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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




                                                       1
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.




                                                                                                    2
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




                                                                                          3
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).




                                                                                                 4
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.
                                                                                                      5
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
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)




                                                                                                                      7
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



                                                                                        8
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

                                                                                          9
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.


                                                                                                                                              10
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%.


                                                                                                                          11
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.
                                                                                                    12
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
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.
                                                                                                         14
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
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);
                                                                                                       16
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
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
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

                                                                                                                          19
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
Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br




                               21
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  • 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 1
  • 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. 2
  • 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 3
  • 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). 4
  • 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. 5
  • 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) 7
  • 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 8
  • 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 9
  • 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$/bbl) PMR Petrobras o Preço médio de realização permanece estável. o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido à menor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil. 10
  • 11. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL: Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação R$/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$) No comparativo 3T10/2T10: o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração; o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%. 11
  • 12. MERCADO DE DERIVADOS: Atividade econômica impulsiona vendas Produção Vendas Internas Mil barris/dia -1% +11% 1.867 1.807 1.844 1.898 2.033 1.825 Outros 640 637 634 GLP 501 565 507 134 222 221 230 134 128 Gasolina 338 327 374 379 334 342 Diesel 769 802 755 859 702 740 3T09 3T09 2T10 2T10 3T10 3T10 o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de: - Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda para obras de infra-estrutura; - Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool no início do ano; - Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP. o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da Replan. 12
  • 13. GÁS E ENERGIA Consolidação dos investimentos Infra-estrutura Flexibilidade Geração Elétrica Gasodutos Fertilizantes Termelétricas Terminais GNL Investimentos em Gás e Energia capacitaram a Petrobras a atender a crescente demanda Geração de Energia Elétrica Brasil Venda de Gás Natural (mil bpd) 7000 +224% (3T10 vs. 2T10) +23% (3T10 vs. 2T10) Brasil: 6.252 MW 6000 360 MW Médio 5000 Gás para a Petrobras 292 Gás para Terceiros 244 4000 3000 2000 1000 3T09 2T10 3T10 0 13 out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10
  • 14. LUCRO OPERACIONAL 3T10 vs 2T10 1,108 (R$ 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. 14
  • 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); 16
  • 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 19
  • 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 21 21