Divulgação de Resultados

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 acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, 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. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. 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 responsável por 15% do processamento no país; de diesel na Revap, o Recorde de geração termelétrica a gás natural em setembro (6.252 MWmédio) e de vendas de gás natural no (360mil boed). 4

PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09: Elevação nos mercados doméstico e internacional Produção Total 234 2.279 +2% 2.513 2.568 246 Internacional Nacional 2.322 316 1.963 Produção Nacional +2% 2.279 2.322 327 Gás Natural Petróleo e LGN 1.995 (Mil bpd) 9M09 9M10 o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de: 9M09 9M10 - 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 Projetos Capacidade FPSO Cidade de Vitória (Golfinho) 100 mil bpd 60,9 mil bpd 51 mil bpd FPSO Capixaba Cachalote e Baleia Franca 100 mil bpd 9,7 mil bpd 58 mil bpd FPSO Espírito Santo Parque das Conchas (1) 35 mil bpd 28,2 mil bpd 26 mil bpd 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 (Uruguá-Tambaú) e Mexilhão 35 mil bpd e 25 milhões m 3 /d - UTB: 15 mil bpd Mex.: 1T11 (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 Projetos Novas Unidades 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 Bacia de Santos o Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi; Poços em intervenção**: Petrobras ANP ** Perfuração ou completação ou teste. o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não licitadas do pré-sal; Libra o 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 poços neste ano; Área Licitada Cessão Onerosa o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 8 em operação; o Início do TLD de Guará previsto para o fim de novembro (FPSO já no Brasil) o TLD Tupi NE previsto para o 1T11 (FPSO Cidade de São Vicente) Macunaíma Carioca NE Tupi NE Tupi Oeste Piloto de Tupi IG1 Tupi Tupi Sul Sudoeste 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 Capacidade: 5.000 m³/dia (3.000 m³/d de capacidade adicional de processamento de óleo doméstico) Rendimento: Diesel (55%), GLP (5%), Nafta (10%), Coque (20%) e Craqueamento (10%). 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 Investimentos da Petrobras em SMS, TI e P&D (2010 14) US$ 11,4 bilhões 46% 29% No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção 4 centros de P&D de importantes fornecedores de equipamentos e serviços: Schlumberger Baker Hughes FMC Technologies Usiminas Outras Companhias com planos de desenvolvimento de centrostecnológicosno Brasil: 0.2 1.9 0.9 25% SMS TI P&D Cameron General Electric Halliburton IBM Technip TenarisConfab Vallourec & Mannesman Weatherford Wellstream 9

PREÇOS DE REALIZAÇÃO: Estabilidade dos preços no mercado doméstico US$/bbl 115 120 101 100 80 59 68 75 76 78 77 60 55 44 49 64 70 73 74 72 40 48 20 32 3T08 4T081T09 2T09 3T09 4T09 1T10 Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl) R$/bbl 220 170 120 70 20 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 PMR EUA PMR Petrobras Média 3T09 152,34 132,87 Média Média 158,60 158,17 152,64 144,47 1T10 o Preço médio de realização permanece estável. o No comparativo /, 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 127,7 129,7 137,2 140,2 134,5 68,3 74,6 76,2 78,3 76,9 41,62 43,04 43,82 43,91 42,72 22,86 24,74 23,73 24,50 24,67 24,78 26,53 26,87 26,37 24,26 13,84 15,23 14,33 14,71 14,07 16,84 16,51 16,95 17,54 18,46 9,02 9,51 9,40 9,79 10,60 3T09 4T09 1T10 Custo de Extração Part. Gov. No comparativo /: Brent (em R$) 3T09 4T09 1T10 Custo de Extração Part. Gov. Brent (em US$) 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 1.867 640 134 338-1% 1.807 637 134 334 1.844 634 128 342 Outros GLP Gasolina Diesel 1.825 507 222 327 +11% 1.898 501 221 374 2.033 565 230 379 755 3T09 702 740 769 3T09 802 859 o No comparativo /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 /, 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 7000 6000 Geração de Energia Elétrica Brasil +224% ( vs. ) Brasil: 6.252 MW Venda de Gás Natural (mil bpd) +23% ( vs. ) 360 MW Médio 5000 4000 Gás para a Petrobras Gás para Terceiros 244 292 3000 2000 1000 3T09 0 out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10 13

LUCRO OPERACIONAL vs (R$ Milhões) 12,303 1,108 (580) (270) (1,888) -ACT 2010/2011: R$ 634 milhões - Barracuda: R$ 486 milhões - Incentivo Funcionários: R$ 92 milhões 10,673 Lucro Operacional Receita Operac. Líquida Efeito Estoque (CPV) Outros CPV Despesas Operacionais Lucro 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. 14

LUCRO LÍQUIDO vs (R$ Milhões) 8.295 (1.630) 2.598 460 (634) (523) 8.566 Lucro Líquido Lucro Operacional (1) Resultado Financeiro Participação em Invest. Impostos Lucro atribuível aos não controladores Lucro Líquido 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 vs (R$ Milhões) 11.572 (930) 125 1.095 (506) (1.081) 10.275 Lucro Operac. Efeito Preço na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume na Receita Efeito Volume no CPV Despesas 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$/bbl); o Vendas de estoques no em contraste à forma; o Maiores despesas operacionais devido à estruturação financeira com o projeto Barracuda (R$ 486 MM) e ACT2010/11 (R$ 225 MM); 16

ABASTECIMENTO Lucro Operacional vs (R$ Milhões) 474 (365) 2.497 (211) 1.714 244 (925) Lucro Operac. Efeito Preço na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume na Receita Efeito Volume no CPV Despesas Operac. Lucro Operac. o Maiores volumes de venda em função da demanda doméstica crescente; o Redução do preço de aquisição, em R$, no e maiores custos de importação no, explicam efeito positivo sobre o custo; o Efeito positivo no CPV devido à menores custos de aquisição/transferência de petróleo e de importação de derivados; o Efeito negativo no CPV devido a paradas programadas para manutenção (R$ 139 MM); o Maiores despesas operacionais em decorrência do abono salarial do ACT 2010/11 (R$ 136 MM). 17

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

INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09 Investimentos 9M10 R$ 56,5 bilhões 0,5 4,3 3,4 E&P Investimentos 9M09 R$ 50,7 bilhões 0,4 6,5 3,7 0,05 5,6 1,1 24,0 Abastecimento Gas e Energia 5,5 23,2 3,8 20,6 10,1 24,7 1,3 6,1 Internacional Distribuição Outros 4,5 10,6 Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões Expansão da capacidade de refino atendendo ao crescimento da demanda doméstica; Manutenção da integração dos negócios e sinergias operacionais; Foco na melhoria da qualidade 27% 12% 2% 19% 27% 13% Qualidade/Reduç ão do teor de enxofre Conversão Novas Unidades Ampliaç ão de Frota Aporte na Braskem Plangás, Manutenção, Infra-estrutura, SMS, paradas programadas e outros 19

EFEITOS DA CAPITALIZAÇÃO R$ 120.249 milhões: Capitalização R$ 115,1 bilhões: Efeito R$ 67,8 bilhões: LFTs R$ 47,2 bilhões: Caixa R$ 67,8 Bi: LFTs R$ 7,0 Bi: Caixa R$ 74,8 bilhões para Cessão Onerosa R$ 36.496 milhões: Caixa R$ 10.740 milhões: LFTs* R$ 5,2 bilhões: Efeito 4T10 (GreenShoe) R$ 45,5 bilhões permanecem em Caixa R$ Bilhões Disponibilidades (Ajustadas pela LFT) Endividamento Líquido Antes da Capitalização 30/06/2010 24,2 94,2 Após Capitalização 30/09/2010 58,0 57,1 Endvidamento Líquido / Capitalização Líquida 34% 16% Dívida líquida/ebitda 1,52X 0,94X *Valor não caixa contabilizado como Títulos e Valores Mobiliários com vencimento superior a 90 dias. 20

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