1Confidencial31/Ago/2011

AVISO

Estas apresentações podem conter previsões acercade eventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhiasobre condições futuras da economia, além do setorde atuação, do desempenho e dos resultadosfinanceiros da Companhia, dentre outros. Os termos“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bemcomo outros termos similares, visam a identificar

A SEC somente permite que as companhias deóleo e gás incluam em seus relatóriosarquivados reservas provadas que a Companhiatenha comprovado por produção ou testes deformação conclusivos que sejam viáveiseconômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamos

Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:

2

tais previsões, as quais, evidentemente, envolvemriscos e incertezas previstos ou não pela Companhiae, consequentemente, não são garantias deresultados futuros da Companhia. Portanto, osresultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor nãodeve se basear exclusivamente nas informaçõesaqui contidas. A Companhia não se obriga aatualizar as apresentações e previsões à luz denovas informações ou de seus desdobramentosfuturos. Os valores informados para 2011 em diantesão estimativas ou metas.

alguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatóriosarquivados.

3

“A idade da pedra não acabou por falta de pedra”Sheik Ahmed Zaki Yamani (ex Ministro do Petróleo da Arábia Saudita)

Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?

8 000

10.000

12.000

14.000

16.000

Matriz Energética MundialMM toe

Matriz Energética BrasileiraMM toe

250

300

350

400

450

500

MATRIZ ENERGÉTICA

4

0

2.000

4.000

6.000

8.000

2010 2020

0

50

100

150

200

250

2010 2020

Fontes: BP Statistical Review 2011, Balanço Energético Nacional: Resultados Preliminares 2010 (EPE), Plano Decenal de Expansão de Energia: Informe à Imprensa (EPE)

Petróleo Gás Natural Carvão Nuclear Hidráulica Renováveis

40

50

60

70

80

90

100

110

40

50

60

70

80

90

100

110(Demanda mundial de líquidos em MM bpd)

CENÁRIO PARA DEMANDA DE LÍQUIDOS

Projetos prováveis e em desenvolvimento

Declínio Projetado

Declínio Projetado Não-OPEP

OPEP

Projetos prováveis, em desenvolvimento e novas descobertas*

CRESCENTE DEMANDA MUNDIAL POR PETRÓLEO

5

20

30

2000 2005 2010 2015 2020

• Adição de capacidade requerida em 2020: 38 MMbpd

• Incorporação de Novas Descobertas

• Fontes alternativas de energia

• Maior  eficiência  energética

Fonte: WoodMackenzie

20

30

2000 2005 2010 2015 2020

Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?Parece que não...

6%2%

1%2%

1%

3,813,2 3,1

4,12,4

PN 2011‐15US$ 224,7 bilhões

INVESTIMENTOS 2011‐2015Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P

8%2% 1%

2%1%

E&P

RTC

G&E

Petroquímica

5,117,8 2,4

3,52,9

PN 2010‐14US$ 224 bilhões

6

57%31% 70,6 127,5 (*)

(*) US$ 22,8 bi em Exploração

53%

33%

Petroquímica

Distribuição

Biocombustíveis

Corporativo

73,6 118,8

Previsto para 2011US$ 49 bilhões**

** US$ 49 bi = R$ 84,7 bi  :  R$1,73/US$(premissa PN 2011‐1015) (PAN 2011) 

Ano Mês Dia Hora Minuto Segundo

US$ 49 Bi US$ 4 Bi US$ 136 MM US$ 5 7 MM US$ 94 5 il US$ 1 575

INVESTIMENTO PREVISTO PARA 2011

7

US$ 49 Bi US$ 4 Bi US$ 136 MM US$ 5,7 MM US$ 94,5 mil US$ 1.575

68%

26%

6%

Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa

Exploração

INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL 2011‐2015

65%

18%

17%

D l i t d P d ã E l ã I f t t

Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi

8

Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploraçãoSerão investidos entre 2011‐15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da Cessão Onerosa No PN 2010‐14 o investimento previsto para o Pré‐Sal era de US$ 33 bilhões no período 2010‐14

65%

Desenvolvimento da Produção

15%

Desenvolvimento da Produção

48%

37%

15%

Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa

Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura

Pré‐SalUS$ 53,4 Bilhões

Pós‐SalUS$ 64,3 Bilhões

VISÃO PN 2011‐2015

5.382

Cessão Onerosa acrescenta valor significativo à curva de 

produção

CURVA DE PRODUÇÃO 

9

PN 2010‐2014

1.078

3.0703000

Mil bpd

Lula PilotoFPSO BW Cidade Angra dos Reis100.000 bpd

Cachalote eBaleia Franca FPSO Capixaba100.000 bpd

Marlim SulMódulo 3

Baleia AzulFPSO Cidade  de 

Anchieta100.000 bpd(Reaproveita‐

Papa‐Terra TLWP P‐61 &FPSO P‐63

Guará (Norte) FPSO 

150.000 bpd

Parque das BaleiasFPSO P‐58180.000 bpd

MexilhãoJaquetaGNA

UruguáFPSO Cidade de 

Santos35.000 bpd

Guará Piloto 2FPSO Cidade  de 

São Paulo120.000 bpd

Lula NEFPSO Cidade de 

Paraty120.000 bpd

Cernambi SulFPSO

150.000 bpd

FPSO P‐67 Replicante 2150.000 bpdBMS‐9 ou 11

Juruá GNA

Tambaú FPSO Cidade de 

SantosGNA

Franco 1 Cessão Onerosa

FPSO 150.000 bpd

GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO

10

2.1002.004

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Módulo 3SS P‐56

100.000 bpd

Jubarte FPSO P‐57180.000 bpd

(Reaproveitamento  FPSO Espadarte)

Roncador Módulo 4  FPSO P‐62180.000 bpd

Roncador Módulo 3SS P‐55

180.000 bpd

150.000 bpd

Projetos do Pré‐sal e da Cessão Onerosa

Tiro/SidonFPSO Cidade   de 

Itajaí80.000 bpd

Tiro PilotoSS‐11

Atlantic Zephir30.000 bpd

TLD GuaráFPSO Dynamic 

Producer30.000 bpd

ESP/MarimbáFPSO 

40.000 bpd

Projetos de GNA

AruanãFPSO 

100.000 bpd

MarombaFPSO 

100.000 bpdSiri

Jaqueta e FPSO50.000 bpd

4 TLDs no Pré‐sal

FPSO P‐66Replicante 1150.000 bpdBMS‐9 ou 11

Baleia AzulPós‐salFPSO

60.000 bpd

Projetos do Pós‐sal TLDs

TLDs Lula NE  e Cernambi

FPSO BW Cidade São Vicente30.000 bpd

TLD Carioca FPSO Dynamic 

Producer30.000 bpd

3 TLDs no Pré‐sal

5 TLDs no Pré‐sal

5 TLDs no Pré‐sal

Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas:

Pós‐sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe

Pré‐sal: Barracuda Caratinga Marlim Marlim

PROJETO VARREDURADesenvolvimento tecnológico e otimização exploratória

Projeto VarreduraDescobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)

Descobertas do Pré‐sal na Bacia de Campos 2009/10 (Varredura)

11*Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste

Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe*

Produtividade dos poços supera 20.000 bpd

Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios na Bacia de Campos em áreas de produção

25

30

Bilhões de boe ~ 28‐30 bi boe

Volumes recuperáveis anunciados do Pré‐Sal da Bacia de Santos, incluindo a Cessão Onerosa, podem dobrar as Reservas da Petrobras no Brasil

Estimativa alta 10

5

14

RESERVAS ESTIMADAS DA PETROBRAS NO BRASIL

12

20

5

10

15

0

*Critério SPE

10Estimativa baixa

8

Produção Acumulada Petrobras1953 ‐ 2010

Volume Recuperável Provado BR1953 ‐ 2010

Reservas Provadas BR (SPE 2010)

Potencial Recuperável (Lula, Cernambi, Iara, Gu

ará and Parque das Baleias), variando de 8,1 

a 9,6(parcela Petrobras)

Cessão Onerosa

Reservas Provadas+

Potencial Recuperável+

Cessão Onerosa

29

14

15

Blocos Consórcio

BMS‐8

BMS‐9

BMS‐10

BMS‐11

BMS‐21

BMS‐22

BMS‐24

BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)

BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)

BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)

BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)

BR (80%), PTG (20%)

EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)

BR (80%), PTG (20%)

Cessão Onerosa 100% Petrobras

A PROVÍNCIA PRÉ‐SAL

13

PLANEJAMENTO INTEGRADO

Aquisição de vários blocos no mesmo 

período

Parcerias Operacionais

Características Geológicas Similares

Grandes desafios: Lâmina 

d’água, distância da 

costa, camada de sal...

Á lt iPetrobras como

14

Áreas com alto risco e alto potencial

Petrobras  como operadora de vários 

blocos

Grande esforço exploratório

Enormes descobertas

Desafios tecnológicos significantes

Necessidade de alto investimento

ESTRUTURA DO PLANO DIRETOR – PLANSAL

• PETRÓLEO• LIQUIDOS DE GN 

• LOGÍSTICA

• PDET

• PDEG

15

PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE RECURSOS CRÍTICOS (E&P e ENGENHARIA)

PLANO DE GESTÃO OPERACIONAL

PLANO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL

PLANO DE OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS

PLANO DE GESTÃO DAS PARCERIAS OPERACIONAIS (MELHORES PRÁTICAS, NEGOCIAÇÕES)

PLANO DE GESTÃO INTEGRADA DA CESSÃO ONEROSA

PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE COMPETÊNCIAS

PLANO DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO (DRENAGEM DE RESERVATÓRIOS, UEPs E DUTOS, ARMAZENAMENTO DE GÁS, CO2, LOGÍSTICA)

PLANEJAMENTO E INTEGRAÇÃO

INTENSIFICAÇÃO 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.

1616

‘

Poços em perfuração, completação ou avaliação

30 poços perfurados até Ago/2011 (26 Exploratórios)Até 15 poços previstos para perfuração ao longo de 20119 sondas em operação (ago/2011) e incremento de mais 5 ainda em 2011

Piloto de Lula

TLD Lula NE

ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL EM PLENA EXECUÇÃOTodas as unidades da fase 1a em construçãoou em contratação

Aumento Significativo da Produção

Após 2017

• Aceleração da inovação

Fase 1b

Produção Operada > 1 MM bbl em 2017

2013/2017

• Piloto de Guará

Fase 1a

Aquisição de Informações

2008/2018

• Poços de avaliação

Fase 0

Até 3 FPSOs em operação

Já contratados (início de operação em 2012 e 2013)

1º já contratado e o 2º em negociação (início de operação em 2014)

17

ç ç

• Uso intensivo de novas tecnologias especialmente desenvolvidas para as condições do Pré‐sal

• Piloto de Lula NE

• Guará N

• Cernambi S 

• 8 sistemas de produção definitivos (replicantes)

• 4 Unidades de Produçãona Cessão Onerosa

• Testes de Longa Duração

• Piloto de Lula

Em operação (apenas 4 anos após a descoberta) )

Cascos já comprados (conversão no Estaleiro Inhaúma)

Em construção (cascos sendo construídos no Estaleiro Rio Grande) + topsides em licitação

Rota 3(2 opções)

Rota 2

Rota 1

DESENVOLVIMENTO DAS ÁREAS DECESSÃO ONEROSA EM IMPLANTAÇÃO

Fase de Desenvolvimento

Duração: 4 anosProrrogáveis por mais 2

Variável, conforme Plano de Desenvolvimento

Duração Total: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos segundo critérios específicos

Declaração de Comercialidade

Fase de Exploração Fase de Produção

19

Área 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Franco

Entorno de lara

Florim

NE de Tupi

Sul de Guará

Sul de Tupi

Recursos já disponíveis para:

• 7 poços Exploratórios• 1 poço Exploratório contingentes• 1 TLD• 2 TLDs contingentes• Sísmica 3D 

4 primeiras 

unidades de 

produção em 

contratação 

(*)

Novas Tecnologias e Definição de Alocação de Recursos

*Conversão no estaleiro Inhaúma

Não foram considerados as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba

TESTES DE LONGA DURAÇÃO

Resultados obtidos

• Produção constante• Restrição por limitação de queima de gás• Bom comportamento dos reservatórios

20

Bom comportamento dos reservatórios• Boa comunicação lateral• Sem problemas de garantia de escoamento

AUMENTO DA PRODUTIVIDADE:OTIMIZAÇÃO DO NÚMERO DE POÇOS

Necessidade de perfuração 15% inferior à do PN 2010‐2014

Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano

(em relação ao tempo médio combinado de 2006/7)

21

ECONOMICIDADERedução de 45% nos investimentos previstos do Plansal

100%81%

55%

0%

50%

100%

150%

200%

PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)

Investim

ento

‐45%

‐32%

22

100% 118%152%

0%

50%

100%

150%

200%

PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)

Valor Presente Liqu

ido

Fonte: PLANSAL 2010/11, como divulgado em 29/04/2011

NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSRecursos para crescimento da produção

Recursos Críticos Situação Atual(Dez/10)

Situação Futura (Contratadas e a Contratar)Valores Acumulados

Até 2013 Até 2015 Até 2020

Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 15 39 37 (1) 65 (2)

Barcos de Apoio e Especiais 287 423 479 568

Plataformas de Produção SS e FPSO 44 54 61 94

Outros (Jaqueta e TLWP) 78 80 81 83

23

39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020:

Até 2013: 16 sondas contratadas antes de 2008 e 2 sondas realocadas das operações internacionais (1); + 15novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em 2011, através de licitaçãointernacional;

2015 a 2020: Das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi aberta alicitação para afretamento das 21 sondas restantes.

Plataforma de 

Produção  (FPSO)Sonda de PerfuraçãoBarco de Apoio

(1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020.(2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem  29 sondas cujos contratos vencem até 2020.

DEMANDA DE E&P PETROBRAS PARA EQUIPAMENTOS ESERVIÇOS COM COMPROMISSO DE CONTEÚDO LOCAL

Conteúdo Local

24Fonte: Relacionamento com Investidores Petrobras

Caracterização de Reservatórios

Arranjo Submarino

Integridade do Sistema de Produção

DEMANDAS TECNOLÓGICAS –POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS

25

FPSOs com Topsides Flexíveis

Processamento e Tratamento de CO2

Garantia de Escoamento

GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS INTEGRADA COM FORNECEDORES,INSTITUIÇÕES DE PESQUISA E OUTRAS COMPANHIAS DE PETRÓLEO

Outros operadores

Instituições de Pesquisa Internacionais

Fornecedores

26

• 4 centros de P&D de fornecedores da Petrobras em construção;• Para atendimento dos requisitos de conteúdo local, diversas empresas vão desenvolver centrostecnológicos no país.

UniversidadesUniversidades e e InstituiçõesInstituições dedePesquisaPesquisa BrasileirasBrasileiras

Gastos (investimentos e custeio): US$ 1,3 bi / ano

RECURSOS HUMANOS

27

BACIA DE CAMPOS

Baleia Franca: 19.800 bopdBrava: 6.900 bopdCarimbé: 23.100 bopdTracajá: 19.800 bopdTOTAL:  69.600 bopd

INDICADORES RELEVANTES

(PN 2010(PN 2010--2014)2014)

Petrobras: 6,4 MM boe/d Petrobras: 6,4 MM boe/d (PN 2011(PN 2011--2015)2015)

28

POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS

TLD Guará: 15.300 bopdTLD Lula NE: 14.400 bopdPiloto de Lula: 28.300 bopdTOTAL:  58.000 bopd

p

PRODUÇÃO TOTAL (JUL/11): 127.600 bopd

RESULTADO OPERACIONAL 1S11 vs 1S10

LUCRO LÍQUIDO 1S11 vs 1S10

1S10 1S11R$ milhões

RESULTADOS FINANCEIROS PRESENTES

29

Lucro Líquido

Resultado atribuível aos não Controladores

Imposto de Renda/Contribuição 

Social

Resultado Financeiro Líquido 

21.928

‐677

‐7.339

4.918

16.021

‐113

‐6.045

‐1.331+469%

+21%

+499%

+37%

OBRIGADO!

3030