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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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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).



                                                                                                                       11
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
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
GÁS NATURAL
Demanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional
                               Vendas *                                                              Oferta
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                     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
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).  

                                                                                                                          15
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)
                                                                                                                     16
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
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
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 



                                                                                                      19
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
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).




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




                               22
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Divulgação de Resultados do 2° trimestre de 2011 - IFRS

  • 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). 11
  • 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).   15
  • 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) 16
  • 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  19
  • 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). 21
  • 22. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 22 22