O documento resume os resultados financeiros e operacionais da Petrobras no 3o trimestre de 2010. Destaca-se o crescimento de 10% no lucro líquido em relação ao mesmo período de 2009, os investimentos de R$56,5 bilhões e a entrada em operação do primeiro FPSO no campo de Tupi. A produção total cresceu 2% no ano, impulsionada por novas unidades, e as vendas internas de derivados aumentaram 11% com a retomada da economia.

1. Divulgação de Resultados
3º trimestre de 2010
(legislação societária)
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
16 de novembro de 2010
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2. AVISO
Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
acerca de eventos futuros. Tais previsões
refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias
administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios
futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a
do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção
Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam
“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais
"deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta
visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as
evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em
previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados.
consequentemente, não são garantias de
resultados futuros da Companhia. 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 2010 em diante são estimativas ou metas.
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3. DESTAQUES DO RESULTADO
o Lucro Líquido (R$ 24.588 milhões) cresceu 10% nos 9M10 vs. 9M09;
o Investimentos totalizaram R$ 56.500 milhões em 2010, 11% superior aos 9M09;
o Oferta Pública resultou no aumento de capital de R$ 120 bilhões;
o Aquisição do direito de produzir até 5 bilhões boe em áreas não licitadas do pré-sal;
o Capitalização mantém os índices de alavancagem em patamares sustentáveis:
o Alavancagem líquida reduziu de 34% para 16%
o Dívida Líquida/EBITDA passou de 1,52X para 0,94X
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4. DESTAQUES OPERACIONAIS
FPSO Cidade de Angra dos Reis
o Entrada em operação do 1º FPSO comercial
em Tupi:
o Estimativa de produção média em
2011 de 50 mil bpd
o Pico de produção estimado para 2012
o Nova fronteira exploratória com óleo leve em águas ultraprofundas na Bacia de
Sergipe-Alagoas;
o Inauguração das unidades de coque e hidrotratamento de diesel na Revap,
responsável por 15% do processamento no país;
o Recorde de geração termelétrica a gás natural em setembro (6.252 MWmédio) e de
vendas de gás natural no 3T10 (360mil boed).
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5. PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09:
Elevação nos mercados doméstico e internacional
Produção Total (Mil bpd)
Produção Nacional
+2%
2.513 2.568
+2%
2.279 2.322
234 246 Internacional
Nacional 316 327 Gás Natural
Petróleo e LGN
2.279 2.322
1.963 1.995
9M 09
9M 10
9M 09
9M 10
o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de:
- Elevação dos volumes produzidos em unidades como FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de
Santos, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade;
- Contribuição dos Testes de Longa Duração (Tiro e Tupi);
- Maior demanda por gás natural no mercado nacional. Em setembro, produção bateu recorde;
o Em relação ao último trimestre, queda de 1% em função de elevação do número de paradas
programadas em agosto nas plataformas P-33 e P-35.
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6. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:
Expectativa de incremento da capacidade futura
Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção
Projetos Capacidade 2T10 3T10
FPSO Cidade de Vitória
100 mil bpd 60,9 mil bpd 51 mil bpd
(Golfinho)
FPSO Capixaba
100 mil bpd 9,7 mil bpd 58 mil bpd
Cachalote e Baleia Franca
FPSO Espírito Santo
35 mil bpd 28,2 mil bpd 26 mil bpd
Parque das Conchas (1)
SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd 15 mil bpd 17 mil bpd
FPSO Frade (2) 30 mil bpd 17 mil bpd 18 mil bpd
FPSO Cidade de Santos
35 mil bpd e UTB: 15 mil bpd
(Uruguá-Tambaú) e -
25 milhões m3/d Mex.: 1T11
Mexilhão
(1) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (35%);
(2) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (30%); Total: 185 mil bpd
Novas Unidades
Projetos Capacidade Expectativa de Início
FPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi) 100 mil bpd Out/2010
TLD Guará 30 mil bpd Dez/2010
P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd Jul/2011
P-57 (Jubarte) 180 mil bpd Dez/2010 6

7. NOVIDADES DO PRÉ-SAL
Poços em intervenção**:
Bacia de Santos Petrobras
o Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi; ANP
** Perfuração ou completação ou teste.
o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não
licitadas do pré-sal; Libra
Área Licitada
o 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16
poços neste ano;
Cessão Onerosa
o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em
2010, além das 8 em operação; Macunaíma
Macunaí
Macunaíma
Tupi NE
o Início do TLD de Guará previsto para o Tupi Oeste
Carioca Piloto de
fim de novembro (FPSO já no Brasil) NE Tupi IG1
Tupi Tupi Sul
Sudoeste
o TLD Tupi NE previsto para o 1T11
(FPSO Cidade de São Vicente)
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8. ABASTECIMENTO
Acontecimentos relevantes
Inaugurações Revap –Redução da Necessidade de Importações Futuras
• Investimentos de R$ 2,5 bilhões em:
• Unidade de Coque (55%): Derivados de maior valor agregado
• Hidrotratamento de Diesel (45%): Diesel S-50
• Aumento da capacidade de produção de:
- GLP - 21 mil bpd
- Nafta - 42 mil bpd
- Diesel - 23 mil bpd
Novas Refinarias - Atualização
• Obras do Comperj e Abreu e Lima em andamento;
• Pré-operação da Unidade de Fios de Poliéster (Petroquímica Suape);
• Contrato dos projetos básicos - Premium I (Maranhão) e II (Ceará).
Abreu e Lima
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9. LIDERANÇA TECNOLÓGICA E KNOW-HOW DA INDÚSTRIA
Expansão do CENPES
Parcerias da Petrobras com mais de 120
universidades e centros de pesquisa levam o
Brasil a ter um dos maiores complexos de
pesquisa aplicada do mundo
No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção
4 centros de P&D de importantes fornecedores de
Investimentos da Petrobras em equipamentos e serviços:
HSE, TI and P&D (2010‐14)
• Schlumberger • FMC Technologies
US$ 11.4 bilhões
• Baker Hughes • Usiminas
29%
Outras Companhias com planos de desenvolvimento
de centros tecnológicos no Brasil:
46%
1.9 • Cameron
0.2 •TenarisConfab
• General Electric
0.9 • Vallourec & Mannesman
• Halliburton
• IBM • Weatherford
25%
• Technip • Wellstream
HSE TI P&D
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10. PREÇOS DE REALIZAÇÃO:
Estabilidade dos preços no mercado doméstico
US$/bbl
115
120 R$/bbl
101
100
220 Média Média Média
80 75 76 78 77 3T09 2T10 3T10
59 68 170
60 55 152,34 158,60 158,17
44 64 70 73 74
49 72 120
40 152,64 144,47
48 132,87
20 32 70
3T08 4T08
1T09 2T09
3T09 4T09 20
1T10 2T10 4T07 1T08
3T10 2T08 3T08
Preço Petróleo Petrobras (média) 4T08 1T09
2T09 3T09
PMR EUA 4T09 1T10
2T10 3T10
Brent (US$/bbl)
PMR Petrobras
o Preço médio de realização permanece estável.
o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido à
menor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil.
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11. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:
Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação
R$/barril US$/barril
140,2
137,2 76,2 78,3 76,9
74,6
134,5
129,7
127,7 68,3
43,82 43,91 24,74 23,73 24,50 24,67
41,62 43,04 42,72 22,86
26,53 26,87 26,37 24,26 15,23 14,33 14,71 14,07
24,78 13,84
16,84 16,51 16,95 17,54 18,46 9,02 9,51 9,40 9,79 10,60
3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10
Custo de Extração Part. Gov. Brent (em R$) Custo de Extração Part. Gov. Brent (em US$)
No comparativo 3T10/2T10:
o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção
de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração;
o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%.
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12. MERCADO DE DERIVADOS:
Atividade econômica impulsiona vendas
Produção Vendas Internas
Mil barris/dia
-1%
+11%
1.867
1.807 1.844
1.898 2.033
1.825
Outros
640
637 634 GLP 501 565
507
134 222 221 230
134 128 Gasolina
338 327 374 379
334 342 Diesel
769 802
755 859
702 740
3T09
3T09 2T10
2T10 3T10
3T10
o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de:
- Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda
para obras de infra-estrutura;
- Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool
no início do ano;
- Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP.
o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da
Replan.
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13. GÁS E ENERGIA
Consolidação dos investimentos
Infra-estrutura Flexibilidade Geração Elétrica
Gasodutos
Fertilizantes
Termelétricas
Terminais GNL
Investimentos em Gás e Energia capacitaram a Petrobras a atender a crescente demanda
Geração de Energia Elétrica Brasil Venda de Gás Natural (mil bpd)
7000 +224% (3T10 vs. 2T10) +23% (3T10 vs. 2T10)
Brasil: 6.252 MW
6000 360
MW Médio
5000 Gás para a Petrobras 292
Gás para Terceiros 244
4000
3000
2000
1000
3T09 2T10 3T10
0 13
out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10

14. LUCRO OPERACIONAL 3T10 vs 2T10
1,108
(R$ Milhões) -ACT¨2010/2011: R$ 634 milhões
(580) (270)
- Barracuda: R$ 486 milhões
(1,888)
12,303 - Incentivo Funcionários: R$ 92 milhões
10,673
2T10 Receita Efeito Outros Despesas 3T10
Lucro Operac. Estoque CPV Operacionais Lucro
Operacional Líquida (CPV) Operacional
o Elevação da Receita Operacional em razão da recuperação do volume de vendas de derivados no
mercado doméstico;
o Efeito custo médio dos estoques explica elevação de R$ 580 milhões no CPV;
o Aumento das Despesas Operacionais em função da estruturação financeira com o projeto de
Barracuda, do Acordo Coletivo de Trabalho 2010/2011 e do incentivo a empregados para compras
de ação (Oferta Pública);
o Redução do lucro operacional em 13%, gerando EBITDA de R$ 14,7 bilhões no 3T10.
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15. LUCRO LÍQUIDO 3T10 vs 2T10
(R$ Milhões)
460 (634)
2,598 (523)
8,566
8,295 (1,630)
2T10 Lucro Resultado Participação Lucro atribuível 3T10
(1) Impostos
Lucro Líquido Operacional Financeiro em Invest. aos não Lucro Líquido
controladores
o Melhor resultado financeiro (R$ 2.598 milhões), em função do ganho cambial sobre a
dívida líquida;
o Aumento da despesa de impostos em função do melhor resultado líquido;
o Elevação de 3% do lucro líquido.
*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos 15

16. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
Lucro Operacional 3T10 vs 2T10
(R$ Milhões)
11.572 (930) 1.095 (506)
(1.081)
125
10.275
2T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 3T10
Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac.
Redução do lucro operacional devido à:
o Menores preços de venda no mercado interno do petróleo e do gás natural (óleo:-2%;
GN:-25%, em US$/bbl);
o Vendas de estoques no 3T10 em contraste à forma;
o Maiores despesas operacionais devido à estruturação financeira com o projeto Barracuda
(R$ 486 MM) e ACT2010/11 (R$ 225 MM);
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17. ABASTECIMENTO
Lucro Operacional 3T10 vs 2T10
(R$ Milhões) 474 (365)
2. 497 (211)
1. 714
244 (925)
1T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 2T10
Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac.
o Maiores volumes de venda em função da demanda doméstica crescente;
o Redução do preço de aquisição, em R$, no 3T10 e maiores custos de importação no 2T10,
explicam efeito positivo sobre o custo;
o Efeito positivo no CPV devido à menores custos de aquisição/transferência de petróleo e
de importação de derivados;
o Efeito negativo no CPV devido a paradas programadas para manutenção (R$ 139 MM);
o Maiores despesas operacionais em decorrência do abono salarial do ACT 2010/11 (R$ 136
MM). 17

18. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO
(3T10 vs 2T10)
3T10 VS. 2T10
Gás & Energia
Lucro Operacional: R$ 264 milhões 49 %
R$ 522 milhões
o Gás Natural: Menor margem unitária compensada parcialmente pelo
aumento no volume comercializado
META DE ENDIVIDAMENTO: Diminuição das margens despot (PLD) compensado por devido
o Energia:
à elevação de preço no mercado
comercialização de energia
maior
geração termoelétrica
Oferta Pública de Ações melhora indicadores da Cia.
o Itens extraordinários reduziram o lucro operacional: ICMS (-R$ 90
milhões); GTL (-R$ 50 milhões); ACT (- R$ 30 milhões);
disponibilidade de termoelétricas ( + R$ 45 milhões)
Distribuição
3T10 VS. 2T10
Lucro Operacional: 35 %
R$ 526 milhões R$ 390 milhões
o Incremento de 10% no volume de vendas no período
o Beneficiado pela não ocorrência de equacionamento de débitos
tributários, conforme ocorreu no trimestre anterior
Internacional
3T10 VS. 2T10
Lucro Operacional: R$ 437 milhões R$ 600 milhões
27 %
o Gastos exploratórios maiores
o Maiores baixas de poços secos ou sem viabilidade econômica
(Angola, Nigéria, EUA e Argentina)
FPSO Campo de Akpo
18

19. INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09
Investimentos 9M10 Investimentos 9M09
R$ 56,5 bilhões R$ 50,7 bilhões
4,3 6,5
0,5
3,4 0,4
E&P
3,7 0,05
5,6 Abastecimento 5,5
1,1 24,0 Gas e Energia 23,2
1,3 Internacional 4,5
3,8
20,6 Distribuição
6,1
10,1 24,7 Outros
10,6
Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões
Qualidade/Reduç ão do teor de enxofre
• Expansão da capacidade de
refino atendendo ao crescimento Conversão
da demanda doméstica; 27% 27%
Novas Unidades
• Manutenção da integração dos
Ampliaç ão de Frota
negócios e sinergias 12% 13%
operacionais; Aporte na Braskem
19%
• Foco na melhoria da qualidade Plangás, Manutenção, Infra-estrutura,
2% SMS, paradas programadas e outros
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20. EFEITOS DA CAPITALIZAÇÃO
R$ 120.249 milhões: Capitalização
R$ 115,1 bilhões: Efeito 3T10
R$ 67,8 bilhões: LFTs R$ 67,8 Bi: LFTs
R$ 74,8 bilhões para
R$ 7,0 Bi: Caixa Cessão Onerosa
R$ 47,2 bilhões: Caixa
R$ 36.496 milhões: Caixa
R$ 45,5 bilhões
R$ 10.740 milhões: LFTs** permanecem em
Caixa
R$ 5,2 bilhões: Efeito 4T10 (GreenShoe)
Antes da Capitalização Após Capitalização
R$ Bilhões 30/06/2010 30/09/2010
Disponibilidades (Ajustadas pela LFT) 24,2 58,0
Endividamento Líquido 94,2 57,1
Endvidamento Líquido / Capitalização Líquida 34% 16%
Dívida líquida/Ebitda 1,52X 0,94X
*Valor considerado como Ativo Intangível.
**Valor não caixa contabilizado como Títulos e Valores Mobiliários com vencimento superior a 90 dias. 20

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