Divulgação de Resultados

Divulgação de Resultados 2º trimestre de 2010 (legislação societária) 13 de agosto de 2010 Conferência com a Imprensa Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 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 2009 em diante são estimativas ou metas. Estas apresentações possuem caráter meramente informativo, não constituindo uma oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não devem ser utilizadas como base para qualquer decisão de investimento. 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 DO SEMESTRE o Lucro Líquido cresce 11%; o Investimentos totalizaram R$ 38.101 milhões em 2010, com elevação de 17% em relação ao 1S09; o Novas descobertas de óleo leve no pré-sal nos campos de Marlim e de Caratinga. Volume recuperável com potencial de 740 milhões de boe; o Início da produção no pré-sal do Espírito Santo no campo de Baleia Franca, em 14 de julho; o Elevação de 11% do volume de venda de derivados impulsionado pela recuperação da atividade econômica. 3

PRODUÇÃO NACIONAL 1S10 VS 1S09: Novos projetos impulsionam aumento da produção 231 2.272 Produção Total +3% 2.503 2.568 246 Internacional Nacional 2.322 314 1.958 Produção Nacional +2% 2.272 2.322 324 Gás Natural Petróleo e LGN 1.998 (Mil bpd) 1S09 1S10 1S09 1S10 o Recorde mensal da produção de óleo no Brasil, de 2.033 mil bpd em abril/2010; o Incremento de 2% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das plataformas P-51, P-53, P-54, P-34, TLD de Tiro, TLD de Tupi, FPSO Cidade de Niterói, FPSO Frade, FPSO Cidade de Vitória e FPSO Espírito Santo; o Crescimento de 6,5% na produção internacional devido ao início na produção do campo de Akpo e aumento da produção de Agbami, na Nigéria. 4

NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO: Expectativa de forte incremento da capacidade futura Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção (2009/10) Projetos Capacidade 2T10 FPSO Cidade de Vitória (Golfinho) 100 mil bpd 60,9 FPSO Capixaba Cachalote e Baleia Franca 100 mil bpd 9,7 FPSO Espírito Santo Parque das Conchas (1) 100 mil bpd 28,2 Mexilhão 15 milhões m 3 1,9 milhões m 3 (2) Uruguá-Tambaú (1) Projeto em parceria, a produção refere-se à participação da Petrobras (35%) (2) Projeção para o ano de 2010. 35 mil bpd e 10 milhões m3 1 milhão m 3 (2) Projetos Novas Unidades a entrar em operação Capacidade Expectativa de Início FPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Tupi) 100 mil bpd 4T10 P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd 2011 P-57 (Jubarte) 180 mil bpd 2011 5

NOVIDADES DO PRÉ-SAL o Descobertas no pré-sal na Bacia de Campos nos campos de Marlim, Albacora Leste e Caratinga preliminarmente estimadas em 485 milhões de boe, com potencial de alcançar 740 milhões de boe; o Início da produção no pré-sal no campo de Baleia Franca, no Espírito Santo. Previsão de atingir 20 mil bpd ainda este ano; o Até a data de declaração de comercialidade de Tupi, prevista para ocorrer em Dezembro de 2010 (FPSO a caminho do Brasil), espera-se perfurar mais 4 poços exploratórios na área de Tupi e mais 2 na área de Iracema. Com isso, haverá um total de 12 poços em 2010; o Assinatura de carta de intenção em Maio de 2010, com a SBM e a Queiroz Galvão, para a construção do FPSO que irá operar no 2º projeto piloto na área de Tupi (Tupi Nordeste). O FPSO terá capacidade de produzir 120 mil bpd de petróleo e 5 milhões de m3/dia de gás. Previsão de entrega: 34 meses. 6

PREÇOS DE REALIZAÇÃO: Preços estáveis no mercado doméstico US$/bbl 120 100 80 60 40 20 121 115 105 101 75 76 78 55 68 59 44 48 32 49 64 70 73 74 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 R$/bbl 220 170 120 70 Média 1S09 162,15 125,61 Média 1S10 158,20 150,69 20 4T07 3T08 4T08 3T08 4T09 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl) PMR EUA PMR Petrobras o Aumento das cotações do óleo no mercado internacional (1S09:US$40,74; 1S10:US$73,35) e redução do desconto entre óleo leve/pesado desde final de 2009 beneficiaram a receita do E&P; o Leve redução do PMR Petrobras devido à redução dos preços do diesel e da gasolina ao término do 1S09; o Estabilidade dos preços no Brasil combinada a maiores preços do Brent reduziram margens do refino. 7

CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL: Leve alta acompanhando o aumento do óleo R$/barril US$/barril 68,3 74,6 76,2 78,3 38,86 41,62 43,04 43,82 43,91 58,8 22,86 24,74 23,73 24,50 19,50 21,28 24,78 26,53 26,87 26,37 10,78 13,84 15,23 14,33 14,71 17,58 16,84 16,51 16,95 17,54 8,72 9,02 9,51 9,40 9,79 2T09 3T09 Lifting Cost 4T09 1T10 Part. Gov. 2T10 2T09 3T09 Lifting Cost 4T09 1T10 Part. Gov. 2T10 Brent o Custo de extração acompanhou a alta das cotações do óleo no mercado internacional; o Em Reais, custo de extração estável. 8

MERCADO DE DERIVADOS E GÁS NATURAL: Expressivo crescimento das vendas no mercado interno Mil barris/dia Derivados +7% 1.769 1.851 1.898 Gás Natural Outros GLP Gasolina Diesel 473 212 331 753 2T09 505 203 410 733 1T10 501 221 374 802 2T10 +20% Volume de vendas de derivados no mercado interno cresceu 7% em relação ao 2T09, devido à: o Aumento de 6,5% na venda de diesel em razão da recuperação da atividade econômica e do aumento da safra de grãos; o Crescimento de 13% na venda de gasolina. No semestre, o aumento foi puxado por veículos bicombustíveis (escassez de etanol no 1T10 e da redução do teor de anidro em fev/10); o Aumento de 15% na venda de QAV (recuperação econômica e demanda do mercado de aviação). Gás natural: Maiores vendas ao mercado não-térmico, pela retomada gradativa da atividade industrial, e a maior demanda do mercado térmico (solicitação ONS). 2T09 244 1T10 257 292 2T10 9

BALANÇA COMERCIAL: Recorde nas exportações de óleo Mil barris/dia 708 1S09 Petróleo Derivados 762 1S10 226 524 204 620 131 281 482 393 184 558 339 142 Exportação Importação Exportação Líquida Exportação Importação Exportação Líquida Volume Financeiro (US$ Milhões) US$ 1.466 US$ 1.302 6.208 8.904 10.370 o Menor exportação líquida em função da maior demanda interna, principalmente por diesel. 4.906 o Maior saldo financeiro da Balança Comercial (+US$ 164 milhões) em função de maiores preços de exportação; 1S09 Importações 1S10 Exportações 10

RESULTADO OPERACIONAL 1S10 vs 1S09: Crescimento da Receita compensada pelos Custos R$ milhões 1S10 1S09 Receita Operacional Líquida CPV (50.332) (65.346) 87.241 104.043 19 % 30 % Lucro Bruto 36.909 38.697 5 % Despesas Operacionais (12.467) (14.777) 19 % Lucro Operacional (1) 24.442 23.920 2% (1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos o Elevação de 19% da Receita Operacional Líquida explicada pela elevação do preço do óleo (50%, em dólares) e recuperação dos volumes de venda no mercado brasileiro, parcialmente compensada pela redução dos preços do diesel e da gasolina em maio/09; o Aumento de 30% do CPV em função de aumento dos custos unitários, especialmente os gastos com participações governamentais e importações de óleo e derivados; o Maiores gastos com contingências (R$ 1.018 milhões) elevaram as despesas operacionais; o Estes fatores se compensaram e levaram à estabilidade do Lucro Operacional. 11

LUCRO LÍQUIDO 1S10 vs 1S09: Crescimento de 11% 42 7 1S10 R$ milhões 1S09 Resultado Financeiro Líquido (1.719) (1.331) 23% Imposto de Renda/ Contribuição Social (5.382) (6.045) 12% Lucro Atribuível aos não Controladores (113) (2.915) 96% Lucro Líquido 14.451 16.021 11% o Redução de R$ 2,8 bilhões do Lucro Atribuível aos acionistas não controladores em função do efeito positivo da oscilação do cambio sobre endividamento das SPE; o Lucro Líquido sobe 11%, atingindo R$ 16 bilhões no 1º semestre de 2010. 12

MELHORA DO RESULTADO OPERACIONAL 2T10 vs 1T10 R$ milhões 2T10 1T10 Receita Operacional Líquida CPV Lucro Bruto Despesas Operacionais Lucro Operacional (1) (7.693) (7.084) 11.617 12.303 19.310 19.387 (31.102) (34.244) 50.412 53.631 6 % 10 % 8 % 6 % (1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos o Elevação da Receita Operacional em razão da recuperação do volume de vendas de derivados no mercado doméstico e de preços de exportação; o Maior CPV em função de maiores volumes e preços de derivados importados; o Menor provisionamento de contingências parcialmente compensado por despesas com pessoal e frete; o Elevação do lucro operacional em 6%, gerando EBITDA de R$ 15,9 bilhões no 2T10 13

CRESCIMENTO DO LUCRO LÍQUIDO 2T10 vs 1T10 R$ milhões Resultado Financeiro Líquido 427 (701) (630) 2T10 1T10 10% Imposto de Renda/ Contribuição Social (2.940) (3.105) 6% Lucro Atribuível aos não Controladores (71) (42) 41% Lucro Líquido 7.726 8.295 7% o Aumento da despesa de impostos em função do melhor resultado operacional; o Maior resultado líquido em função da redução de 8% das despesas operacionais, reflexo de menores gastos com e provisões de contingência e de impairment; o Elevação do lucro líquido em 7% no comparativo 2T10/1T10. 14

INVESTIMENTOS 1S10 vs 1S09: Crescimento acompanhado de forte geração de caixa Investimentos 1S10 R$ 38,1 bilhões Investimentos 1S09 R$ 32,5 bilhões 0,3 3,4 E&P 2,4 2,5 3,8 0,05 13,8 10,1 5,6 24,7 1,1 15,7 1,3 6,1 Abastecimento Gas e Energia Internacional Distribuição Outros 0,2 4,2 2,7 4,2 6,4 14,8 EBITDA (em R$ bilhões) 1S10 31,0 1S09 31,1 15

FORTE INVESTIMENTO NO ABASTECIMENTO Garantindo ampliação e melhora do parque de refino nacional Investimentos 1S10 R$ 13,8 bilhões 25% 25% Atendimento do Mercado Interno (qualidade) Melhoria Operacional (conversão) 18% 1% 19% 12% Ampliação do Parque de Refino Ampliação de Frota Aporte Braskem Demais Avanço no atendimento do mercado interno, com ampliação e melhoria do parque de refino: Qualidade e conversão Aporte Braskem (R$2,5 bilhões) Refinaria Abreu e Lima Redução do teor de enxofre Comperj 16

DENTRO DA META DE ENDIVIDAMENTO: Manutenção dos indicadores dentro do nível ótimo de endividamento da Cia. 6 5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0-0,5-1 28% 26% 28% 0,95 Endiv. Líq/Cap. Liq 0,95 1,00 30% 32% 34% 1,21 Dívida Líquida/Ebitda 1,35 1,52 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% Metas da Cia.: - Alavancagem Líquida entre 25% e 35% - Índice Dívida Líquida / EBITIDA máximo de 2,5x 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 R$ Bilhões 30/06/2010 Endividamento de Curto Prazo 26,0 Endividamento de Longo Prazo 92,4 Endividamento Total 118,4 Disponibilidades 24,2 Endividamento Líquido 94,2 Dívida líquida/ebitda 1,52X 31/03/2010 20,7 87,5 108,2 27,0 81,2 1,35X US$ Bilhões 30/06/2010 Endividamento Total 65,7 31/03/2010 60,8 17

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