demanda térmica no 2S11 em razão dos elevados níveis dos reservatórios das
hidroelétricas.
* Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs próprias) nem as vendas pela BR 14

15. LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11 (CONSOLIDADO)
(R$ Milhões)
6.669 (6.630)
12.536 (375) (153) 12.047
o Volume de vendas 7% maior no mercado interno e crescimento de 8% das exportações.
o Aumento da importação de petróleo e derivados para atender o mercado doméstico.
o Maior despesa com prospecção e exploração (2T11/1T11:+R$ 257 milhões) e com provisão para ajuste a valor de
mercado dos estoques (2T11/1T11:+R$ 119 milhões).
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16. LUCRO LÍQUIDO 2T11 vs 1T11 (CONSOLIDADO)
(R$ Milhões)
10.985 10.942
o Valorização do Real (2T11/1T11:+4%) e aplicações financeiras no período (disponibilidades ajustadas*
1T11:R$ 62,9 bi x 2T11:R$ 59,5 bi) explicam o elevado resultado financeiro (2T11: + R$ 2,9 bi).
o Lucro atribuível a não controladores derivado da variação cambial positiva sobre o endividamento das SPEs.
* Inclui disponibilidades mais títulos públicos federais (vencimento superior a 90 dias)
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17. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11
(R$ Milhões)
3.107 ‐857
‐65 28 ‐338 16.017
14.142
o Maiores preços de venda nos mercados interno e externo (1T11:US$ 94,04/2T11:US$ 108,97), com
maior valorização do petróleo pesado.
o Elevação do lifting cost e das participações governamentais, acompanhando as cotações internacionais.
o Aumento das despesas com prospecção e exploração de petróleo (2T11/1T11: + R$ 178 mi).
17

18. ABASTECIMENTO: LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11
(R$ Milhões)
o Maiores preços de exportações de óleo e derivados e dos produtos no mercado interno indexados, no curto prazo,
aos preços internacionais.
o Elevação do CPV, superior ao aumento da receita, decorrente dos maiores custos com aquisição de petróleo
(nacional e importado) e com importações derivados, principalmente diesel e gasolina.
o Aumento do custo de refino em função de maiores gastos com paradas programadas e materiais.
18

19. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T11 vs 1T11)
Gás & Energia 2T11 VS. 1T11
Resultado Operacional: R$ 1.131 milhões R$ 745 milhões
o Maior demanda industrial atendida pela expansão da produção de GN no Brasil
o Maiores margens venda de energia, em decorrência da geração termelétrica
para exportação, não ocorrida no 1T11
Internacional 2T11 VS. 1T11
Resultado Operacional: R$ 649 milhões R$ 903 milhões
o Menor produção na Nigéria (Agbami) em função da menor cota relativa à
Petrobras
2T11 VS. 1T11
Distribuição Resultado Operacional: R$ 336 milhões R$ 559 milhões
o Aumento de 6% do volume de vendas acompanhando o crescimento sazonal
da demanda, com menores margens de comercialização
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20. INVESTIMENTOS
Investimentos no 1S10 influenciados pela conclusão de grandes projetos
1S2010 1S2011
0,8 0,3 0,7 0,2 0,4 0,6
E&P *
2,5 1,9
Abastecimento * 1,8
3,8
G&E*
16,0 Internacional 14,8
Pbio
12,3
14,0 Distribuição*
Corporativo
o Em média 40% dos nossos investimentos são correlacionados ao dólar. Com a apreciação do real
frente ao dólar (10%), a Companhia gasta menos reais para um determinado investimento em dólar.
o Revisão dos investimentos previstos para o ano: de R$93,7 bilhões para R$84,7 bilhões.
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs 20

21. ENDIVIDAMENTO E LIQUIDEZ
Solidez do balanço patrimonial com alta liquidez
Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.
5,5
35% 40%
3,5 16% 17% 17% 17%
20%
1,55 1,03 1,07
1,5 0,96 1,03 0%
‐0,5 ‐20%
2T10 3T10 4T10 1T11 2T11
o Nível de alavancagem estável com
manutenção de elevada disponibilidade
em caixa.
o Melhora da classificação de risco
(rating) em moeda estrangeira, de Baa1
para A3 (Agência Moody´s).
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22. Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
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